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República Bolivariana de Venezuela
Ministerio de Educación, Cultura y Deporte
Universidad Rafael Urdaneta
Facultad de Ingeniería
Escuela de Eléctrica
DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS DE ALTA TENSION DE TIPO
COMPACTAS PARA LAS EMPRESAS ENELVEN, CA Y ENELCO, C.A
Trabajo especial de grado para optar al titulo de Ingeniero Electricista
presentado por:
Br. Juan Carlos Castellanos Peña
C.I. 12.941.041 TUTOR ACADÉMICO: TUTOR INDUSTRIAL: Ing: Nancy Mora Ing: Edgar Lugo
Maracaibo, Septiembre de 2007
DERECHOS RESERVADOS
República Bolivariana de Venezuela
Ministerio de Educación, Cultura y Deporte
Universidad Rafael Urdaneta
Facultad de Ingeniería
Escuela de Eléctrica
DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN DE TIPO
COMPACTAS PARA LAS EMPRESAS ENELVEN, CA Y ENELCO, C.A
Trabajo especial de grado para optar al titulo de Ingeniero Electricista presentado por:
__________________ Br. Juan Carlos Castellanos Peña
C.I. 12.941.041 __________________ _________________ TUTOR ACADÉMICO: TUTOR INDUSTRIAL Ing: Nancy Mora Ing: Edgar Lugo
Maracaibo, Septiembre de 2007
DERECHOS RESERVADOS
DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN DE TIPO
COMPACTAS PARA LAS EMPRESAS ENELVEN, CA Y ENELCO, C.A
Presentado por:
___________________________ Br. Castellanos Peña Juan Carlos
C.I. 12.941.041
Tutor Académico: Tutor Industrial:
_______________ ______________ Ing. Nancy Mora Ing. Edgar Lugo C.I.4.062.002 C.I. 9.713.650
DERECHOS RESERVADOS
ACEPTACIÓN
Este jurado aprueba el Trabajo Especial de Grado titulado: “DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN DE TIPO COMPACTAS PARA LAS EMPRESAS ENELVEN, CA Y ENELCO, C.A ” presentado por el Bachiller Castellanos Peña Juan Carlos; titular de la cédula de identidad Nº 12.941.041, en cumplimiento de los requisitos señalados, para optar al titulo de “INGENIERO ELECTRICISTA”
Maracaibo, Septiembre de 2007
Jurado examinador
_________________________ Ing. Nancy Mora
C.I.4.062.002 Tutor Académico
_________________________ _________________________ Ing.Geryk Nuñez Ing.Guillermo Cano C.I. 15.068.210 C.I. 15.060.667 Jurado Jurado
_________________________ _________________________ Ing. José Bohórquez Ing. Arnaldo Largo C.I. 3.379.454 C.I. 9.785.008 Decano de la Facultad de Ing. Director Escuela de Eléctrica
DERECHOS RESERVADOS
DEDICATORIA
A DIOS, fuente de la Vida y la Sabiduría, por protegerme y darme la fuerza e
iluminar el sendero de mí vida para que todos mis éxitos se cumplan.
A MI MAMÁ, fuente inagotable de amor y cariño que desde el día en que me
concibió se ha encargado de llevarme de la mano para alcanzar todas las metas.
A FRANCIA, ejemplo de constancia y superación en la lucha cotidiana de la vida y
portadora de un don especial para dar siempre un buen ejemplo.
A MIS HERMANAS, emprendedoras, madres espectaculares y excelentes
profesionales, personas excepcionales con la cuales se puede contar tanto en las
buenas como en las malas.
A MI HERMANO, este triunfo es compartido va por ti.
A JULIANA, grata compañía durante todos estos años de carrera, apoyo
incondicional en todo momento, fuente de inspiración. Gracias por existir.
A MIS AMIGOS, grandes personas que siempre confiaron en que yo alcanzaría
esta meta y me motivaron con sus palabras.
Juan Castellanos
DERECHOS RESERVADOS
AGRADECIMIENTOS
A DIOS, ya que a través de él todos los sueños son posibles, por iluminarme y
guiar mis pasos por el camino correcto para alcanzar mis metas y objetivos, con
él todo
A MI MADRE, por darme la vida y tu cariño de una manera tan especial, persona
fiel y de espíritu noble, eres excepcional ninguna como Tú. Eres la mejor madre y
padre del mundo...Te quiero demasiado. Este triunfo también es tuyo...
A FRANCIA, por soportarme durante todo este tiempo y ser la mejor referencia de
progreso y superación, sabes que te admiro por todo lo que eres. Gracias por
brindarme tu ayuda incondicional.
A MI ADORADA NOVIA, por ser fuente de inspiración por darme el ejemplo de
perseverancia y dedicación, sabes que te admiro burda. Gracias por colmarme de
tanta ternura, amor y comprensión, sin ti no lo hubiese logrado. Gracias por
aparecer en mi vida, TE AMO.
A la PROFESORA NANCY MORA, profesora excepcional participe de este gran
logro, gracias por infundir tantos conocimientos a lo largo de la carrera los cuales
hicieron posible este logro.
A los Ingenieros EDGAR LUGO, GUILLERMO CANO, ALI LOBO, ERIC RUBIO, y los Técnicos GUILLERMO SEGUERI, ALENIO NAVA, FRANCISCO ALFONZO, Y A TODO EL PERSONAL DE GOM-T, de ENELVEN, C.A por brindarme esta
gran oportunidad de poder realizar esta investigación.
Juan Castellanos
DERECHOS RESERVADOS
Castellanos, Juan, “DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN DE TIPO COMPACTAS PARA LAS EMPRESAS ENELVEN, CA Y ENELCO, C.A” Universidad Rafael Urdaneta. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería Eléctrica. Trabajo Especial de Grado para Optar al Titulo de Ingeniero Electricista. Maracaibo, Abril 2007.
RESUMEN Motivado a la necesidad de disponer de un plan de mantenimiento estructurado adecuadamente, antes de poner en funcionamiento a las subestaciones compactas Soler y Médanos, se propuso desarrollar el presente trabajo. Para cumplir los objetivos planteados fue necesario realizar las siguientes actividades: Revisar las configuraciones eléctricas utilizadas en las Subestaciones de Transmisión por ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A analizando la base de datos de la Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión. Revisar las estrategias e indicadores que se utilizan para la estructuración del Plan Anual de Mantenimiento de Transmisión (PAMT) empleando el Manual de Normas y Procedimientos para Elaborar el Plan Anual de Mantenimiento del Sistema Eléctrico de Transmisión de la C.A, Energía Eléctrica de Venezuela. Revisar el PAMT-2007 para conocer los tipos de mantenimiento, labores y frecuencias, usando el Sistema de Aplicaciones y Procesos (SAP). Realizar entrevistas a los Supervisores del área de Potencia y Protecciones para conocer como son los trabajos de mantenimiento en las Subestaciones Eléctricas de Transmisión Convencionales y los procedimientos utilizados. Revisión de las páginas electrónicas y manuales de fabricantes de tecnología Compacta aplicables a Subestaciones Eléctricas Compactas, para observar las variantes existentes entre Subestaciones Compactas y Subestaciones Eléctricas Convencionales de Transmisión. Revisión de los manuales del modelo COMPASS ABB utilizado por las Empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A en la construcción de las Subestaciones de Transmisión de Tipo Compactas Soler 138/24 Kv (Maracaibo) y Médanos 115/13.8 Kv (Cabimas) y conocer los equipos y sus características. Revisar cual es el Plan de Mantenimiento propuesto por ABB para los equipos que conforman las Subestaciones Eléctricas Compactas Soler y Médanos para conocer las labores que aplican en ellas, usando la Guía y Plan de Mantenimiento Compass 123/170 Kv con estos insumos se determino la relación entre los mantenimientos realizados en la Subestación Convencional Canchancha 138/24kV y los sugeridos por ABB para las Subestaciones Compactas, lográndose elaborar el plan de mantenimiento que se aplicara a las Subestaciones Soler y Médanos, con una estructuración de actividades, labores de mantenimiento y su frecuencia correspondiente. Palabras Claves: Plan de Mantenimiento, Subestaciones Compactas, Alta Tensión.
DERECHOS RESERVADOS
ÍNDICE GENERAL
DEDICATORIA…………………………………………………………………………….v RESUMEN………………………………………………………………………………..vii INTRODUCCION………………………………………………………………………….1 CAPITULO I: EL PROBLEMA 1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA………………………………………………5
1.1.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA…………………………………………..11
1.2 OBJETIIVOS DE LA INVESTIGACIÓN…………………………………………...11
1.2.1 OBJETIVO GENERAL……………………………………….........................11
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS…………………………………………………..11
1.3 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN………………………………...........12
1.4 DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN………………………………………..13
CAPITULO II: MARCO TEÓRICO 2.1 ANTECEDENTES…………………………………………………………………...15
2.2 RESEÑA HISTÓRICA………………………………………………………...........17
2.3 BASES TEÓRICAS…………………………………………………………...........23
2.3.1 EQUIPOS DE POTENCIA DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS……….23
2.3.1.1 TRANSFORMADORES DE POTENCIA………………………………..23
2.3.1.2 INTERRUPTORES………………………………………………………..25
2.3.1.3 SECCIONADORES……………………………………………………….28
2.3.1.3.1 SECCIONADORES DE PUESTA A TIERRA……………………..28
2.3.1.4 TRANSFORMADORES DE MEDICIÓN………………………………..29
2.3.1.4.1 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL…………………………29
2.3.1.4.2 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE…………………………….31
DERECHOS RESERVADOS
2.3.1.5 DESCARGADOR DE SOBRETENSIÓN……………………………….31
2.3.1.6 CAPACITOR DE ACOPLAMIENTO…………………………………….32
2.3.1.7 BOBINA DE BLOQUEO…………………………………………………..33
2.3.1.8 AISLADORES……………………………………………………………...33
2.3.1.9 TRANSFORMADORES DE SERVICIOS AUXILIARES……………....34
2.4 SUBESTACIÓN TIPO COMPACTA….…………………………………………...35
2.4.1 ALGUNOS ASPECTOS DEL DISEÑO MODULAR PARA
SUBESTACIÓNES………………………………………………………………………35
2.4.2 EMPRESA QUE OFRECEN TECNOLOGÍA COMPACTA………………..36
2.4.2.1 ABB………………………………………………………………………….37
2.4.2.2 SIEMENS…………………………………………………………………...45
2.4.2.3 ALSTOM……………………………………………………………………48
2.4.5 CARACTERISTICAS DE LOS EQUIPOS DE LAS SUBESTACIONES
COMPACTAS………………………………………………………………………….51
2.5 TEORIA DE MANTENIMIENTO……………………………………………….......60
2.5.1 MANTENIMIENTO……………………………………………………………..60
2.5.1.1 OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO…………………………………..61
2.5.1.2 TIPÒS DE MANTENIMIENTOS………………………………………….63
2.5.2 PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO……………………………………….65
2.5.3 SISTEMAS DE MANTENIMIENTO…………………………………………..65
2.5.4 PROGRAMA ESPECÍFICO DE MANTENIMIENTO………………………..67
2.5.5 ANÁLISIS DE DATA EN OPERACIÓN………………………………………69
2.6 RUTINAS DE MANTENIMIENTO…………………………………………………70
2.6.1 RUTINAS DE MANTENIMEINTO PARA EQUIPOS DE POTENCIA
SEGÚN FABRICANTES………………………………………………………………..70
2.6.1.1 TRANSFORMADOR DE POTENCIA…………………………………...70
2.6.1.2 INTERRUPTOR DE POTENCIA…………………………………………71
2.6.1.3 SECCIONADORES………………………………………………………..72
2.7 NORMAS INTERNACIONALES APLICADAS PARA EL MANTENIMIENTO DE
EQUIPOS DE POTENCIA………………………………………………………………73
DERECHOS RESERVADOS
2.8 DEFINICION DE TERMINOS BASICOS………………………………………….97
2.9 MAPA DE VARIABLES……………………………………………………………100
CAPITULO III: MARCO METODOLOGICO 3.1 TIPO DE IMVESTIGACION………………………………………………………109
3.2 DISENO DE INVESTIGACION…………………………………………………..110
3.3 POBLACION Y MUESTRA……………………………………………………….111
3.4 TECNICA DE RECOLECCIÓN DE DATOS……………………………………112
3.4.1 OBSERVACIÓN DIRECTA………………………………………………….112
3.4.2 ENTREVISTA NO ESTRUCTURADA……………………………………...112
3.4.3 OBSERVACIÓN DOCUMENTAL…………………………………………..112
3.5 FASES DE LA INVESTIGACIÓN………………………………………………..114
CAPITULO IV: ANALISIS DE RESULTADOS 4.1 CONFIGURACIONES DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA
TENSIÓN DE LAS EMPRESAS ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A……………….120
4.2 PLANES DE MANTENIMIENTO APLICADOS ACTUALMENTE EN LAS
EMPRESA ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A PARA SUBESTACIONES
ELÉCTRICAS…………………………………………………………………………...128
4.2.1 OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO PARA ENELVEN, C.A Y ENELCO,
C.A……………………………………………………………………………………….129
4.2.2 TIPOS DE MANTENIMIENTO APLICADOS A EQUIPOS DE POTENCIA
EN ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A…………………………………………………130
4.2.3 PLANIFICACIÓN DEL MANTENIMIENTO………………………………...131
4.2.3.1 PLANIFICACIÓN DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO EN
SUBESTACIONES CONVENCIONALES……………………………………….. …132
DERECHOS RESERVADOS
4.2.4 CONSIDERACIONES QUE SE DEBEN DE TOMAR PARA LA
EFECTIVIDAD DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PLANIFICADO……...133
4.2.5 ACTIVIDADES QUE REALIZA ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A PARA
PLANIFICACION DE MANTENIMIENTOS EN SUBESTACIONES
ELÉCTRICAS…………………………………………………………………………...135
4.2.6 LABORES DE MANTENIMIENTO GENERAL APLICADAS POR
ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS………..136
4.2.6.1 INFORMACIÓN CONTENIDA EN SAP (Sistema de Aplicaciones y
Procesos) RELACIONADA CON MANTENIMIENTOS A SUBESTACIONES Y
EQUIPOS DE ENELVEN, C.A………………………………………………………..140
4.2.7 DOCUMENTOS REVISADOS QUE APLICAN EN LA REALIZACIÓN DE
PLANES DE MANTENIMIENTO……………………………………………………...153
4.2.7.1 FORMATOS DE INGRESO, TRASLADO Y/O RETIRO DE EQUIPOS
UTILIZADO POR ENELVEN, C.A…………………………………………………….156
4.2.7.2 FORMATOS DE ACTUALIZACIÓN, DATOS MAESTROS PM,
TRANSMISIÓN, HOJA DE CONTROL Y MONTAJE DE EQUIPOS…………….158
4.3 DESCRIPCION DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA
TENSIÓN TIPO COMPACTAS PROYECTADAS EN LAS EMPRESAS ENELVEN,
C.A Y ENELCO, C.A…………………………………………………………………...158
4.3.1 CARACTERÍSTICAS DE LAS SUBESTACIONES COMPACTAS………163
4.3.2 REQUERIMIENTOS TÉCNICOS GENERALES QUE CUMPLEN LAS
SUBESTACIONES COMPACTAS……………………………………………………164
4.3.3 FILOSOFIA DE OPERACIÓN DE LA CONFIGURACIÓN TIPO ¨H¨ DE LAS
SUBESTACIONES COMPACTAS……………………………………………………167
4.3.4 CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LOS EQUIPOS QUE
CONFORMAN LA SUBESTACIÓN SOLER 138/24 KV……………………………170
4.4 RECOMENDACIONES DEL FABRICANTE DE LAS SUBESTACIONES
ELECTRICAS DE ALTA TENSION DE TIPO COMPACTA SOLER Y
MÉDANOS………………………………………………………………………………216
4.4.1 MANTENIMIENTOS PROPUESTOS POR LA EMPRESA ABB………...217
DERECHOS RESERVADOS
4.5 REVISION DE LAS NORMAS NACIONALES E INTERNACIONALES QUE
APLICAN AL DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE LAS
SUBESTACIONES ELECTRICAS DE ALTA TENSION DE TIPO
COMPACTAS…………………………………………………………………………..221
4.6 COMPARACIONES ENTRE LOS PLANES DE MANTENIMIENTO
UTILIZADOS ACTUALMENTE POR LAS EMPRESAS ENELVEN, C.A Y
ENELCO, C.A Y LOS RECOMENDADOS POR LOS FABRICANTES DE NUEVA
TECNOLOGIA…………………………………………………………………………..225
4.6.1 COMPARACION DE LOS PLANES DE MANTENIMIENTO……………..225
4.7 PROPUESTA DE PLAN DE MANTENIMIENTO PARA LAS SUBESTACIONES
ELECTRICAS DE ALTA TENSION DE TIPO COMPACTAS ENELVEN, C.A Y
ENELCO, C.A…………………………………………………………………………..228
4.7.1 TIPO DE MANTENIMIENTO………………………………………………...228
4.7.2 LABORES DE MANTENIMIENTO…………………………………………..229
4.7.3 RECURSOS HUMANOS Y MATERIALES…………………………………231
4.7.3.1 PERSONAL CONTRATADO PARA LABORES DE MANTENIMIENTO
EN LAS SUBESTACIONES COMPACTAS…………………………………………232
4.7.4 FRECUENCIA DE MANTENIMIENTO………………………………….. ...232
4.7.5 PLAN DE MANTENIMIENTO PROPUESTO…………………………….. .233
CONCLUSION………………………………………………………………………….274
RECOMENDACIONES………………………………………………………………..278
BIBLIOGRAFIA……………………………………………………….........................281
ANEXOS………………………………………………………………………………...285
DERECHOS RESERVADOS
ÍNDICE DE FIGURAS
Capitulo II N° TITULO PAG 2.1 Estructuración Organizativa Actual de la Empresa……………………........22
2.2 Elementos que conforman un Transformador de potencia..........................25
2.3 Interruptor de Potencia AT Tipo LTB D………………………………………..25
2.4 Interruptor de Potencia para AT de Tanque Vivo…………………………….27
2.5 Interruptor de Potencia para AT de Tanque Muerto…………………………27
2.6 Seccionadores de AT……………………………………………………………28
2.7 Componentes del Transformador de Potencial Inductivo Modelo EMF…...30
2.8 Componentes del Transformador de Potencial Capacitivo Tipo CSA…….30
2.9 Componentes del Transformador de Corriente AT Tipo IMB……………….31
2.10 Descargador de sobretensión con envolvente de silicona y con envolvente
de porcelana……………………………………………………………………………...32
2.11 Capacitor de Acoplamiento o Transformador Capacitivo…………………..32
2.12 Bobina de Bloqueo………………………………………………………………33
2.13 Trampa de Onda…………………………………………………………………33
2.14 Aisladores………………………………………………………………………...34
2.15 Aisladores Pasantes…………………………………………………………….34
2.16 Modulo COMPASS………………………………………………………………37
2.17 Componentes que integran el módulo Compass…………………………….38
2.18 Módulo COMPASS………………………………………………………………39
2.19 Vista lateral del Modelo COMPASS…………………………………………...40
2.20 Modulo Compass con Barra Nabla…………………………………………..40
2.21 Vista de planta de Subestación Compass…………………………………….40
2.22 Vista Lateral de Subestación Compass……………………………………….41
2.23 Módulo de interrupción LTB Compact…………………………………………42
2.24 Módulo de entrada de línea…………………………………………………….44
2.25 Módulo SIMOBREAKER………………………………………………………..45
DERECHOS RESERVADOS
2.26 Dimensiones del Modulo SIMOBREAKER – 170KV, vista frontal y
planta……………………………………………………………………………………...46
2.27 Módulo SIMOVER……………………………………………………………….47
2.28 Comparación del tamaño de una Subestación convencional y una con
tecnología SIMOVER……………………………………………………………………48
2.29 Modulo AIM-CAIS 145 KV............................................................................49
2.30 Componentes del Modulo AIM-CAIS 145 KV...............................................50
2.31 Curva de Falla..............................................................................................62
Capitulo IV
N° TITULO PAG 4.1 Configuración de Interruptor y Medio. Barra interna………………………….121
4.2 Configuración de Interruptor y Medio. Barra externa…………………………122
4.3 Configuración tipo “H”……………………………………………………………123
4.4 Configuración en Anillo…………………………………………………………..126
4.5 Configuración Barra Principal + Barra de Transferencia…………………….127
4.6 Lista de mantenimiento Enelven Red de Transporte 2007…………………..141
4.7 Asignación de hojas de ruta en equipos 2006………………………………...146
4.8 Hojas de Ruta 2006 de Subestaciones Eléctricas 2006…………….............147
4.9 Hojas de Ruta 2006 de Interruptores y Recloser……………………………..148
4.10 Hojas de Ruta 2006 de Transformadores de Potencia……………...............149
4.11 Hojas de Ruta 2006 de Pruebas, Evaluaciones, Lecturas Lavado e
Inspección ………………………………………………………………………...........150
4.12 Hojas de Ruta 2006 de Otros Servicios……………………………………….150
4.13 Hoja de Ruta 2006 de Protecciones…………………………………………..151
4.14 Hojas de Ruta 2006 de Líneas de Transmisión………………………………152
4.15 Ubicación Técnica de Transmisión…………………………………………….153
4.16 Modulo SAP, Despliegue del Formato GAF…………………………………..157
4.17 Unifilar Subestación Soler 138/24 KV…………………………………………160
DERECHOS RESERVADOS
4.18 Unifilar Subestación Medanos 115/13.8 KV…………………………………..160
4.19 Vista de Planta de la Subestación Compacta Soler 138/24 KV……………162
4.20 Unifilar Subestación Compacta………………………………………………...169
4.21 Modulo COMPASS (Acople de barra), Subestación Soler 138/24
KV………………………………………………………………………………………..171
4.22 Transformador de Corriente Módulo COMPASS S/E Soler 138/24
KV….....................................................................................................................172
4.23 Mando del Mecanismo BLK 222, COMPASS 1, S/E Soler 138/24
KV………………………………………………………………………………………..173
Figura 4.24. Disposición interna de la Cámara de Extinción del Interrupción
LTB……………………………………………………………………………………….173
4.25 Monitor de densidad de gas SF6………………………………………………174
4.26 Polo GAMMA Rieles y estructura móvil del Modulo COMPASS 2…………175
4.27 Modulo COMPASS 1, Posición afuera o Abierto…………………………….176
4.28 Transformador de Potencial Inductivo……………………………….............180
4.29 Seccionador HAPAM Tipo SGF 145 KV……...................................................183
4.30 Vista del Seccionador Motorizado HAPAM Tipo SGF 145 KV….................184
4.31 Transformador de Potencia TX-1 Subestación Soler……………….............186
4.32 TEC, Dispositivo de Monitoreo y Diagnostico del TX-2, Subestación
Soler……………………………………………………………………………………..187
4.33 Panel TEC y Modelaje del Transformador de Potencia…………….............188
4.34 Descargador de sobretension EXLIM P……………………………………….190 4.35 Barra NABLA Autosoportada………………………………………………….191
4.36 Celdas de Media Tensión……………………………………………………….194
4.37 Vista Frontal y Lateral de la Celda Individualmente………………………….195
4.38 Seccionador e Interruptor……………………………………………………….196
4.39 Descargadores de sobretension EXLIM Q…………………………………...197
4.40 Relé de línea REF54X …………………………………………………………199
4.41 REGSys Unidad de Control del Tap Changer………………………………..200
4.42 Relé de Protección REX 670…………………………………………………..202
DERECHOS RESERVADOS
4.43 Relé HMI, serie IED 670, Subestación Soler…………………………………205
4.44 Funciones que presenta el HMI en sus dos versiones………………………206
4.45 Diagrama de comunicación del TEC…………………………………………..207
4.46 Vista externa e interna del TEC……………………………………….............208
4.47 Información de la Pantalla del armario……………………………….............210
4.48 Medidor de calidad de red PQMII……………………………………………...211
4.49 Equipo de Medición EPM 9650………………………………………………...212
4.50 Transformador de Servicios Auxiliares……………………………….............215
4.51 Indicadores a considerar para Planes de Mantenimiento…………………...226
4.52 Comparación de los indicadores de Planes de Mantenimiento…………… 227
DERECHOS RESERVADOS
ÍNDICE DE TABLAS
Capitulo II Tabla N° TITULO PAG Tabla 2.1 Características Generales de los Módulos Compactos………………….52
Tabla 2.2 Características Generales de los Módulos Compactos (Continuación)..53
Tabla 2.3 Características Constructivas de los Descargadores de Sobretension o
Pararrayos………………………………………………………………………………..54
Tabla 2.4 Características Eléctricas de los Descargadores de Sobretension o
Pararrayos………………………………………………………………………………..54
Tabla 2.5 Características Constructivas de los Interruptores………………………55
Tabla 2.6 Características Eléctricas y Mecánicas de los Interruptores…………...56
Tabla 2.7 Características Constructivas de los Seccionadores………………….....57
Tabla 2.8 Características Eléctricas y Mecánicas de los Seccionadores………….58
Tabla 2.9 Características Constructivas de los Transformadores de Tensión……58
Tabla 2.10 Características Eléctricas y Mecánicas de los Transformadores de
Tensión…………………………………………………………………………………....59
Tabla 2.11 Características Constructivas de los Transformadores de Corriente…59
Tabla 2.12 Características Eléctricas y Mecánicas de los Transformadores de
Corriente…………………………………………………………………………………..60
Tabla 2.13 Limites Aceptados para Pruebas en Líquidos Aislantes……………….75
Tabla 2.14 Clasificación del Aceite de Transformador en Servicio………………...76
Tabla 2.15 Límites Aceptados para Aceites en Servicio de Acuerdo al Nivel de
tensión…………………………………………………………………………………….76
Tabla 2.16Valores de Torque Recomendado para Tornillos en Conexiones
Eléctricas de Potencia…………………………………………………………………..79
Tabla 2.17 Factor de Corrección por Temperatura para los Valores Obtenidos en
la Prueba de Resistencia del Aislamiento, Realizada sobre Equipos de Aislamiento
Liquido…………………………………………………………………………………….80
DERECHOS RESERVADOS
Tabla 2.18 Valores de Referencia para la Prueba de Resistencia del Aislamiento
de Interruptores…………………………………………………………………………..81
Tabla 2.19 Valores de Referencia para la Prueba de Resistencia de Aislamiento en
Sistemas y Equipos Eléctricos………………………………………………………….86
Capitulo IV
N° TITULO PAG
Tabla 4.1 Subestaciones con Configuración Interruptor y Medio…………………122
Tabla 4.2 Subestaciones con Configuración Tipo H………………………………..124
Tabla 4.3 Subestación con Configuración en Anillo………………………………..126
Tabla 4.4 Subestaciones Configuración Barra principal+Barra de
Transferencia……………………………………………………………………………127
Tabla 4.5 Subestaciones Configuración Híbridas de ENELVEN, C.A……………128
Tabla 4.6 Niveles de tensión del sistema……………………………………………166
Tabla 4.7 Especificación de los Módulos COMPASS Soler 138/24 KV, Barra 1 y
2…………………………………………………………………………………………..176
Tabla 4.8 Especificación del Módulo COMPASS Soler 138/24 KV, Acople de
Barra……………………………………………………………………………………..178
Tabla 4.9 Especificaciones del transformador de Potencial………………………181
Tabla 4.10 Especificación Seccionador Motorizado………………………………..184
Tabla 4.11 Especificación Transformador de Potencia…………………………….185
Tabla 4.12 Datos descargadores de tensión EXLIM P…………………………….190
Tabla 4.13 Especificación Celdas de Media Tensión………………………………193
Tabla 4.14 Datos de desempeño del descargador de sobretension EXLIM Q….198
Tabla 4.15 Especificación del Transformador de Servicios Auxiliares…………...215
Tabla 4.17 Cantidad de Personal de Mantenimiento de la GOMT………………..231
Tabla 4.18 Relación entre maniobras de los Módulos y las corrientes de
cortocircuito…………………………………………………………………………......235
DERECHOS RESERVADOS
Tabla 4.19 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL MÓDULO
COMPASS (inspección periódica - revisión general)………………………………237
Tabla 4.20 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL TRANSFORMADOR
DE POTENCIAL (inspección periódica - revisión general)………………………...241
Tabla 4.21 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL SECCIONADOR
(inspección periódica - revisión general)…………………………………………….244
Tabla 4.22 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL TRANSFORMADOR
DE POTENCIA (inspección periódica - revisión general)………………………….249
Tabla 4.23 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL DESCARGADOR DE
SOBRETENSION (inspección periódica - revisión general)………………………252
Tabla 4.24 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE LAS BARRAS NABLA
(inspección periódica - revisión general)…………………………………………….254
Tabla 4.25 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE CELDAS DE 24kV
(inspección periódica - revisión general)…………………………………………….257
Tabla 4.26 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL BANCO DE
BATERIAS (inspección periódica - revisión general)………………………………261
Tabla 4.27 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL CUARTO DE
CONTROL (inspección periódica - revisión general………………………………..266
DERECHOS RESERVADOS
1
INTRODUCCIÓN
Las Empresas Eléctricas al igual que las demás compañías de
servicio están en la búsqueda de vías que mejoren su rendimiento, con
el firme objetivo de incrementar su rentabilidad. Para conseguir ésto,
ponen especial interés en los planes de mantenimiento de sus equipos y
instalaciones más importantes, buscando diferentes alternativas técnicas
que le ayuden a optimizar los costos que involucren el mantenimiento de
los mismos. La industria eléctrica se ha propuesto adecuar sus
instalaciones y actividades de mantenimiento a un nivel considerado
Clase 1 mundialmente, el cual es un estatus básico de referencia
asociado a empresas que han logrado la excelencia en su gestión
corporativa y el reconocimiento internacional en la calidad y rentabilidad
de sus servicios, así como elevados niveles de motivación y satisfacción
personal.
Las Empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A en la actualidad
realizan las obras de construcción de las subestaciones eléctricas de alta
tensión de tipo compactas Soler con nivel de tensión de 138/24 KV en la
ciudad de Maracaibo y Médanos 115/13.8KV en Cabimas, las cuales van
a formar parte del nutrido grupo de subestaciones de transmisión del
sistema eléctrico de potencia, estas subestaciones en su totalidad
presentan avances tecnológicos considerables relacionados con los
equipos que la conforman. La tecnología utilizada en ellas es COMPASS
cuyo proveedor y fabricante es las empresa ABB. Estas Subestaciones
poseen características muy particulares que difieren de las subestaciones
eléctricas convencionales. Las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A
en su afán de prestar un servicio eficiente y continuo propone la
realización de un plan de mantenimiento aplicable a estas subestaciones.
DERECHOS RESERVADOS
2
El propósito de este estudio es diseñar un plan de mantenimiento
para las subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo compactas que
las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A tienen proyectadas para
construir, de manera que garanticen la continuidad operacional y la
confiabilidad de activos existentes en las mismas así como también
mostrar este plan de manera estructurada para que se pueda conseguir
su adhesión al PAMT que realiza la Gerencia de Operación y
Mantenimiento de Transmisión. En busca de este fin, la investigación
pretende conseguir la técnica que se adapte mejor a los requerimientos y
necesidades de la empresa, para poder preservar los activos del las
Subestaciones eléctricas compactas Médanos y Soler, así como la
reducción de los costos de mantenimiento.
La investigación se ha estructurado en cuatro capítulos:
En el Capitulo I: El problema se describe la problemática bajo
estudio, se identifican los objetivos, se justifica y se delimita la
investigación.
En el Capitulo II: Marco Teórico, se hace referencia a la
conformidad de equipos de las subestaciones eléctricas convencionales y
compactas fundamentalmente en una base teórica para conocer los
aspectos relacionados en su respectivo plan de mantenimiento.
En el Capitulo III: En este capitulo se presenta la metodología
empleada para el desarrollo de el plan de mantenimiento, por medio del
descripción del tipo y diseño de investigación, de las técnicas de
recolección de datos, así como la metodología empleada para el logro de
los objetivos planteados.
DERECHOS RESERVADOS
3
En el Capitulo IV: Análisis de Resultados, contiene el análisis
arrojado en las actividades planteadas para alcanzar los objetivos
propuestos con lo que se elaboró el plan de mantenimiento de las
subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo compactas para las
empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A.
Finalmente se presentan las conclusiones, recomendaciones y
anexos obtenidos de la elaboración del proyecto de investigación que en
el caso se refiere al Diseño del Plan de Mantenimiento de las
Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión de Tipo Compactas
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
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CAPITULO I: EL PROBLEMA
En éste capítulo se describe el problema a estudiar, se realiza la
formulación del mismo, se presentan los objetivos que se desean alcanzar, la
justificación e importancia así como también la delimitación espacial y temporal
de esta investigación.
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En la actualidad el crecimiento de la población se ha dado de una forma
significativa en el transcurso de los últimos años, y ésto a su vez ha influenciado
en el incremento de la demanda de la energía eléctrica. La energía eléctrica es
uno de los recursos naturales más importantes, la cual ha venido siendo
indispensable para el desarrollo del ser humano y su entorno, una vez producida
y puesta a disposición se transforma en diversas formas pudiendo brindar: calor,
luz, movimiento entre otras, que permiten el avance de diferentes sectores de la
comunidad .
Todo esto ha impulsado a las empresas destinadas a prestar servicio
eléctrico a crear proyectos para mejorar el sistema eléctrico en todo el mundo.
Las empresas eléctricas se han visto en la obligación de ampliar el sistema
eléctrico en Generación, Transmisión y Distribución, construyendo plantas de
generación, subestaciones eléctricas y ubicando nuevas líneas de transmisión y
distribución, dependiendo de sus requerimientos y necesidades, para brindarle un
servicio a sus clientes más eficiente y confiable permitiendo además continuidad
del servicio con las menores pérdidas posibles.
Para su consumo la energía previamente se debe pasar por varias etapas,
las cuales están conformadas por: la generación la cual inicia generalmente en
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
6
plantas eléctricas, conformadas por equipos que transforman los distintos
recursos naturales en energía eléctrica.
Luego se realiza la etapa de transmisión, la cual consiste en elevar los
niveles de tensión por medio de transformadores de potencia con el fin de
transportar la energía a largas distancias por medio de interconexiones entre
subestaciones y líneas de transmisión, con las mínimas pérdidas posibles.
Posteriormente se encuentra la etapa de distribución, consiste en
transformar la energía eléctrica a menores niveles de tensión; donde es
necesario un conjunto de subestaciones y redes eléctricas, con el fin de distribuir
la potencia al consumidor.
Como ultima etapa está el proceso de comercialización, consiste
principalmente en el suministro y venta de la energía eléctrica a distintos
consumidores. Todo este conjunto de procesos desde la generación hasta la
distribución de energía eléctrica recibe el nombre de Sistema Eléctrico de
Potencia.
Según Ramírez (p.128) “Las subestaciones eléctricas son fundamentales
dentro de los sistemas de potencia, es un conjunto de equipos utilizado para
dirigir el flujo de energía en un sistema de potencia y garantizar la seguridad del
sistema por medio de dispositivos automáticos de protección, al mismo tiempo se
encarga de redistribuir el flujo de energía a través de rutas alternas durante
contingencias, siendo ésta una de las ventajas más importantes a la hora de
brindar un servicio de alta calidad a sus usuarios. Una subestación eléctrica
puede estar asociada con una central generadora, controlado directamente el flujo
de potencia al sistema, con transformadores de potencia convirtiendo la tensión
de suministro a niveles más altos o más bajos, o puede conectar diferentes rutas
de flujo al mismo nivel de tensión.”
Las subestaciones eléctricas se construyen a medida que se da el
crecimiento de la demanda, la relación se da de forma proporcional, cuando las
cargas que están conectadas actualmente al sistema de potencia se incrementan
o se incorporan nuevas cargas al mismo.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
7
Las subestaciones eléctricas están compuestas por una serie de equipos
de potencia y equipos de protección. Los primeros están asociados a dirigir el
flujo de energía eléctrica desde los centros de generación hasta los centros de
consumo. La función de los equipos de protección es detectar situaciones
intolerables o indeseables dentro de una determinada área e iniciar acciones a fin
de realizar el despeje de la falla mediante la apertura de los interruptores o
activación de alarmas.
Entre los principales componentes de potencia de una subestación
eléctrica se tienen: transformadores de potencia, interruptores de potencia,
seccionadores, reguladores de tensión, condensadores, descargadores de
sobretensión, pararrayos, barras, impedancias de puesta a tierra, entre otros.
Los componentes del sistema de protección que tienen lugar en una
subestación eléctrica son: los equipos convertidores o transductores, compuestos
por los transformadores de potencial (magnéticos y capacitivos) y los
transformadores de corriente; el equipo de detección, integrado por los relés,
encontrándose generalmente relés de tecnología electromecánicos y/o
numéricos.
Toda subestación está conformada por elementos que pueden fallar o
deteriorarse por causas naturales, de envejecimiento y/o debido al uso continúo
del mismo. Es posible que las causas de deterioro o las fallas sean inherentes a
los equipos o bien por consecuencias de factores externos.
Las exigencias de competitividad a las que se ve sometida la industria son
cada vez mayores, factor que ha repercutido directamente en la evolución de las
estrategias de mantenimiento que se aplican a los equipos en general y en
especial a los equipos eléctricos en alta tensión. El mantenimiento es un conjunto
de operaciones y cuidados necesarios para que cualquier tipo de instalación
eléctrica continué funcionando adecuadamente para conservar las características
originales de desempeño durante su vida útil.
Son muchos los esfuerzos que se están realizando para alcanzar los
objetivos establecidos para el aumento de la disponibilidad de los equipos y la
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
8
reducción de su tasa de fallas. Esto esfuerzos además, deben ser alcanzados con
una optimización de la realidad de la relación calidad / costo de mantenimiento.
Las rutinas de mantenimiento, deben estar perfectamente diseñadas para
evitar el desperdicio. Se ha demostrado en estudios relacionados al
mantenimiento de equipos industriales, que al adoptar rutinas de mantenimiento
eficiente y oportunas se puede alargar la vida útil de los dispositivos, mejorando
su operación y funcionamiento. El mantenimiento debe ser prioritario en los
sistemas de energía para poder suministrar un producto óptimo.
Para obtener la máxima confiabilidad de una instalación eléctrica, su
funcionamiento debe ser excelente. Para lograr esto, es necesario realizar un
proceso de mantenimiento que simplemente viene dado por actividades de
inspección de los equipos eléctricos, reparaciones o reemplazos oportunos, todo
con finalidad de obtener el funcionamiento óptimo de los equipos.
Dichos planes de mantenimiento deben establecer ciertos lineamientos y
parámetros que se deben considerar, como lo son la estrategia a seguir, los
indicadores, la frecuencia con que se quieren ejecutar, entre otros.
Debido a la relevancia que poseen los equipos de potencia para la
empresa en calidad de servicio y altos costos, se debe velar por su buen
funcionamiento, para mantenerlos operando eficientemente.
Según “Luces del Zulia” (2002 Pág. 5): “La Energía Eléctrica de Venezuela,
C.A (ENELVEN, C.A) se encarga del suministro eléctrico de la zona occidental
del Lago de Maracaibo, específicamente en el Estado Zulia.
“La Energía Eléctrica de la Costa Oriental, C.A (ENELCO, C.A) se dedica a
generar, transmitir y distribuir energía eléctrica a los Municipios Cabimas,
Lagunillas, Miranda, Santa Rita, Baralt y Valmore Rodríguez del Estado Zulia. Es
una empresa de servicios que brinda a los suscriptores energía eléctrica de
acuerdo a sus requerimientos de capacidad, voltaje y número de fases”.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
9
Ambas empresa poseen en su sistema eléctrico subestaciones de
transmisión, subtransmisión y distribución, con las que cubren la demanda de sus
respectivas zonas a servir.
Para llevar a cabo sus procesos la empresa ENELVEN, C.A está
compuesta por varias Divisiones tales como: Gerencia de Operación y
Mantenimiento de Transmisión (GOM-T), Gerencia de Operación y Mantenimiento
de Distribución (GOM-D), Proyectos de Inversión Transmisión (PIT).
La Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión (GOM-T), se
ocupa de operar y mantener las instalaciones y equipos asociados a la red de
transmisión de energía eléctrica para contribuir al logro de un servicio de alta
calidad.
Esta Gerencia está compuesta por las siguientes áreas: Planificación y
Programación de Mantenimiento, Ejecución de Mantenimiento de Líneas de
Transmisión, Ejecución de Mantenimiento de Sistemas Protecciones y Ejecución
de Mantenimiento de Equipos de Potencia. Éstas trabajan en conjunto y
coordinadamente, con el propósito de llevar a cabo una ejecución eficiente de los
trabajos de mantenimiento.
Actualmente la empresa ENELVEN, C.A realiza estrategias de
mantenimiento a los equipos de potencia basados en el criterio de frecuencia de
mantenimiento al igual que su filial ENELCO, C.A y éstas estrategias están
concebidas para aplicarlas individualmente a los equipos de acuerdo a su función
dentro de las configuraciones utilizadas en Subestaciones Convencionales.
Dentro del plan de expansión del sistema eléctrico en la región zuliana, las
empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A en la actualidad llevan a cabo la
construcción de dos subestaciones eléctricas de tipo compactas en alta tensión
que son las primeras de su tipo en la región y Latinoamérica; con esto se espera
mejorar el servicio que ofrecen a sus suscriptores y a la vez contar con un
sistema de potencia más completo y confiable.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
10
Estas nuevas instalaciones eléctricas son: en ENELVEN, C.A la
subestación Soler (Maracaibo) con niveles de tensión de 138/24 Kv y en
ENELCO, C.A la subestación Medanos (Cabimas) en 115/13.8 Kv. Ambas se
estan construyendo con tecnología compacta (COMPASS-ABB), resaltando el
Sistema Modular Compass, el sistema de monitoreo del Transformador de
Potencia (TEC) y las celdas Switchgears en baja tensión.
Lo antes señalado conlleva a realizar una evaluación de las estrategias
utilizadas en el desarrollo de los planes de mantenimiento de las subestaciones
eléctricas convencionales que posee en la actualidad las empresas ENELVEN,
C.A y ENELCO, C.A, de manera de establecer las nuevas estrategias necesarias
para obtener el mejor desempeño de los activos de las dos nuevas
subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo compactas, al menor costo
posible, consiguiendo con ello una aplicación adecuada a las necesidades y
requerimientos de las mismas. De este planteamiento surge la razón de ser de
este trabajo de investigación.
La finalidad de esta investigación es diseñar un plan de mantenimiento
para el año 2008 a los equipos ubicados en las subestaciones de alta tensión de
tipo compactas de ENELVEN, C.A (S/E Soler), y ENELCO, C.A (S/E Medanos).
Para desarrollarlo, fue necesario recolectar información de campo y llevar a cabo
entrevistas para familiarizarse con la programación de los trabajos a los equipos
de potencia, también se realizaron análisis para relacionar la nueva tecnología y
equipos de las nuevas subestaciones con el plan actual de mantenimiento (PAMT
2006), aplicado a las subestaciones convencionales existentes, lo cual permitió
tener un punto de partida estratégico, relacionado con los indicadores utilizados
en dichos planes ya existentes, como también realizar ajustes para evitar
repetición de acciones indeseables e innecesarias en el nuevo plan a diseñar.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
11
1.1.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
De lo anteriormente expuesto se plantea la siguiente interrogante: ¿Cómo
se diseña el plan de mantenimiento de las subestaciones eléctricas de alta
tensión de tipo compactas para las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A”?
1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
1.2.1 OBJETIVO GENERAL
Diseñar el plan de mantenimiento de las subestaciones eléctricas de alta
tensión de tipo compactas para las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A.
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Conocer las configuraciones y los diferentes planes de mantenimiento de
las subestaciones del sistema eléctrico de ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A.
Conocer aspectos técnicos y operativos de las subestaciones eléctricas de
alta tensión de tipo compactas
Conocer las características técnicas de los equipos de potencia que
integran las subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo compactas.
Indagar sobre los mantenimientos recomendados por fabricantes para
equipos y módulos de subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo
compactas.
Analizar las Normas Nacionales e Internacionales, que rigen los planes de
mantenimiento de las subestaciones eléctricas de alta tensión.
Establecer la comparación entre los planes de mantenimiento utilizados
actualmente por las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, y los
recomendados por los fabricantes de nuevas tecnologías.
Desarrollar el plan de mantenimiento adaptado a las necesidades y
requerimientos de las subestaciones compactas en alta tensión de las
empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
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1.3 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
La eficiencia y confiabilidad son variables de suma importancia
cuando se trata del entorno de una empresa de servicio público como
ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, la cual presta un servicio significativo y este a su
vez influye sensiblemente en las actividades de la comunidad, así como en el
funcionamiento de importantes centros industriales los cuales bajo ninguna
circunstancia pueden sufrir una parada indeseada de actividades.
Diseñar el plan de mantenimiento para las subestaciones de alta tensión de
tipo compactas, se justifica plenamente en las empresas ENELVEN, C.A y
ENELCO, C.A, ya que éstas son subestaciones construidas con última tecnología,
en las cuales las labores de mantenimiento no se ejecutan completamente en la
misma forma como se realizan tradicionalmente en las subestaciones eléctricas
de tipo convencionales.
El plan mantenimiento diseñado constituye un material técnico valioso
para desarrollar las labores de mantenimiento requeridas en los equipos de
subestaciones compactas, ya que considera las características constructivas de
nueva tecnología de este tipo de subestación, las recomendaciones de los
fabricantes, las pautas establecidas en normas así como la experiencia del
personal de la empresa adquirido en subestaciones eléctricas convencionales.
Este plan de mantenimiento proporciona indicadores precisos de
actividades de mantenimiento predictivo (mantenimiento tipo A) y preventivo
(mantenimiento tipo B), adaptándolo en lo más posible a lo actualmente realizado
en las empresas ENELVEN, CA y ENELCO, C.A, con el objeto de no modificar
aquellas actividades similares existentes entre ambos tipos de subestaciones
(Convencionales y Compactas).
Otro aspecto relevante del plan de mantenimiento diseñado es que se
establecen frecuencias para la realización de las diferentes actividades de
mantenimiento, también tratando de apegarse a lo establecido en ENELVEN, C.A
y ENELCO, C.A a excepción de los módulos compass.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
13
Por otra parte, el plan de mantenimiento diseñado ofrecerá grandes
beneficios para las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, CA, en los que se
pueden citar:
Disminución de costos de reparación y paradas imprevistas asociadas a
las nuevas subestaciones eléctricas Soler y Medanos.
Aumentar la disponibilidad de sus equipos.
Disminuye la inversión de horas – hombre requeridos para la ejecución de
planes de mantenimiento relacionados en estas subestaciones.
Contribuye con la reducción de riesgos de accidentes en las mencionadas
subestaciones compactas.
Disminuye las interrupciones en el sistema eléctrico de alta tensión y en
consecuencia contribuye con el aumento de la confiabilidad del servicio
eléctrico suministrado por ambas empresas, aumentado a su vez la
satisfacción de sus clientes.
Finalmente, para el autor de este trabajo de grado implica crecimiento
académico ocasionado por el beneficio de conocer las nuevas tecnologías
compactas que actualmente están ofreciendo los fabricantes de subestaciones
de alta tensión, lo cual sin duda le confiere preparación y destrezas para
afrontar con éxito el futuro desempeño laboral.
1.4 DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
La presente investigación se realizó en la empresa ENELVEN, C.A,
específicamente en la División Gerencia Proyectos Inversión de Transmisión con
sede en el Centro de Control Caujarito, ubicado en la Av. Don Manuel Belloso,
Sector Altos de La Vanega, Vía al Aeropuerto de Maracaibo, Estado Zulia
Dicha investigación se llevó a cabo en el lapso comprendido desde
Septiembre de 2006 hasta Agosto del 2007, en la ciudad de Maracaibo, Estado
Zulia.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
15
CAPITULO II: MARCO TEÓRICO
En este capítulo se presenta el marco teórico, en el cual se sustenta esta
investigación. Incluye antecedentes, reseña histórica de la Corporación
ENELVEN, las bases teóricas, la definición de términos básicos y el cuadro de
variables.
2.1 ANTECEDENTES
Para desarrollar esta investigación se tomaron en cuenta como base de
información y fundamentos los siguientes trabajos de investigación:
IZARRA, Israel “SUBESTACIONES ELECTRICAS 138/24KV, 84 MVA, CON TECNOLOGÍA COMPACTA PARA LA C.A ENELVEN DISTRIDUIDORA (ENELDIS)”. La cual fue realizada en la Escuela de Ingeniería Eléctrica
Universidad del Zulia, Septiembre 2002.
Este trabajo Especial de Grado estuvo dirigido específicamente a la
evaluación económica del diseño normalizado de subestaciones de 138/24 KV y
al estudio de factibilidad técnico – económica, evaluación del diseño y además
simular un diseño de subestaciones con tecnología compacta en 138/24 KV con
aislamiento hibrido (SF6, Aire), con sistema de control y protección numérica,
para ser aplicado en las subestaciones de ENELDIS.
Esta investigación se manejó información relacionada con tecnología
compacta, que suministra en un solo paquete todos los dispositivos que integran
una bahía, tanto los de potencia como las soluciones del sistema de control y de
protección, permitiendo disminuir las obras civiles de manera considerable, por
poseer una misma estructura para ubicar todos los componentes (interruptores,
seccionadores, seccionadores de puesta a tierra, transformadores de corriente y/o
de tensión, pararrayos, como también el sistema de protección).
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
16
Este trabajo de grado aportó considerablemente a la presente
investigación los nombres de las principales empresas proveedoras de tecnología
compacta a nivel mundial así como también las características básicas y las
variantes que presentan cada modelo.
OLMEDILLO RIBON, Beatriz A; “DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO AÑO 2004 PARA LOS EQUIPOS DE POTENCIA DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE LA C.A, ENELVEN DISTRIBUIDORA (ENELDIS). Ésta fue elaborada en la Escuela de Ingeniería
Eléctrica de la Universidad Rafael Urdaneta, Octubre 2003.
Este trabajo contempló el diseño del plan de mantenimiento preventivo de
los equipos de potencia de las subestaciones de ENELDIS, C.A para el año 2004.
Este plan fue diseñado basándose en el plan de mantenimiento del año anterior,
tomando en cuenta cambios que fueron determinados durante el análisis del plan
del año 2003. Se estudiaron los términos básicos necesarios para conocer a
fondo todo lo relacionado con el mantenimiento preventivo que les realiza la
empresa a sus activos en especial a los equipos de potencia de las
subestaciones.
También se establecieron estrategias para el diseño y ejecución de planes
de menteniemiento, siendo necesario la revisión de planes de mantenimiento
anteriores, conocer los procesos de mantenimientos de los equipos a los cuales
se les diseñará el plan así como también conocer los recursos tanto humanos
como materiales con los que se cuenta.
Esta tesis contribuyó en la presente investigación con el conocimiento de
las estrategias seleccionadas para el diseño del plan de mantenimiento de los
equipos de potencia, al igual que las restricciones y prioridades que presenta las
subestaciones de acuerdo a su ubicación dentro sistema de potencia, se conoció
el fundamento de el mantenimiento basado en inspecciones, el cual se basó en
mantenimientos de ciclo individual (asignación de fechas en función de frecuencia
de tiempo).
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
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EGURROLA JIMÉNEZ, Hecbland José; MORA RICO, Nehomar Jesús.
“ELABORACIÓN DE PROCEDIMIENTOS PARA EL MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE EQUIPOS DE POTENCIA Y PROTECCIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN ENELCO, C.A, APLICANDO TÉCNICAS DE ANÁLISIS DE RIESGO ART Y CONTROL DE CALIDAD, ISO-9000”. Ésta fue elaborada en la
Escuela de Ingeniería Eléctrica de La Universidad del Zulia se realizó en 2002.
Esta tesis se dedicó a elaborar un manual de procedimientos para el
mantenimiento de equipos de potencia y protecciones de subestaciones
eléctricas. Proporciona los pasos para la ejecución de las inspecciones y pruebas
de mantenimiento preventivo (mayor o clase B), en los equipos de potencia y
protecciones que se encuentran ubicados dentro de las subestaciones de alta
tensión de ENELCO. El manual esta fundamentado y desarrollado bajo el
estándar de calidad ISO-9002 y normas internacionales asociadas al campo de la
ingeniería eléctrica además de estar respaldado por el Análisis Riesgo en el
Trabajo (ART).
Este trabajo de grado fue utilizado en la presente investigación para
comprender la relación entre el mantenimiento como labor y el control sobre los
registros generados por la aplicación del mantenimiento, lo cual determina la
frecuencia de los mantenimientos para realizarlos oportunamente en aras de
garantizar el comportamiento de los equipos en el tiempo, con lo que se tiene un
control más seguro de su vida útil.
2.2 RESEÑA HISTÓRICA DE LA CORPORACION ENELVEN
(J. Olier, 2003,) Más de cien años han pasado desde que en Venezuela se
comenzó a utilizar el alumbrado público externo. Se considera que la ciudad de
Maracaibo es la pionera en contar con el servicio eléctrico regular y continuado,
desde el 24 de Octubre de 1888, además de ser la segunda ciudad suramericana
en contar con alumbrado público eléctrico.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
18
Año 1888:
La instalación de la electricidad fue posible gracias a la visión del
comerciante Jaime Felipe Carrillo, empresario venezolano de la época quien tuvo
a su cargo la responsabilidad de realizar las labores de instalación de una planta
cercana a la Plaza Bolívar, para alumbrarla en el acto central del centenario del
natalicio del prócer General Rafael Urdaneta.
Año 1889:
El 4 de Junio de 1889, Carrillo y otros inversionistas registran y fundan la
empresa The Maracaibo Electric Light Co.
Año 1916:
Para esta época la ciudad contaba con el servicio de electricidad las 24
horas del día. La sede estaba en lo que hoy es la avenida Libertador. The
Maracaibo Electric Light Co. funcionó hasta 1924, cuando inversionistas
Canadienses adquirieron sus acciones y la denominaron Venezuela Power
Company.
Período 1926 – 1976:
Se instaló una nueva planta en el sector la Arreaga, conocida hoy como
“Central Termoeléctrica Ramón Laguna”.
Años más tardes, en 1940, todavía bajo la propiedad del consorcio
canadiense, se registra la empresa en Maracaibo y cambia la rozón social a C.A.
Energía Eléctrica de Venezuela.
Con este nombre la empresa comenzó a expandirse hacia el área rural en
la década del setenta y adquiere las plantas ubicadas en las zonas de Perijá y
Colón. Es así como fue ampliando sus áreas de influencia, hasta cubrir toda la
Costa Occidental y Sur del Lago de Maracaibo.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
19
En 1973 se inaugura la “Central Termoeléctrica Rafael Urdaneta”, la
segunda en importancia que posee.
Para 1976, el fondo de Inversiones de Venezuela adquiere las acciones
mayoritarias de ENELVEN, convirtiéndose en empresa del Estado Venezolano.
Con ello se traspasan cincuenta y dos años de experiencia de este nuevo
consorcio a la organización, desde el punto de vista de enseñanza administrativa
y gerencial.
Período 1981 – 1988:
En 1981 se produce la interconexión de ENELVEN con el Sistema Eléctrico
Nacional (SEN) a través de un cable que pasa por debajo de la plataforma del
Puente sobre el Lago.
La segunda interconexión con el SEN entra en funcionamiento en 1985,
con la línea de 230 KV que une las subestaciones “El Rincón y “Peonías.
El tendido sublacustre permite transportar la electricidad desde El Tablazo,
en la Costa Oriental, hasta la subestación “Peonías” en la Costa Occidental.
El 11 de Marzo de 1987, se instala una línea de 24 KV desde la
subestación “Santa Bárbara” de ENELVEN hasta la subestación “San Carlos” de
CADAFE, para una tercera interconexión.
El primero de Diciembre de 1988, ENELVEN suscribe con CADAFE, EDELCA
y ELECTRICIDAD DE CARACAS el nuevo contrato de interconexión nacional,
incorporando de esta manera la vos y el voto de la empresa a las discusiones que
a nivel nacional se implementen en materia de planificación y generación del
Sistema Interconectado Nacional. (J. Olier, 2003).
Año 2001:
A partir del primero de Enero del 2001, ENELVEN se sumerge en un
proceso de transformación integral, debido a factores básicamente económicos
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
20
que envuelven la problemática del sistema eléctrico de Venezuela, y que se
resumen a través del mandato de segmentación contenido en el Decreto con
Rango y Fuerza de Ley del Servicio Eléctrico (1999), el cual define la separación
jurídica de las actividades que conforman el suministro de electricidad, buscando
una mayor transparencia en la gestión y regulación de las mismas.
De allí se generó la nueva estructura organizativa de la empresa,
resultando 5 unidades estratégicas de negocio y diversificando su servicio en las
áreas de Energía, Telecomunicaciones y Tecnología de Información.
El 3 de Agosto, ENELVEN es adscrita al Ministerio de Energía y Minas
según gaceta Oficial No. 37.253.
Año 2003:
A partir de este año se implementó una de las nuevas tecnologías a través
del Proyecto Compensación en Serie 400 KV para la subestación El Tablazo,
como parte de un plan nacional que tiene como objetivo aumentar la capacidad
de transferencia de Energía Centro Occidente, a través de la instalación de
bancos condensadores en serie en las líneas de 400 KV.
El 24 de Octubre, en el marco de los 115 años de la Corporación y en
presencia del Presidente de la República Hugo Chávez Frías, fue inaugurada la
fase de arranque de la nueva sede Central Termoeléctrica “TERMOZULIA”, con
un aporte de 300 megavatios al Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Así mismo, desde el 29 de Diciembre del mismo año, entró en
funcionamiento la nueva plataforma SAP – CCS, estrategia enmarcada en el
Proyecto Enlace para atender la necesidad de cambiar el sistema actual de
interacción con el cliente por uno que integre las diferentes áreas de la
organización.
Entre sus bondades se puede destacar: total consistencia e integridad de
los datos, oportunidad para obtener información gerencial que facilite la toma de
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
21
decisiones, mayor integración funcional para una mejor atención y gestión de
clientes, menor tiempo de entrega de información vital, entre otros aspectos.
La Corporación ENELVEN está conformada por cuatro empresas que
desempeñan actividades propias en el sector eléctrico, como lo son: ENELVEN
Generadora (Enelgen), ENELVEN Distribuidora (ENELDIS C.A.), ENELVEN
Costa Oriental (Enelco) y en el área de Telecomunicaciones y Tecnología de
Información (Procedatos).
Sin embargo a partir de la fecha 05/11/2004 en la resolución No. 2209-A la
Junta Administradora aprueba la modificación del esquema organizacional actual
de 5 Empresas (Enelven, Eneldis, Enelgen, Enelco y Procedatos) hacia uno
nuevo de 3 empresas constituidas por:
Enelven,C.A, Enelco C.A y Procedatos
Enelven: Separación basada en Divisiones con enfoque a actividades,
manteniendo la separación contable.
- Generación, Distribución, Comercialización, Centro de Servicios Compartidos, Estrategia y Desarrollo, y Tecnología de Información.
Este esquema o nueva estructuración (Figura 2.1) permite estar
preparados para cumplir con la Ley actual, así como con los ajustes que se
plantean en la misma.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
22
Figura 2.1, Estructuración Organizativa Actual de la Empresa
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
23
2.3 BASES TEÓRICAS
2.3.1 EQUIPOS DE POTENCIA DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
2.3.1.1 TRANSFORMADOR DE POTENCIA
Equipo estático con dos o más devanados que, mediante inducción
electromagnética, transforma un sistema de tensión y corriente alterna en otro
sistema den tensión y corriente generalmente de diferentes valores y a la misma
frecuencia con el fin de transmitir la potencia eléctrica.
Se dice que un transformador es de potencia cuando su capacidad nominal
supera los 500 KVA. Normalmente estos transformadores son usados en niveles
de alta tensión (AT), extra alta tensión (EAT) y ultra alta tensión (UAT),
específicamente dentro de subestaciones que se utilizan para manejar grandes
cantidades de energía.
En principio de este equipo es el más importante de las subestaciones
eléctricas de transformación, ya que el mismo es responsable del cambio de
tensión, objetivo principal de cualquier subestación eléctrica de transformación.
Elementos que conforman un transformador de potencia. (Ver figura 2.2) 1. Bushing de alto voltaje 8. Válvula Alivio de presión
2. Bushing de bajo voltaje 9. Relé de presión súbita 3. Conservador 10. Terminal BCT
4. Relé Buchholz 11. Soporte para suspensión tapa
5. Válvula para filtro de aceite 12. Selector de toma manual
6. Sello de acero 13. Boca de visita 7. Indicador de nivel de aceite 14. Tanque o cuba
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
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15. Gancho para izado 26. Perno de anclaje 16. Termómetro 27. Núcleo 17. Radiador 28. Soporte extremos 18. Válvula de radiador 29. Bobinas 19. Escalera 30. Placa de presión de bobinas 20. Placa de datos 31. Perno de apriete de bobinas
21. Termómetro 32. Cambiador de tomas
22. Gabinete de control 33.Gancho para izar núcleo y bobinas
23. Válvula de drenaje de aceite 34. Seguro de núcleo y bobinas
24. Base 35. Fijación de parte activa 25. Terminal de puesta a tierra
Figura 2.2, Elementos de un Transformador de Potencia
Fuente: Gómez e Iriarte, 2001
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
25
2.3.1.2 INTERRUPTORES
Se puede definir un interruptor o disyuntor como un dispositivo diseñado
para la apertura y cierre de un circuito, por el cual circulan grandes cantidades de
corriente, este puede ser accionado de manera manual o automática. Su función
principal es disipar el arco que se forma internamente entre los contactos al
interrumpir las cargas.
Elementos del Interruptor de Potencia (Ver figura 2.3) 1. Cámara de interrupción 6. Tubo de gas con viga protectora
2. Aislador soporte 7. Supervisión de gas (En el lado opuesto)
3. Estructura soporte 8. Orificios perforados para conexión a
tierra
4. Mecanismo de operación tipo BLK 9. Barra de tracción con tubo protector
5. Resorte de disparo 10. Indicador de posición
Figura 2.3 Interruptor de Potencia AT Tipo LTB D
Fuente: ABB, 2007
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
26
En la actualidad existen diferentes tipos de interruptores o disyuntores
clasificados en la siguiente forma:
Por su medio de extinción de arco:
Interruptor de Bajo Volumen de Aceite
Interruptor de Gran Volumen de Aceite
Interruptor de Hexafloruro de Azufre (SF6)
Interruptor de Botella al Vació
Interruptor de Aire Comprimido
Por su medio de accionamiento:
Interruptores Mecánico (resorte)
Interruptores Hidráulicos
Interruptores Electromecánicos
Estos interruptores son de gran importancia, ya que es el principal mecanismo
de protección del transformador, con él se puede dejar abrir o cerrar el circuito
cuando existen fallas que provienen de las subestaciones eléctricas.
Por otra parte, de acuerdo al tipo de construcción en el mercado existen dos
tipos de interruptores de potencia para aplicaciones en alta tensión
Tanque Vivo (Ver figura 2.4)
Tanque Muerto (Ver figura 2.5)
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
27
Figura 2.4 Interruptor de Potencia para AT de Tanque Vivo
Fuente: ABB, 2007
Figura 2.5 Interruptor de Potencia para AT de Tanque Muerto
Fuente: Siemens, 2007
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28
2.3.1.3 SECCIONADOR
Aparato mecánico de conexión que aseguran, en posición de abierto una
distancia de seccionamiento que satisface unas condiciones especificadas. Se
puede operar sobre él para abrirlo ó cerrarlo cuando el circuito está libre de carga.
Pueden ser unipolares, tripolares y tripolares deslizante. (Ver figura 2.6)
Figura 2.6 Seccionadores de AT
Fuente: Exportaciones Industriales Andaluzas S.L., 2007
2.3.1.3.1 SECCIONADOR DE PUESTA A TIERRA
El seccionador de puesta a tierra, tiene la función de conectar a tierra
parte de un circuito. El seccionador de tierra generalmente está asociado a un seccionador
principal. Normalmente este seccionador cortocircuita un aislador de soporte del
seccionador principal al que se encuentra asociado.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
29
2.3.1.4 TRANSFORMADORES DE MEDICIÓN
Los transformadores de medición están destinados a alimentar
instrumentos de medida, indicadores, registradores, integradores, relés de
protección, o aparatos análogos. Según la magnitud en juego se clasifican en
Transformadores de Potencial y de Corriente.
Actualmente estas funciones se realizan con equipos de tipo
electromagnético, pero la tecnología ya ha comenzado a difundir trasductores
cuya señal de salida es luminosa y se transmite a los aparatos de visualización
mediante fibra óptica.
2.3.1.4.1 TRANSFORMADOR DE POTENCIAL
Los transformadores de potencial también llamados como instrumentales o
de medición, son utilizados para sensar la magnitud de las tensiones, las cuales
son utilizadas como referencia para los equipos de protecciones y las mediciones
de los niveles de tensiones dentro del sistema. Son construidos en dos tipos:
a. Transformador de Potencial Inductivo (Ver Figura 2.7)
b. Transformador de Potencial Capacitivo (Ver Figura 2.8)
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30
Figura 2.7 Componentes del Transformador de
Potencial Inductivo Modelo EMF
Fuente: ABB, 2007
Figura 2.8 Componentes del Transformador de Potencial Capacitivo Tipo CSA
Fuente : ABB, 2007
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
31
2.3.1.4.2 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE
Los transformadores de corriente también llamados como instrumentales o
de medición, son utilizados para sensar la magnitud de las corrientes, las cuales
son utilizadas como referencia para los equipos de protecciones y los equipos de
medición de las corrientes dentro del sistema.
La Figura 2.9 ilustra los componentes de un transformador de corriente.
Figura 2.9 Componentes del Transformador de Corriente AT Tipo IMB
Fuente: ABB, 2007
2.3.1.5 DESCARGADOR DE SOBRETENSIÓN
El descargador de sobretensión es un aparato destinado a proteger los
equipos eléctricos contra sobretensiónes transitorias elevadas y a limitar la
duración y frecuentemente la amplitud de la corriente subsiguiente.
Modernamente se han impuesto los descargadores de óxido de zinc y una
variedad de envolventes. (Ver Figura 2.10 )
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
32
Figura 2.10 Descargador de Sobretension con Envolvente
de Silicona y con Envolvente de Porcelana
Fuente: ABB, 2007
2.3.1.6 CAPACITOR DE ACOPLAMIENTO
Tiene la función de acoplar los sistemas de telecomunicaciones en alta
frecuencia a las líneas aéreas de alta tensión que de esta manera actúan como
soporte de comunicaciones.
Los transformadores de tensión capacitivos pueden cumplir las funciones
de transformador de tensión y de capacitor de acoplamiento para las altas
frecuencias que sostienen la comunicación. (Ver Figura 2.11)
Figura 2.11 Capacitor de Acoplamiento o Transformador Capacitivo
Fuente: ABB, 2007
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
33
2.3.1.7 BOBINA DE BLOQUEO
La bobina de bloqueo, también llamada Trampa de Onda, es un dispositivo
destinado a ser instalado en serie en una línea de alta tensión. Su impedancia
debe ser despreciable a la frecuencia de la red, de manera de no perturbar la
transmisión de energía, pero debe ser selectivamente elevada en cualquier banda
de frecuencia utilizable para la transmisión por onda portadora. (Ver Figura 2.12 y
2.13)
El equipo consiste en un inductor principal, un dispositivo de protección,
descargador, y un dispositivo de sintonización.
Figura 2.12 Bobina de Bloqueo Figura 2.13 Trampa de Onda
Fuentes: Exportaciones Industriales Andaluzas S.L., 2007 y RFL Electronics, 2007
2.3.1.8 AISLADORES
Los aisladores son dispositivos que sirven para mantener un conductor fijo,
separado y aislado de partes que en general no están bajo tensión (a tierra).
Los aisladores que sirven para que un conductor atraviese una pared se
denominan pasamuros. Se los denomina pasatapas cuando atraviesan la cuba de
un transformador o la celda metálica de una instalación blindada. En general se
suelen denominar genéricamente como aisladores pasantes o bushings. (Ver
Figura 2.14 y 2.15)
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
34
La definición de éstos incluye los medios de fijación al tabique o pared a
atravesar.
Figura 2.14 Aisladores
Fuente: Comem, 2007
Figura 2.15 Aisladores Pasantes
Fuente: Celectra, 2007
2.3.1.9 TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES:
Es un equipo que sirve a los servicios internos de funcionamiento de las
subestaciones eléctricas tales como: sala de baterías, alumbrado, etc. Sin el
funcionamiento de este transformador no pudiera funcionar el gabinete o celda de
protección, no existiría alumbrado de la subestación eléctrica y otras funciones
que para su ejecución necesita energía eléctrica.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
35
2.4 SUBESTACIÓN TIPO COMPACTA
Es aquella que utiliza un arreglo básicamente compacto, referido a un
módulo prefabricado y sus barras auto soportadas, con lo cual reduce el tamaño
usual del patio de la subestación, impulsando con esto la flexibilidad en términos
de esquemas eléctricos como de disposición planimetrica, también posee un
sistema de control y protección conformado por un ordenador de módulos y relé
de protección digital.
2.4.1 ALGUNAS ASPECTOS DEL DISEÑO MODULAR PARA
SUBESTACIÓNES. Con la introducción de la tecnología compacta se ha mejorado mucho el
sistema de diseño de subestaciones a partir de módulos funcionales con
lo cual la subestación se divide en módulos en los que los ingenieros de
diseño pueden probar la estructura y el diseño con gran precisión
reduciendo con ello el margen de error. El precio y la viabilidad técnica de una subestación se pueden determinar
al principio de un proyecto. Se pueden generar y evaluar rápidamente alternativas y estimar el valor
de una posible inversión sin necesidad de un estudio exhaustivo del
diseño. Los resultados se obtienen en cuestión de días o incluso de
horas, frente a los varios meses que con frecuencia se requieren para los
sistemas convencionales. Entre las ventajas fundamentales del sistema modular compacto referido
a subestaciones eléctricas está la flexibilidad para adaptarse a la mayoría
de los diseños usuales de subestaciones. El uso de equipamiento híbrido ha permitido desarrollar subestaciones
nuevas, más sencillas y con diseño muy compacto, que se instalan
rápidamente y se sustituyen con facilidad en caso de fallo, con menos
costes de mantenimiento y de vida útil, y que son más fiables que las
configuraciones de subestaciones convencionales.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
36
2.4.2 EMPRESAS QUE OFRECEN TECNOLOGÍA COMPACTA.
Existen un numero significativo de empresas que desde años vienen
trabajando e implementando soluciones de vanguardia con tecnología compacta,
la cual suministra en un solo paquete todos los dispositivos que integran una
bahía, tanto los de potencia como las soluciones del sistema de control y
protección.
Principales empresas fabricantes de este tipo de tecnología a nivel Internacional:
ABB
SIEMENS
ALSTOM
Algunos Modelos de tecnología compacta ofrecidos:
ABB:
Modelo COMPASS
Modelo COMPACT
SIEMENS:
Modelo SIMOVER
Modelo SIMOBREAKER
ALSTOM:
Modelo AIM-CASI
Modelo AIS-S
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
37
2.4.2.1 ABB
Partiendo de la pagina electrónica de la empresa ABB, www.abb.com (
The ABB Group - Automation and Power Technologies ) se tomó información
relacionada a los modelos Compass y Compact respectivamente, contenida en el
“Brochure with all Basic information about COMPASS and COMPACT
substations”, como se describe a continuación:
2.4.2.1.1 COMPASS
Buscando la respuesta para enfrentar a un mundo cambiante en lo
concerniente al mercado de energía y proporcionar a los usuarios todas las
funciones requeridas por las subestaciones, ABB introdujo en el mercado
módulos innovadores para subestaciones compactas con tensiones de hasta 145
KV, cumpliendo con los estándares de equipos de alto voltaje o HV (siglas en
ingles), transductores ópticos y moderna tecnología de información. Ver Figura
2.16
Figura 2.16 Modulo COMPASS
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
38
El módulo Compass esta equipado por los siguientes componentes,
mostrados en la Figura 2.17
Interruptor: El diseño de la cámara de interrupción es Tipo LTB (auto
soplante con SF6)
El transformador de corriente es aislado con gas SF6, tipo TG.
El mecanismo de operación es tipo BLK (resorte), con dos variantes: La
primera es el BLK 82 de polo simple y la otra es el BLK 222 tripolar.
Los componentes anteriormente mencionados son combinados dentro del
mismo aparato, donde el transformador de corriente sirve como soporte de la
cámara de extinción; en el módulo Compass dicha cámara tiene un arreglo
horizontal tomando el equipo la forma de una Γ griega (gamma).
Seccionadores: El aparato en forma de Γ es instalado sobre un carruaje,
que es manejado con un motor, donde el desplazamiento de éste, puede
conectar o aislar el circuito asociado. Los terminales están sobre los topes de
los aisladores, unidos a un soporte fijo.
Figura 2.17 Componentes que integran el módulo Compass
Fuente: ABB, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
39
El equipo Compass por consiguiente es equivalente a: Interruptor + Transformador de Corriente + Contactos interiores y exteriores de los Seccionadores.
Seccionadores de puesta a tierra: Pueden ser instalados en cualquiera o en
ambos lados externos de los aisladores.
Descargadores de sobretensión: Pueden ser instalados sobre el módulo en
el lado opuesto del transformador de corriente.
DISPOSICIÓN DE EQUIPOS COMPASS ABB DENTRO DE UN PATIO DE TRANSFORMACIÓN EN SUBESTACION ELECTRICA DE ALTA TENSION.
El diseño modular compass reduce considerablemente el patio de
transformación debido a que los equipos son integralmente compactos, esto
produce una ventaja en lo que se refiere al aprovechamiento del espacio y reduce
el impacto visual que presentan las subestaciones convencionales. Ver figuras
2.18, 2.19, 2.20, 2.21 y 2.22.
Figura 2.18 Módulo COMPASS
Fuente: ABB, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
40
Figura 2.19 Vista lateral del Modelo COMPASS
Fuente: ABB, 2006
Figura 2.20 Modulo Compass con Barra Nabla
Fuente: ABB, 2007
Figura 2.21 Vista de planta de Subestación Compass
Fuente: ABB, 2006
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
41
Figura 2.22 Vista Lateral de Subestación Compass
Fuente: ABB, 2006
2.4.2.1.2 COMPACT
En forma similar ABB introduce un nuevo concepto de celdas integrales o
módulos switchgear.
Estos módulos se encuentran disponibles como:
Módulos de Interrupción.
Módulos de entrada de línea.
Módulos de medición de energía.
El módulo de interrupción incluye todas las funciones realizadas por un
interruptor de una bahía convencional. Se basa en montar un interruptor estándar
de ABB en un carruaje con un transformador de corriente convencional u óptico
y/o un transformador de voltaje. El módulo puede, si es requerido, ser equipado
con seccionador de puesta a tierra y/o descargadores de sobretensión.
LTB Compact usa interruptores tipo LTB de operación tripolar equipada
con un mecanismo de operación de resorte tipo BLK. Este mecanismo está
encerrado en un cajetin resistente a la corrosión tipo IP 55 y está unido a la viga
principal de soporte de los polos. Ver figura 2.23
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
42
Figura 2.23 Módulo de interrupción LTB Compact
Figura: ABB, 2007
La principal ventaja con el interruptor montado en un carruaje es que la
función de desconexión es lograda a través del movimiento completo de la unidad
de interrupción. Así los seccionadores convencionales son desplazados por esta
función de desconexión con contactos fijos libre de mantenimiento. El interruptor
puede ser retirado para servicio o reemplazo con una unidad sustituta en corto
tiempo. Para mecanismo de movimiento del carruaje es utilizado un motor tipo
BCM-F o con un mecanismo de operación manual tipo BCM-H.
El módulo puede ser equipado con condición de monitoreo cuando se
requiera (mantenimiento cuando sea necesario) en lugar de tiempos de
mantenimientos programados e innecesarios.
El módulo de switchgear LTB Compact completo es probado como una
bahía completa como es acordado en los estándares internacionales, con los
diferentes equipos incluidos.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
43
El estándar de ABB Compact consiste de los siguientes equipos de alto voltaje:
Interruptor de potencia: Tipo LTB con mecanismo de operación BLK.
Carruaje: con una motor de operación tipo BCM-F o un mecanismo de
operación manual tipo BCM-H
Contactos fijos.
Estructura soporte para los contactos fijos.
Otros equipos adicionales pueden ser utilizados, tales como:
Transformador de corriente: IMB (123-170 KV) transformadores de
corriente convencional en aceite o DOCT transductores ópticos digitales
de corriente.
Transformadores de tensión: CPA/ CPB Transformadores de voltaje
capacitivos o DOVT Transductores ópticos digitales de voltaje.
Seccionador de puesta a tierra: Tipo NVA.
Descargadores de sobretensión: PEXLIM aisladores poliméricos
También posee diferentes sistemas tal como el sistema de
SWITCHGUARD que permite la supervisión remota, del sistema SWITCHSYNC
que realiza las funciones de sincronización en la apertura y cierre de los
interruptores de la conmutación de bancos de capacitares, reactores,
transformadores y líneas aéreas largas, y del sistema SWITCHCONTROL el cual;
procesa las señales para controlar las funciones de interrupción y desconexión.
Módulos de entrada de línea
El módulo de entrada de línea (Figura 2.24) puede incluir varias funciones y
aparatos integrados a una misma estructura, donde éstos eran ubicados en
distintas estructuras en el patio. Un módulo de entrada de línea es la
combinación de los siguientes equipos de alto voltaje:
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
44
Transformador de voltaje capacitivos tipo CPA o CPB o transductores
ópticos digitales de voltaje tipo DOVT
Seccionador de puesta a tierra NVA.
Los siguientes equipos pueden se incluidos:
Descargador de sobretensión PEXILIM.
Transductores ópticos digitales de corriente tipo DOCT.
Módulo de medición de energía (combinado DOVT/DOCT)
Figura 2.24 Módulo de entrada de línea
Fuente: ABB, 2007
Módulo de medición de energía
Este módulo es una combinación de transductores óptimos digitales de
corriente DOCT y transductores óptimos digitales de voltaje DOVT con equipos de
interfase y comunicación. La combinación DOVT/DOCT consiste de un DOCT
montado directamente en el tope del DOVT. Las fibras ópticas son empotradas en
aisladores polimérico del divisor de voltaje capacitivo. Los datos digitales de la
corriente y de voltaje son enviados a través de una interfase para calcular la
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
45
energía. El sistema entero de transductores y equipos de medición permite una
precisión del 0.5%.
El módulo de medición de energía puede ser instalado separadamente o
combinado con el módulo de entrada de línea anterior.
2.4.2.2 SIEMENS
De igual manera se revisó la página electrónica de la empresa SIEMENS, www.energy-portal.siemens.com, (SIEMENS Power Transmission and
Distribution) y se obtuvo la siguiente información relacionada con los modelos que
ofrece esta empresa, a continuación se indican los dos modelos:
2.4.2.2.1 SIMOBREAKER
Los componentes del módulo compacto SIMOBREAKER son los interruptores,
seccionadores tipo “Doble apertura”, los transformadores de corriente o de
tensión, seccionadores de puesta a tierra y los descargadores de sobretensión,
montados todos sobre una misma estructura. (Ver Figura 2.25)
Figura 2.25 Módulo SIMOBREAKER
Fuente: Siemens, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
46
Los dispositivos necesarios para la operación, monitoreo y protección del
módulo están guardados en armarios estándar de control local. Éstos están de
manera colgada montados directamente sobre el marco estructural soporte. El
proyecto de control y protección se ajusta a la corriente que corresponde a la
demanda de los usuarios, conteniendo todas las funciones necesarias para una
eficiente y segura operación.
La Figura 2.26 muestra las dimensiones del equipo SIMOBREAKER 170KV
Figura 2.26 Dimensiones del Modulo SIMOBREAKER – 170KV, Vista frontal y planta
Fuente: Siemens, 2007
2.4.2.2.2 SIMOVER
El módulo compacto SIMOVER es aplicable para subestaciones
compactas con interruptores de potencia desplazables, tanto en regiones con
estaciones de transformación pequeñas, como en centros industriales, son
concebidas asegurando el suministro económico de corriente eléctrica en un nivel
de tensión nominal de 123 a 145 KV (Ver Figura 2.27).
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
47
Figura 2.27 Módulo SIMOVER
Fuente: Siemens, 2007
Las tecnología de SIEMENS para subestaciones utilizando el modelo
SIMOVER ahorra considerablemente espacio, con interruptores de potencia
desplazables convienen precisamente en estaciones transformadoras pequeñas
bajo condiciones de espacio limitado ya que integran todos los componentes de
una bahía de alta tensión y al mismo tiempo eliminan los seccionadores de barras
colectoras al igual que la salida de las derivaciones, también resultan muy
adecuada para interiores.
El módulo compacto SIMOVER es absolutamente integral, todos los
componentes de una bahía de alta tensión incluso los tramos de seccionamineto
están integrados en una unidad. El transformador de medida también se ha
incluido en este concepto. Esto significa que un control o mando estándar basta
para toda la bahía. Además, el equipo completo requiere aproximadamente el
45% del espacio que necesita una bahía tradicional, como se ilustra en la Figura
2.28
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
48
Figura 2.28 Comparación del tamaño de una Subestación convencional y una con tecnología SIMOVER
Fuente: Siemens, 2007
2.4.2.3 ALSTOM
De la página electrónica de la empresa ALSTOM, http://www.power.alstom.com/home/ se reviso información relacionada a los
modelos propuestos por dicha empresa, los cuales son AIM-CAIS 145 KV y AIM-
S 145 KV en lo que se refiere a Módulos Compactos.
ALSTOM ha estudiado el comportamiento del sistema, donde se observa
la tendencia de la construcción de más subestaciones con menos números de
celdas. Esto ha obligado a la empresa ALSTOM a desarrollar una tecnología
compacta, utilizando módulos con aislamiento en aire (AIM, siglas en ingles) y
módulos de aislamiento en gas (AIG, siglas en ingles), buscando ocupar menores
espacios, reducir el tiempo de instalación y puesta en servicio, agilizar el diseño,
facilitar el mantenimiento y reducir los costos durante todo el ciclo de vida útil de
la subestación. Esta tecnología también es aplicable al momento de ampliar la
capacidad de subestaciones existentes y renovar sus equipos.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
49
2.4.2.3.1 AIM-CAIS 145 KV
AIM-CASI es un nuevo diseño de subestación que incluye dispositivos
ALSTOM, extensamente probados. Se encuentra integrado por un interruptor de
tanque muerto DTI con tramo de maniobra horizontal, accionamiento por energía
de resorte y transformadores de corriente integrados en sus bushings,
transformador de tensión, protección de sobretensiones, seccionadores puesta a
tierra y seccionadores de doble apertura lateral, donde los contactos de los
seccionadores se montan en los bornes del interruptor, del transformador de
tensión y/o soportes aisladores. La subestación compacta con aislamiento de aire
es un sistema abierto para instalaciones con barra distribuidora simple y doble.
Las zonas densamente pobladas tienen por naturaleza una necesidad de
energía muy elevada, y en la mayoría de los casos el espacio físico para levantar
subestaciones o y redes de Transmisión de energía de gran superficie es muy
reducido, ALSTOM da la respuesta ideal con su nuevo Modelo Compact Air
Insulated Switchgear (CASI, singlas en ingles), el cual se muestra en la figura
2.29.
Esta configuración de dispositivos de maniobra y la forma
constructiva logra reducir hasta en un 60% los requerimientos de espacio físico y
ofrece enormes ventajas en el montaje de la instalación, maniobra y distribución
al aire libre en las cercanías del consumidor.
Figura 2.29. Modulo AIM-CAIS 145 KV
Fuente: CAIS Compact Air Insulated Substation de 72.5-145 KV
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
50
Componentes del Modulo AIM-CAIS 145 KV ( Ver figura 2.30):
1. Convertidores de tensión integrados
2. Interruptor de potencia DT1 con convertidores de corriente integrados
3. Contactos de seccionador montado directamente en el interruptor de
potencia
Figura 2.30. Componentes del Modulo AIM-CAIS 145 KV
Fuente: CAIS Compact Air Insulated Substitution de 72.5-145 KV
2.4.2.3.2 AIM-S 145 KV
Un aparato compacto, multifuncional, que incorpora un interruptor,
transformador de corriente, seccionador de línea y seccionador de puesta a tierra;
diseñado para subestaciones con aislamiento de aire de alta tensión, para un
esquema en “H”, con barra de distribución sencilla o con interruptor y medio. El
AIM-S 145KV es un equipo modular compacto, multifuncional que se puede
utilizar en subestaciones de alta tensión con aislamiento en aire. Los bloques que
lo conforman son los mismos elementos que en instalaciones convencionales:
Interruptor, seccionador y transformador de medida. El conjunto se ha diseñado
para que cumpla con las funciones de interrupción, seccionamiento y medidas.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
51
Está constituido por equipos manufacturados y certificados por ALSTOM:
Interruptor tipo S1, con mecanismo de apertura monopolar de resorte.
Transformador de corriente tipo CTH170, con aislamiento en aceite.
2.4.5 CARACTERISTICAS DE LOS EQUIPOS DE LAS SUBESTACIONES COMPACTAS
Los valores que se indican en las tablas 2.1 a la 2.12 que a continuación
observaremos hacen referencia a las características básicas de los equipos mas
importantes existentes en las subestaciones compactas, las tablas se realizaron
unificando la información mas relevante de cada uno de los fabricantes a modo de
manejar las opciones y tener los valores de cada uno de ellos, características
constructivas y eléctricas de algunos de estos equipos, se observa que los tres
principales fabricantes de esta tecnología poseen dos modelos. Cada modelo
tiene sus particularidades, existen variables de diseño y funcionamiento en cada
uno de ellos como se indico en el punto anterior.
Cabe destacar que se solicito información técnica y constructiva a cada
una de las compañías. Alguna de estas no suministraron suficiente información
por lo tanto solo se coloco los datos obtenidos.
Los factores relevantes de exigencia de la Corporación ENELVEN, C.A
para seleccionar la tecnología más viable se enfoca en:
Cumplimiento de las especificaciones técnicas generales para el suministró
de los equipos a ser instalados en las subestaciones compactas.
Que no se modifiquen las filosofías de operación, protección, control,
ampliación y mantenimiento, dimensiones de equipos, ventajas y
desventajas que proporcionaran a la subestación, al personal y al sistema.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
52
MODULOS COMPACTOS
Tabla 2.1. Características Generales de los Módulos Compactos
FABRICANTES DE TECNOLOGIA COMPACTA ABB SIEMENS ALSTOM
Modelos Compactos
CO
MPA
SS
CO
MPA
CT
SIM
OB
REA
KER
SIM
OVE
R
AIM
-S
AIM
-CA
IS
EQUIPOS Fabricación •En serie (Pre-fabricados) •Convencionales Probados en fabrica Suminsitro de un solo proveedor Reducen las partes móviles Tiempo de entrega •≤4 meses •Entre 4 y 6 meses •<a 6 Meses Tipo Intemperie FUNDACIONES Equipos •≤4 Fundaciones •>4 Fundaciones •Base de Concreto Barras •Autosoportada •Convencionales CONTROL Control convencional Control numérico Pre-cableado Armario de agrupamiento Esquema de control simplicado PROTECCIONES Electromecánico Numérico Pre-cableado ESTRUCTURAS •Equipo •Barra •Adicional •Facil instalacion Reemplazo Interruptor
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
53
Tabla 2.2. Características Generales de los Módulos Compactos (Continuación)
FABRICANTES DE TECNOLOGIA COMPACTA ABB SIEMENS ALSTOM
Modelos Compactos
CO
MPA
SS
CO
MPA
CT
SIM
OB
REA
KER
SIM
OVE
R
AIM
-S
AIM
-CA
IS
Continuación de Estructuras •Facil y rapido •Convencional Requiere desenergizacion •La barra y el transformador •La línea Transformador de corriente Reemplazo •Facil y rapido •Convencional Acceso vehicular obligatorio Contactos fijos libre mantenimiento Requiere desenergizar •La barra y el transformador •La línea Herramientas especiales •Para instalacion
Montacargas Grua
•Para mantenimiento Señoritas (Winches ) Grua
DIMENSIONES Ancho •Sin desplazamiento (m) 5 6 5 6,9 4,4 ? •Con desplazamiento (m) 7,2 6 – 6,9 7,9 – Largo •Sin desplazamiento (m) 2,63 3,35 4,5 5,6 3,5 ? •Con desplazamiento (m) 2,63 6,7 – 5,6 3,5 – Alto •Sin barra (m) 5,49 5,47 6 6,5 6,587 ? •Con barra (m) 7,5 8,81 7,33 9 7,33 7,33Volumen (m³) 142,2 354,6 165,2 347,8 202,3 ? Distancias entre Fase/fase (m) 2,4 1,75 2 21 2,2 ? Fase/fase minima (m) 2,4 1,4 1,4 1,7 2,2 ? Fase/tierra (m) 1,1 1,1 1,1 1,49 ?
Fuente: Castellanos, 2007
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54
DESCARGADORES DE SOBRETENSION O PARARRAYOS
Tabla 2.3. Características Constructivas de los Descargadores de Sobretension o Pararrayos
FABRICANTES DE TECNOLOGIA COMPACTA ABB SIEMENS ALSTOM
Descargadores de Sobretension o Pararrayos
CO
MPA
SS
CO
MPA
CT
SIM
OB
REA
KER
SIM
OVE
R
AIM
-S
AIM
-CA
IS
Características Constructivas ZnO (Oxido de Zinc) SiC (Carburo de Silicio) En la misma estructura Estructura adicional
Fuente: Castellanos, 2007
Tabla 2.4 . Características Eléctricas de los Descargadores de Sobretension o Pararrayos
FABRICANTES DE TECNOLOGIA COMPACTA ABB SIEMENS ALSTOM
Descargadores de Sobretension o Pararrayos
CO
MPA
SS
CO
MPA
CT
SIM
OB
REA
KER
SIM
OVE
R
AIM
-S
AIM
-CA
IS
Características Eléctricas Tensión nominal (KV rms) 120 120 150 120 120
Frecuencia nominal del sistema (Hz) 60 60 60 60
Nivel básico de asilamiento (1,2/50 µs) (KV c) 650 650 650 650
Corriente para tensión de descarga (KA)
Tensión máxima de operación continua (MCOV) - KA rms 90 90
Capacidad aliviadero de presión (KArms)
FOW a 10 KA 0,5 µs (KV c)
Tensión de descarga a impulso de conmutación a 1000A (KV c)
Tensión máxima de descarga con onda de 8/20 µseg, 10 KA (KV) 105 351,9 351,9
Tipo
Clase ZnO ZnO
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
55
INTERRUPTOR
Tabla 2.5. Características Constructivas de los Interruptores
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Interruptor
CO
MPA
SS
CO
MPA
CT
SIM
OB
REA
KER
SIM
OVE
R
AIM
-S
AIM
-CA
IS
Características Constructivas Disposición de la cámara de extinción
•Horizontal
•Vertical
Tipo de cama de extinción
•Tanque vivo
•Tanque muerto
Aislamiento
•Interno
Gas SF6
•Externo
Porcelana
Mecanismo de operación
•Resorte
•Monopolar
•Tripolar
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
56
Tabla 2.6. Características Eléctricas y Mecánicas de los Interruptores
FABRICANTES DE TECNOLOGIA COMPACTA ABB SIEMENS ALSTOM
Interruptor
CO
MPA
SS
CO
MPA
CT
SIM
OB
REA
KER
SIM
OVE
R
AIM
-S
AIM
-CA
IS
Características Eléctricas y Mecánicas
Nivel de tensión (KV rms) 145 145 145 145 145 145
Frecuencia de servicio (Hz) 60 60 60 60 60 60
Nivel básico de asilamiento (KV rms) 650 650 650 650 650 650
Tensión de corta duración (KV rms) 275 275 275 275 275 275 Tiempo de corta duración (S) 1 1 3
Corriente nominal (A rms) 1600 3150 2000 2000 1600 1600
Corriente de cortocircuito (KA rms) 40 40 31,5 40 40 40
Factor de despeje de apertura de polos (1,5) 1,5 1,5
Tiempo de apertura (ms) 50 40 Mecanismo de Operación Operado por resorte si si si Tensión de la calefacción (Vac) 230 230
Contactos auxiliares disponibles 5NO-5NA 5NO-5NA
Numero de bobinas de disparo independientes 2 2
Numero de bobinas de cierre independientes 1 1--2
Enclavamiento Eléctrico Eléctrico Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
57
SECCIONADORES
Tabla 2.7. Características Constructivas de los Seccionadores
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Seccionador
CO
MPA
SS
CO
MPA
CT
SIM
OB
REA
KER
SIM
OVE
R
AIM
-S
AIM
-CA
IS
Características Constructivas Tipo de Operación
•Monopolar
•Tripolar
Convencionales
•CBS
•Apertura central – – – –
•Montaje horizontal – – – –
•Montaje vertical – – – –
Compactos
•Giro en su propio eje
•Carruaje
Desplazamineto lateral
Desplazamineto frontal
Mecanismo de operación
•Operación
Manual
Motorizado
Cuando el equipo se encuentra seccionado
Dispositivos energizados
•Interruptor
•Transformador de corriente
•Transformador de tensión – – –
•Switch de puesta a tierra
•Pararrayos
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
58
Tabla 2.8. Características Eléctricas y Mecánicas de los Seccionadores
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Seccionador
CO
MPA
SS
CO
MPA
CT
SIM
OB
REA
KER
SIM
OVE
R
AIM
-S
AIM
-CA
IS
Características Eléctricas y Mecánicas
Nivel de tensión (KV rms) 145 145 145 145 145 145
Frecuencia de servicio (Hz) 60 60 60 60 60 60
Tensión impulso atmosférico (KV rms) 750 750 650 650
Tensión de corta duración (KV rms) 315 315 275 275 Tiempo de corta duración (S) 1 1 3 3
Corriente nominal (A rms) 1600 1600 1250 1250 2500 2500
Corriente de cortocircuito (KA rms) 40 40 40 40 40 40
Contactos auxiliares 2NO-2NA 2NO-2NA
Fuente: Castellanos, 2007
TRANSFORMADOR DE TENSION
Tabla 2.9. Características Constructivas de los Transformadores de Tensión
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Transformador de Tensión
CO
MPA
SS
CO
MPA
CT
SIM
OB
REA
KER
SIM
OVE
R
AIM
-S
AIM
-CA
IS
Características Constructivas Modelo convencional Modelo óptico Aislador •Porcelana •Polimerico Instalado en : •Misma estructura •Estructura adicional
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
59
Tabla 2.10. Características Eléctricas y Mecánicas de los Transformadores de Tensión
FABRICANTES DE TECNOLOGIA COMPACTA ABB SIEMENS ALSTOM
Transformador de Tensión
CO
MPA
SS
CO
MPA
CT
SIM
OB
REA
KER
SIM
OVE
R
AIM
-S
AIM
-CA
IS
Características Eléctricas y Mecánicas
Tipo de conexión si si si si si si
Numero de fases si si si si si si
Frecuencia nominal del sistema (Hz) 60 60 60 60 60 60
Tensión nominal del sistema (KV ) 138 138 138 138 138 138 Nivel básico de aislamiento (KV) 650 650 650 650 650 650
Clase de precisión (todo el devanado) si si si si si si
Tensión en secundarios (V) 115 115 115 115 115 115
Fuente: Castellanos, 2007
TRANSFORMADOR DE CORRIENTE
Tabla 2.11. Características Constructivas de los Transformadores de Corriente
FABRICANTES DE TECNOLOGIA COMPACTA ABB SIEMENS ALSTOM
Transformador de Corriente
CO
MPA
SS
CO
MPA
CT
SIM
OB
REA
KER
SIM
OVE
R
AIM
-S
AIM
-CA
IS
Características Constructivas Modelo •Convencional •Optico Integrado al interruptor •Gas SF6 •Aceite Aislador •Porcelana •Polímero
Fuente: Castellanos, 2007
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
60
Tabla 2.12. Características Eléctricas y Mecánicas de los Transformadores de Corriente
FABRICANTES DE TECNOLOGIA COMPACTA ABB SIEMENS ALSTOM
Transformador de Corriente
CO
MPA
SS
CO
MPA
CT
SIM
OB
REA
KER
SIM
OVE
R
AIM
-S
AIM
-CA
IS
Características Eléctricas y Mecánicas
Tensión máxima (KV) 145 145 145 145
Frecuencia nominal del sistema (Hz) 60 60 60 60
Nivel básico de aislamiento (KV) 650 650
Corriente nominal primario (A) 1600 1600 2000 2000 Corriente de cortocircuito (KA) 40 40 31,5 31,5
Corriente nominal secundario (A) 5 5 1 1
Cantidad de devanados totales 3 3 4 4
Cantidad de devanados para protección 2 2 3 3
Relación de transformación 1600/800/400:5
1600/800/400:5 ,1000:1 ,1000:1
Clase de precisión (para todo el devanado) 30VA 5P30
30VA 5P30
20VA 5P20
20VA 5P20
Cantidad de devanados para medición 1 1 1 1
Relación de transformación 1600/800/400:5
1600/800/400:5
,1000 :1
,1000 :1
Clase de precisión 30VA/ 0,2
30VA/ 0,2
15VA/ 0,5
15VA/ 0,5
Fuente: Castellanos, 2007
2.5 TEORIA DE MANTENIMIENTO
2.5.1 MANTENIMIENTO
El Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED), filial de PDVSA
(1995), define al mantenimiento como: "El conjunto de acciones orientadas a
conservar o restablecer un sistema y/o equipo a su estado normal de operación,
para cumplir un servicio determinado en condiciones económicamente favorable y
de acuerdo a las normas de protección integral."
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
61
Para Moubray (1997), el mantenimiento significaba "Acciones dirigidas a
asegurar que todo elemento físico continúe desempeñando las funciones
deseadas".
Por su parte Anzola (1992), lo describe como "Aquél que permite alcanzar
una reducción de los costos totales y mejorar la efectividad de los equipos y
sistemas".
En otras palabras, el objetivo tradicional de mantenimiento es el de
asegurar la máxima disponibilidad de máquinas y equipos para generar los
productos y servicios requeridos, en calidad y oportunidad. Manual de
mantenimiento de instalaciones industriales, Gustavo- Barcelona.
2.5.1.1 OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO
La meta general que se persigue con el mantenimiento es la de elevar al
máximo los beneficios derivados de las oportunidades disponibles en el mercado,
y la secundaria corresponde a aspectos técnicos y económicos correspondientes
a la conservación de máquinas y herramientas; ambas, derivan en la
contemplación de aspectos como seguridad, medio ambiente, ahorro de energía,
disminución del tiempo muerto, calidad del servicio a los clientes y máxima
disponibilidad de las instalaciones y equipos. Una medida útil para aproximar el
costo del desarrollo del mantenimiento esta dado por la siguiente expresión:
Donde el Costo de mantenimiento está dado por el valor en dinero gastado
en las operaciones desarrolladas; y los Activos fijos mantenibles son aquellos
equipos, maquinarias, y construcciones revaluados a precios corrientes y
correspondientemente depreciados. El momento ideal para llevar a cabo puede
ser determinado desde muchos puntos de vista, a los cuales les va a
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
62
corresponder un determinado tipo de mantenimiento; teóricamente existe la
llamada "curva de falla" (Ver Fig. 2.29)
Figura 2.31 Curva de Falla
Fuente: Moubray, 1997
Para la consecución de estos objetivos generales se deberán alcanzar
metas específicas más concretas que se describen a continuación.
Máxima productividad.
Reducción de los costos causados por averías de equipos críticos.
Aporte de sugerencias de mejora productiva, a través de la experiencia en
intervenciones de las máquinas.
Reparación en el mínimo tiempo y con la máxima durabilidad.
Disminución de los paros no programados y realización óptima de las
actividades preventivas programadas.
Mínimo costo.
Aprovisionamiento de repuestos de los equipos, con una medida justa
entre la inversión realizada para la adquisición de éstos y el costo que
ocasiona la parada por su ausencia.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
63
Prolongación de la vida de la máquina en sus condiciones originales de
calidad y de rechazo.
Ahorro energético.
Aseguramiento del suministro de energía eléctrica, aire comprimido, gas,
etc.
Mínimo impacto en el medio ambiente.
Máxima seguridad e higiene.
Aseguramiento de la integridad de las personas, los equipos y las
instalaciones.
Garantía de la calidad exigida.
2.5.1.2 TIPOS DE MANTENIMIENTO
Existen tres tipos de mantenimiento. Según las actividades a realizar es
importante mencionar que ninguno es más importante que otro, pero cada tipo
será utilizado según los requerimientos de equipo o de empresa. (Manual de
mantenimiento de instalaciones industriales, Gustavo- Barcelona).
a. Mantenimiento Preventivo
Es el mantenimiento efectuado sistemáticamente, con la intención de
mantener una instalación en condiciones específicas y reducir la posibilidad de
desperfectos o la presencia de la falla en los equipos. Es el conjunto de acciones
necesario para conservar un equipo en buen estado, independientemente de la
aparición de las fallas. Cubre todo el mantenimiento programado que se realiza
con el fin de, Prevenir la ocurrencia de fallas. Se conoce como Mantenimiento
Preventivo Directo o Periódico -FTM (Fixed Time Maintenance) por cuanto sus
actividades están controladas por el tiempo. Se basa en la Confiabilidad de los
Equipos (MTTF) sin considerar las peculiaridades de una instalación dada.
Ejemplos: limpieza, lubricación, recambios programados.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
64
b. Mantenimiento Predictivo
Cuando la falla se presenta de manera progresiva, pueden controlarse
ciertos parámetros físicos que permiten decidir la intervención del equipo antes de
la ocurrencia de la falla. Este tipo de mantenimiento se conoce como de condición
o predictivo ya que busca efectuar la reparación de equipos en el umbral de
ocurrencia de la falla, bajo condiciones programadas, minimizando así los costos
globales de mantenimiento. Este mantenimiento se lleva a cabo usando
herramientas de predicción físicas (ultrasonidos, rayos X, termografía,
vibriometría, análisis espectográficos de lubricantes) o estadísticos (técnicas de
confiabilidad).
c. Mantenimiento Correctivo
Es el conjunto de acciones necesarias para devolver un equipo a
condiciones operativas luego de la aparición de una falla. El mantenimiento
correctivo se puede clasificar de la siguiente manera:
No planificado:
Es el mantenimiento de emergencia (reparación de roturas). Debe efectuarse
con urgencia ya sea por una avería imprevista a reparar lo más pronto posible
o por una condición imperativa que hay que satisfacer (problemas de
seguridad, de contaminación, de aplicación de normas legales, etc.).
Planificado:
Se sabe con antelación qué es lo que debe hacerse, de modo que cuando se
pare el equipo para efectuar la reparación, se disponga del personal, repuesto
y documentos técnicos necesarios para realizarla correctamente.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
65
2.5.2 PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO
Según PAR Consulting Limited (1997; p89) “se entiende por programa de
mantenimiento a todas las acciones emprendidas por una disciplina en algún
lugar o sobre un elemento de la planta, a frecuencia dada”. Los programas de
mantenimiento pueden agruparse según su frecuencia en dos clases:
Programas de Baja Frecuencia: por lo general, estos programas no
tienen una frecuencia suficiente para formar parte de una secuencia de
acciones que pueden recordarse fácilmente, por lo que deben ser definidas
detalladamente cada vez que se planifican. Debe emitirse una orden de
trabajo para la persona a cargo de ejecutar esta tarea, y en ella ha de
estipularse lo que debe hacerse, ya sea en su totalidad o por referencia a
otros procedimientos estándar.
Programas de Alta Frecuencia: Estos programas por lo general reúnen
las acciones de mantenimiento a cargo de un operador. Cuando es éste el
caso, debe hacerse todo esfuerzo posible por incorporar estas actividades
a una serie de procedimientos operativos que conforman una rutina.
Cuando se realizan tareas técnicamente más avanzadas a altas
frecuencias, la mejor práctica consiste en suministrar una orden de trabajo
o lista de tareas que pueda ser utilizada para definir la tarea por referencia
a estándares e indicar la acción y el día de ejecución de la misma en un
documento.
2.5.3 SISTEMAS DE MANTENIMIENTO
El mantenimiento puede ser considerado como un sistema, con un
conjunto de actividades que contribuyen al logro de las metas de producción, al
incrementar las utilidades, minimizar el tiempo muerto de la planta, mejorar la
calidad e incrementar la productividad. (Matalobos, 1998)
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
66
Un sistema de mantenimiento puede verse como un modelo sencillo de
entrada-salida. Las entradas de dicho modelo son: mano de obra, administración,
herramientas, refacciones, equipo, etc., y la salida es un equipo funcionando,
confiable y bien configurado para lograr la operación planeada, a través de
ciertas actividades. (Duffua-Raouf, 2000)
a. PLANEACIÓN.
La planeación es el proceso mediante el cual se determinan los elementos
necesarios para realizar una tarea, antes del momento en que se inicie el trabajo.
El mantenimiento planeado se refiere al trabajo que se realiza a través del manejo
de registros, previendo y controlando procesos. Incluye todos los tipos de
mantenimiento, y para desarrollarlo se necesitan todos los pasos descritos a
continuación.
b. OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN.
Sirve para determinar con precisión los trabajos necesarios para mantener
la capacidad de producción. Para conseguirlos, se utilizan los siguientes patrones:
Documentación del Proveedor.
Normas internacionales.
DOCUMENTACIÓN DEL FABRICANTE Y/O PROVEEDOR
Al adquirir un sistema o equipo debe exigírsele al fabricante la siguiente
información: (Matalobos, 2000).
Todos los planos y esquemas lógicos del material “como construido”. Estos
planos deben incluir diagramas unifilares, planos de vistas explotadas, de
diagramas funcionales y diagramas de instrumentación y tubería, según el
tipo de instalación. Los especialistas de mantenimiento deben confirmar la
suficiencia de estos planos y esquemas, cuya complejidad y cantidad
dependerá de la propia complejidad del material.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
67
Información y especificaciones del sistema y sus componentes principales.
Procedimientos de operación, incluyendo ubicación y función de todos los
controles consumibles requeridos para el mantenimiento.
Requisitos de mantenimiento preventivo, incluyendo frecuencias y
procedimientos de lubricación, inspección, sustitución programada y otras
actividades preventivas.
Ayudas para la solución de fallas, incluyendo esquemas lógicos de
búsqueda de fallas recomendaciones y procedimientos de reparación.
Especificaciones de confiabilidad, disponibilidad, mantenibilidad, seguridad,
repuestos necesarios y costos esperados de operación pueden ser
requeridos del proveedor en sistemas complejos.
Requerimientos de formación de personal.
2.5.4 PROGRAMA ESPECÍFICO DE MANTENIMIENTO.
Según (Matalobos, 2000) debe elaborarse un programa específico de
mantenimiento para cada equipo; éste se refiere a una lista completa de las
tareas de mantenimiento que se van a realizar en dicho equipo.
El programa incluye el nombre y número de identificación del equipo, la
lista detallada de las tareas que se llevarán a cabo (inspecciones, mantenimientos
preventivos, reemplazos) y la frecuencia de cada una; herramientas especiales
que se necesitan, materiales a utilizar y cualquier otro detalle acerca de algún
arreglo de mantenimiento por contrato.
Estos conjuntos de tareas son conocidos como instrucciones de trabajo de
mantenimiento. Deben ser desarrolladas aprovechando el conocimiento del
personal técnico de ejecución con más experiencia y las recomendaciones de los
fabricantes, las indicaciones en los catálogos y manuales; y los diseños y
referencias de profesionales con experiencia de empresas similares.
Una vez compuesta cada instrucción de trabajo es necesario estimar el
valor en Horas-Hombre para su ejecución; este “tiempo patrón” debe ajustarse a
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
68
la realidad en la medida que sean obtenidos los datos reales de cada actividad.
(Tavares, 2000).
Las instrucciones pueden ser de carácter genérico o específico, en función
del nivel de detalle deseado. Una instrucción genérica no detalla los puntos de
ejecución de cada etapa de la tarea que describe y puede ser usada en cualquier
equipo de iguales características operativas; mientras que las instrucciones de
carácter específico indican en forma detallada las tareas a ser ejecutadas.
Como variante de las instrucciones de mantenimiento: existen los archivos
de recomendaciones de seguridad, asociados regularmente a la naturaleza del
equipo, y que tienen por finalidad evitar actos inseguros durante la ejecución del
mantenimiento o el mantenimiento en condiciones inseguras.
a. Especificaciones de los Trabajos.
La especificación del trabajo es un documento que describe el
procedimiento para cada tarea; su intención es proporcionar los detalles de cada
actividad en el programa de mantenimiento. (Duffua-Raouf, 2000)
Cada procedimiento de trabajo debe contener el número de referencia de
especificación de la labor y el número de referencia del programa de
mantenimiento, además: la frecuencia del trabajo, el tipo de mano de obra
requerida, los detalles de la tarea, los componentes que se deban reemplazar, las
herramientas y equipos especiales necesarios, planos de referencia y
procedimientos de seguridad a seguir. Estos procedimientos, con las normas y la
organización de la empresa, deben ser recopilados en un manual de
mantenimiento.
b. Programación.
La programación del mantenimiento es el proceso mediante el cual se
acoplan los trabajos con los recursos y se les asigna una secuencia para ser
ejecutada en ciertos puntos del tiempo. La programación tiene que ver con la hora
o el momento específico y el establecimiento de fases o etapas de los trabajos
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
69
planeados junto con las órdenes para efectuar el trabajo, su monitoreo, control y
el reporte de su avance. (Duffua-Raouf, 2000).
Un programa confiable debe tomar en consideración:
Una clasificación de prioridades de trabajos.
La disponibilidad de materiales y repuestos.
El programa maestro de producción y la coordinación con la función de
operaciones.
Estimaciones reales del futuro.
Flexibilidad en el programa (revisión y actualización frecuente).
2.5.5 ANÁLISIS DE DATA EN OPERACIÓN
Todo equipo dispuesto en un sistema refleja distintos comportamientos que
nos pueden dar previa identificación de posibilidades de falla. Estos
comportamientos pueden ser identificados y estudiados a través de Técnicas de
Predicción Física.
Técnicas de Predicción Físicas
Vibrometría:
Los análisis de vibraciones son de tres tipos principales:
De tendencia de ancha banda, o general aplicada en varios puntos del
equipo.
De banda estrecha, o aplicada a componentes específicos.
De análisis de firma (signature analysis), el más común, que permite la
representación visual de cada frecuencia.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
70
Termografía:
Es la medición de las emisiones de energía infrarroja. El análisis de
puntos calientes en maquinaria compleja y en equipos eléctricos puede
ayudar a detectar fallas incipientes, como fuga o daños a arrollados
eléctricos.
Análisis de aceites lubricante (viscosidad, contaminación, ácidos totales,
número de base).
Análisis de partículas de desgaste.
Ferrografía
Análisis espectografíco de los lubricantes.
Existen otras técnicas que son aplicables, éstas son:
Ensayos con líquidos penetrantes. Permiten descubrir grietas ocultas.
Ensayos con partículas magnéticas. Permiten descubrir defectos en el
material.
Pruebas con ultrasonidos. Usadas para detectar fallas superficiales de
espesor en el material.
2.6 RUTINAS DE MANTENIMIENTO
2.6.1 RUTINAS DE MANTENIMIENTO PARA EQUIPOS DE POTENCIA SEGÚN FABRICANTES
Estos plantean todas las recomendaciones de los fabricantes en cuanto al
mantenimiento de los equipos de potencia, dividiendo las recomendaciones por
cada uno de los equipos de potencia.
2.6.1.1 TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Los fabricantes recomiendan se le realice un mantenimiento incluya las
siguientes pruebas:
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
71
Pruebas al aceite: Estas pruebas se diseñan para evaluar la capacidad
del aceite de realizar su trabajo. Las pruebas incluyen la humedad en
aceite, la tensión interfacial, el número de acidez, el número del color, la
representación visual, la fuerza dieléctrica, la viscosidad, la gravedad
específica, el factor de potencia a 25 ºC y 100 ºC, inhibidor de la
oxidación, índice de refracción.
Pruebas cromatografícas: Es una técnica que analiza y mide la
composición de un material. Se basa en la interacción selectiva de una
mezcla de proteínas u otras sustancias (en este caso pigmentos) con un
material adsorbente (en este caso el papel filtro). Esta interacción puede
tomar muchas formas como estar basada en carga positiva o negativa, en
hidrofobicidad, afinidad o tamaño. La cromatografía sirve para separar
diferentes compuestos químicos de una mezcla multicomponente que
puede llegar a tener cientos de sustancias diferentes.
Pruebas físico química:
Físico: Apariencia visual. Color Densidad Punto de anilina. Tensión
interfacial. Temperatura de inflamación °C. Temperatura de fluidez °C.
Viscosidad. Índice de viscosidad. Química: Contenido de agua ppm. Cromatografía de gases.
Determinación de PCB´s. Número de neutralización.
Resistencia de aislamiento. Relación de transformación (TTR). Resistencia de los devanados. Prueba de disparo y alarmas de temperatura. Pruebas de arranque de ventiladores.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
72
2.6.1.2 INTERRUPTORES DE POTENCIA
Aquí se presentan las recomendaciones que los fabricantes ofrecen para el
mantenimiento de interruptores de potencia, para los interruptores en aceite, SF6
y en vacío.
INTERRUPTORES EN ACEITE
Limpiar los Bushings del interruptor.
Realizar la prueba de rigidez dieléctrica del aceite.
Realizar la prueba de factor de potencia del aislamiento del aceite (gran
volumen de aceite).
Realizar la prueba de aislamiento de los contactos.
Realizar la prueba de resistencia de los contactos.
Calibrar los contactos según las especificaciones del fabricante.
INTERRUPTORES EN SF6
Limpiar los Bushings del interruptor.
Realizar la prueba de aislamiento de los contactos.
Realizar la prueba de resistencia de los contactos.
Realizar las pruebas de punto de rocío y pureza del gas.
Medir la Resistencia de contacto entre terminales.
INTERRUPTORES EN VACÍO
• Limpiar los Bushings del interruptor.
• Realizar la prueba de aislamiento de los contactos.
• Realizar la prueba de resistencia de los contactos.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
73
2.6.1.3 SECCIONADORES
Normalmente no es mucha la información referente al mantenimiento que
los fabricantes de seccionadores ofrecen en sus manuales, debido a que la gran
mayoría de éstos se remiten a la norma ANSI/IEEE C37.35, la cual contiene
información muy valiosa acerca de la aplicación, instalación, operación y
mantenimiento de seccionadores de alta tensión.
2.7. NORMAS INTERNACIONALES APLICADAS PARA EL MANTENIMIENTO DE EQUIPOS DE POTENCIA
Debido a que las normas nacionales no especifican ningún tipo de
recomendaciones para el mantenimiento de equipos de potencia, acá se plantean
algunas dadas por las normas internacionales.
a. TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Para transformadores de potencia se tomaron en cuenta tres normas, la NETA
MTS, la ANSI/IEEE C57.12.00 y la ANSI/IEEE C.57.12.90, las cuales se detallan
a continuación:
• NETA MTS-1993. Maintenance Testing Specification.
Esta norma recomienda lo siguiente para estos equipos:
1) Inspección visual y mecánica
a) Inspeccionar si hay daños o rajaduras en los conectores y aisladores del
transformador
b) Verificar el correcto funcionamiento de ventiladores e indicadores.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
74
c) Verificar el nivel de aceite de los aisladores y de la cuba.
d) Verificar la puesta a tierra.
2) Pruebas eléctricas
a) Realizar la prueba de resistencia de aislamiento.
b) Realizar pruebas de relación de transformación (TTR) en cada posición del
cambiador de tomas.
c) Realizar la prueba de factor de potencia en todos los devanados y aisladores.
d) Realizar prueba de corriente de excitación en cada fase.
e) Realizar prueba en cada devanado y en cada posición del cambiador de toma.
f) Realizar pruebas y ajustes en los controles de ventiladores, bombas y alarmas.
g) Verificar la puesta a tierra central.
3) Pruebas al aceite (ver Tabla 2.1, 2.2 y 2.3)
a) Voltaje de ruptura: ASTM D-877 ó D1816.
b) Número de Neutralización: ASTM D974.
c) Gravedad específica: ASTM1298.
d) Tensión Interfacial: ASTM D971 ó D2285.
e) Color: ASTM D1500.
f) Condición visual: ASTM D1524.
g) Análisis de gases disueltos en el aceite según ANSI/IEE C57.104.
h) Contenido de Humedad: ASTM D1533.
i) Total de Gases Combustibles: ANSI/IEEE C57.104 ó ASTM D3284.
j) Factor de Potencia del aceite: ASTM D924.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
75
Tabla 2.13 Limites Aceptados para Pruebas en Líquidos Aislantes Prueba ASTM Método de Prueba Valor límite para
mantenimiento Valor típico para líquidos nuevos
Acidez, Aproximada
D1534-64 o D1902-64
Alguno como el número de
Neutralización
Por debajo
Color, ASTM
D1500-64 (1968) (aceites derivados del petróleo) (usado también para pruebas
de mantenimiento de Askarel)
4,0 Máximo (Aceite)
2,0 Máximo (Askarel)
1,0 Máximo (Aceite y Askarel)
Voltaje de ruptura
D877-67 (Electrodos de disco) o
(D1816-67) (VDE Electrodos)
22 kV Mínimo (aceite)
25 kV Mínimo (askarel)
26 kV (aceite)
30 Kv (askarel)
Inspección visual de campo
D971-50 (1968) (Método de la campana) o D2285-68 (Peso de gota)
18 Dinas/cm. Mínimo
35 Dinas/cm.
Mínimo Tensión
interfacial
(sólo para aceites)
D974-54 (1968) o D664-58
0,40 Máximo (Aceite)
0,014 Máximo.
0,04 Máximo
(Aceite)
0,014 Máximo
(Askarel) Número de
neutralización D924-65 (1969) 1.8% Máximo (aceite)
0,5-2,0% (Askarel).
0,1% Máximo
(25°C) (Aceite)
0,2 – 0,5%
(25°C)(Askarel)
NFPA 70B-1.998. Summary of Maintenance Test for Insulating Liquids.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
76
Tabla 2.14, Clasificación del Aceite de Transformador en Servicio Prueba Aceite en
servicio continuo
Aceite para ser reacondicionado
Aceite para ser regenerado
Aceite para ser desechado
Voltaje de ruptura, D877, kV,
Mínimo
24
23,5
22
17
Número de Neutralización, mg KO por g de Aceite,
Máximo.
0.36
0.4
0.4
0.75 Tensión Interfacial, Dinas
por cm, Mínimo.
21
21
18
16 Factor de
Potencia, 60 Hz, 25°C, %, Máximo.
1
1.2
18
16
Contenido de humedad, ppm, Máximo.
25
35
60
75
ANSI/IEEE C57.106-1977. Classification of Service-Aged Transformer Oils.
Tabla 2.15 Límites Aceptados para Aceites en Servicio de Acuerdo al Nivel de tensión
Prueba Hasta
69 Kv
Más de 69 kV y
Hasta 288 kV
325 kV y más
Voltaje de ruptura, D877, kV, Mínimo 25 29 31
Número de Neutralización, mg KO por g de Aceite, Máximo. 0.39 0.33 0.28 Tensión Interfacial, Dinas por cm, Mínimo. 20.5 21.7 30.7
Factor de Potencia, 60 Hz, 25°C, %, Máximo. 1.0 0.7 0.30 Contenido de humedad, ppm, Máximo. 30 36 15
ANSI/IEEE C57.106-1977. Acceptable Limits for Service-Aged Oil versus Voltage Class
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
77
• ANSI/IEEE C57.12.90-1993, Standard Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers.
Se utilizó para reforzar la información concerniente a las pruebas eléctricas.
CAMBIADORES DE TOMA BAJO CARGA
Los cambiadores de tomas bajo carga son considerados en la norma
ANSI/IEEE C57.131-1995, en la cual se mencionan los requerimientos básicos
para estos equipos, entre ellos se definen algunas acciones a considerar en su
mantenimiento.
• ANSI/IEEE C57.131-1995, Standard Requirements for Load Tap
Changer.
Esta norma indica lo siguiente:
a. Realizar una prueba de operación del mecanismo (con el cambiador
desenergizado).
b. Realizar prueba de secuencia de operación en los contactos de arco,
debiendo registrar en oscilografía medio y un ciclo completo de operación.
c. Realizar prueba de resistencia de aislamiento a los circuitos auxiliares.
d. Realizar pruebas a la fuente de alimentación del motor del mecanismo, ésta
debe estar entre un 85% y 110% del voltaje nominal.
e. Inspeccionar el mecanismo contador de operaciones.
f. Inspección completa de los mecanismos para detectar daños.
b. INTERRUPTORES DE POTENCIA
Las normas usadas como base para definir el mantenimiento preventivo de
interruptores de potencia en esta investigación fueron la NETA MTS y la
ANSI/IEEE C37.100.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
78
• NETA MTS-1993. Maintenance Testing Specification.
Las normas NETA MTS, recomiendan para un mantenimiento preventivo
de interruptores de potencia una inspección visual y mecánica y pruebas
eléctricas, según el tipo de interruptor.
Además en las mismas se indican algunos valores de referencia y el
análisis de algunos de los resultados.
A continuación se presentan estas recomendaciones para cada tipo de
interruptor.
INTERRUPTORES EN ACEITE
1) Inspección visual y mecánica
a. Inspeccionar por daños físicos el anclaje, la estructura y la puesta a tierra
b. Verificar que las ventanillas de extinción estén limpias
c. Realizar todas pruebas de operación mecánica y de alineación de los
contactos.
d. Verificar la tensión de los tornillos de fijación a las barras. Usar referencias del
manual del fabricante o de las tablas suministradas en esta norma para el
nivel de torque requerido.(Ver Tabla 2.16)
e. Realizar prueba de alarmas y bloqueo en los mecanismos de operación
neumáticos y/o hidráulicos según las recomendaciones del fabricante.
f. Realizar prueba del tiempo de operación del mecanismo.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
79
Tabla 2.16Valores de Torque Recomendado para Tornillos
en Conexiones Eléctricas de Potencia. TORQUE (Libra – pie)
MATERIAL
DIÁMETRO (Pulgadas)
SUPERFICIE NO LUBRICADA
SUPERFICIE LUBRICADA
5/16 15 10 3/8 20 14 ½ 40 25
5/8 55 40
Bronce
Silicado ¾ 70 60 5/16 - 8 3/8 - 11 ½ - 20
5/8 - 32
Aleación de Aluminio
¾ - 48 5/16 14 - 3/8 25 - ½ 45 -
5/8 60 -
Acero
Inoxidable
¾ 90 - NETA MTS-1.993. Maintenance Testing Specifications
2) Pruebas eléctricas
a. Medir la resistencia de los contactos.
b. Tomar una muestra de aceite, para hacer las siguientes pruebas de
laboratorio:
Voltaje de ruptura dieléctrica, según norma ASTM D-877.
Color, según norma ASTM D-1500.
Factor de potencia, según norma ASTM D-924. (Opcional)
Tensión Interfacial, según norma ASTM D-971 o D-2285. (Opcional)
Condición visual, según norma ASTM D-1524.
c. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento de polo a polo, de polo a
tierra y a través de los polos abiertos, a un voltaje mínimo de 2500 V.
d. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento a todo el cableado de control
a 1000 VCD.
e. Realizar pruebas de factor de potencia y factor de disipación en cada polo con
el interruptor abierto y en cada fase con el interruptor cerrado. Determinar el
índice de pérdidas en el tanque.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
80
f. Realizar pruebas de factor de potencia y factor de disipación en cada bushing.
g. Realizar una prueba de alto potencial. (Opcional)
Tabla 2.17 Factor de Corrección por Temperatura para los Valores Obtenidos en la Prueba de Resistencia del Aislamiento, Realizada sobre Equipos de Aislamiento Liquido
Temperatura ºC Temperatura ºF Factor multiplicador 0 32 0.25 5 41 0.36
10 50 0.50 15 59 0.75 20 68 1.00 25 77 1.40 30 86 1.98 35 95 2.80 40 104 3.95 45 113 5.60 50 122 7.85 55 131 11.20 60 140 15.85 65 149 22.40 70 158 31.75 75 167 44.70 80 176 63.50
NETA MTS-1.993. Maintenance Testing Specifications
3) Referencias y análisis de los resultados
a. El nivel de torque de los tornillos debe estar de acuerdo con la tabla 2.16 a
menos que el fabricante indique otra cosa.
b. Comparar los micro-ohmios o caída de milivoltios obtenidos con los publicados
por el fabricante. En ausencia de los valores de fabricante, compare con polos
adyacentes e interruptores similares. Investigar desviaciones de más del 50%.
c. Comparar los valores de velocidad de operación del mecanismo con los
aceptados por el fabricante y con datos previos del interruptor.
d. Los resultados de las pruebas al aceite deben estar de acuerdo con los
valores de la tabla 2.17.
e. La resistencia de aislamiento del interruptor debe estar de acuerdo con la tabla
2.18.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
81
f. la resistencia de aislamiento del cableado de control debe ser como mínimo de
2 megaohmios.
g. Los resultados de la prueba de factor de potencia/factor de disipación deben
estar del 10% de los valores de placa de los bushings.
h. El aislamiento debe soportar el voltaje aplicado en la prueba de alto potencial.
Tabla 2.18 Valores de Referencia para la Prueba de
Resistencia del Aislamiento de Interruptores. Rango de Voltaje del
equipo (VAC) Voltaje mínimo de
prueba (VDC) Mínima resistencia de
aislamiento recomendada (Mega-
ohmios) 0 - 250 500 50
251 - 600 1000 100 601 - 5000 2500 1000
5001 - 15000 2500 5000 5001 - 25000 5000 20000
NETA MTS-1.993. Maintenance Testing Specifications
INTERRUPTORES EN SF6
1) Inspección visual y mecánica
a. Inspeccionar por fracturas en los bushings.
b. Inspeccionar anclaje y la puesta a tierra.
c. Inspeccionar, lubricar y verificar ajustes del mecanismo, según instrucciones
del fabricante.
d. Inspeccionar y dar servicio al compresor de aire (en los casos en donde
aplique) de acuerdo a las instrucciones del fabricante.
e. Realizar una prueba de fuga del gas según instrucciones del fabricante.
f. Verificar la operación de todas las alarmas y bloqueos por presiones de aire (si
aplica) y gas SF6.
g. Cerrar y abrir lentamente el interruptor detectando posibles ataduras.
h. Realizar prueba del tiempo de operación del mecanismo.
i. Registrar el contador de operaciones, como se encontró y como se dejó.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
82
j. Verificar la tensión de las conexiones y/o cables atornillados para calibrar el
torque de acuerdo a los datos publicados por el fabricante o los de la tabla
2.16.
2) Pruebas eléctricas
a. Medir la resistencia de los contactos.
b. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento de polo a polo, de polo a
tierra y a través de los polos abiertos, a un voltaje mínimo de 2500 V.
c. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento a todo el cableado de control
a 1000 VCD. No realice esta prueba en cableado conectado a relés de estado
sólido. (Opcional)
d. Realizar pruebas de factor de potencia y factor de disipación en el interruptor y
en los bushings. (Opcional)
e. Realizar una prueba de alto potencial de acuerdo a las indicaciones del
fabricante. (Opcional)
f. Realizar prueba de mínimo voltaje de arranque en bobinas de disparo y cierre.
(Opcional)
g. Verificar disparo, cierre, disparo emergente y función anti-bombeo.
h. Disparar el interruptor por operación de cada dispositivo de protección.
3) Referencias y análisis de los resultados
a. El nivel de torque de los tornillos debe estar de acuerdo con la tabla 2.16 a
menos que el fabricante indique otra cosa.
b. Comparar la resistencia de contacto con los valores publicados por el
fabricante o con valores de interruptores similares.
c. Comparar los valores de velocidad de operación del mecanismo con los datos
publicados por el fabricante.
d. La resistencia de aislamiento del cableado de control debe ser como mínimo
de 2 megaohmios.
e. La resistencia de aislamiento del interruptor debe estar de acuerdo con la tabla
2.18
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
83
f. Comparar los resultados de la prueba de factor de potencia/factor de
disipación con valores de interruptores similares.
INTERRUPTORES EN VACÍO
1) Inspección visual y mecánica
a. Inspeccionar por daño físico.
b. Inspeccionar el anclaje, estructura y puesta a tierra.
c. Realizar las pruebas de operación mecánica.
d. Medir distancias críticas a cada abertura de contacto según recomendaciones
del fabricante.
e. Verificar que la tensión de conexiones atornilladas estén de acuerdo a los
datos publicados por el fabricante o a las tablas suministradas en esta norma.
2) Pruebas eléctricas
a. Realizar prueba de resistencia de contacto.
b. Realizar prueba de velocidad y recorrido del interruptor. (Opcional)
c. Realizar prueba de mínimo voltaje de arranque de bobinas de disparo y cierre.
(Opcional)
d. Verificar disparo, cierre, disparo emergente y función anti-bombeo.
e. Disparar el interruptor por operación de cada dispositivo de protección.
f. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento de polo a polo, de polo a
tierra y a través de los polos abiertos. Usar un voltaje de prueba mínimo de
2500 V.
g. Realizar prueba de integridad de las botellas de vacío (alto potencial) a través
de cada botella con el interruptor en posición de abierto, en estricta
concordancia con las instrucciones del fabricante. No exceda el máximo
voltaje estipulado en esta prueba. Proveer barreras adecuadas y protección
contra Rayos-X durante esta prueba. No realice esta prueba a menos que los
desplazamientos de los contactos de cada botella esté dentro de la tolerancia
del fabricante.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
84
h. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento en todo el cableado de control
a 1000 VDC. No realizar la prueba en cableado conectado a relés de estado
sólido. (Opcional)
i. Realizar la prueba de factor de potencia a cada polo con el interruptor abierto
y a cada fase con el interruptor cerrado. (Opcional)
j. Realizar la prueba de factor de potencia a cada bushing. Usar correa
conductiva y procedimiento de collar caliente en caso de que los bushings no
estén equipados con una toma capacitiva. (Opcional)
k. Realizar la prueba de alto potencial de acuerdo con las instrucciones del
fabricante. (Opcional).
3) Referencias y análisis de los resultados
a. El nivel de torque de los tornillos debe estar de acuerdo con la tabla 2.16, a
menos que el fabricante indique otra cosa.
b. Comparar la resistencia de contacto con polos adyacentes e interruptores
similares.
c. Investigar desviaciones de más del 50%. Investigar cualquier valor que exceda
la tolerancia del fabricante.
d. El desplazamiento de los contactos debe estar de acuerdo con el factor
registrado en a placa de características del interruptor o de cada botella de
vacío.
e. El interruptor debe soportar el voltaje aplicado en la prueba de alto potencial.
f. Comparar los valores de velocidad y recorrido del interruptor con los límites
aceptados por el fabricante.
g. La resistencia de aislamiento del cableado de control debe ser como mínimo
de 1 megaohmio.
h. Los resultados de la prueba de factor de potencia deben estar dentro del
rango registrado en las placas de características de los bushings.
i. El aislamiento debe soportar el voltaje aplicado en la prueba de alto potencial.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
85
c. SECCIONADORES
Normas usadas como base para el diseño del plan de mantenimiento:
• NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications.
Las recomendaciones de esta norma para el mantenimiento preventivo de
seccionadores son las siguientes.
1) Inspección visual y mecánica
a. Inspección por daño físico.
b. Verificar la tensión de conexiones atornilladas. Usar referencias del manual del
fabricante o de las tablas suministradas en esta norma para el nivel de torque
requerido.
c. Realizar pruebas de operación mecánica de acuerdo a las instrucciones del
fabricante.
d. Verificar la alineación de las hojas y la operación del interruptor de arco.
2) Pruebas eléctricas
a. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento en cada polo, de fase a fase y
de fase a tierra por 1 minuto. La prueba debe estar de acuerdo con las
especificaciones del fabricante o las tablas suministradas en estas normas.
b. Realizar la prueba de resistencia de contacto a través del conjunto
hoja/mordaza cerrado.
3) Referencias y análisis de resultados
a. El torque de los tornillos debe estar de acuerdo a la taba 2.16 a menos que el
fabricante especifique otra cosa.
b. Investigar valores de resistencia de aislamiento menores que los mínimos
aceptados por el fabricante o los indicados en la tabla 2.18.
c. La resistencia de contacto debe ser determinada en micro-ohmios. Investigar
cualquier valor que exceda de 500 micro-ohmios o algún valor con desviación
mayor del 50% del valor de polos adyacentes o seccionadores similares.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
86
Tabla 2.19 Valores de Referencia para la Prueba de Resistencia de Aislamiento en Sistemas y Equipos Eléctricos
Voltaje Máximo del
equipo (VAC)
Voltaje Mínimo de
prueba (VDC)
Mínima resistencia de aislamiento
recomendada (Mega-ohmios)
250 500 25
600 1000 100
5000 2500 1000
8000 2500 2000
15000 2500 5000
25000 5000 20000
35000 15000 100000
46000 15000 100000
69000 15000 100000
NETA MTS-1.993. Maintenance Testing Specifications
• ANSI/IEEE C37.35-1995, Guide for Application, Installation and Maintenance of High-Voltage Air Disconnecting and Load interrupter Switches.
Esta norma emite las siguientes recomendaciones para el mantenimiento
de seccionadores:
a. Inspeccionar el aislamiento del seccionador, buscando posibles fracturas del
mismo.
b. Verificar la alineación de los contactos, presión, contactos erosionados,
corroídos, y mal funcionamiento mecánico. Reemplazar componentes
deteriorados. Si los contactos poseen superficies irregulares, alíselos con
papel de lija fino. Inspeccione los cuernos de arco, reemplace si es necesario.
c. Chequear el pestillo de bloqueo, ajustar si es necesario
d. Inspecciona toda la parte activa, buscando raspaduras, acanaladuras, o
puntos afilados que puedan contribuir al ruido excesivo y al efecto corona,
limándolos con papel de lija fino.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
87
e. Inspecciona el estado de los anillos y esferas para contrarrestar el efecto
corona, los reemplaza en caso de daños severos en los mismos
f. Inspeccionar uniones de ensamblaje, barras de operación, palancas, cojinetes,
etc., para asegurar que los ajustes sean los correctos, que todas las
conexiones están firmes y que las tuberías no están desviadas. Limpiar y
lubricar sólo las partes indicadas por el fabricante.
g. Chequear el cierre simultáneo de las hojas y apropiado contacto en la posición
de cerrado.
h. Verificar que no exista humedad en cajas de engranajes.
i. Inspeccionar la buena condición de trabajo del seccionador. Verificar que los
tornillos, tuercas, arandelas y conectores terminales estén en su sitio y en
buena condición.
j. Inspeccionar todos los bloqueos de seguridad y probar la operación apropiada
de los mismos.
d. TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACIÓN
Normas usadas como base para el diseño del plan de mantenimiento:
• NETA MTS-2001, Maintenance Testing Specifications
Las recomendaciones de esta norma para el mantenimiento preventivo de
transformadores de Instrumentación y/o medición son las siguientes.
1) Inspección Visual y Mecánica
a. Examinar la condición física y mecánica.
b. Antes de limpiar la unidad, realizar pruebas como se encontró, si es requerido.
c. Limpiar la unidad.
d. Examinar las conexiones eléctricas con pernos para saber si hay alta
resistencia usando uno de los métodos siguientes:
Usar del ohmímetro de baja resistencia de acuerdo con la sección 7.10.2 y
7.10.3.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
88
Verificar el nivel de tensión de conexiones eléctricas de pernos accesibles
por método calibrado de torque-llave de acuerdo con los datos publicados o la
tabla 10.12 del fabricante.
Realizar la prueba termográfica de acuerdo con la sección 9.
e. Verificar que todas las conexiones a tierra y en corto estén en contacto.
f. Verificar la operación correcta del mecanismo de recierre del transformador y
la operación de tierra.
g. Verificar los tamaños correctos primarios y secundarios del fusible para los
transformadores de tensión.
h. Requisitos para la lubricación
Lubricaciones apropiadas del uso en partes móviles de corriente
Utilizar la lubricación apropiada en superficies deslizantes y resbaladizas.
Realizar las pruebas como se dejó.
2) Pruebas Eléctricas - TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
a. Realizar la medición de resistencia a través de conexiones de pernos con un
ohmímetro de baja resistencia, si es aplicable, de acuerdo con la sección
7.10.1.
b. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento de cada transformador de
corriente y del cableado a tierra en 1000 voltios de C.C. Para las unidades con
componentes en estado sólido, seguir las recomendaciones del fabricante.
c. Realizar una prueba de polaridad de cada transformador de corriente.
d. Realizar una prueba de verificación de razón usando el método de voltaje o
corriente de acuerdo con ANSI/IEEE C57.13.1. 1 (guía de IEEE para la prueba
en el campo de transformadores de corrientes de retransmisión).
e. Realizar una prueba de excitación en los transformadores usados para
retransmitir de acuerdo con ANSI/IEEE C57.13.1. (Guía de IEEE para la
prueba en el campo de transformadores de corrientes de retransmisión).
f. Medición de la corriente de carga en los terminales del transformador.
g. Si es aplicable, realizar las pruebas de resistencia de aislamiento y
dieléctricas de recierre en la bobina primaria con el secundario a tierra. Los
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
89
voltajes de la prueba serán de acuerdo con las tablas 10.5 y 10.9
respectivamente y aplicados por un minuto.
h. Verificar que los circuitos de corriente estén puestos a tierra y tenga solamente
un punto a tierra de acuerdo con ANSI/IEEE C57.13.3 (guía de IEEE para la
puesta a tierra de los circuitos y de las cajas secundarios del transformador de
instrumentación).
3) Pruebas Eléctricas - TRANSFORMADORES DE TENSIÓN
a. Realizar la medición de resistencia a través de conexiones empernadas con
un ohmímetro de baja resistencia, si es aplicable, de acuerdo con la sección
7.10.1.
b. Realizar las pruebas de resistencia de aislamiento de bobina a bobina y de
bobina a tierra. Los voltajes de la prueba estarán de acuerdo con la tabla 10.5.
Para las unidades con los componentes en estado sólido, seguir las
recomendaciones del fabricante.
c. Realizar una prueba de polaridad en cada transformador para verificar las
marcas de la polaridad o la relación H1-X1 según aplique.
d. Realizar la prueba de la razón de número de vueltas en todas las posiciones
del cambiador de tomas, si aplica.
e. Medición de la tensión de carga en los terminales del transformador.
f. Realizar pruebas dieléctricas de recierre en las bobinas primarias con las
bobinas secundarias conectadas a tierra. El voltaje dieléctrico estará de
acuerdo con la tabla 10.9. El voltaje de la prueba será aplicado por un minuto.
4) Pruebas Eléctricas – CONDENSADOR DE ACOPLE DEL TRANSFORMADOR DE TENSIÓN
a. Realizar todas las pruebas de transformadores de tensión.
b. Medir la capacitancia de las secciones del condensador.
c. Medir el factor de potencia o el factor de disipación de acuerdo con los datos
publicados por el fabricante de equipo de prueba.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
90
5) Valores de Pruebas
a. Comparar las resistencias de pernos de la conexión con los valores de
conexiones similares.
b. Los niveles de perno-torque deben estar de acuerdo con la tabla 10.12 salvo
especificación del fabricante.
c. Los valores de caída en microhmio o milivoltio no excederán los altos niveles
del rango normal, según lo indicado en los datos publicados por el fabricante.
Si los datos del fabricante no están disponibles, investigar cualquier valor de
conexiones similares que tenga una desviación por más de 50 por ciento del
valor más bajo.
d. La medición de la resistencia de aislamiento en cualquier transformador de
instrumentación será no menos que la mostrada en la tabla 10.5.
e. Los resultados de la polaridad convendrán con la placa del transformador.
f. Comparar la medición de las cargas con los rangos del transformador de
instrumentación.
g. Las exactitudes de la razón estarán dentro de un 0.5 por ciento de datos
publicados de la placa de identificación o del fabricante.
h. El aislamiento soportará el voltaje aplicado en la prueba de sobretensión.
i. La capacitancia de las secciones del condensador de los condensadores de
acople de los transformadores de tensión estará de acuerdo con los datos
publicados por el fabricante.
j. El factor de potencia o el factor de disipación estará de acuerdo con los datos
publicados por el fabricante del equipo de prueba.
e. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Normas usadas como base para el diseño del plan de mantenimiento:
• NETA MTS-2001, Maintenance Testing Specifications
Las recomendaciones de esta norma para el mantenimiento preventivo de
la puesta a tierra son las siguientes.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
91
1) Inspección Visual y Mecánica
a. Inspección de la condición física y mecánica.
b. Inspección de enclavamiento.
2) Pruebas Eléctricas
a. Realizar la prueba de caída de tensión o alternativa de acuerdo con el
estándar 81 de IEEE en el electrodo de puesta a tierra o del sistema.
b. Realizar pruebas punto a punto para determinar la resistencia entre el
sistemas principal de aterramiento y todos los marcos de los equipos
eléctricos importantes, neutro del sistema, y/o puntos neutrales derivados.
3) Valores de Pruebas
a. La resistencia entre el electrodo principal de puesta a tierra y tierra debe ser
no mayor de cinco ohmios para los sistemas comerciales o industriales y un
ohmio o menos para las estaciones de aterrado en generación o transmisión
salvo especificación del dueño. (estándar 142 de la referencia ANSI/IEEE).
b. Investigar que los valores de las resistencias punto apunto no excedan los 0.5
ohmio.
f. DESCARGADORES, DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE DESCARGADORES DE MEDIO Y ALTO VOLTAJE
Normas usadas como base para el diseño del plan de mantenimiento:
• NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications
Las recomendaciones de esta norma para el mantenimiento preventivo de
los descargadores de medio y alto voltaje son las siguientes.
1) Inspección mecánica y visual
a. Inspeccionar las condiciones físicas y mecánicas.
b. Inspeccionar anclaje, alineación y aterramiento.
c. Antes de limpiar la unidad, realizar pruebas de cómo se encontró la unidad.
d. Limpiar la unidad.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
92
e. Inspeccionar las conexiones eléctricas de pernos para alta resistencia
utilizando alguno de los siguientes métodos:
Uso de un óhmimetro de baja resistencia de acuerdo con la
Sección 7.19.2.2.
Verificar el ajuste de las conexiones eléctricas de pernos accesibles por
medio del método calibrado del torque – llave de acuerdo con los datos
publicados por el fabricante o por la Tabla 10.12
f. Verificar que la conexión a tierra de cada dispositivo este conectada
individualmente a una barra de tierra o un electrodo de tierra.
g. Verificar que el contador stroke, este montado correctamente y conectado
eléctricamente.
h. Realizar pruebas de como se dejó la unidad.
2) Pruebas Eléctricas
a. Realizar medidas de resistencia a lo largo de las conexiones de pernos con un
óhmimetro de baja resistencia, si aplica, de acuerdo con la Sección 7.19.2.1.
b. Realizar prueba de resistencia de aislamiento a niveles de voltaje de acuerdo
con la Tabla 10.1
c. Probar las conexiones a tierra de acuerdo con la Sección 7.13.
d. Realizar una prueba de pérdidas de potencia activa.
3) Valores de prueba
a. Comparar las resistencias de las conexiones de pernos con los valores de
conexiones similares.
b. Los niveles de perno – torque deberán ser acordes con los de la Tabla 10.12
a menos que el fabricante lo especifique de otra forma.
c. Los valores de caída en microhmio o milivoltio no excederán los altos niveles
de los rangos normales según lo indicado en los datos publicados del
fabricante. Si los datos del fabricante no están disponibles, investigar cualquier
valor de conexiones similares que tenga una desviación por más de 50 por
ciento del valor más bajo.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
93
d. Los valores de las resistencias de aislamiento deberán ser acordes con los de
la Tabla 10.1.
e. La resistencia entre el terminal de tierra del descargador y el sistema de tierra
debe ser menor a 0.5 ohm.
f. Comparar las pérdidas de potencia activa con unidades similares.
g. ESTRUCTURAS EXTERIORES DE LAS BARRAS
Normas usadas como base para el diseño del plan de mantenimiento:
• NETA MTS-2001, Maintenance Testing Specifications
Las recomendaciones de esta norma para el mantenimiento preventivo las
estructuras exteriores de las barras son las siguientes.
1) Inspección Mecánica y Visual
a. Inspeccionar las condiciones físicas y mecánicas.
b. Inspeccionar anclaje, alineación y aterramiento.
c. Antes de limpiar la unidad, realizar pruebas de cómo se encontró la unidad.
d. Limpiar la unidad.
e. Inspeccionar las conexiones eléctricas de pernos para alta resistencia
utilizando alguno de los siguientes métodos:
Uso de un óhmimetro de baja resistencia de acuerdo con la
Sección 7.21.2.
Verificar el ajuste de las conexiones eléctricas de pernos accesibles por
medio del método calibrado del torque – llave de acuerdo con los datos
publicados por el fabricante o por la Tabla 10.12
f. Realizar una inspección termográfica de acuerdo con lo establecido en la
Sección 9.
g. Limpiar los aisladores
h. Realizar pruebas de como se dejó la unidad.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
94
2) Pruebas Eléctricas
a. Realizar medidas de resistencia a lo largo de las conexiones de pernos con un
óhmimetro de baja resistencia, si aplica, de acuerdo con la Sección 7.21.1.
b. Realizar prueba de resistencia de aislamiento de cada barra, de fase a tierra
con las otras fases aterradas
c. Realizar pruebas de sobretensión en cada fase de la barra, de fase a tierra
con las otras fases aterradas. La aplicación del potencial debe ser de un
minuto.
3) Valores de Prueba
a. Comparar las resistencias de pernos de la conexión con los valores de
conexiones similares.
b. Los niveles de perno-torque deben estar de acuerdo con la tabla 10.12 salvo
especificación del fabricante.
c. Los valores de caída en microhmio o milivoltio no excederán los altos niveles
del rango normal, según lo indicado en los datos publicados por el fabricante.
Si los datos del fabricante no están disponibles, investigar cualquier valor de
conexiones similares que tenga una desviación por más de 50 por ciento del
valor más bajo.
d. Los valores de las resistencias de aislamiento deberán ser acordes con los de
la Tabla 10.1.
e. El voltaje de las pruebas de sobretensión debe ser acorde con la data
publicada por el fabricante o con la Tabla 10.19. El aislamiento debe soportar
el voltaje de sobretensión aplicado.
f. Compare la resistencia de junta medida en el conector de la barra con las de
una barra de igual longitud y conexiones similares
g. SWITCHES GAS SF6 MEDIA TENSIÓN
Normas usadas como base para el diseño del plan de mantenimiento:
• NETA MTS-2001, Maintenance Testing Specifications
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
95
Las recomendaciones de esta norma para el mantenimiento Interruptores
en gas SF6 de media tensión son las siguientes.
1) Inspección mecánica y visual
a. Inspección de condiciones físicas y mecánicas.
b. Inspección de alineación, ancladura, aterramiento y la separación respectiva.
c. Prioridad en cuanto a limpieza de la unidad, rendimiento en como se encontró,
si es aplicable.
d. Limpiar la unidad.
e. Inspección y servicio de los operadores mecánicos y del sistema de
aislamiento de gas de acuerdo con el manual del fabricante.
f. Verificar el correcto funcionamiento de alarmas para controlar la presión del
gas SF6 y de los switches limitadores, si aplica, como ha sido recomendado
por el fabricante.
g. Medir distancias críticas como ha sido establecido por el fabricante.
h. Inspeccionar las conexiones eléctricas que se encuentren empernadas para
alta resistencia, mediante los siguientes métodos:
Uso de un óhmimetro de baja resistencia de acuerdo a lo especificado en
la sección 7.5.4.2.
Verificar el nivel de tensión de las conexiones eléctricas empernadas que
se encuentren accesibles usando el método de calibre torque-llave de
acuerdo con lo establecido por el fabricante. En ausencia de un manual de
fabricante, usar Tabla 10.12 Anexo 1
Realzar un examen termográfico de acuerdo a la sección 9.
i. Inspección de ensamblajes de aislamiento por daños físicos o superficies
contaminadas.
j. Verificar que cada sostenedor de fusibles reciba un adecuado servicio
mecánico y verificación de la integridad de los contactos.
k. Verificar que el tamaño y tipo de fusible corresponda con los planos.
l. Verificar todos los sistemas de dispositivos de seguridad, tanto mecánicos
como eléctricos, para una correcta operación y secuencia.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
96
m. Requerimientos en cuanto a lubricación:
Usar una apropiada lubricación para los contactos de las partes
conductoras de corriente que sean fáciles de mover.
Usar una apropiada lubricación para superficies deslizantes y movibles.
n. Pruebas para verificar escapes de gas SF6 de acuerdo con la información
publicada por el fabricante.
o. Realizar pruebas de como se dejó.
p. Guardar las lecturas contandoras de operaciones en como se encontró y como
se dejó, si aplica.
2) Pruebas Eléctricas
a. Realizar mediciones para la resistencia de conexiones eléctricas empernadas
usando un óhmetro de baja resistencia, si es aplicable. Ver sección 7.5.4.1.
b. Realizar pruebas de resistencia-contacto.
c. Realizar pruebas de resistencia de aislamiento por cada polo, fase-fase y fase-
tierra con el interruptor cerrado y a través de cada polo abierto durante un
minuto. La prueba de voltaje deberá realizarse de acuerdo al manual del
fabricante o con la Tabla 10.1.
d. Tomar una muestra de gas SF6 y hacer las pruebas de acuerdo a la Tabla
10.13.
e. Realizar pruebas de sobretensión a través de cada botella de gas
conservando el interruptor abierto de acuerdo con el manual publicado por el
fabricante.
f. Realizar pruebas de resistencia de aislamiento sobre todos los cableados de
control a tierra. La tensión aplicada deberá estar en un rango de 500 a 300
voltios DC y de 1000 a 600 voltios DC para cables clasificados. La duración
de la prueba deberá ser de un minuto. Para unidades de componentes en
estado sólido, seguir las recomendaciones del fabricante.
g. Verificar las operaciones de abierto y cerrado para los dispositivos de control,
si es aplicable.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
97
3) Valores de Prueba
a. Comparar las resistencias de las conexiones empernadas con valores de
similares conexiones.
b. Los niveles de perno-torque deberán estar de acuerdo a la Tabla 10.12 al
menos que sea una excepción que se encuentre especificada por el
fabricante.
c. Los valores de microhmios o milivoltios no deben excederse de los niveles
más altos del rango de normal funcionamiento indicado por el fabricante. Si no
se tiene el manual del fabricante, investigar sobre cualquier valor que
provenga de postes adyacentes o interruptores similares para menos de 50 %
del menor valor.
d. Los valores para la resistencia del aislamiento deberá estar de acuerdo a lo
publicado por el fabricante o a la Tabla 10.1.
Las distancias críticas para los mecanismos de operación estarán regidas de
acuerdo al manual del fabricante.
Las Tablas de la Norma NETA mencionadas anteriormente se muestran en el
Anexo 1.
2.8 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS.
Apantallamiento: Es la ubicación de objetos con el propósito principal de
proteger los equipos y elementos que conforman, de descargas atmosféricas
directas (rayos).
Barra nabla: Conjunto de barras prefabricadas, minimizan las labores de
ensamblaje. Las conexiones eléctricas con las bahías y acoples de barra están
hechos con conductores tubulares rígidos que permiten ser autosoportados sobre
los aisladores del equipo.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
98
Bahía: Es una parte que incluye equipos o aparatos orgánicamente
agrupados y conectados, caracterizados por una determinada tensión nominal,
incluyendo sus estructuras portantes.
Cámaras o celdas: armario constitutivo de opción de interrupción,
secionamineto y medición, son conectadas al sistema de media tensión
Confiabilidad: Probabilidad de que un equipo cumpla una misión
específica bajo condiciones de uso determinadas en un periodo.
Configuración de una subestación: Arreglo de los equipos
electromecánicos construidos en un patio de conexión, o pertenecientes a un
mismo nivel de tensión de una subestación
Coordinación de aislamiento: La coordinación de aislamiento comprende
la selección de la soportabilidad o resistencia eléctrica de un equipo y su
aplicación en relación con las tensiones que pueden aparecer en el sistema en el
cual el equipo será utilizado teniendo en cuenta las características de los
dispositivos de protección disponibles, de tal manera que se reduzca a niveles
económicos y operacionalmente aceptables la probabilidad de que los esfuerzos
de tensión resultantes impuestos en el equipo causen daño al aislamiento o
afecten la continuidad del servicio.
Mantenibilidad: “Probabilidad de que un dispositivo sea devuelto a un
estado en el que pueda cumplir su misión en un tiempo dado, luego de la
aparición de una falla y cuando el mantenimiento es realizado en las condiciones
y con los medios y procedimientos preestablecidos.”
Nivel de aislamiento nominal: Para equipo con tensión máxima con
diseño no mayor de 300KV el nivel de aislamiento nominal es la tensión
soportada a frecuencia industrial. Para sistemas con tensiones de 300KV y
mayores, el nivel de aislamiento es dado por la tensión soportada al impulso de
maniobra y por la tensión soportada al impulso atmosférico.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
99
Puesta a tierra: Sistemas, circuitos o equipos que están provistos con
tierra para el propósito de establecer un circuito de retorno de tierra y para
mantener su potencial aproximadamente al potencial de tierra.
Seguridad: Característica del sistema relativa a su capacidad para prevenir
accidentes o para minimizar su ocurrencia y severidad. Considera los riesgos que
afectan a personas y propiedades.
Sobretensión debida a descargas atmosféricas: Una sobretension fase-
tierra o fase-fase en un lugar dado del sistema que resulte de una descarga
atmosférica.
Sobretensión de maniobra: Una sobretension fase-tierra o fase-fase en
un lugar dado del sistema que resulte de un especifica operación de maniobra.
Estas sobretensiones son altamente amortiguadas y de duración.
Sobretensión temporal: Una tensión oscilatoria fase-tierra o fase-fase en
un lugar dado del sistema y que resulta generalmente de una falla y la cual tiene
poca o ninguna amortiguación.
Sobretensión: Cualquier tensión dependiente del tiempo, entre fase y
tierra o entre fases cuyo valor pico o valores excedan el correspondiente valor
pico derivado de la tensión máxima del diseño del equipo.
Tablero de control y comando: Es el conjunto orgánico de dispositivos y
aparatos (incluidas sus estructuras portantes) alimentados por sistemas de baja
tensión destinados a medición, comando, señalización, control y protección de las
máquinas, aparatos, y circuitos de una planta eléctrica, estación eléctrica o de un
consumo.
Tensión máxima de un sistema: Es la tensión mas elevada (expresada
en valor eficaz para los sistemas de corriente alterna) que pueden presentarse en
cualquier momento y en cualquier punto del sistema en condiciones regulares de
servicio.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
100
Tensión nominal de un sistema: Es la tensión eficaz fase-fase para el
cual el sistema es diseñado.
Tensión nominal en pararrayos: El valor máximo de tensión eficaz a
frecuencia industrial entre los terminales del pararrayos para el cual está diseñado
para operar correctamente.
Tensión soportada a frecuencia industrial: Es el valor de tensión eficaz
a frecuencia industrial (60Hz) que el equipo debe soportar durante pruebas
efectuadas bajo condiciones especificas y por un tiempo que usualmente no
sobrepasa 1 min. Esta tensión deberá ser especificada entre las partes
energizadas y tierra y entre terminales del equipo.
Tensión soportada al impulso tipo atmosférico (BIL o LIWL): Es el
valor pico de tensión soportada al impulso atmosférico el cual caracteriza el
aislamiento del equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensión se especifica
solamente en seco, ya que la soportabilidad de los equipos a estos impulsos, de
manera muy general, es poco afectada por la lluvia.
Tensión soportada al impulso tipo maniobra (BSL, SIWL): Es el valor
pico de tensión soportada al impulso tipo maniobra el cual caracteriza el
aislamiento del equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensión debe ser
especificada en seco y o bajo lluvia, ya que la soportabilidad de los equipos a los
impulsos de maniobra tiende a reducirse bajo una lluvia de elevada precipitación.
Tierra: Una conexión conductora, ya sea intencional o accidental, por la
cual un circuito eléctrico o equipo es conectado a la tierra o a un cuerpo conductor
de tamaño relativamente grande que sirve en lugar de la tierra.
Estrategias de mantenimiento: Las estrategias de mantenimiento son
una funcionalidad que permite a través de los planes generar una frecuencia de
mantenimiento. La estrategia define en el plan la frecuencia de lanzamiento de las
órdenes o avisos de mantenimiento.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
108
CAPITULO III: MARCO METODOLÓGICO
En éste capítulo se presenta la metodología empleada para el desarrollo de
este Trabajo Especial de Grado, por medio de la descripción del tipo y diseño de
investigación, de las técnicas de recolección de datos, así como la metodología
empleada para el logro de los objetivos planteados.
3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN
Los estudios descriptivos buscan especificar las propiedades importantes
de personas, grupos, comunidades o cualquier otro fenómeno que sea sometido a
análisis (Dankhe, 1986). Miden o evacuan diversos aspectos, dimensiones o
componentes del fenómeno o fenómenos a investigar. Desde el punto de vista
científico, describir es medir. Esto es, en un estudio descriptivo se selecciona una
serie de cuestiones y se mide cada una de ellas independientemente, para así
describir lo que se investiga. Hernández, Fernández y Baptista (1991, Pág.60).
Tamayo y Tamayo (1994), define la investigación descriptiva como aquella
en la que se registra, analiza e interpreta la naturaleza actual y la composición ó
procesos de los fenómenos. “La investigación descriptiva, trabaja sobre
realidades del hecho y sus características fundamentales, presentando una
interpretación correcta del mismo”. De igual manera, se sustenta con lo postulado
por Méndez (1988), quien explica que, una investigación descriptiva, “identifica
características del universo investigado, establece comportamientos concretos,
descubre y comprueba la asociación entre variables de investigación”.
Este trabajo de investigación se caracteriza por ser descriptivo, dado que
está dirigido a la recolección de información referida a los planes de
mantenimiento de subestaciones eléctricas convencionales de la empresa
ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, así como la observación de normas
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
109
internacionales, manuales de fabricantes y diversas técnicas relacionadas con el
diseño de planes de mantenimientos para utilizarlos en el desarrollo del plan de
mantenimiento que las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A aplicaran a las
subestaciones eléctricas de alta tensión con tecnología compacta.
3.2 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN
“La Investigación de Campo consiste en la recolección de datos
directamente de la realidad donde ocurren los hechos, sin manipular o controlar
variable alguna. “ (Arias, 1999, p. 50).
Balestrini (1998), expone; “toda investigación que involucre procedimientos
exploratorios, descriptivos, correlaciónales, y explicativos, son siempre
catalogadas como investigación de campo”.
La presente investigación es de campo debido a que parte de la
recolección de información referente a manuales técnicos de los equipos
pertenecientes a subestaciones eléctricas de alta tensión en estudio
(convencionales o compactas) han sido tomados desde la realidad,
específicamente del departamento GOMT (Gerencia de Operaciones y
mantenimiento de transmisión) de la empresa ENELVEN, C.A. y además de
fabricantes tales como: ABB, SIEMENS Y ALSTOM.
Adicionalmente, se considera de campo debido a que toda la información
requerida fue tomada directamente del sitio donde se lleva a cabo la elaboración
hasta la ejecución del plan de mantenimiento, así como también se requirieron
visitas a las subestaciones eléctricas convencionales de ENELVEN, C.A y
ENELCO, C.A, para tomar información de los operadores al momento de realizar
los trabajos de mantenimiento. De la misma forma se visitaron las instalaciones
de las dos subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo compactas Soler y
Medanos que se encuentran en proceso de construcción, todo esto con la
finalidad de visualizar e interactuar con el personal encargado de la ejecución de
la obra al momento de realizar el armado, montaje y pruebas de equipos.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
110
3.3 POBLACIÓN Y MUESTRA
Según Hernández, Fernadez y Batista (1998) se define población como
“conjunto de elementos o eventos a fines en una o más características tomadas
como una totalidad o sobre el cual se garantiza las conclusiones de la
investigación”.
Una muestra es el fragmento significativo de la población que va a ser
estudiado. Rísquez, Pereira y Fuenmayor (1999), lo definen “como un sector de la
población que se escoge para realizar la investigación; desde luego la
investigación a realizar debe ser válida para toda la población”.
Por las características de la investigación se tomó la técnica del censo la
cual según el autor Sabino (1997) “Método a través del cual se recolecta
información de la totalidad de la población o universo en estudio.
Esta investigación tiene como población las 19 subestaciones eléctricas de
transmisión de alta tensión pertenecientes a las empresas ENELVEN, C.A y
ENELCO, C.A; incluyendo 17 tipo convencional con configuración tipo “H” y dos
de tipo compacta.
La Muestra está constituida por dos subestación eléctricas de transmisión
de alta tensión compactas con configuración Tipo “H” Normalizadas, las cuales
son: la Subestación Soler con niveles de tensión de 138/24, kV ubicada en la
ciudad de Maracaibo y la Subestación Medanos en 115/13.8., kV, ubicada en
Cabimas (Costa Oriental del Lago de Maracaibo), siendo estas dos a las que se
aplicará el plan de mantenimiento a desarrollar.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
111
3.4 TECNICA DE RECOLECCIÓN DE DATOS
3.4.1 OBSERVACIÓN DIRECTA
La observación directa es aquella técnica en la cual el investigador puede
observar y recoger datos mediante su propia observación, apoyado en su sentido
(conocimiento empírico). (Fuenmayor, Pereira, Risquez. 1999).
En esta investigación fue empleada la observación directa ya que se se
hizo una revisión al plan de mantenimiento que actualmente las empresas
ENELVEN, C. y ENELCO, C.A están aplicando a sus subestaciones eléctricas de
trasmisión convencionales; con énfasis en la programación de las diferentes
actividades de mantenimiento así como su correspondiente frecuencia de
ejecución.
3.4.2 ENTREVISTA NO ESTRUCTURADA
La entrevista no estructurada es aquella donde, a través del diálogo, el
encuestador obtiene la información deseada, sin planificación alguna (Méndez,
2001).
La entrevista es la relación directa establecida entre el investigador y su
objeto de estudio a través de individuos o grupos, con el fin de obtener
testimonios orales.
Uno de los métodos que se utilizó para la recolección de información
fueron las entrevistas no estructuradas al personal especializado en la materia,
adscrito a las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, encargados del
desarrollo de plan de mantenimiento actual así como a los ejecutores de dicho
plan con el fin de obtener la información requerida.
3.4.3 OBSERVACIÓN DOCUMENTAL
La gran multiplicidad y diversidad de los documentos constituye en su
conjunto un arsenal inmenso de fuentes para la investigación prácticamente
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
112
inagotables. En él se encuentran recogidas y reflejadas, desde tiempos muy
remotos, si bien de manera dispersa, desordenada y fragmentaria, gran parte de
las manifestaciones de la vida de la humanidad en su conjunto y en cada uno de
sus sectores. (Sierra. 1996, Pág. 368)
La observación documental y metódica, fundamentalmente, se basa en el
establecimiento previo de las variables empíricas y las categorías sobre las que
necesitamos recoger información. Una vez establecidas las variables y categorías
se examinan sistemáticamente los documentos, con el fin de encontrar los datos
contenidos en ellos referentes a cada categoría. La finalidad pretendida es ver si
los documentos prueban o no las hipótesis formuladas. Sierra (1996, Pág. 368).
Otra técnica utilizada es la Observación Documental. La cual comprende la
revisión bibliográfica de textos especializados, revistas, normas, Internet,
catálogos, manuales, informes y trabajos realizados relativos a las técnicas para
el desarrollo de los planes de mantenimiento a fin de comparar y establecer los
conceptos previos para la inducción primaria sobre la materia y el área de
estudio.
Para esta investigación se hizo uso de la observación documental a través
del análisis de un plan de mantenimiento ya existente (Plan Anual de
Mantenimiento de Transmisión -2006), el cual se caracteriza por tener un
conjunto de estrategias e indicadores que sirven como punto de partida, como
complemento se revisaron el Manual de Planes, Manuales de Normas y
Procedimientos para la Elaboración del Plan Anual de Mantenimiento del Sistema
Eléctrico de Transmisión y Distribución de la C.A, Energía Eléctrica de Venezuela
como también una serie de documentación proveniente de la Unidad de
Administración Funcional basados en el SAP, como lo son Hojas de Ruta,
Formato GAF, Formatos para Ingreso de equipos y Formatos de Actualización,
Datos Maestros PM, Transmisión, Hoja de Control y Montaje de Equipos. Con lo
anterior y el aporte de los fabricantes se recopiló la información para estructurar
el nuevo plan de mantenimiento que será aplicado a subestaciones eléctricas de
alta tensión de tipo compactas.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
113
3.5 FASES DE LA INVESTIGACIÓN.
Para el desarrollo de un proceso de investigación, se deben establecer las
pautas con las cuales se cumplirán los objetivos, a través de la ejecución de
pasos sistemáticamente organizados. A continuación se presenta las actividades
ejecutadas para alcanzar los objetivos que se persiguen en la investigación.
Fase I: Conocimiento de las configuraciones y los diferentes planes de
mantenimiento de las subestaciones del sistema eléctrico de ENELVEN, C.A y
ENELCO, C.A.
Para el desarrollo de esta fase se plantea la ejecución de las siguientes
actividades:
Revisión de diagramas unifilares de las diferentes subestaciones
eléctricas de alta tensión. Identificación de las configuraciones presentes en las distintas
subestaciones eléctricas, realizando mayor enfoque en las
subestaciones de transformación con configuración tipo “H”, debido a
que es la configuración utilizada en las subestaciones a estudio. Identificación del inventario de los equipos contenidos en las
subestaciones eléctricas de ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, usando el
Sistema de Aplicaciones y Procesos (SAP) Conocimiento de la conformación de un plan de mantenimiento y los
requerimientos necesarios para su elaboración. Identificación del tipo de mantenimiento que se realiza a las
subestaciones convencionales de alta tensión con el fin de conocer el
alcance de cada una de las actividades. Revisión de la información relacionada con las estrategias e indicadores
provenientes del equipo de planificación de mantenimiento de
transmisión.
Revisión de la programación de actividades para el mantenimiento de
equipos de potencia de alta tensión.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
114
Fase II: Conocimiento de aspectos técnicos y operativos de las subestaciones
eléctricas de alta tensión de tipo compactas.
En esta fase se ejecutan las siguientes actividades:
Revisión de bibliografía, cuadernos técnicos y manuales proporcionados
por los fabricantes ó proveedores de tecnología compacta, con el fin de
identificar los equipos y módulos que conforman las subestaciones
eléctricas de tipo compacta de alta tensión.
Revisión de manuales técnicos de los fabricantes relacionados con
aspectos técnicos, teóricos y operativos para conocer y entender los
principios del funcionamiento de los equipos y módulos de las
subestaciones eléctricas de tipo compactas de alta tensión, en ésta se
tomaron en cuenta diversas informaciones de los fabricantes y
conocedores de la tecnología compacta (ABB, SIEMENS, ALSTOM).
Comparación de las variantes generales que presenta la tecnología
compacta en subestaciones eléctricas con respecto a las subestaciones
convencionales.
Fase III: Conocimiento de las características técnicas de los equipos de
potencia que integran las subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo
compactas.
Para el desarrollo de esta fase se plantea la ejecución de las siguientes
actividades:
Revisión en Internet de las páginas electrónicas de los proveedores de
tecnología compacta con la finalidad de conocer los equipos, módulos y
sus características, proporcionadas por fabricantes: ABB, SIEMENS,
ALSTOM.
Conocimiento de los equipos, módulos y sus características funcionales
partiendo de los manuales de fabricantes para conocer disposición física,
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
115
elementos que integran cada modulo y las diferentes posiciones tanto
para operación como para labores de mantenimiento.
Identificación de la disposición física de los equipos y módulos que
conforman las subestaciones compactas con la finalidad de conocer la
ubicación de éstos dentro del patio de transformación y a la vez observar
sus dimensiones.
Fase IV: Investigación sobre mantenimientos recomendados por fabricantes
para equipos y módulos de subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo
compactas.
Para el desarrollo de esta fase se plantea la ejecución de las siguientes
actividades:
Revisión en manuales y catálogos de fabricantes, referente a equipos y
módulos de potencia de subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo
compacta, con el fin de conocer las labores de mantenimiento y la
frecuencia de ejecución.
Revisión de la información suministrada en reuniones y charlas
realizadas por los proveedores de equipos de tecnología compacta.
Intercambiar información con personal de mantenimiento e ingenieros de
proyectos para definir labores de mantenimiento.
Fase V: Revisión de Normas Nacionales e Internacionales, que rigen los planes
de mantenimiento de las subestaciones eléctricas de alta tensión.
Para el desarrollo de esta fase se plantea la ejecución de las siguientes
actividades:
Recopilación de las normas que apliquen para la elaboración de trabajos
de mantenimiento en subestaciones convencionales de alta tensión para
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
116
considerar en el desarrollo del plan de mantenimiento para subestaciones
eléctricas de alta tensión de tipo compactas.
Revisión y análisis de las Normas COVENIN, NETA, ANSI/IEEE que
aplique para las labores de mantenimiento destinadas a los equipos de
las subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo convencionales, con la
finalidad de canalizar el mantenimiento dentro de los parámetros
reglamentarios vigentes y adaptarlos para su aplicación en equipos y
módulos que integran subestaciones compactas de alta tensión .
Fase VI: Comparación entre los planes de mantenimiento utilizados
actualmente por las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, y los
recomendados por los fabricantes de nuevas tecnologías.
Para el desarrollo de esta fase se plantea la ejecución de las siguientes
actividades:
Conocimiento de la estructura de el PAMT- 2006 (Plan Anual de
Mantenimiento de Transmisión) con la finalidad de identificar sus
indicadores. Comparación las labores de mantenimiento aplicadas a los equipos que
conforman las subestaciones convencionales contra las labores de las
subestaciones compactas. Precisar aspectos comunes del mantenimiento para subestaciones
eléctricas compactas partiendo de los planes ya elaborados para
subestaciones convencionales de las empresas ENELVEN, C.A y
ENELCO, C.A. Seleccionar las rutinas pertinentes de trabajos de mantenimiento que
sean aplicables a las nuevas subestaciones compactas.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
117
Fase VII: Desarrollo del Plan de mantenimiento adaptado a las necesidades y
requerimientos de las subestaciones compactas en alta tensión de las empresas
ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A”.
Para el desarrollo de esta fase se plantea la ejecución de las siguientes
actividades:
Descripción del tipo de mantenimiento que se va a implementar en las
subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo compactas de las
empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A.
Descripción del tipo de labor y frecuencia del mantenimiento de las
referidas subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo compactas.
Descripción del plan de mantenimiento a ejecutar a los equipos y módulos
pertenecientes a las subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo
compactas bajo estudio.
Diseño del plan de mantenimiento para las subestaciones eléctricas de
alta tensión de tipo compactas para las empresas ENELVEN, C.A y
ENELCO, C.A
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
120
CAPITULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
En éste capítulo se presenta el análisis de los resultados que se
obtuvieron en esta investigación, a través de los cuales se resolverán las
interrogantes propuestas.
4.1 CONFIGURACIONES DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN DE LAS EMPRESAS ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A.
La empresa ENELVEN, C.A dispone en el estado Zulia de 52 subestaciones
eléctricas en alta tensión, de las cuales 29 son de transmisión; y 19 de ellas están
ubicadas en Maracaibo; el resto (23) esta conformado por subestaciones de
generación y maniobra. Dentro de la expansión de este sistema está prevista la
construcción de una nueva subestación eléctrica tipo compacta, denominada
Subestación Soler ubicada en Sector Los Samanes, KM 4, Vía La Cañada.
Por su parte, la Empresa ENELCO, C.A está conformada por 29
subestaciones eléctricas de alta tensión, en 15 de Transmisión y 14 de
Distribución y en los actuales momentos está previsto construir una nueva
subestación eléctrica de alta tensión de tipo compacta que lleva por nombre
Subestación Médanos, ubicada en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo en el
Municipio Cabimas, en la Carretera la ¨H¨.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
121
a. CONFIGURACIONES TÍPICAS
INTERRUPTOR Y MEDIO
Esta configuración es adoptada para las subestaciones de generación o de
enlace con el sistema interconectado nacional. Este esquema tiene tres
interruptores conectados en serie con sus respectivos seccionadores por cada
dos salidas, todos éstos se encuentran entre dos juegos de barras, las cuales
pueden presentar una variante en su disposición, ya que pueden tener barras
internas o barras externas como se aprecia en las figuras 4.1 y 4.2. La cantidad
de bahías varían según sean necesarias, ya que depende de la cantidad de
generadores, las líneas de interconexión y las salidas en la subestación.
Figura 4.1 Configuración de Interruptor y Medio. Barra externa
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
122
Figura 4.2 Configuración de Interruptor y Medio. Barra interna
Fuente: Castellanos, 2007
Entre las subestaciones que poseen este tipo de configuración dentro del
sistema eléctrico de ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A se pueden mencionar las
indicadas en tabla 4.1
Tabla 4.1, Subestaciones con Configuración Interruptor y Medio
SUBESTACIÓN Patio (kV) Barra Tipo de S/E Ubicación
Arreaga 138 Externa Generación Maracaibo
Cuatricentenario 230 Externa S.I.N. Maracaibo
Rincón 138 Interna S.I.N. Maracaibo
Tablazo 400 Externa S.I.N. C.O.L.
Urdaneta 138 Externa Generación Maracaibo
Fuente: Castellanos, 2007
TIPO “H”
Este tipo de configuración es aplicado en la mayoría de las subestaciones
de transformación, tanto en el patio de alta como en el de baja tensión. La Figura
4.3 muestra el diagrama unifilar de una configuración tipo H.
Esta configuración en el lado de alta tensión está constituida por dos
entradas de líneas y dos salidas, en el lado de baja tensión posee dos entradas y
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
123
tres o más salidas por entrada. En ambas situaciones se encuentran conectados
a una sola barra seccionada longitudinalmente haciéndose posible dividirla en dos
partes, lo cual facilita las reparaciones, labores de mantenimiento, trabajos de
ampliación y en determinadas circunstancias aún la operación de la misma
subestación. Este modelo proporciona al sistema un poco más de confiabilidad,
seguridad y flexibilidad que la configuración de barra simple, aunque con un
aumento leve en el costo de la subestación.
Figura 4.3 Configuración tipo “H”
Fuente: Castellanos, 2007
La tabla 4.2 muestra algunas subestaciones que poseen configuración tipo “H”
correspondientes sistema eléctrico ENELVEN, C.A ENELCO, C.A.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
124
Tabla 4.2, Subestaciones con Configuración Tipo H SUBESTACIÓN Patio (kV) Tipo de S/E Ubicación
24 Los Claros 138
Transmisión Maracaibo
13.8 La N 115
Transmisión C.O.L
24 Polar 138
Transmisión Maracaibo
24 Zona Industrial 138
Transmisión Maracaibo
13.8 Centro 115
Transmisión C.O.L
24 Pomona
138 Transmisión Maracaibo
24 Paraíso
138 Transmisión Maracaibo
24 Amparo
138 Transmisión Maracaibo
13.8 Barlovento
115 Transmisión C.O.L
24 Tarabas
138 Transmisión Maracaibo
24 Miranda
138 Transmisión Maracaibo
13.8 Altagracia
34.5 Transmisión C.O.L
24 Caujarito
138 Transmisión Maracaibo
24 Universidad
138 Transmisión Maracaibo
13.8 Ojeda 115
Transmisión C.O.L
24 Canchancha 138
Transmisión Maracaibo
Bella Vista 24 Maniobra Maracaibo
Libertador 24 Maniobra Maracaibo
Tule 138 Maniobra Maracaibo
Veritas 24 Maniobra Maracaibo
Fuente. Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
125
b. CONFIGURACIONES ATÍPICAS
ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A poseen entre sus subestaciones otras
configuraciones que son construidas o ampliadas, perdiendo así sus
características típicas. Este tipo de modalidad es poco usual en el sistema.
Algunas de ellas son mencionadas a continuación:
La subestación “Zulia 9” fue construida por la empresa petrolera “Chevron
-Texaco” para dar servicio al desarrollo industrial “Campo Boscan” y se encuentra
bajo la administración de ENELVEN, C.A. Debido a la importancia que representa
la extracción y bombeo de crudo, entre otros procesos que realiza Chevron, una
falta de alimentación en el sistema eléctrico el cual sirve a todos estos procesos
traería como consecuencia enormes pérdidas económicas. Debido a ésto se tomó
la decisión de construir una subestación confiable, flexible y segura adoptando la
configuración en el lado de alta tensión en anillo y en el lado de baja una
configuración de barra simple + barra de transferencia.
La subestación “Trinidad” presenta una configuración denominada por la
empresa como ”Seccionador y medio”, debido a que imita a una configuración de
interruptor y medio pero no presenta en sus bahías interruptores de potencia, sino
en las salidas de línea.
ANILLO SIMPLE
Una configuración de anillo simple tiene forma de polígono, sin poseer una
variable identificable, por cada circuito se requiere dos interruptores con sus
respectivos seccionadores, cada circuito de línea requiere un seccionador
adicional para poderlo separar, y volver a cerrar el anillo, si la operación lo
requiere. El esquema en anillo presenta la dificultad del crecimiento, no es fácil
ampliar la subestación agregando nuevas líneas, es un esquema no conveniente
cuando se piensa que el desarrollo futuro obligará a ampliaciones. El diagrama
unifilar se muestra en la Figura 4.4
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
126
Figura 4.4. Configuración en Anillo
Fuente: Castellanos, 2007
La Tabla 4.3 indica especificaciones básicas relativas a una subestación
con configuración en anillo en el lado de alta tensión (138 KV) perteneciente a
ENELVEN, C.A
Tabla 4.3, Subestación con Configuración en Anillo
SUBESTACIÓN Patio (kV) Configuración Tipo de S/E Ubicación24 Barra Principal+ Transf.
Zulia 9 138 Anillo
Transformación Perija
Fuente. Castellanos, 2007
BARRA PRINCIPAL + BARRA DE TRANSFERENCIA.
Para mejorar la confiabilidad por falla en interruptores de la configuración
de barra sencilla, a ésta se le puede agregar una barra auxiliar o de transferencia,
a cada circuito un seccionador (de transferencia) para la conexión a dicha barra y
un interruptor (de transferencia) para unir lados de barras.
Con esta configuración cada campo de conexión se puede conmutar por
medio de un interruptor de transferencia a la barra de igual nombre, conservando
en esta forma el servicio del campo respectivo durante el mantenimiento del
interruptor o la falla del mismo, lo que demuestra una alta confiabilidad que la
configuración presenta bajo estas circunstancias. Si la barra principal se divide
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
127
por medio de un seccionador para cada porción de ella y el acople de barra se
coloca entre los dos seccionadores se tiene la posibilidad de hacer mantenimiento
a la barra dejando sin servicio solamente a la mitad de la subestación. Es
económica en costo inicial y final a pesar de exigir un interruptor de transferencia.
El diagrama unifilar se muestra en la Figura 4.5
Figura 4.5 Configuración Barra Principal + Barra de Transferencia
Fuente: Castellanos, 2007
Entre las subestaciones que poseen este tipo de configuración dentro del
sistema eléctrico de ENELVEN, C.A, se pueden mencionar las indicadas en la
tabla 4.4
Tabla 4.4, Subestaciones Configuración Barra principal+Barra de Transferencia SUBESTACIÓN Patio (Kv) Configuración Tipo de S/E Ubicación
24 Barra Principal+ Transf.Zulia 9
138 Anillo Transformación Perija
24 Tipo H Machiques
138 Barra Principal+Transf.Transformación Perija
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
128
HÍBRIDAS
Se denomina como una subestación híbrida aquella que no presenta
ninguna configuración conocida ò presenta una configuración inicialmente típica
pero posteriormente a sufrido una ampliación, modificación o no fue totalmente
construida. Como ejemplo en la tabla 4.5 se pueden nombrar algunas
subestaciones que poseen este tipo de configuración:
Tabla 4.5 Subestaciones Configuración Híbridas de ENELVEN, C.A
SUBESTACIÓN Patio (kV) Tipo de S/E Ubicación 6,9 24 Concepción
138 Transformación Perija
24 La Villa 138
Transformación Perija
6,9 24
34,5 Mara
138
Transformación
Mara
6,9 24 La Paz
34,5 Transformación Perija
Fuente: Castellanos, 2007
4.2 PLANES DE MANTENIMIENTO APLICADOS ACTUALMENTE EN LAS EMPRESA ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A PARA SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.
Para llegar a conocer los diferentes planes de mantenimiento de las
subestaciones del sistema ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A se indagó dentro de la
Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión (GOM-T) con la ayuda
de los Ing. Héctor Cova y el TSU. Maglis Bermúdez, donde se pudo conocer en
forma general que un plan de mantenimiento es un listado cronológico de
actividades que se realizan para lograr determinado objetivo. Consiste en
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
129
programar una serie de actividades las cuales son necesarias para que los
equipos a los cuales se les aplica se mantengan conservados y se puedan
restaurar de manera que puedan permanecer operando de acuerdo con una
condición especifica. Ya que el Mantenimiento es una actividad eminentemente
dinámica, ésta debe ser planificada, desarrollando acciones continuas y
permanentes para garantizar un funcionamiento normal, eficiente y confiable.
Para la Gerencia de Operaciones y Mantenimiento de Transmisión (GOM -
T), todos los equipos que integran las subestaciones necesitan un plan o
programa de mantenimiento que verifique periódicamente el buen funcionamiento
y mantenga al equipo dentro de su mejor condición operativa. Reconocer el
deterioro o falla y corregirlo es prevenir que ocurran fallas de bajo o alto grado de
severidad, inclusive el daño total del equipo.
El plan de mantenimiento que actualmente aplican ENELVEN, C.A y
ENELCO, C.A consiste en establecer metas y desarrollar estrategias, políticas,
procedimientos o programas para garantizar la ejecución de las actividades. Al
momento de poner en marcha el Plan de Mantenimiento es muy importante que le
departamento encargado de su ejecución, implemente un control con el fin de
medir el rendimiento en relación con la metas y objetivos planteados y a su vez
desarrolle los procedimientos convenientes para realizar el ajuste o correctivo
necesario, (Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión, 2007).
4.2.1 OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO PARA ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A:
Para las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A los objetivos del
mantenimiento son los siguientes:
Reducir al mínimo el deterioro prematuro de los equipos de potencia,
protección y control, ya que ellos representan una inversión considerable para
la empresa al momento de su adquisición.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
130
Mejorar la efectividad del funcionamiento de los equipos y mantener la
confiabilidad del sistema eléctrico de manera de tener la menor cantidad de
paradas imprevistas, con una alta continuidad del servicio.
Mantener los equipos en constante disposición de servicio en un largo periodo
de tiempo para así brindar un mejor servicio a sus clientes.
Cumplir con las normativas vigentes y evitar ser sancionados o penalizados
por los organismos encargados de velar por el buen funcionamiento del
servicio eléctrico en la región
4.2.2 TIPOS DE MANTENIMIENTO APLICADOS A EQUIPOS DE POTENCIA EN ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A.
El mantenimiento general que se ejecuta dentro de las subestaciones
eléctricas de alta tensión de ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, está enmarcado en
un Programa Anual de Mantenimiento que involucra a todos los Equipos y
Conjunto de Equipos de Potencia, Servicios Auxiliares, Mediciones, Protección y
Líneas de Transmisión, estableciendo un orden cronológico para su respectiva
ejecución. Entre los tipos de mantenimiento que se ejecutan se encuentran:
a. Mantenimiento Preventivo o Tipo A:
Es el que se realiza ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A en sus equipos antes
que se presenten fallas o cuando aparezcan indicios de ellas, para mantenerlos
en condiciones funcionales para las cuales fueron diseñados.
b. Mantenimiento Predictivo o Tipo B:
Los realiza ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, para detectar una posible falla
antes de que suceda, de manera que se pueda prever su mantenimiento y
corregirla a tiempo. Su ejecución es de forma periódica.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
131
c. Mantenimiento Correctivo o Tipo C:
Se aplica en ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A cuando los equipos o
conjunto de ellos han sufrido fallas significativas y se requiere su reparación de
inmediato.
4.2.3 PLANIFICACIÓN DEL MANTENIMIENTO
La planificación de un buen mantenimiento es una de las principales metas
que debe lograr ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A a través de la GOM-T y los
Ingenieros de Planificación de Mantenimientos, definiendo el alcance de la
actividad de mantenimiento en función de las estrategias de la Corporación
ENELVEN, C.A
La planificación del mantenimiento es diseñada según los requerimientos
específicos de una instalación o de equipos donde será empleada. En esta
planificación se incluye una lista de equipos de pruebas, herramientas y personal
calificado de acuerdo con las obligaciones y responsabilidades.
Para ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A es necesario programar la frecuencia
y el tiempo, de parada del equipo para efectuarle las pruebas. De no contar con
ciertos equipos de pruebas altamente tecnificados, por la poca utilización de las
labores de mantenimiento, se acostumbra la contratación de empresas en este
tipo de servicio.
ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A utilizan contratistas para ciertas fases de
los trabajos necesarios de construcción y mantenimiento en planta o
instalaciones, y han visto que conviene hacerlo de esta manera. Las contratistas
deben clasificarse en relación con la disponibilidad, organización, carácter,
experiencia y condición financiera. (Gerencia de Operación y Mantenimiento de
Transmisión, 2007).
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
132
4.2.3.1 PLANIFICACIÓN DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO EN SUBESTACIONES CONVENCIONALES
El mantenimiento preventivo para subestaciones convencionales, se realiza
de una manera sistemática donde se ve la necesidad de recopilar datos del
equipo, a través de información técnica (catálogos de fabricantes, manual de
operación, historial del equipo, listas de partes y repuestos recomendados, planos
de señalamientos de componentes, entre otros), y sobre todo, recopilar datos de
campo y compararlo con los de los manuales.
En el caso de ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, la planificación del
mantenimiento preventivo va dirigida hacia los equipos críticos, hacia aquellos
equipos que cumplen funciones estratégicas dentro de la red eléctrica
principalmente porque alteran las condiciones normales de suministro de energía,
con altos costos de producción, los cuales al fallar, ocasionan la paralización de
todo o gran parte del servicio eléctrico. Este mantenimiento abarca los siguientes
propósitos:
Asegurarse a través de inspecciones, que el equipo mantenga la calidad o
funcionamiento normal, en caso contrario, se debe aplicar el mantenimiento
correctivo.
Reemplazo planificado preventivo de los equipos o componentes con
desgaste.
Ofrecer servicio periódicamente a los equipos eléctricos durante su
funcionamiento normal. Este servicio puede ser: Limpieza, Pintura, Ajustes,
Alineación, entre otros.
Con el mantenimiento preventivo que lleva a cabo ENELVEN, C.A y
ENELCO, C.A, se mejora y aumenta la disponibilidad de los equipos: trayendo
consigo un mayor aprovechamiento de éstos en condiciones óptimas, evitando
operaciones de los mismos y manteniendo su eficiencia en las subestaciones
eléctricas convencionales.
Para la Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión (GOM-T)
el mantenimiento preventivo tiene como finalidad efectuar las actividades
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
133
adecuadas para evitar las excesivas operación, desgaste, fatigas prematuras de
los equipos y garantizar que los costos de mantenimiento junto con los costos de
penalización por pérdida de servicio causada por encontrarse el sistema fuera de
servicio, se ubiquen en una zona óptima de mantenimiento, es decir, cuando la
empresa obtiene el servicio estimado a un valor óptimo de los costos de
producción.
4.2.4 CONSIDERACIONES QUE SE DEBEN DE TOMAR PARA LA
EFECTIVIDAD DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PLANIFICADO
Para hacer efectivo un programa de mantenimiento planificado ENELVEN,
C.A y ENELVEN, C.A, deben documentar apropiadamente, mediante la
información detallada de las operaciones y funcionamientos de equipos a ser
mantenidos.
Es indiscutible que para llevar a cabo un eficiente Plan de Mantenimiento
de cualquier equipo o conjunto de equipos de las empresas ENELVEN, C.A y
ENELCO, C.A se hace necesario contar con una organización lo más perfecta
posible, recursos financieros suficientes, repuestos, materiales y equipos de
buena calidad y contar además con el personal técnico capacitado para llevar a
cabo los planes de mantenimiento previamente establecidos, cuya función
principal es minimizar las paradas imprevistas o la depreciación excesiva de los
equipos a través de paradas periódicas programadas, para descubrir y corregir
condiciones defectuosas.
Para la GOM-T es importante poder contar con un sistema de historial de
fallas de los equipos existentes dentro de la instalación (no aplica para equipos
nuevos), ya que no solo servirán para identificarlos, sino que debe contener en
forma breve los motivos de las fallas, partes que se cambiaron y las frecuencias
con que ocurrieron las mismas. Es necesario conocer además el costo total de las
reparaciones o fallas debido a paros imprevistos.
Al tener la información mencionada anteriormente se debe estimar lo que
pudiese costar si el equipo se hubiera parado de manera imprevista y de manera
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
134
planificada; al igual que se debe de reunir los materiales y lograr el uso adecuado
de los recursos necesarios para realizar las labores de mantenimiento. La
diferencia entre lo que costó la falla y lo que hubiera costado si se hubiese
planificado, es el dinero que se puede invertir en un Programa de Mantenimiento
Preventivo.
ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, a la hora de realizar la inspección deben
incluir a todos los equipos destinados para este proceso, equipos de potencia,
equipos de protección, medición y control que se encuentren en las
subestaciones eléctricas, los cuales se puedan deteriorar, siendo propensos a
tener paradas imprevistas.
Las partes de cada equipo que se deben inspeccionar se determinan
mediante la integración de la siguiente información:
Recomendaciones de los fabricantes
Manuales de servicio emitida por cada equipo
Experiencia del personal de mantenimiento en general.
Registros históricos (historial de fallas o reparaciones). No aplica para equipos
nuevos
Frecuencia de trabajo.
Números de paradas imprevistas por parte del equipo.
El ciclo de inspección de un equipo o conjunto de equipos se determina por
la porción que más falla. No existe regla establecida o disponible de cuán a
menudo inspeccionar, ésto depende de varios factores: edad y clase de equipo,
medio ambiente, requisitos de seguridad y horas de operación.
Existen otros factores tales como: mayor intensidad de uso o servicio,
susceptibilidad al deterioro; debido al que el equipo puede estar sujeto a fricción,
fatiga, tensión o corrosión. Susceptibilidad al siniestro (vibraciones, sobrecarga o
abuso) y susceptibilidad a perder el ajuste.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
135
Si un equipo tiene presente alguna de estas últimas severidades es
necesario reducir los periodos o intervalos entre servicio de mantenimiento
preventivo.
4.2.5 ACTIVIDADES QUE REALIZA ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A PARA PLANIFICACION DE MANTENIMIENTOS EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
Para ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A las actividades que permiten obtener
el punto óptimo de mantenimiento son los siguientes:
a) Identificación del equipo a ser mantenido:
Efectuar un listado de equipos.
Definir código para numeración del equipo.
Asignar código o número a los equipos.
Recopilar datos o información técnica.
Clasificar los equipos de acuerdo al grado de criticidad: Críticos, Semicriticos y
No críticos.
Prepara registros y fichas de los equipos.
Organizar los archivos de los equipos.
b) Definir el trabajo de mantenimiento a ser realizado:
Organizar los archivos de los equipos.
Preparar hojas de servicio del equipo.
Preparar una guía del procedimiento de mantenimiento.
Prepara un guía para la localización de averías.
Definir los planes y asignar prioridad a éstos.
c) Establecer las políticas o normas para la ejecución del mantenimiento:
Identificar el tipo de trabajo a realizar en el sitio del equipo y en el taller.
Definir el trabajo a ser realizado por contrato.
Definir modificaciones o reemplazos.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
136
d) Establecer un sistema para el control del trabajo:
Preparar Órdenes de Trabajo (ODT).
Definir las actividades que va a realizar el personal de mantenimiento tales
como: inspección, servicios, reparación, cambio, modificación y tratamiento.
e) Establecer un sistema de control de costos del trabajo de mantenimiento.
f) Diseñar la organización.
g) Establecer un control efectivo sobre los materiales y repuestos.
h) Desarrollar un análisis técnico de procedimientos.
4.2.6 LABORES DE MANTENIMIENTO GENERAL APLICADAS POR ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.
Dentro de las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A el plan de
mantenimiento actual para las subestaciones eléctricas de alta tensión, contempla
labores de mantenimiento ejecutadas en los siguientes componentes:
El transformador de potencia
Los equipos de maniobra y protección de la subestación (Interruptor,
Seccionador, Reconectador, Seccionador , Seccionador de Puesta a tierra,
Cortacorriente, Ct´s, Pt´s, Réles)
El tablero de control.
Los pórticos y estructuras.
El equipo rectificador.
El equipo de medición.
El sistema de alumbrado interno y externo.
El sistema de puesta a tierra.
La cerca de protección.
La vía de acceso.
A continuación se indicarán los detalles y procedimientos más importantes
que tienen lugar en cada mantenimiento:
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
137
a. Mantenimiento del Transformador de Potencia.
Por ser el equipo más importante de la subestaciones, en él está centrada
la atención del técnico o equipo especialista en su mantenimiento. Las actividades
a cumplir son:
Pruebas de aislamiento
Prueba de humedad del aceite (acidez).
Prueba de rigidez dieléctrica del aceite.
Inspección del nivel de aceite del tanque de expansión. Esto determinará la
necesidad de completar su volumen y la posible presencia de filtraciones o
escape.
Inspección del indicador de “Temperatura” e “Imagen Térmica”.
Inspección y mantenimiento del grupo motor-ventilador y bombas.
Inspección de radiadores.
Localización de posibles escapes de aceite.
Inspección del estado de la Silica Gel.
Limpieza y ajuste de conexiones.
Ajuste de empacaduras.
Pruebas de presencia de Gases (Bucholz).
Limpieza de Bushings.
Limpieza general.
b. Mantenimiento de los Equipos de Maniobra y Protección.
En el caso de los equipos de protección (reconectadores, Interruptores,
réles, CT´S, PT´S) son muchas las actividades de rutina que se ejecutan. Las
más significativas son:
Pruebas de aislamiento.
Pruebas de aceite (humedad y rigidez dieléctrica).
Pruebas de apertura y cierre eléctrico y manual.
Pruebas de inyección de corriente.
Inspección, limpieza y ajuste de contactos.
Inspección y limpieza de Bushings.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
138
Inspección del nivel de aceite.
Limpieza y ajuste de conexiones.
Limpieza general.
En el caso de los equipos de maniobra (seccionadores, cortacorriente,
seccionador de puesta a tierra) se ejecutan dos actividades fundamentales.
a. Inspección minuciosa y detallada de conexiones, vástagos, barras, porcelana
o polímeros, etc.
b. Prueba de cierre y apertura.
c. Mantenimiento del Tablero de Control.
Este equipo conocido también como “Tablero de Mando” contiene
principalmente los equipos que permiten la operación y protección de la S/E.
(Dispositivos para cierre y apertura, mando del regulador, relés de protección,
tensión DC y AC); su mantenimiento requiere de pocas actividades y está
fundamentalmente orientado a la “Prueba y ajuste de los diferentes relés de
protección”, a través de la Prueba de “Inyección de corriente”.
d. Mantenimiento de los Pórticos y Estructuras.
En este caso las actividades a cumplir son:
Inspección y limpieza de aisladores de amarre y suspensión.
Inspección de puentes.
Inspección de barras de conexión de AT y BT.
Inspección de Descargadores de Sobretension.
Inspección de crucetas, pletinas, postes y estructuras metálicas.
Pintura general.
e. Mantenimiento del Equipo Rectificador.
En las subestaciones que tienen incorporado este importante elemento se
cumple las siguientes actividades.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
139
Inspección del equipo rectificador.
Limpieza a bornes de conexión al banco de baterías.
Pruebas de baterías.
Inspección del nivel de agua de las baterías.
Pruebas del grupo rectificador.
Inspección luces de emergencia.
f. Mantenimiento del Equipo de Medición.
En este caso las actividades cumplidas se fundamentan principalmente en
la inspección general del equipo y el reporte de cualquier anormalidad
encontrada. Están incluidas:
Inspección del medidor de KWH.
Inspección del medidor de KVARH.
Inspección del medidor de Demanda.
Inspección y ajuste de las conexiones del lado de A.T. de los transformadores
de Tensión y Corriente.
Inspección del gabinete de medición.
g. Mantenimiento del Sistema de Alumbrado Externo e Interno.
Las actividades cumplidas en este caso son:
Inspección del transformador de servicios auxiliares.
Prueba del equipo de control de Alumbrado.
Reposición de luminaria y/o bombillos.
h. Mantenimiento del Sistema de Puesta a Tierra.
La actividad fundamental en el mantenimiento del sistema de puesta a
tierra está determinada en la revisión y ajuste de cada uno de los puntos de
conexión del sistema de tierra con los equipos y estructuras de la subestación.
Eventualmente se ejecuta la prueba de medición de tierra.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
140
i. Mantenimiento de la Cerca de Protección.
Las actividades a cumplir en este caso son:
Inspección de la malla de alambre ó pared.
Inspección de los soportes.
Inspección del portón de entrada.
Limpieza interna y exterior de la maleza existente.
Pintura general de la cerca de los avisos de Peligro y del aviso de
identificación de la Subestación
4.2.6.1 INFORMACIÓN CONTENIDA EN SAP (Sistema de Aplicaciones y Procesos) RELACIONADA CON MANTENIMIENTOS A SUBESTACIONES Y
EQUIPOS DE ENELVEN, C.A.
Se realizo una revisión a una serie de documentos en formato Excel que
contienen información procedente del SAP, estos documentos fueron facilitados
por el Ing. Héctor Cova. A continuación se indica el proceso que se realizo para
recaudar dicha información:
a) Se reviso la lista de mantenimiento Enelven Red Transporte 2007 (Figura 4.6),
la cual esta organizada por Subestaciones, indistintamente de su tipo
(Generación, Maniobra o Transmisión) mostrando las labores que se deben
realizar al momento de la ejecución del mantenimiento como lo son:
Mantenimiento de Funcionamiento del esquema ELC (Bote Carga) de
distribución, Pruebas funcionales de alarmas y anunciadores, Mantenimiento Tipo
B de interruptores K-105, 205 y 130, entre otros.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
141
Figura 4.6. Lista de mantenimiento Enelven Red de Transporte 2007
Fuente: GOM-T, 2007
La información registrada en estas hojas de Excel es dada por una serie
de títulos indicativos vinculados con una codificación que lo hace práctico al
momento de manejar la información por el personal encargado que trabaja en la
programación y planificación de las labores de mantenimiento las cuales son
controladas por el SAP. Los títulos o variables que se aprecian son:
Número de plan
Tipo de Plan
Estrategia
Texto plan
UBT(Ubicación Técnica)
Equipo, Centro
Grupo de planificación PM, entre otros.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
142
En SAP el inventario de los equipos que se encuentran en las Subestaciones
está clasificado por medio de dos variables: Ubicación Técnica y Objeto Técnico
Ubicación Técnica: Es un código que indica el lugar dispuesto para la
instalación de un equipo específico y la estructura que posee es la siguiente:
.Municipio: Lugar geográfico, ejemplo: Maracaibo MBOT
.Subestación (Sitio): Nombre de la Subestación Eléctrica, ejemplo: Subestación
Canchancha CANCH
.Locacion (PE, CC, CB, BA): Patio de Estructura, Cuarto de Control, Cuarto de
Baterías, Sala de Baños
.Secciones (Barra, Bahía, Anillo): Numeración de las Barras Para 138
KV (01=Barra 01, 02=Barra 02), Para 24 KV (03=Barra 01, 04=Barra 02)
.U.T. Funcional (T1, C105, K105, C130): Nombre del equipo abreviado, Ejemplo:
Transformador 1 T1, Interruptor acoplador de barra K-130
Objeto Técnico: Son todos los activos de la empresa a los cuales se les
asigna un número de identificación al momento de ingresar en almacén, el
cual será su identificación durante su vida útil.
b) Se pudo observar que cada subestación tiene un texto plan que va a depender
del tipo de subestación y la configuración de la misma, con lo cual se define las
actividades que se deben desarrollar en la misma, se constató durante la revisión
que las subestaciones al tener más equipos de potencia en patio implica una
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
143
mayor cantidad de equipos a mantener lo cual incrementa el texto plan de la
misma.
A continuación se indica como ejemplo del contenido del texto plan de dos
Subestaciones de Transmisión, éstas son Subestación Canchancha 138/24 KV y
Subestación Miranda 138 KV/24 KV:
Características de la Subestación Canchancha 138/24 KV:
Subestación de Transmisión con configuración Tipo H, Normalizada,
Convencional, patio de 24 KV con celdas tipo Switchgears aisladas en gas SF6.
TEXTO PLAN CANCHANCHA:
MANTENIMIENTO FUNC ESQ ELC DISTRIB. PRUEBAS FUNCIONALES ALARMAS & ANUNCIADOR MANTENIMIENTO TAB AC, DC, TRANFER SWT SE MANTENIMIENTO BCO BATERIAS/CARGADOR MANTENIMIENTO B INT K105 MANTENIMIENTO B INT K205 MANTENIMIENTO B INT K130 MANTENIMIENTO B INT C180 MANTENIMIENTO B INT C280 MANTENIMIENTO B TX-1 MANTENIMIENTO B TX-2 MANTENIMIENTO CELDA TX-1 MANTENIMIENTO CELDA TX-2 PRUEBAS FUNCIONALES INT K105 PRUEBAS FUNCIONALES INT K205 PRUEBAS FUNCIONALES INT K130 PRUEBAS FUNCIONALES INT C180 PRUEBAS FUNCIONALES INT C280 PRUEBAS FUNCIONALES CELDA TX-1 PRUEBAS FUNCIONALES CELDA TX-2 PRUEBAS FUNCIONALES TX-1 PRUEBAS FUNCIONALES TX-2 PRUEBAS RIGIDEZ DIELEC. PRUEBAS FISICO/QUIMIC, CROMATOG PRUEBAS PUREZA GAS SF6 INT´S LAVADO INSPECCIÓN INTEGRAL INSPECCIÓN TERMICA
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
144
Características de la Subestación Miranda 138/24 KV:
Subestación de Transmisión con configuración Tipo H, Normalizada,
Convencional, con patio de 24 KV en bahías aisladas en aire a la Intemperie.
TEXTO PLAN SUBESTACION MIRANDA:
MANTENIMIENTO RELÉS 87 BARRA 1 MANTENIMIENTO RELÉS 87 BARRA 2 PRUEBAS RELÉS PROT L/D C205 PRUEBAS RELÉS PROT L/D C405 PRUEBAS RELÉS PROT L/D C605 MANTENIMIENTO FUNC ESQ ELC DISTRIB. MANTENIMIENTO TAB REGIST EVENTOS PRUEBAS FUNCIONALES ALARMAS & ANUNCIADOR PRUEBAS ESQ. TELEPROTECCIÓN LT TRINI-CUATR MANTENIMIENTO BCO BATERIAS/CARGADOR MANTENIMIENTO TAB CA, CD, TRANFER SWT MANTENIMIENTO B INT C205 MANTENIMIENTO B INT C305 MANTENIMIENTO B INT C405 MANTENIMIENTO B INT C505 MANTENIMIENTO B INT C605 MANTENIMIENTO B INT C130 MANTENIMIENTO B INT C180 MANTENIMIENTO B INT C280 MANTENIMIENTO B INT K105 MANTENIMIENTO B INT K205 MANTENIMIENTO B INT K130 MANTENIMIENTO B TX-1 MANTENIMIENTO B TX-2 PRUEBAS FUNCIONALES INT C205 PRUEBAS FUNCIONALES INT C305 PRUEBAS FUNCIONALES INT C405 PRUEBAS FUNCIONALES INT C505 PRUEBAS FUNCIONALES INT C605 PRUEBAS FUNCIONALES INT C130 PRUEBAS FUNCIONALES INT C180 PRUEBAS FUNCIONALES INT C280 PRUEBAS FUNCIONALES INT K105 PRUEBAS FUNCIONALES INT K205 PRUEBAS FUNCIONALES INT K130 PRUEBAS FUNCIONALES TX-1 PRUEBAS FUNCIONALES TX-2 PRUEBAS RIGIDEZ DIELEC. PRUEBAS FISICO/QUIM, CROMATOG PRUEBAS PUREZA GAS SF6 INT´S
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
145
INSPECCIÓN TERMICA LAVADO INSPECCIÓN INTEGRAL
c) Se observaron los documentos conformados por Hojas de Ruta diversas,
donde se conoció que las Hojas de Ruta es una funcionalidad que permite crear
en el sistema documentos con instrucciones de trabajo incluyendo los recursos
que se necesitan para realizar determinada actividad de mantenimiento o servicio.
La característica de las actividades que se definen en las hojas deben ser
instrucciones de trabajo que se realizan repetidamente dentro de un proceso.
Los tipos de hojas de rutas que se pueden crear son: con referencia a
Ubicaciones Técnicas, Equipos y de instrucción general. Entre los recursos que
se pueden asociar a una hoja de ruta están los materiales, servicios, puestos de
trabajo y medios auxiliares de fabricación (MAF).
ASIGNACIÓN DE HOJAS DE RUTA EN EQUIPOS AÑO 2006
Señala las hojas de ruta con sus respectivas labores establecidas a cada
equipo de las 52 subestaciones eléctricas como se muestra en la Figura 4.7
(Transformador de potencia, Interruptores, Reclosers, Seccionadores de control
manual y motorizado, Ct´s, Pt´s, Relés de protección, Reguladores de Voltaje,
Equipos auxiliares, Banco de condensadores). Se indican los datos
característicos de cada equipo como: Número del equipo, KV, MVA, MARCA,
TIPO, SERIAL.
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
146
Figura 4.7. Asignación de hojas de ruta en equipos 2006
Fuente: GOM-T, 2007
HOJA DE RUTA SUBESTACIONES 2006
Señala el texto (explicativo y de ruta) del procedimiento ya existente o
estandarizado por la GOM-T aplicable para cada grupo de equipos, clasificado en
tres grupos (Figura4.8):
Equipos de Potencia: 1.Interruptores de potencia, 2.Transformadores de
potencia, 3. Pruebas, Evaluaciones, Lecturas, Lavados e Inspecciones, 4.Otros
servicios. Equipos de Protecciones y Líneas de Transmisión: cada uno de
ellos con el tiempo de duración para su ejecución, para llevar un control estimado
de los procedimientos.
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
147
Figura 4.8.Hojas de Ruta 2006 de Subestaciones Eléctricas 2006
Fuente: GOM-T, 2007
HOJA DE RUTA INTERRRUPTORES - RECLOSER
Define las labores y rutinas que aplican en la ejecución del mantenimiento
de los interruptores y recloser describiendo los pasos o secuencias de éstas.
Posee una serie de opciones (texto explicativo hoja de ruta) las cuales se
seleccionan en relación a la marca, fabricante, tipo y/o nivel de tensión que
apliquen en el caso; según se observa en la Figura 4.9.
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
148
Figura 4.9.Hojas de Ruta 2006 de Interruptores y Recloser
Fuente: GOM-T, 2007
HOJA DE RUTA 2006 TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
Define las labores y rutinas que aplican en la ejecución del mantenimiento
de los Transformadores de potencia describiendo los pasos o secuencias de cada
equipo o conjunto de equipos. Posee una serie de opciones las cuales se
seleccionan en relación a: tipo de mantenimiento, marca, fabricante, tipo y nivel
de tensión que apliquen en el caso, asentados en el texto explicativo de hoja de
ruta. Ver Figura 4.10.
HOJA DE RUTA 2006 PRUEBAS -EVALUACIONES-LECTURA-LAVADO
Define las labores y rutinas que aplican en la ejecución de pruebas,
evaluaciones, lecturas, lavado e inspección, describiendo los pasos o secuencias
de éstas. Posee una serie de opciones las cuales se seleccionan dependiendo de
la actividad específica a realizar tal como se muestra en la figura 4.11.
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
149
HOJA DE RUTA 2006 OTROS SERVICIOS
Define las labores y rutinas que aplican en la ejecución del mantenimiento
de otros servicios que no se consideran de objeto principal, éstos son
mantenimiento a: seccionador de barra 24 KV, seccionadores de barra 138, 230,
400 KV, banco de capacitores, reactancias entre otros. Ver Figura 4.12.
Figura 4.10 .Hojas de Ruta 2006 de Transformadores de Potencia
Fuente: GOM-T, 2007
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
150
Figura 4.11. Hojas de Ruta 2006 de Pruebas, Evaluaciones, Lecturas Lavado e Inspección
Fuente: GOM-T, 2007
Figura 4.12.Hojas de Ruta 2006 de Otros Servicios
Fuente: GOM-T, 2007
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
151
HOJA DE RUTA 2006 PROTECCIONES
Define las labores y rutinas que aplican en la ejecución del mantenimiento
de las protecciones eléctricas (Figura 4.13) describiendo los pasos o secuencias
de los mantenimientos y pruebas funciónales. Posee una serie de opciones las
cuales se seleccionan en relación a su marca, fabricante, tipo y/o nivel de tensión
a los que este vinculado las protecciones que apliquen en el caso.
HOJA DE RUTA LINEAS DE TRANSMISIÓN
Define las labores y rutinas que aplican en la ejecución del mantenimiento
de las líneas de transmisión en particular, describiendo los pasos o secuencias
las actividades vinculadas al mantenimiento de las líneas. Posee una serie de
opciones las cuales se seleccionan en relación a lo que se vaya a realizar como lo
es: poda de árbol, detección y retiro de rabo de volantines en líneas energizadas
y desenergizadas 138/230 KV, lavado de aisladores de línea en caliente, entre
otros. Ver Figura 4.14.
Fuente 4.13.Hoja de Ruta 2006 de Protecciones
Fuente: GOM-T, 2007
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
152
Figura 4.14.Hojas de Ruta 2006 de Líneas de Transmisión
Fuente: GOM-T, 2007
ESTRUCTURA SAP PARA UBICACIÓN TÉCNICA DE EQUIPOS TRANSMISIÓN
Partiendo de la estructura existente en SAP se pudo observar que la ubicación
técnica de transmisión para equipos en las subestación de las empresas
ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A es la siguiente:
SALA DE BAÑO (BA)
CUARTO DE BATERIAS (CB)
CUARTO DE CONTROL (CC)
PATO DE ESTRUCTURA (PE)
BARRA 1 138KV
BARRA 2 138KV
BARRA 1 24 KV
BARRA 2 24 KV
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
153
En la figura 4.15 se ilustra un ejemplo de Ubicación Técnica de Transmisión
Planta Santa Bárbara.
Figura 4.15 Ubicación Técnica de Transmisión
Fuente: Manual Gestión de Ordenes
4.2.7 DOCUMENTOS REVISADOS QUE APLICAN EN LA REALIZACIÓN DE PLANES DE MANTENIMIENTO.
Con el propósito de conocer cual es la base de los planes de
mantenimiento se revisaron algunos documentos vinculados a este proceso, los
cuales definen la estructura a la hora de la elaboración de éstos por parte de los
Ingenieros de Planes de Mantenimiento y la Unidad de Administración Funcional
que se encargan de validar y dar forma dentro del Sistema SAP.
Los documentos que poseen información relacionada con planes de
mantenimiento que se consideran fundamentales en la revisión documental para
el conocimiento general son los siguientes:
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
154
MANUAL DE PLANES
Partiendo de este documento se pudo conocer los diferentes Planes de
Mantenimiento que manejan ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A dentro de su
planificación Anual. El contenido del documento es sobre Estrategias, Set de
ciclos, Planes de Mantenimiento, Programación y Supervisión de Plazos, Teclas y
Botones de Función.
De este documento se pudo conocer los diferentes planes usados por las
Empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A al momento de crear Planes Anuales
de Mantenimiento de Transmisión para el Sistema de Distribución y Transmisión
vinculados con SAP, además indica las consideraciones que se deben de tomar
para consignar la información en formato SAP.
Entre lo tipos de planes que se manejan en este documento se mencionan
los siguientes:
• Plan de ciclo individual o plan de estrategia (en función del tiempo o en función de la actividad)
Si se desea realizar la planificación de mantenimiento en función del tiempo o en
función de la actividad (en función del valor de contador), se puede trabajar tanto
con planes de ciclo individual como con planes de estrategia.
• Plan de mantenimiento múltiple
Si se desea combinar ciclos de mantenimiento de dimensiones diferentes (por
ejemplo, tiempo y distancia), se pueden utilizar planes de mantenimiento múltiple.
• Plan de mantenimiento para el aprovisionamiento de servicios en compra
Si se desea utilizar planes de mantenimiento para procesar servicios
periódicos, por ejemplo, el mantenimiento mensual de un ascensor o de una
fotocopiadora, se puede usar el plan de mantenimiento para el aprovisionamiento
de servicios en compra.
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
155
• Plan de mantenimiento con referencia a un contrato marco
Si se desea especificar el plazo convenido para actividades con
vencimiento en una parte de un ciclo, se puede utilizar el plan de mantenimiento
preventivo con referencia a un contrato marco.
En este punto se puede decir que el plan de mantenimiento que se utiliza
en ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A va a depender de la clase de planificación de
mantenimiento que el Ingeniero de Planes de Mantenimiento y el Área Funcional
encargada consideren más conveniente de crear para la Unidad Organizativa
Operación y Mantenimiento Transmisión de la C.A, Energía Eléctrica de
Venezuela (ENELVEN).
MANUALES DE NORMAS Y PROCEDIMIENTOS PARA LA ELABORACIÓN DEL PLAN ANUAL DE MANTENIMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE LA C.A, ENERGIA ELECTRICA DE VENEZUELA.
En esta oportunidad se revisaron dos documentos para saber el
procedimiento que se debe utilizar al momento de realizar los Planes Anuales de
Mantenimiento tanto de Transmisión como de Distribución, los cuales son
elaborados por el Ingeniero de Planes de Mantenimiento.
LISTA DE PLANES DE MANTENIMIENTO
Se revisaron con la finalidad de obtener la información relacionada con los
planes de mantenimiento de subestaciones eléctricas de alta tensión elaborados y
ejecutados por la Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión en
conjunto con Unidad Administración Funcional (UAF), Planificadores y/o
Programadores; Se reviso la información electrónica facilitada por estas áreas
funcionales, esta información se encuentra con el nombre de “Lista de Planes de Mantenimiento”, dicha exploración de documentos se realizo con el fin de
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
156
conocer la estructura y la conformación de los planes anuales de mantenimiento
2006 y 2007 (PAMT- 2006 y 2007) y observar las variantes existentes en ellos en
lo que se refiere a labores y rutinas de mantenimiento a equipos en
Subestaciones Eléctricas.
4.2.7.1 FORMATOS DE INGRESO, TRASLADO Y/O RETIRO DE EQUIPOS UTILIZADO POR ENELVEN, C.A.
Se revisaron los formatos que utiliza la Unidad de Administración Funcional
(UFA) por medio de los módulos SAP y el formato GAF (Figura 4.16) que se
encarga de crear o modificar equipos, ubicaciones técnicas, catálogos, lista de
materiales y puestos de trabajo. Ésta es la información que define y actualiza el
inventario de activos que sirve como base de referencia para la elaboración de los
planes de mantenimiento que se quieran realizar anualmente.
La utilización de dichos formatos, en especial el formato GAF ubicado en el
Módulo SAP, tiene la finalidad de mantener la información y control de inventario
de los procesos Corporativos de ENELVEN, C.A.
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
157
Figura 4.16. Módulo SAP, Despliegue del Formato GAF
Fuente: Administración Funcional, 2007
Mantenimiento Potencia (PM)
Transmisión
Tipo de Solicitud
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
158
4.2.7.2 FORMATOS DE ACTUALIZACIÓN, DATOS MAESTROS PM, TRANSMISIÓN, HOJA DE CONTROL Y MONTAJE DE EQUIPOS.
En esta oportunidad se revisaron los formatos que maneja en la
actualidad la Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión en los
cuales se indica el control que se lleva sobre los equipos que constituyen los
activos de potencia de la Corporación ENELVEN, C.A , son punto de referencia
para la GOM-T al crear formatos de inspección y mantenimiento que se realizan a
equipos de potencia de las Subestaciones Eléctricas Convencionales
(Generación, Transmisión y Maniobra); dichos formatos fueron creados en el área
operativa de la GOM-T y respaldado con la información registrada en el sistema
SAP al momento de ingresar nuevos equipo de potencia y protecciones de
manera individual o grupal al sistema, preserva la existencia de cada equipo
como un objeto técnico.
Estos formatos se denominan la carta de presentación de los equipos al
momento de entrar en servicio, recopilan los datos técnicos y específicos de cada
uno de ellos, como se muestra en el ANEXO 2. Estos formatos están hechos para
los siguientes equipos: Interruptores, Recloser, Trasformadores de Corriente,
Transformadores de Potencial, Seccionadores Motorizados, Transformadores de
Potencia, Relés de Protección, Reguladores de Tensión, Banco de Baterías,
Cargadores de Batería y la Ubicación Técnica.
4.3 DESCRIPCION DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN TIPO COMPACTAS PROYECTADAS EN LAS EMPRESAS ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A
La Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión Tipo Compactas Soler 138/24
KV (Maracaibo) para ENELVEN, C.A y Médanos 115/13.8 KV (Cabimas) para
ENELCO, C.A, ambas con tecnología COMPASS ABB, son las dos
Subestaciones de Transmisión más completas e innovadoras que se han
construido en los últimos años dentro de la Corporación para complementar el
robusto grupo de Subestaciones que conforma el Sistema Eléctrico de Potencia
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
159
de la C.A, Energía Eléctrica de Venezuela. Cabe destacar que la tecnología de
punta utilizada en su diseño y fabricación involucra variantes significativas que
van desde la forma de sus equipos, la disposición física dentro del patio de
transformación, el espacio que utiliza cada equipo de forma individual como en
conjunto, hasta las protecciones y el protocolo de comunicación utilizado en la
misma. Ambas subestaciones son vanguardistas en el país ya que son las
primeras en su tipo.
Soler en 138/24 KV y Médanos 115/13.8 KV presentan configuraciones
tipo “H” y se consideran normalizadas ya que utiliza una única configuración en la
distribución de sus equipos como se indican en los unifilares de las Figura 4.17 y
4.18. Son a la intemperie, están hechas en bahías o módulos prefabricados,
presentan ventajas ya que proporcionan un montaje fácil y confiable. Los equipos
que las conforman están diseñados y elaborados con los más altos estándares de
diseño, fabricación y ensamblaje, éstos van desde equipos de potencia hasta los
de protección, control y comunicación.
El impactó visual que presentan es menor y la reducción de espacio que
ocupan el conjunto de equipos de alta y baja tensión refleja considerablemente la
diferencia en diseño y construcción con respecto a las subestaciones
convencionales.
En los equipos de potencia de alta tensión de las Subestaciones tipo
Compacta, se observa como variante más resaltante el Módulo COMPASS, el
cual integra en un solo equipo: Interruptor, Seccionador, Ct’s y Seccionador de
puesta a tierra (Módulos COMPASS de llegada de Línea 1 y 2), con lo cual se
aprovecha al máximo el espacio lineal dentro área de construcción (Figura 4.19)
reduciendo las obras civiles y el tiempo de montaje y ensamblado.
La integración de los equipos propone la realización de las labores de
mantenimiento en un solo bloque o conjunto, de esta manera no se programan las
labores por separado y se concentran los trabajos en una misma área y espacio
de tiempo.
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
160
Figura 4.17 Unifilar Subestación Soler 138/24 KV
Fuente: PIT, 2007
Figura 4.18 Unifilar Subestación Médanos 115/13.8 KV
Fuente: PIT, 2007
Nota: La Nomenclatura de los niveles de tensión en la subestación Soler son: K=138 KV, C=24 KV y en la caso de subestación Médanos son: H=115 KV y D=13.8 KV
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
161
Estas Subestaciones poseen Transformadores de Potencia los cuales se
consideran innovadores, estos son equipos muy completos con una capacidad
máxima de 42 MVA y 40 MVA, posee una herramienta de monitoreo y diagnóstico
propio lo cual lo diferencia de los transformadores convencionales existentes
dentro de las distintas Subestaciones de ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A. El
nombre de este equipo es el TEC (Transformador Electrónico de Control), el cual
es una herramienta de inteligencia integral que controla y protege al
transformador de potencia y a un grupo de variables en el equipo.
El lado de baja tensión está definido por un diseño muy particular, el cual
rompe con el prototipo utilizado dentro de la empresa por mucho tiempo, este se
caracteriza por reducir considerablemente las bahías del lado de baja tensión,
eliminando las existencia de pórticos y estructuras de acero al igual que el
conexionado de equipos a la intemperie. Estas celdas son aisladas en gas SF6 y
su diseño las hace versátiles, compactas y seguras. Se encuentran ubicadas en
un cuarto de celdas agrupadas en armarios continuos, en los cuales se
encuentran los dispositivos de interrupción, seccionamiento y transformadores de
medida propios del modelo, estos se describirán más adelante indicando sus
características.
Las protecciones están conformadas por relés de estado sólido de última
generación producidos por ABB, vinculados éstos con un lenguaje de
comunicación de primera línea basado en el protocolo IEC 61850 los cuales van a
establecer una comunicación óptima, la finalidad que busca es la globalización de
las comunicaciones dentro de las Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión y en
el caso particular de Soler y Médanos.
Todas las bondades que presenta el Modelo COMPASS ABB, ubica a
estas Subestaciones como punta de lanza en lo que se refiere a la
implementación de nuevas tecnologías aplicables a subestaciones eléctricas, este
proyecto va a encaminar a la empresa ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A a manejar
las diversas propuestas existentes en el mercado para proyectos futuros y la
pronta familiarización con estas innovaciones.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
162
Figura 4.19. Vista de Planta de la Subestación Compacta Soler 138/24 KV
Fuente: PIT, 2007
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
163
4.3.1 CARACTERÍSTICAS DE LAS SUBESTACIONES COMPACTAS
Soler y Médanos son dos Subestaciones Eléctricas en Alta Tensión de
Tipo Compactas las cuales utilizan componentes con tecnología COMPASS ABB.
Las Subestaciones Soler y Médanos son de transformación normalizadas, con
configuración tipo ¨H¨ y tienen una capacidad en el caso de S/E Soler de dos
transformadores de potencia de 42 MVA cada uno, obteniéndose una capacidad
total de 84 MVA y para S/E Médanos dos transformadores de 40 MVA cada uno
para una capacidad total de 80 MVA.
Las tensiones nominales de transmisión y distribución para la S/E Soler
son de 138 KV en el lado de alta tensión y 24 KV en el lado de baja. La S/E
Médanos cuenta en el lado de alta tensión con 115 KV y en el lado de baja 13.8
KV. Cada una de ellas adaptadas al sistema eléctrico a la cual pertenecen, con
frecuencia de 60 Hz.
La innovación en las Subestaciones Soler y Médanos quedo representada
para ENELVEN, C .A y ENELCO, C.A en el patio de alta tensión en lo que se
refiere al diseño de los tres Módulos COMPASS integrales (2 de llegada de línea
y 1 de acople de barra) que van a estar instalados en el lado de alta tensión y
también en baja tensión se utilizo celdas de media tensión integrales
(Switchgears) las cuales ya son conocidas dentro de la empresa debido a que
existe un equipamiento similar en la Subestación Canchancha, estas celdas de
media tensión se adquirieron de fabrica con las distancia mínimas y de seguridad
establecidas por la norma que avala este diseño, siendo éstas completamente
cubiertas.
Las Subestaciones Compactas con configuración tipo ¨H¨ se consideran
flexibles, confiables y seguras ya que fueron diseñadas para integrarse a un
sistema eléctrico bastante complejo como lo es el de ENELVEN, .CA y ENELCO,
C.A, en cierta forma están integradas al Sistema Interconectado Nacional, fallas
en estas subestaciones compactas no afectaran la seguridad o capacidad
operativa de éste.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
164
La flexibilidad de estas subestaciones compactas con configuración tipo ¨H¨
esta dada por los interruptores de acople de barra tanto en el lado da alta como
en baja tensión y por su doble alimentación en alta tensión debido a su conexión
al sistema en forma de anillo. Esto permite mantener el servicio en todas sus
cargas realizando maniobras simples dentro de la subestación compacta.
La aplicación de este tipo de configuración en baja y alta tensión
proporciona a la subestación compacta la condición de confiable debido a que
existen varias alternativas para mantener alimentados los circuitos conectados.
Esto se logra gracias a que la subestación compacta forma parte de un anillo
proporcionando una doble alimentación en alta tensión a la misma.
Adicionalmente cada transformador de potencia se encuentra en la capacidad de
suplir la carga total de la subestación compacta cuando se cierre el interruptor de
acople de la barra en baja tensión.
A esta configuración se le considera segura debido a que existen varias
maniobras que en caso de contingencia mantienen en servicio las cargas.
4.3.2 REQUERIMIENTOS TÉCNICOS GENERALES QUE CUMPLEN LAS SUBESTACIONES COMPACTAS
Las Subestaciones Eléctricas Compactas cuentan con los requerimientos
técnicos generales especificados y requeridos por ENELVEN, C.A y ENELCO,
C.A para su funcionamiento estos son:
CONFIGURACION DEL SISTEMA DE POTENCIA
En el caso de ENELVEN, C.A, y ENELCO, C.A posee redes eléctricas en
forma de anillo, conformada por dos subestaciones de generación o con tensión
de transmisión y por lo menos de cuatro o cinco subestaciones de transformación
(ubicadas entre las dos subestaciones de generación) disponiendo de por lo
menos dos circuitos por cada subestación para cerrar el anillo.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
165
ESTUDIO DE NIVELES DE CORTOCIRCUITO
Las Subestaciones Compactas se rigen por los estudios realizados por el
Departamento de Planificación de la empresa ENELVEN, C.A a lo largo de estos
últimos 5 años, donde indican que los niveles de cortocircuito en las
subestaciones de ENELVEN, C.A con proyecciones que van hasta el 2020, se
hace tomando en cuenta alimentaciones muy sólidas en 400 kV por parte de las
subestaciones más importantes como lo son Cuatricentenario y Tablazo y
considerando futuras expansiones en 400KV en la zonas Foráneas (KM 48 por
ejemplo).
Estos estudios mostraron que el nivel de cortocircuito más elevado en
subestaciones con tensiones de 138 KV lo presenta la Subestación Ramón
Laguna con una magnitud de 7102 MVA, es decir, unos 29.712 KA.
La política de adquisición de ENELVEN, C.A para obtener equipos de
potencia para 138 KV, tiene establecido que tiene que soportar un nivel de
cortocircuito hasta 40 KV, así que este valor cubre con las necesidades máximas
establecidas en el estudio de cortocircuito del sistema hasta el año 2020.
ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA
ENELVEN, C.A no tiene registro estudio de estabilidad del sistema, por lo
tanto todos los parámetros o valores que se obtenían de ese estudio fueron
fijadas por la empresa, basadas en normas internacionales.
ESTUDIO DE SOBRETENSIONES EN EL SISTEMA
ENELVEN, C.A al igual que en el caso anterior no posee registros o
estudios de sobretensiones del sistema, por lo cual los valores o parámetros que
se obtenían de este estudio fueron extraídos de las Normas IEC 71-3, ANSI
C37.32 y C 84.1 y exigencias de ENELVEN, C.A. Para lo niveles de tensión de
utilizados por ENELVEN, C.A se tomaron en cuenta las sobretensiones
temporales, de maniobra y por descargas atmosféricas.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
166
La exigencia de ENELVEN, C.A para equipos con tensión de 138 KV
(Tensión Máxima =145 KV) debe poseer niveles de aislamiento de 650 KV (Valor
Pico) como lo indica tabla 4.6, como tensión nominal al impulso atmosférico (BIL)
y de 275 KV (Valor Eficaz) como tensión nominal soporta a frecuencia industrial
(BLS).
Para equipos con tensión nominal de 24 KV (Tensión Máxima =25.3 KV)
debe poseer niveles de aislamiento de 150 KV (Valor Pico) como lo indica tabla
4.6, como tensión nominal al impulso atmosférico (BIL) y de 50 KV (Valor Eficaz)
como tensión nominal soporta a frecuencia industrial (BLS).
Revisando las tablas y con lo valores anteriores quedan cubiertos las
sobretensiones temporales y las de maniobra en la tabla 4.6.
Tabla 4.6. Niveles de tensión del sistema Nivel de Tensión del
Sistema (KV) Tensión Máxima del
Sistema (KV) BIL(KV)
14,4 15,5 110 23 25,8 150
34,5 38 200 46 48,3 250 69 72,5 350 115 121 550 138 145 650 161 169 750 230 242 900 230 242 1050
Fuente: Norma ANSI C37.32.1990
NIVELES NOMINALES Y MÁXIMO DE TENSIÓN
Partiendo de la norma ANSI C. 84.1-1995 ¨ Electric Power Systems and
Equipement Voltage Ratings (60 Hz)¨ que establece en la tabla 1 de dicha norma
el estándar de las tensiones nominales de un sistema eléctrico y los valores
máximos y mínimos de tensiones permitidas. ENELVEN, C.A para una tensión de
transmisión de 138KV se tiene una tensión máxima de 145 KV y para una tensión
de distribución de 24 KV (23.9/13.8 KV) se tiene una tensión máxima de
25.8Y/15.12 KV.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
167
NIVELES DE AISLAMIENTO
El nivel el aislamiento de las subestaciones se selecciona en función de la
protección contra descargas atmosféricas y contra sobretensiones de maniobra,
siendo estos parámetros parte primordial al momento del diseño y adquisición de
cualquier equipo o componente de la subestación: Interruptores de Potencia,
Barras, Transformadores de Potencia, Descargadores de sobretension , entre
otros.
La Norma ANSI C 37.32-1990 ¨Hight-Voltage Air Switches, Bus Supports,
And Switch Accessories-Schedules of Preferred Rating, Manufacturing
Specifications, And Application Guide¨, ver tabla 4.6 indica, que para una tensión
máxima de transmisión de 145 KV se emplea un nivel básico de asilamiento (BIL)
de 650 KV y un nivel básico de maniobra (BLS) de 275 KV para una tensión
máxima de distribución de 25.8 KV se emplea un BIL de 150 KV y un BLS de
60KV
Como las Subestaciones no superan la altura de 1000 metros sobre el nivel
del mar no se toman ningún tipo de criterio sobre el dimensionamiento de los
niveles de asilamiento, de que a mayor altura las probabilidades de ocurrencia de
disrupciones eléctricas son mayores.
4.3.3 FILOSOFIA DE OPERACIÓN DE LA CONFIGURACIÓN TIPO ¨H¨ DE LAS SUBESTACIONES COMPACTAS
Operación Normal
En el patio de alta tensión, todos los interruptores incluyendo el de acople
de barra operan normalmente cerrado de manera que se mantenga cerrado el
anillo al cual se encuentra conectado la subestación. En cambio, en el lado de
baja tensión el interruptor de acople se encuentra normalmente abierto para
limitar los niveles de cortocircuito de la subestación, tiene por lo menos tres
salidas de los circuitos de distribución por sección de barra y los interruptores de
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
168
salida de línea permanecen normalmente cerrados. Los transformadores de
potencia se encuentran energizados en funcionamiento normal (Ver Figura 4.20).
Operación por Improvisto
En presencia de una falla en:
Alguna de las líneas de alimentación de la subestación, por ejemplo en la
línea 2, se abriría automáticamente el Interruptor K205 y el que se
encuentra al otro extremo de la línea. Posteriormente se abrirán los
seccionadores K203 y K204 para asilar la línea fallada de la subestación,
en este caso no se pierde el servicio de la carga pero se pierde la
propiedad de la configuración en anillo del sistema.
La salida de alimentación de la carga, solo operaria el interruptor asociado
a ella manteniendo el servicio en el resto de los circuitos y el anillo cerrado,
como ejemplo, el circuito C3 solo abriría el Interruptor C305.
El interruptor de entrada de línea, operarían los interruptores de respaldo,
por ejemplo para una falla en el interruptor K105 se abrirían los
interruptores de respaldo K120, C180 y el que se encuentra en el otro
extremo de la línea, que dando desenergizada la sección de barra 1-138 y
el transformador T1 perdiéndose momentáneamente la carga asociada a
esta ultimo. Se secciona el interruptor fallado abriendo lo seccionadores
K103 y K104, y se cierran lo interruptores de respaldo para dar
nuevamente servicio a la carga. Existe otra posibilidad de servir la carga,
cerrando el interruptor de acople C120 debido a que cada transformador
soporta la carga completa de la subestación.
La barra de alta tensión o en el transformador asociado a ella, por ejemplo
la sección de barra 1-138, provocaría la apertura de los interruptores K105,
K120 y C180. Si la falla es en el transformador T2, se abriría el
seccionador K214 y se cerrarían lo interruptores K105 y K130 para
mantener la configuración en anillo cerrado, para servir la carga se
cerraría el interruptor de acople C130. Si por el contrario la falla ocurre en
la barra, no se puede cerrar el anillo y solo se cerraría el interruptor C130
para alimentar la carga
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
169
La barra de baja tensión, abriría los interruptores asociados a la barra, por
ejemplo, si la sección de barra fallada fuese la 2-24, abriría los
interruptores C405,C505,C605 y C280 perdiendo el servicio en los circuitos
C4, C5 y C6
El interruptor asociado a los circuitos de salida, por ejemplo el interruptor
C105, abriría el interruptor remoto y los interruptores de respaldo C180,
C205 y C305, posteriormente se abrirían los seccionadores asociados al
C105 (C103 y C104) y se cerrarían los interruptores anteriormente
abiertos.
Figura 4.20. Unifilar Subestación Compacta
Fuente: Castellanos, 2007
C3 C4 C2 C5 C1 C6
C105
Módulos COMPASS
T1 T2
Linea 1 Linea 2
Barra 1 Barra 2
Barra 1’ Barra 2’
K105 K205
K104
C505
K204
K203
K130
K124 K224
K214 K114
K103
C280 C180
C205 C305 C605
C130
C405
Celdas Media Tensión
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
170
4.3.4 CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LOS EQUIPOS QUE CONFORMAN LA SUBESTACIÓN SOLER 138/24 KV.
En este punto no se mencionan los equipos de la Subestación Médanos
115/13.8 KV, ya que no fue posible obtener las características e información
técnica propia de los equipos que van a conformar esta subestación; en la
actualidad se encuentra en el proceso de obras civiles, no se han recibido los
manuales y cuadernos técnicos de fabricantes. Hasta el momento la Subestación
Soler tiene un 40% de equipos instalados en patio, que son los siguientes:
Equipos de Potencia: 2 Módulos COMPASS de llegada de línea, 1
Módulo COMPASS de acople de barra, 2 Transformadores de Potencia, 6
Pararrayos o Descargadores de Baja Tensión, Celdas de Media Tensión y 3
tableros de control.
PATIO EN 138 KV 1. Módulo COMPASS El Módulo COMPASS es un equipo que integra las funciones de
Interrupción, seccionamiento y medición como se muestra en la Figura 4.21.Este
módulo es el que cumple con la mayor cantidad de requerimientos técnicos
exigidos por las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A para el momento de
adquirir algún componente de las subestaciones compactas.
Las Innovaciones que presenta este Modelo COMPASS es que no
presenta los seccionadores pero si su función de seccionamiento, éstos se logran
por encontrarse montados en un carruaje, presentando un desplazamiento para
obtener esta función. Solamente en el Módulo COMPASS al realizarse el
seccionamiento presenta la desenergizacion de una mayor cantidad de equipos
(Interruptor y Transformador de corriente) con lo cual facilita las funciones de
operación y mantenimiento.
El Módulo COMPASS presenta un menor tiempo de entrega por su diseño
ya que son prefabricados, dando mayor facilidad para su armado y montaje,
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
171
dichos módulos fueron probados en la fábrica antes de ser enviados a su destino
con lo que se reduce considerablemente el tiempo que se emplea en probar los
equipos en sitio.
Figura 4.21. Módulo COMPASS (Acople de barra), Subestación Soler 138/24 KV
Fuente: PIT, 2007
La Subestación Soler está conformada por tres Módulos Compass
(Llegada de línea 1, Llegada de línea 2 y Acople de Barra) multifuncionales que
se caracterizan por tener en un solo equipo:
Transformador de corriente electromagnético (Ver Figura 4.22), con
núcleos y embobinados secundarios contenidos en un bastidor de aluminio donde
los campos internos controlan el gradiente del voltaje. Su estructura sirve de
soporte a la cámara de Interrupción
- La razón de corriente está en el embobinado primario en el cual se puede
modificar la relación requerida
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
172
- Posee 4 bobinas, la primera para la medición con precisión de 0.2 y las
restantes para las protecciones con precisión de 5P20 por Normativa
Europea, para el Módulo de acople de barra las 4 bobinas son para
protección con precisión de 5P20
Figura 4.22, Transformador de Corriente Módulo COMPASS S/E Soler 138/24 KV
Fuente: PIT, 2007
Leyenda Figura 4.22
a. Transformador de Corriente
b. Soporte de la cámara de extinción
c. Posiciones que presenta la bornera principal
Interrupción LTB tipo Self-blast dispuesto en forma horizontal como se
indica en la Figura 4.24, con mecanismo de operación BLK222 tripolar (de
Resorte) de fácil acceso a su mecanismo como se muestra en la figura 4.23, con
las mismas características operativas y funcionales de los interruptores con
mecanismo de accionamiento BLK y con barras de tracción propios del tipo LTB.
La energía de cierre se encuentra en el embobinado el cual forma parte del
mecanismo BLK222. Las bobinas de apertura se encuentran ubicadas debajo de
cada polo y su carga se da mediante la operación de cierre del mismo, por está
razón siempre esta listo para entregar la energía de apertura para la interrupción
del arco eléctrico. La fiabilidad operativa y la vida de servicio de este interruptor
aislado en gas SF6 dependen en gran medida de la capacidad de garantizar el
a b c
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
173
sellado del volumen de gas SF6 y de neutralizar los efectos de la humedad y los
productos de descomposición en el gas SF6.
Figura 4.23. Mando del Mecanismo BLK 222, COMPASS 1, S/E Soler138/24 KV
Fuente: Castellanos, 2007
- El riesgo de fuga de gas en él es insignificante ya que contiene anillos
dobles de caucho nitrilo con excelentes resultados para evitar fugas de gas
SF6.
Figura 4.24. Disposición interna de la Cámara de Extinción del Interrupción LTB
Fuente: ABB, 2007
- Cada polo de interrupción contiene un desecante que absorbe la humedad
y lo productos que se originan de proceso de interrupción.
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
174
- Como la capacidad de interrupción depende de la densidad del gas SF6, el
interruptor es suministrado con un monitor de densidad (Figura 4.25) y con la
cantidad necesaria de gas SF6 necesario que debe existir en el
compartimiento de interrupción para una mayor efectividad en el momento
de la interrupción del arco eléctrico. Este monitor de densidad consiste en
un presóstato compensado por temperatura, la señal de alarma y la función
de bloqueo son activadas únicamente si la presión de gas SF6 cae debido a
fugas.
Nota: Este diseño corresponde a las exigencias de las normas IEC y ANSI.
Figura 4.25. Monitor de densidad de gas SF6
Fuente: PIT, 2007
La parte del Seccionamiento (Figura 4.26) tiene la forma de letra griega
Gamma (Γ), está instalada sobre un soporte o estructura móvil, los terminales de
este equipo están sobre los postes aisladores que están parados sobre el marco
fijo de ambos lados del equipo, la ocurrencia del seccionamineto se da cuando se
produce un desplazamiento horizontal de los tres polos Gamma (Γ)
simultáneamente, gobernados por un motor de operación.
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
175
Figura 4.26. Polo GAMMA Rieles y estructura móvil del Módulo COMPASS 2.
Fuente: PIT, 2007
Leyenda Figura 4.26
a. Polo GAMMA
b. Rieles
c. Estructura móvil o carruaje
Posee dos funciones que son opcionales: Seccionador de Puesta Tierra y
descargador de tensión. En el caso de Soler solo viene la opción de
seccionamiento a tierra en los Módulos Compass de Llegada de Línea. Ver Figura
4.27.
a
b
c
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
176
Figura 4.27. Módulo COMPASS 1, Posición afuera o Abierto
Fuente: PIT, 2007
PLACAS CARACTERÍSTICAS DE LOS MÓDULOS COMPASS ABB
Módulo COMPASS llegada de línea (Ver tabla 4.7)
Tabla 4.7 Especificación de los Módulos COMPASS Soler 138/24 KV, Barra 1 y 2:
Datos Técnicos
Voltaje Nominal 145 KV Nivel de Aislamiento al Impulso Tipo Rayo 850 KV Nivel de Aislamiento a frecuencia Industrial 275 KV Frecuencia Nominal 60 Hz Corriente Nominal 2000A Corriente de Corta Duración 1s 40 KA Tipo de Polos GAMMA 145 Presión de Gas SF6 (20°C) 0,80MPa (rel) Presión de Señal de Alarma 0,56MPa (rel) Presión de Bloqueo 0,54MPa(rel)
Seccionador de puesta a tierra
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
177
Masa de Gas SF6 (POR POLO) 8 KG Resistencia de Calefacción V=120 AC W=100 Masa Total 4600daN Fabricante: ABB Número de serie o Serial N°: 89795 Año de Construcción: 2006 Normas Aplicables: ANSI Número de Diseño:
Datos Técnicos del Interruptor de Potencia Poder de Corte: 40 KA Factor de Corte: 1.5 Secuencia de Operación: 0 – 0.3s – CO - 1min - CO Circuito de Operación: V = 125dc Corriente de Interrupción de Líneas en Vacío: 50A Mecanismo de Operación: BLK 222 Motor: V = 125 , W = 900
Datos Técnicos del Transformador de Corriente 300 – 600 – 1200 / 400 – 800 – 1600 /
5 – 5 – 5 – 5 A Corriente Máxima: 1.2In
Potencia / Precisión: 20VA / 0,2 300-600-1200/5A
20VA / 0,2 400-800-1200/5A 30VA / 5P20 300-600-1200/5A
40VA / 5P20 400-800-1600/5A 30VA / 5P20 300-600-1200/5A
40VA / 5P20 400-800-1600/5A 30VA / 5P20 300-600-1200/5A
40VA / 5P20 400-800-1600/5A Seccionador
Mecanismo de Operación: STL11 Motor: V = 125dc, W = 1100 Circuito de Operación: V = 125dc
Seccionador de Puesta a Tierra Mecanismo de Operación: STC Circuito de Operación V=125dc Circuito del Motor
Fuente: ABB, 2007
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
178
Módulo COMPASS acople de barra (Ver tabla 4.8)
Tabla 4.8 Especificación del Módulo COMPASS Soler 138/24 KV, Acople de Barra:
Datos Técnicos Voltaje Nominal 145 KV Nivel de Aislamiento al Impulso Tipo Rayo 850 KV Nivel de Aislamiento a frecuencia Industrial 275 KV Frecuencia Nominal 60 Hz Corriente Nominal 2000A Corriente de Corta Duración 1s 40 KA Tipo de Polos GAMMA 145 Presión de Gas SF6(20°C) 0,80MPa(rel) Presión de Señal de Alarma 0,56MPa(rel) Presión de Bloqueo 0,54MPa(rel) Masa de Gas SF6 (POR POLO) 8KG Resistencia de Calefacción V=120 AC W=100 Masa Total 4600daN Fabricante: ABB Número de serie o Serial N°: 89795 Año de Construcción: 2006 Normas Aplicables: ANSI Número de Diseño:
Datos Técnicos del Interruptor de Potencia Poder de Corte: 40 KA Factor de Corte: 1.5 Secuencia de Operación: 0 – 0.3s – CO - 1min - CO Circuito de Operación: V = 125dc Corriente de Interrupción de Líneas en Vacío: 50A Mecanismo de Operación: BLK 222 Motor: V = 125 , W = 900
Datos Técnicos del Transformador de Corriente 300 – 600 – 1200 / 400 – 800 – 1600 /
5 – 5 – 5 – 5 A Corriente Máxima: 1.2In
Potencia / Precisión: 20VA / 5P20 300-600-1200/5A
20VA / 5P20 400-800-1200/5A 30VA / 5P20 300-600-1200/5A
40VA / 5P20 400-800-1600/5A 30VA / 5P20 300-600-1200/5A
40VA / 5P20 400-800-1600/5A
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
179
30VA / 5P20 300-600-1200/5A 40VA / 5P20 400-800-1600/5A
Seccionador Mecanismo de Operación: STL11 Motor: V = 125dc, W = 1100 Circuito de Operación: V = 125dc
Fuente: ABB, 2007
Estos equipos por estar diseñados para ser instalados en una amplia
variedad de condiciones climáticas, fueron seleccionados por criterio de las
empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, CA, ya que se consideró que responden a
las condiciones ambientales y climáticas críticas de la zona. En ésta se presentan
precipitaciones temporales, altas temperatura, salinidad, contaminación y
corrosión lo cual inciden de manera considerable en la vida útil de estos equipos
que integran las subestaciones eléctricas de alta tensión.
2. Transformadores de Potencial (Pt´s)
En la subestación compacta Soler se puede observar que los transformadores
de potencial (figura 4.28) se encuentran en la parte interna de la barra,
cambiando la tradición de ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A de colocarlos en la
parte externa.
Estos equipos tienen propósito de aislar el circuito de baja tensión
(secundario) del circuito de alta tensión (primario) y para que los efectos
transitorio y de régimen permanente aplicados al circuito de alta tensión sean
reproducidos lo más fiable posible en el circuito de baja tensión.
Estos equipos son monofásicos, con dos devanados, conectados entre fase y
neutro, sólidamente puesto a tierra, con su respectiva tensión de servicio para
cada una de ellas en el lado de alta y baja tensión. Los transformadores de
potencial poseen 3 bobinas, una para alimentar las protecciones, otra para
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
180
realizar las mediciones del sistema y la otra de respaldo o repuesto. Los
devanados de medición alimentan instrumentos indicadores, contadores de
energía, entre otros y los devanados de protección alimentan exclusivamente a
las protecciones de la subestación
La norma ANSI C 57.13 clasifica a los transformadores de tensión según su
exactitud y precisión, con límites de errores comprendidos entre el 90 y 110 % de
la tensión primaria. Este error depende de la carga conectada a los terminales
del transformador de potencial, por lo tanto se han definido cargas normalizadas y
se presenta con mayor información en la tabla 13 de la Norma ANSI C 57.13.
Figura 4.28 Transformador de Potencial Inductivo
Fuente: ABB, 2007
Este equipo presenta sobretensiones bajas y uniformes en el devanado
primario lo cual garantiza su vida útil. Posee un sistema de expansión basado en
el colchón de gas nitrógeno, el cual proporciona gran fiabilidad operativa y reduce
al mínimo la necesidad de mantenimiento e inspección. La cantidad de aceite en
él es reducida y proporciona soporte mecánico a los núcleos y al devanado
primario. Ver características en Tabla 4.9.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
181
Tabla 4.9 Especificaciones del transformador de Potencial
Fabricante ABB
Año de Producción 2006
Peso 570 Kg.
Normas IEC60044-2
Modelo 1HS 8710824-831
Tipo EMF145
Tensión Máxima 145 kv
Factor de Tensión 1,5/30 s
Frecuencia 60 Hz
Temperatura 40-45° C
Tipo de Aceite NYTRO 10XN, Peso 80 Kg.
Nivel de Aislamiento 275/-/650 Kv , A-N
Bobina 1ª-1n, 2ª-n, 13800/3
Voltaje 120/3, 120/3 Fuente: ABB, 2007
3. Seccionador Motorizado de Alta Tensión
El seccionador de apertura central que conforma las Subestaciones Compactas
consiste de tres polos. Cada polo se compone de un chasis conformado por dos
aisladores soportes rotativos y una cuchilla principal, el cual se mueve en un plano
horizontal como se ve en las figura 4.29 y 4.30. Los datos característicos del
seccionador se indican en la tabla 4.10
Este equipo esta conformado por:
Chasis
El chasis está fabricado de un perfil cuadrado donde se instalan las carcazas
de los rodamientos y los platos rotativos.
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
182
El plato rotativo está soportado sobre rodamientos. La carcaza de rodamiento
está sellada y llena con grasa, a fin de garantizar una larga duración. Todas las
partes de acero del seccionador están galvanizadas en caliente.
Aisladores
Los seccionadores están equipados con aisladores según las
especificaciones de las normas IEC, ANSI, o DIN.
Seccionadores principales
El seccionador principal consiste de un tubo en forma de "U", en el cual se
encuentran instalados los contactos principales y los contactos rotativo. Los
contactos rotativos consisten en un pin de cobre plateado y una carcaza de bronce.
Bolas de bronce plateado, las cuales se encuentran presionadas contra ambas
partes por medio de un resorte de acero inoxidable, aseguran que la corriente se
transfiere desde el pin a la carcaza. Esta construcción del contacto está sellada y
libre de mantenimiento.
Los contactos principales están instalados dentro del seccionador principal.
Los mismos están hechos de cobre y su superficie plateada.
Cada dedo de contacto está provisto de resortes de acero inoxidable para
asegurar una presión confiable del contacto.
Los contactos son autolimpiantes, lo cual permite que los seccionadores
puedan ser instalados en áreas de extremas condiciones climáticos como en el caso
de la región Zuliana. Dependiendo de los niveles de tensión, se proveen pantallas
anti-corona.
Seccionador de puesta a tierra
Los seccionadores Hapam ubicados en la Subestación Soler, están
equipados con seccionadores de puesta a tierra, que pueden ser instaladas al lado
derecho y/o izquierdo.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
183
El seccionador de puesta a tierra consiste de un tubo de aluminio, provisto
con contactos plateados a ambos extremos.
Mecanismo de operación
Los seccionadores y/o seccionadores de puesta a tierra ubicadas en la
Subestación Compacta, son operados en forma tripolar mediante un mecanismo
con motor o manual. En caso que se utilice solo un mecanismo para la operación de
los tres polos, los polos son interconectados mediante barras de acoplamiento
ajustable. El mecanismo de operación también contiene contactos auxiliares para
indicar la posición.
Mantenimiento
Los seccionadores y seccionadores de puesta a tierra suministrados por
Hapam para ser instalados en la Subestación Compacta Soler fueron diseñados de
tal forma para asegurar que son virtualmente libres de mantenimiento. Sin embargo,
para garantizar un período de operación prolongado y libre de fallos, se recomienda
efectuar periódicamente una inspección visual de los contactos y de los cojinetes.
Figura 4.29. Seccionador HAPAM Tipo SGF 145 KV
Fuente: www.hapam.com
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
184
Figura 4.30. Vistas del Seccionador Motorizado HAPAM Tipo SGF 145 KV
Fuente: Fuente: www.hapam.com
Tabla 4.10 Especificación Seccionador Motorizado:
Fabricante: HAPAM
Año de Producción 2006
Peso 229 Kg.
Modelo Hapam Poland Sp. Z.o.o
Tipo SFG 145n100
Tensión Nominal 145Kv
Corriente Nominal 1600 A
Frecuencia 60 Hz
Distancia de Fuga 3625 mm Fuente: ABB, 2007
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
185
4. Transformador de Potencia
El Transformador de potencia es el equipo más costoso de la subestación y
debido a su importancia se puede considerar como el corazón de la subestación.
La capacidad instalada de la Subestación, por ser una subestación normalizada,
es de 2 transformadores de potencia trifásicos de 25/33/42 MVA, alcanzada con
las siguientes etapas de refrigeración ONAN / ONAF I / ANAF II, para un total de
84 MVA entre los dos equipos (TX1 y TX2). El TX1 se aprecia en la Figura 4.31
Los transformadores se caracterizan por ser aislados en aceite y presentan
alta resistencia dieléctrica, excelentes características para transferencia de calor y
cuentan con una gran capacidad para recuperarse de un sobre esfuerzo
dieléctrico, poseen un medio de preservación de aceite extra que es tanque de
expansión con membrana y colchón de nitrógeno en la cuba.
Estos transformadores de potencia trifásicos estarán conectados Y-Y con
conexión de neutro sólidamente puesto a tierra y con un ángulo de defasaje de
0°.Las especificaciones técnicas e muestran en la tabla 4.11.
Tabla 4.11 Especificación Transformador de Potencia:
Fabricante: ABB
Número de serie: 200535
Año de Construcción: 2006
Normas Aplicables: ANSI
Número de Diseño: 015200034749
Tipo: Inmerso en Aceite
Potencia: 25/ 33 / 42 MVA
Tipo de Enfriamiento: ONAN / ONAF I / ANAF II
Número de fases: 3
Frecuencia: 60 Hz
Voltaje AT (V): 138 kV ± 2 x 2.5 %, (± 16 x 0.625%)
Voltaje MT (V): 24 kV
Voltaje BT (V): 7.97 kV
Grupo de Conexión: YNyn0(d3)
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
186
Elevación de temperatura de diseño:
Parte superior del aceite: 60 ºC
Promedio de los devanados: 65 ºC
Punto caliente de devanados: 80 ºC
Temperatura de calibración de los Termómetros:
Aceite: Alarma: 105 ºC
Disparo: 115 ºC
Devanados: Alarma: 115 ºC
Disparo: 130 ºC Fuente: ABB, 2007
Figura 4.31. Transformador de Potencia TX-1 Subestación Soler
Fuente. PIT, 2007
El transformador de Potencia trae vinculado a él, un sistema de control
electrónico de transformadores (TEC), en otras palabras existe una interface con
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
187
el transformador completo con las siguientes funciones: Funciones de control del
transformador mejoradas, monitoreo y diagnóstico, análisis de carga,
documentación, protección básica, regulación de tensión. Esto lo hace un
transformador inteligente.
TEC
Este sistema modeliza el estado del transformador, creando una copia
virtual que proporciona tanto los parámetros necesarios para optimizar la
refrigeración al igual que los datos eléctricos necesarios para el mantenimiento
basado en el estado del equipo. Los parámetros principales pueden ser
observados online, en el panel del TEC o en un ordenador personal (Ver Figura
4.33).
El TEC está ubicado en el transformador de potencia tal como se muestra
en la siguiente figura 4.32:
Figura 4.32. TEC, Dispositivo de Monitoreo y Diagnostico del TX-1, Subestación Soler
Fuente: PIT, 2007
Este dispositivo ubica al transformador en un estado inteligente sin
necesidad de mantenimiento es la interfaz. A través de esta interfaz, TEC
proporciona la información precisa de estado lo que permite prolongar la vida útil
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
188
del transformador de potencia y reducir costos, gracias a las menores
necesidades de mantenimiento y al aumento de disponibilidad del equipo. La
interfaz electrónica permite la información con otros sistemas como lo son:
Dispositivo de diagnóstico y monitoreo del transformador y de los
componentes del mismo
El armario de control del transformador
El conmutador de tomas accionado por motor
El regulador de tensión
El conjunto del sistema de protección
Figura 4.33 Panel TEC y Modelaje del Transformador de Potencia
Fuente: ABB, 2007
TEC recibe de unos pocos sensores multifuncionales todas las
informaciones necesarias para controlar el transformador; otros parámetros
necesarios también han de calcularse.
Características del TEC:
Información general en la interface
Controla hasta 6 gabinetes TEC
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
189
Toda la documentación del trafo
Tiempo estimado de servicio de motores y cambiador de derivaciones
Videos sobre mantenimiento del cambiador de derivaciones Control y
comunicación
Cálculo del Hot-spot
Señales de peligro, alarma y disparo
Control de refrigeración (6 grupos)
Caja de relés auxiliares para alarmas
Monitoreo y diagnóstico
Temperatura del aceite en capa superior, inferior y temperatura del núcleo
Datos históricos (carga , temperatura, etc)
Envejecimiento del transformador
Presión del Hop- spot, con envejecimiento térmico
Hidrogeno en aceite
Humedad en aceite
Deterioros de contactos en el cambiador de derivaciones
Condiciones en la cabina del TEC
Balance de temperatura en el trafo y el cambiador de tomas
Capacidad de sobrecarga
5. Descargadores de Sobretension de AT
En la Subestación Soler los descargadores de entrada de los
alimentadores de alta tensión (138 KV) Figura 4.34, están ubicados sobre los
pórticos de entrada, es la protección primaria contra sobretensiones de origen
atmosférico y transitorio que se presentan en las Subestaciones Eléctricas. Los
datos técnicos se indica en la tabla 4.12
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
190
Figura 4.34 Descargadores de sobretension EXLIM P
Fuente: ABB, 2007
Tabla 4.12 Datos descargadores de tensión EXLIM P
Fuente: Manual de Descargadores de Sobretensión ABB, 2007
Voltaje del sistema (Um) 52 - 550 kV Rango de Voltaje (Ur) 42 - 444 kV Corriente Nominal de descarga (IEC) 20 kApeak Clasificación de Corriente (ANSI/IEEE)
10/15 kApeak
Rigidez para soportar corriente de descarga: .High current 4/10 μs .Low current 2 000 μs
100 kApeak 1 350 Apeak
Capacidad de energia: .Line discharge class (IEC) .[2 impulses, (IEC Cl. 7.5.5) .Fulfils/exceeds requirements of ANSI transmission-line discharge test for 245 kV systems.
Class 4
10.8 kJ/kV (Ur)]
Corto circuito / Capacidad para liberar presión
65 kAsym
Aislamiento interno Fulfils/excees standards
Rigidez Mecanica: .Permissible static service load (PSSL) .Maximum permissible dynamic service load (MPDSL)
7 200 Nm 8 000 Nm
Condiciones de Servicio: .Ambient temperature .Design altitude .(Higher altitudes on request) Frequency
-50 °C to +45
°C max. 1 000 m
15 - 62 Hz
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
191
6. Barras Nablas
Las barras rígidas son soportadas por aisladores de columna, que deben
absorber esfuerzos. El diseño particular de la barra en forma de NABLA ( ∇) y
autosoportada, requiere una especial atención, ya que todas la fuerzas ejercidas
por la barra son resistidas por los aisladores de los Módulos COMPASS y de los
seccionadores motorizados. Este tipo de barra emplea en su diseño y utiliza
conectores (Figura 4.35) que cumplen con la resistencia necesaria para soportar
las tensiones transferidas a través de las barras autosoportadas hasta ellos como
punto de apoyo.
Figura 4.35. Barra NABLA Autosoportada
Fuente: PIT, 2007
Leyenda Figura 4.35
a. Conectores de barra
a
a
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
192
7. Celdas de Media Tensión (Switchgears) El lado de baja tensión (24 KV) se caracteriza por tener todos los equipos
de potencia (interruptores, seccionadores y transformadores de medida)
asociados en grupo dentro de armarios como se indica en la figura 4.36, cada
armario representa un circuito de entrada o salida físicamente están unidos pero
con cubículos aislados para cada equipo. En el caso de la subestación eléctrica
Soler dichos armarios estarán resguardados en un cuarto de celdas de tipo
interior con un sistema de acondicionamiento especial adaptado a las
necesidades de funcionamiento de las mismas. Dichos armarios presentan
facilidad para su mantenimiento general, acceso a las barras y acoples de estos
como al dispositivo de interrupción y seccionamineto prestando (Figura 4.38) una
mayor facilidad para inspecciones y mantenimientos a sus partes activas.
Es la última tecnología implantada por ENELVEN, .CA y ENELCO, C.A
para sustituir las bahías de baja tensión (24 KV), son para uso exterior o interior
como en el caso de Soler, tipo METAL CLAD, integrada por compartimientos
separados entre si, por barreras metálicas.
La altura de instalación de celdas es de 2.3 m (90 pulgadas), excluyendo
los miembros para el levantamiento y cajas de acceso.
Las Celdas de Media Tensión están compuestas básicamente por:
Compartimiento del Interruptor, el cual posee los interruptores extraíbles
eliminando los seccionadores.
Compartimiento de barras, a la cual se conectan todos los módulos de la
celda.
Compartimiento de terminación de cables y de transformadores de corriente.
Compartimiento de baja tensión, aquí se encuentran los relés de protección de
las celdas, solo se requiere llevar señales de medición y control al cuarto de
control.
Compartimiento de transformadores de Potencial
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
193
Es un equipo que presenta un diseño modular con las mismas funciones
de interrupción y seccionamiento que los convencionales de manera más práctica
y con una utilización de menor espacio (Ver figura 4.37). Dado a su aislamiento
con gas SF6, cada compartimiento posee un sistema de presión hermética, todos
sus componentes están completamente protegidos con un encapsulado que
resguarda el acceso hacia las partes vivas, la sección de alta tensión está inmune
al impacto del tipo ambiental ya que todo va de manera subterránea desde la
salida del transformador de potencia hasta la llegada al cuarto de Celdas en
donde se ubican las celdas de media tensión.
Todos los Módulos de la celda, son lo suficientemente espaciosos como
para permitir las labores de mantenimiento de los equipos que se encuentran
dentro de ellas. Las celdas son prácticas al momento de realizar en ellas labores
de mantenimiento, cada una tiene un compartimiento individual, por los cuales se
puede acceder tanto por el lado frontal como también por la parte posterior.
En la tabla 4.13 se consignan las especificaciones técnicas
correspondientes a las celdas de media tensión.
Tabla 4.13 Especificación Celdas de Media Tensión:
Fabricante: ABB
Año de Producción 2006
Modelo Switchgear
Tipo METAL CLAD
Tensión Nominal 24 Kv
Corriente Nominal 2000 A
Corriente de Cortocircuito 24 KA
Frecuencia 60 Hz Fuente: ABB, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
194
Figura 4.36. Celdas de Media Tensión
Fuente: PIT, 2007
Leyenda de la figura 4.36.
a. Celda b. Cubículo del interruptor c. Seccionador e Interruptor d. Acceso posterior a las barras y celdas de media tensión
a b
c d
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
195
Figura 4.37 Vista Frontal y Lateral de la Celda Individualmente
Fuente: ABB, 2007
Componentes de la celda con interruptor individual La figura 4.37 muestra los componentes de una celda de media tensión con
interruptor individual:
1. Compartimiento de baja tensión removible
2. Tablero mecánico de maniobras
3. Zócalo de sistema de indicación capacitiva de voltaje
4. Mecanismo del seccionador de 3 posiciones
5. Mecanismo de operación del interruptor
6. Terminación de cable
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
196
7. Transformador toroidal de intensidad
8. Cono externo
9. Disco de ruptura
10. Interruptor a vacío
11. Seccionador de 3 posiciones
12. Sistema de barras
13. Zócalo para transformador de potencial
14. Transformador de potencial en tecnología plug-in
Figura 4.38 Seccionador e Interruptor
Fuente: ABB, 2007
8. Descargador de Sobretension de BT
Los pararrayos o descargador se sobretensiones (Figura 4.39) son
dispositivos es destinados a proteger el material eléctrico contra sobretensiones
transitorias elevadas y a limitar la duración y frecuentemente la amplitud de la
corriente subsiguiente. Son de Oxido de Zinc (ZnO).
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
197
En el caso de los descargadores de sobretension de los transformadores,
en el lado de alta como en baja tensión, están instalados sobre las estructuras
sobresalientes de la cuba, cerca de los aisladores (bushing) para una mejor
protección del transformador de potencia, los de la salida de líneas en baja
tensión (24 KV) se instalaron en los postes de distribución.
Todos los descargadores de sobretension están firmemente conectados a
tierra. La colocación de los descargadores de sobetension sobre la estructura ya
existente minimizó el número de estructuras y fundaciones necesarias para su
instalación al igual que reduce las dimensiones del área disponible para su
construcción
Figura 4.39 Descargadores de sobretension EXLIM Q
Fuente: ABB, 2007
La tabla 4.14 contiene los datos técnicos correspondiente al descargador de
sobretensión EXLIM Q instalado en la S/E Soler
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
198
Tabla 4.14 Datos de desempeño del descargador de sobretension EXLIM Q
Fuente: ABB, 2007 PROTECCION Y CONTROL 1. Protecciones Numéricas
Relé REF 543
Los relés de línea REF 543 están diseñados para ser utilizados para
protecciones, control, medida y supervisión de redes de media tensión. También
se puede cubrir la función de protección de líneas multi-terminal donde se
requiere el disparo monopolar, bipolar o tripolar (Ver Figura 4.40).
Los relés de línea REF 543 se diferencian los unos de los otros por lo que
se refiere al número de entradas y salidas digitales disponibles.
Voltaje del sistema (Um) 52 - 245 kV Rango de Voltaje (Ur) 42 - 228 kV Corriente Nominal de descarga (IEC) 10 kApeak Clasificación de Corriente (ANSI/IEEE)
10 kApeak
Rigidez para soportar corriente de descarga: .High current 4/10 μs .Low current 2 400 μs .Low current 2 000 μs
100 kApeak 700 Apeak 900 Apeak
Capacidad de energia: .Line discharge class (IEC) .[2 impulses, (IEC Cl. 7.5.5) .Fulfils/exceeds requirements of ANSI transmission-line discharge test for 245 kV systems.
Class 3
7.8 kJ/kV (Ur)]
Corto circuito / Capacidad para liberar presión
65 kAsym
Aislamiento interno Fulfils/excees standards
Rigidez Mecanica: .Permissible static service load (PSSL) .Maximum permissible dynamic .service load (MPDSL)
3 000 Nm
7 500 Nm
Condiciones de Servicio: .Ambient temperature .Design altitude (Higher altitudes on request) Frequency
-50 °C to +45
°C max. 1 000 m
15 - 62 Hz
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
199
En Subestación Soler esta protección aplica en:
Control de línea y acople de barra en Alta Tensión
Control de acople de barra, llegada y salida de alimentadores en Baja
Tensión
Figura 4.40 Relé de línea REF54X
Fuente: ABB, 2007
Características Generales del REF 543
1. Tipo terminal de línea: REF 543
2. Revisión de Software: H
3. Nivel de funcionalidad: Multi (Todas las funciones de control, monitorización de
condición, medida y protección).
4. Número: 127
5. Gama de tensión auxiliar del módulo de fuente de alimentación y gama de
tensión de las entradas digitales.
Fuente de alimentación:
Ur= 110/120/220/240 VCA
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
200
Ur= 110/125/220 VCA
Entradas digitales:
Ur= 110/125/220 VCC
6. Pantalla fija
7. Número de entradas digitales: 25
8. Número de entradas de supervisión de circuito de disparo: 2
9. Salidas de potencia(NO un solo polo): 2
10. Salidas de potencia(NO doble polo): 9
11. Salidas de señales (NO): 2
12. Salidas de señales (NO/NC): 5
13. Salidas de auto supervisión: 1
14. Combinación de lenguaje: Español-Ingles
Relé REGSys/REA
El REGSys es un cambiador de tomas (tap) automático para los
transformadores de potencia de la Subestación Soler (Ver Figura 4.41)
Figura 4.41 Relé REGSys Unidad de Control del Tap Changer
Fuente: ABB, 2007
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
201
Características Generales del REGSys
1 Función: Cambiador de Tap Automático.
2 Funciones de medición: U, I, P, S, Cos,….etc.
3 Funciones de registro: Controlador del valor limite, eventos.
4 Operación paralela de transformadores.
5 Supervisión del regulador de tensión y funciones de cambiador de tap.
6 Sistemas arquitectura multimaster con hasta 255 salidas en diferentes
topologías de barra.
7 Conexiones a sistemas de control vía interface serial RS22/LWL.
8 Entradas analógicas, binarias y salidas programables.
9 Software para la simulación de una operación en paralelo.
10 Indicación de cambiador de Tap’s integrado.
11 Supervisión de secuencia de fase.
12 Curva de daño del transformador.
Relé RET 670
El RET 670 brinda una rápida y selectiva proyección, monitoreo y control
para dos y tres devanados de transformador. El relé de transformador IED está
diseñado para operar correctamente en una amplia gama de rangos de
frecuencias con el fin de adaptarse a variaciones de sistemas de potencia durante
fallas en arranques y paradas de generador.
Esta protección se aplica en Subestación Soler en: Protección Primaria del
transformador de Potencia (Ver Figura 4.42).
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
202
Figura 4.42 Relé de Protección REX 670
Fuente: ABB, 2007
Características Generales del RET 670
1. Tipo de terminal: RET 670
2. Revisión de Software: 1.0
3. Opciones del software
Protección contra fallas a tierra restringida
Protección diferencial de alta impedancia
Protección distancia transformador
Protección tensión de Barra
Protección de frecuencia
Protección general de corriente y tensión
Sincronismo, 2 circuits breakers
4. Fuente de Alimentación auxiliar: 90-250VDC
5. Tarjetas BIM, 16 entradas, RL 110-125VCD: 2
6. Tarjetas BOM, 24 Salidas: 1
Relé RED 670
El RED 670 IED es utilizado para protección, control y monitoreo de líneas
principales en todo tipo de redes. Además, el IED puede ser usado en los niveles
de tensión más altos. Es recomendado para la protección de líneas multi-terminal
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
203
donde se requiere el disparo monopolar, bipolar o tripolar. La protección de
corriente diferencial de fase segregada brinda una excelente sensibilidad par altas
resistencias de fallas y posee una segura selección de fase.
Se utilizan en la Subestación Soler como: Protección Primaria de Línea en Alta
Tensión
Características Generales del RED 670
1. Tipo de terminal : RED 670
2. Revisión de Software: 1.0
3. Opciones de software
Protección diferencial de alta impedancia
Protección de distancia
Protección de sobrecorriente residual
Protección general de corriente y tensión
4. Fuente de alimentación auxiliar: 90-250VDC
5. Tarjetas BIM, 16 Entradas, RL 110-125VDC: 2
6. Tarjetas BOM, 24 salidas: 1
Relé REL 670
El REL 670 IED es utilizado para la protección, control y monitoreo de
líneas principales. Además, el IED puede ser usado en los niveles de tensión más
altos. Es recomendado para la protección de líneas multi-terminal donde se
requieren el disparo monopolar, bipolar o tripolar. Las cinco zonas de protección
poseen medición completamente independiente y tiene alta flexibilidad para todo
tipo de líneas.
En Subestación Soler esta protección funciona como: Protección Secundaria de
Línea en Alta Tensión
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
204
Relé REX 521
El Relé de Protección tipo REX 521 para Alimentadores ha sido
enriquecido más ampliamente con propiedades adicionales para proveer la red
eléctrica con funciones de protección más eficientes, funciones de medición
extendidas, funciones de supervisión y de control básico. Sus aplicaciones típicas
son alimentadores de llegada y salida en sistemas aislados de neutro; con puesta
a tierra sólida, resonante y vía resistencia.
Además de sus funciones de protección, el relé REX 521 ofrece:
- Mediciones versátiles para monitorear la red.
- Funciones de registrador de perturbaciones con frecuencia alta de muestra
habilitando una detección exacta de perturbaciones.
- Control del Interruptor.
- Recierre.
- Monitoreo de condición.
- Distorsión total de armónicos (DTA) para mediciones de calidad de energía.
- Supervisa la calidad de energía en la red midiendo los armónicos.
- Avanzada recolección y análisis de datos lo cual mejora la eficiencia de las
operaciones de control de la red.
Funciones de protección del REX 521: Código ANSI
- Protección no-direccional de sobrecorriente trifásica, 3 etapas…..(50/51)
- Protección direccional de sobrecorriente trifásica, 2 etapas………….(67)
- Protección no-direccional de falla a tierra, 3 etapas……………(50N/51N)
- Protección direccional del relé de falla a tierra, 3 etapas …………..(67N)
- Protección de sobretensión residual, 3 etapas ………………………(59N)
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
205
2. Relé HMI (Human Machine Interface)
El HMI local del IED (relés de la serie 670) de la figura 4.43 proporciona
una información rápida pero detallada del proceso con capacidad de ajuste y
control en cualquier situación. La estructura amigable de navegación del HMI
permite acceder a las funciones deseadas o datos importantes, tales como
eventos e información de perturbaciones así como ajustes de forma rápida y
sencilla.
Con el HMI grande se pueden controlar y visualizar localmente hasta 30
equipos. Valores de servicio medidos son mostrados así como los valores de falta
de las dos últimas perturbaciones. Entre las funciones (Figura 4.44) hay una
opción que puede fácilmente dibujarse el diagrama unifilar para mostrarlo en el
HMI correspondiente a la disposición de equipamiento, empleando el editor
gráfico de la pantalla en la herramienta PCM600 (enlace de comunicación). Los
símbolos necesarios están disponibles en la librería según las normas IEC y
ANSI. Están disponibles hasta seis páginas para seis bahías. Esto significa que el
HMI local puede reemplear la necesidad de un ordenador de subestación.
Figura 4.43. Relé HMI, serie IED 670, Subestación Soler
Fuente: ABB, 2007
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
206
Figura 4.44. Funciones que presenta el HMI en sus dos versiones
Fuente: Guía de selección IED 670, ABB 2007
3. TEC como Protección y Control
Al equipar a los transformadores de las subestaciones compactas con un
dispositivo de control electrónico como este ofrececera grandes posibilidades en
comparación con las técnicas de protecciones con relés actualmente conocidos.
Con la implementación del TEC, se permite incluir herramientas de supervisión y
diagnóstico y reunir toda la información relacionada con el transformador de
potencia en el mismo lugar donde se ubica este, para su evaluación y
almacenamiento de información. El dispositivo de control electrónico (TEC) no
sólo ofrece la misma funcionalidad que se obtiene actualmente mediante las
técnicas de relés de protección, sino que además añade varias funciones nuevas
que mejoran el rendimiento del transformador de potencia.
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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
207
El Control Electrónico de Transformadores (TEC) de ABB (Figura 4.45) es un
dispositivo electrónico de control, supervisión y diagnóstico. El sistema se
configura utilizando una “huella digital” del transformador. El dispositivo ofrece
una interfaz sencilla a todo el transformador, con datos actuales e históricos sobre
el estado y la posibilidad de predecir las cargas. Tan sólo requiere unos cuantos
sensores adicionales. Las entradas de los diferentes sensores se conectan a las
tarjetas de entrada de la unidad TEC, que recopila y procesa los datos. La unidad
emplea modelos matemáticos detallados del transformador, incluidos datos de
huella digital obtenidos del ensayo térmico. Los resultados se pueden transferir al
sistema de control o visualizar en un PC a través de una interfaz Web gráfica
como se muestra en la figura 4.46. La configuración del sistema se especifica en
el pedido rellenando la hoja de datos de pedido, por lo que el sistema se entrega
preconfigurado con arreglo a dichas especificaciones.
Figura 4.45. Diagrama de comunicación del TEC
Fuente: Guía técnica del TEC, ABB
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
208
Características del equipo TEC:
Temperatura de funcionamiento.......... ……-40 a +55 °C (-40 a 131 °F)
Grado de protección............................ ………IP 54, según IEC 60529
Ensayo de variación de temperatura...-40 a +70 °C, humedad del 90% según
IEC 60068-1, IEC 60068-2, IEC 60068-3 y IEC 60068-5
Dimensiones (mm)..........................600 (ancho), 650 (alto), 340 (fondo)
Peso................................................................................................35 kg
Conformidad CEM................IEC 61000-4, EN 61000-6-2 y EN 61000-4
Ensayo de vibraciones....................IEC 60255-21-1, IEC 60255-2, IEC 60255-3
e IEC 60068-2-6, IEC 60068-27, IEC 60068-29
Variación de temperatura.....................................................IEC 60068-2
Sección de cable máx. a bornes.................................................2,5 mm²
Sección de cable máx. a Pt100 de entrada de temperatura ......1,5 mm²
Color.........................................................................................RAL 7035
Figura 4.46. Vista externa e interna del TEC
Fuente: Guía técnica del TEC, ABB
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
209
El panel frontal esta conformado por Pilotos de estado que son:
Piloto rojo = estado de alarma o disparo
Piloto amarillo = estado de advertencia
Piloto verde = funcionamiento normal
Parámetros de entrada y salida
Entrada:
8 entradas analógicas aisladas de 4-20 mA por bornes, para transformadores
de corriente, sensores, etc.
4 entradas directas Pt100 aisladas, para sensores de temperatura
12 entradas digitales aisladas por bornes, para estado de motor de ventilador,
señales de alarma/disparo, etc.
Entrada de transmisor de posición de cambiador de tomas Rtot ≥ 80 Ω
Nota: El número de señales de entrada se puede incrementar
Salida:
3 salidas para señales de alarma, advertencia y disparo
Poder de corte en carga admisible en bornes de salida CA 250 V 8 A, CC 250
V 0,1 A L/R=40 ms, CC 30 V 5 A
Pantalla del armario
Presenta los diferentes valores cuando se pulsa el botón.
Se puede configurar fácilmente desde una PC para que muestre otra
información disponible (Figura 4.47). También se puede mostrar en ella
información sobre el motivo de las advertencias o alarmas. Las temperaturas se
muestran tanto en grados centígrados como en grados Fahrenheit.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
210
El equipo se entrega con la tarjeta gráfica TC170 conectada a la tarjeta de
procesador.
Figura 4.47. Información de la Pantalla del armario
Fuente: Guía técnica del TEC, ABB
MEDICIÓN
1. Medidor de Calidad de Red PQMII
El PQM II es el control continuo del sistema trifásico. Proporciona la medición
para la energía de la corriente, voltaje, real y reactiva, uso de la energía, coste de
energía, factor de energía y frecuencia. Los setpoints programables y los 4 relés
asignables de la salida permiten que las funciones de control sean agregadas
para los usos específicos. Esto incluye el básico de las alarmar encendido y
apagado de corriente o voltaje, desequilibrio, incremento de carga basado en la
demanda, y control de la corrección de factor de energía del condensador. Un
control más complejo es posible con los 4 pre-escritos que también se pueden
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
211
utilizar para el estado indicador abierto/cerrado, información del flujo eléctrico .Ver
equipo en la figura 4.48
Figura 4.48 .Medidor de calidad de red PQMII
Fuente: www.geindustrial.com
Características y ventajas
• Flexibilidad del montaje
• Teclado numérico con la señalización iluminada en grande de 40 caracteres
• Cualquier salida asignable se puede utilizar para accionar la alarma
• Puede ser conectado con los sistemas del DCA o de SCADA
• Destellar aumentable
• Compatible con el puerto por entregas de MultiNet al convertidor de Ethernet
PQMII en Subestación Soler 138/24 KV PQMII. Medición Remota Línea de Transmisión Urdaneta , 138 KV
PQMII. Medición Remota Línea de Transmisión Zona Industrial, 138 KV
PQMII. Medición Remota Circuitos de Distribución 24 KV
Descripción de Equipos de Medición PQM II. Medición remota Línea de Transmisión y Banco de Condensadores 24 KV (PQMII A Multinet EF)
Unidad básica con display, medición de corriente/tensión y potencia.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
212
Un puerto de comunicaciones RS485 y un puerto de comunicaciones RS232.
Opción de análisis de potencia, análisis de armónicos, captura de la forma de
onda, registrador de eventos.
Convertidor Modbus RTU o Modbus TCP/IP con puerto de comunicaciones
RS485. Puerto de comunicaciones RS232. Puerto ethernet 10Base T y puerto
de fibra 10Base F.
2. Medidor de calida de energía EPM 9650
El EPM 9650 es el medidor más avanzado de GE 9000 con funciones
avanzadas de grabación de la capacidad y de la forma de onda de la calidad de la
energía. La unidad utilizada por la tecnología de ACCU-Measure® para proveer
de las lecturas altamente exactas, juntando análisis de datos avanzados. La
unidad mide aproximadamente 15.000 parámetros eléctricos incluyendo
armónicos en tiempo real a la 127 orden, las grabaciones de la forma de onda,
los transitorios y un surtido de funcionalidad de supervisión avanzada. La unidad
también provee de entrada-salida extensible avanzada hasta 256 puntos para el
control, adquisición de datos y funciones de alarma. Este equipo de medición
satisface idealmente el uso de la energía crítica, los acopladores comunes con
utilidades de carga o control de procesos y supervisión de la energía del sistema.
Ver equipo en la figura 4.49
Figura 4.49. Equipo de Medición EPM 9650
Fuente: www.geindustrial.com
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
213
Características y ventajas
• Mejor exactitud de 0.04% de la energía
• Medidas de los armónicos a la 127 orden incluyendo %THD y al K-Factor en
tiempo real
• Modo del alcance de la forma de onda en todos los canales
• Registros históricos, de las alarmas y de la calidad de la energía
• Grabación y análisis avanzados de la forma de onda
• Hasta 512 muestras por la resolución del ciclo
• Cuatro puertos de comunicación digital con el protocolo estándar de Modbus
• Alarmas avanzadas y funciones Set-Point de control
• Hasta 256 puntos de la entrada-salida extensible
• 3 línea LED o exhibiciones del LCD del Touch-Screen
• Ideal para las cargas críticas, la supervisión en sitio para: transformadores de
energía, líneas de la transmisión, alimentadores y generadores
EPM 9650 en Subestación Soler 138/24 KV EPM 9650. Medición Remota Salida de TX1
EPM 9650. Medición Remota Salida de TX2
Descripción de Equipos de Medición EPM 9650. Medición Remota Salida de TX
Medición de corriente, tensión, potencia activa (P), potencia reactiva (Q),
factor de potencia, frecuencia.
Clase de precisión de 0.04%
Registrador de flicker y forma de onda
Monitoreo en tiempo real de potencia (P) y potencia (Q) y análisis de
armónicos hasta el orden de 255
Frecuencia de operación de 60 Hz
Sistema de conexión : 120/208 V
Fuente de alimentación: 90-276 VAC/VDC
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
214
Unidad de memoria para flicker con capacidad de 4Meg, 66 días de datos
4 puertos de comunicación. Selecciónable RS 485 Modbus y DNP
CUARTO DE BATERIAS Banco de baterías Subestación Soler
Esta subestación tiene un Banco de baterías de plomo ácido con las
siguientes características:
Características Generales
125 VDC
Compuesto por: 60 Celdas o elementos de 2 VDC Nominales C/U
Marca: EXIDE- TUDOR
Modelo: 4OPZS200
Capacidad: 221 Ah @ 10 h, 1.75 V/Celda
Rack Modelo: A-2E/30-40PZS200-S1
Dos rack espalda con espalda
TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES
Los transformadores de servicios auxiliares (Figura 4.50) para las
subestaciones Soler se han concebido para ofrecer la máxima resistencia a
manipulaciones, ofrece un diseño mejorado de la cabina que presenta una
cubierta superior a prueba de intemperie inclinada mono pieza que vierte con
eficacia las aguas pluviales y facilita el acceso al interior del compartimiento de la
cabina. Los transformadores los suministro ABB con una gama completa de
características nominales como se indica en la Tabla 4.15 y una extensa gama de
configuraciones para satisfacer las necesidades de las Subestaciones
Compactas.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
215
Tabla 4.15 Especificación del Transformador de Servicios Auxiliares:
Fabricante: ABB
Año de Producción 2006
Peso 1285 Kg
Normas ANSI
Tipo PAD MOUNTED RADIAL
Potencia 75 KVA
Número de fases: 3
Frecuencia: 60 Hz
Voltaje AT (V): 23900 Grd Y/13800
Voltaje BT (V): 208Y/120
Grupo de Conexión: YNyn0
Elevación de temperatura de diseño:
Parte superior del aceite: 65 ºC Fuente: ABB, 2007
Figura 4.50. Transformador de Servicios Auxiliares
Fuente: ABB, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
216
4.4 RECOMENDACIONES DEL FABRICANTE DE LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS DE ALTA TENSION DE TIPO COMPACTA SOLER Y MÉDANOS.
En esta ocasión es necesario resaltar que las licitaciones para la ejecución
de la obra y suministro de equipos del proyecto de las subestaciones eléctricas
de alta tensión de tipo compactas las ganó la reconocida empresa ABB, de
procedencia Suiza, la cual esta ubicada estratégicamente en distintos países del
mundo y en particular en América del sur (Colombia, Brasil y Venezuela) debido a
su amplia trayectoria en lo que respecta a soluciones tecnológicas de vanguardia
para las empresas del sector energético.
ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A evaluaron la propuesta realizada por ABB
de su Modelo COMPASS, considerando esta opción como la más viable, para
desarrollar las obras relacionadas con la construcción de 2 nuevas subestaciones
eléctricas de alta tensión de tipo compactas, las cuales son: la Subestación
Soler con niveles de tensión de 138/24 kV ubicada en la ciudad de Maracaibo y la
Subestación Médanos en 115/13.8 kV, ubicada en Cabimas (Costa Oriental del
Lago de Maracaibo). Ambas subestaciones complementaran el sistema eléctrico
en la región zuliana, para brindar un mejor servicio a sus clientes o usuarios,
estas están constituidas por tecnología compacta en su totalidad, manteniendo
una configuración tipo “H”.
En el proceso de armado de los Módulos COMPASS de la
Subestación Soler 138/24 KV, se interactuó con el personal especializado de la
empresa ABB Venezuela, conformado por los Ingenieros Wilfredo Velásquez
(Servicio Técnico de Subestaciones ABB ) y Salvador Graterol (Especialista en
Módulos Compass e Interruptores de Potencia ABB ) los cuales comentaron de
las experiencias con los Módulos COMPASS ABB instalados en Venezuela,
específicamente en Valencia en la Subestación San Diego perteneciente a la
Electricidad de Valencia (ELEVAL) y en Barinas Subestación Barina Propiedad de
CADELA, C.A (CADAFE). En este punto se logro realizar una entrevista no
estructurada en la cual se pudo conocer de manera general las necesidades de
mantenimiento de las Subestaciones Compactas ABB.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
217
4.4.1 MANTENIMIENTOS PROPUESTOS POR LA EMPRESA ABB
En este punto se presentan algunas ideas relacionadas con la ejecución del
mantenimiento en general que propone realizar la empresa fabricante y
proveedora de la tecnología y equipos que conforman las subestaciones
Compactas Soler y Médanos de manera de establecer una referencia suficiente
para entender lo concerniente al mantenimiento de los equipos.
El personal Técnico de la empresa ABB encargado del proceso de armado,
montaje y pruebas a equipos de potencia, protección y control en las
Subestaciones Soler y Médanos propuso invitar al personal de mantenimiento
perteneciente a la Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión de
ENELVEN, C.A para que compartan el proceso anteriormente mencionado en
campo y se familiaricen con los equipos y su tecnología.
Como complemento la empresa ABB se comprometió en impartir una serie
de charlas relacionadas con el funcionamiento y mantenimiento de los equipos de
potencia, protección y control marca ABB, que serán dirigidas al personal de
mantenimiento de las empresas ENELVEN, CA. Y ENELCO, C.A para realizarlas
cuando se considere que las Subestaciones estén completamente terminadas y
listas para entrar en servicio.
El personal calificado de ABB propone basarse directamente en los
Manuales y Cuadernos técnicos provenientes de fábrica, para cada uno de los
equipos al momento de realizar las labores de mantenimiento.
Las consideraciones comentadas por el personal de ABB en las entrevistas
fueron:
Los Módulos COMPASS ABB requieren un mantenimiento mínimo debido a su
aislamiento en gas SF6 hermético que presentan la cámara de interrupción y el
bastidor de los CT¨S, partiendo del principio del gas SF6 que es un gas inerte
sin envejecimiento y que además no ataca a los materiales con los cuales está
en contacto y tampoco se altera por ellos.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
218
Las pérdidas anuales de gas SF6 se garantizan como menores al 1 % por
módulo. Estas pérdidas pueden ser compensadas con cargas adicionales que
se realizan con la Subestación Compacta en servicio.
Los órganos de maniobra -interruptores, seccionadores, palancas externas-
deben recibir un mantenimiento similar al de los equipos convencionales
instalados en una Subestación Convencional.
Cada usuario, según sus costumbres, determinará la forma y el momento para
hacer el mantenimiento, pero debe considerarse que en condiciones normales
solo debe procederse a “verificaciones de rutina”.
Resulta importante destacar que las Subestaciones Compactas COMPASS ABB
requieren mínimo mantenimiento y que ésta es una de las ventajas que
presentan frente a las subestaciones convencionales Por lo tanto, las prácticas
de mantenimiento que se aplican a las Convencionales no son de aplicación en
las Compactas necesariamente.
Para las verificaciones de rutina de los Módulos COMPASS ABB, existen
diversos equipos e instrumentos, además de los que forman parte intrínseca del
mismo como son los indicadores de densidad/presión.
Entre los equipos más comunes se citan los siguientes:
o Medidor de humedad y punto de rocío del gas SF 6.
o Medidor de aire en el gas SF6.
o Medidor de productos de descomposición del gas SF 6.
o Detector de fuga de gas SF6.
o Equipo de recarga y evacuación de gas SF 6.
También deberá disponerse en depósito de gas SF6 para eventuales
reposiciones. Su almacenamiento no significa ningún problema especial, pero
siempre se debe tener presentes las reglas de higiene y seguridad industrial de
aplicación en el sitio de la instalación, fundamentalmente en lo que hace a la
ventilación del local.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
219
PROPUESTA DE ABB
INSPECCIONES GENERALES
ABB propone crear un Libro de Inspección para cada una de las
Subestaciones Compactas Soler y Médanos que involucre a todos los equipos,
partiendo de la inspección visual, esta inspección se debe realizar periódicamente
según la disponibilidad del grupo o persona que lo vaya a ejecutar, se recomienda
comenzar las inspecciones al poco tiempo de haber puesto en servicio estas
subestaciones eléctricas compactas, las fechas de inspección serán coordinadas
por el personal encargado de la programación de mantenimiento en el área de
Planificación y el personal encargado del mantenimiento de las empresas
ENELVEN, C. A y ENELCO, C.A.
El libro de inspección se debe realizar basándose en los manuales y
cuadernos técnicos de cada equipo, para ello se debe conocer y considerar
cuales son los posibles puntos o accesorios que pueden dar alguna referencia de
cómo esta el funcionamiento del equipo o de los equipos en determinado
momento y las posibles interpretaciones que puedan tomarse, es importante que
los proveedores consignen todos los manuales al Centro de Información Técnica
(CIT), hasta el mes de Agosto 2007 solo se tiene información referente a los
Módulos COMPASS.
TIPOS DE MANTENIMINETO
De manera general los tipos de mantenimiento que propone ABB como
empresa fabricante y proveedora para implementar en las Subestaciones
Compactas Soler y Médanos son:
Mantenimiento Tipo A ó Preventivo.
Está limitado a la inspección visual del equipo, es decir, a tomar notas de
su estado de funcionamiento y de alguna anormalidad visible, donde no haya la
necesidad de intervenir el equipo o desenergizarlo.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
220
Mantenimiento Tipo B ó Predictivo.
Es el mantenimiento que previene el deterioro inminente de los equipos,
con el se asegura de que el equipo este en su condición operativa más alta y
confiable garantizando con esto la conservación durante toda su vida útil, en la
mayoría de los casos debe ser programado y viene condicionado por el
Mantenimiento Tipo A o Preventivo
Mantenimiento Tipo C ó Correctivo.
Este mantenimiento se realiza cuando el equipo está en condiciones de
deterioro o presenta una falla severa que interfiera en su buen funcionamiento,
estos daños pueden ser de tipo mecánico o eléctrico. Amerita la intervención
inmediata del equipo y la sustitución del mismo.
LABORES DE MANTENIMIENTO Y FRECUENCIA
Las recomendaciones hechas por los fabricantes y proveedores de la
tecnología COMPASS ABB señalan, que las labores y frecuencia de
mantenimiento que se deben realizar a los equipos que conforman las
subestaciones eléctricas en alta tensión de tipo compactas son los siguientes:
- Inspección General de las Subestaciones Compactas, cada 3 meses
- Control visual a equipos, cada 3 meses
- Ajustes, cada 2 años
- Pruebas Funcionales (Mecánicas y Eléctricas), cada 5 años.
- Sustitución de equipos, cada 15 años de ser necesario.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
221
4.5 REVISION DE LAS NORMAS NACIONALES E INTERNACIONALES QUE APLICAN AL DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS DE ALTA TENSION DE TIPO COMPACTAS.
En esta oportunidad se reviso información bibliografica de las Normas
Nacionales e Internacionales que aplican para las Subestaciones Eléctricas de
Alta Tensión de Convencionales y la adaptabilidad que puedan tener con estas.
Aspectos considerados para la revisión de dichas normas:
Vigencia de las Normas
Factibilidad de aplicación y adaptación de estas normas en el diseño del plan de
mantenimiento de las subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo
compactas para ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A
Como resultado de la revisión se estableció como norma base para el
diseño del plan de mantenimiento de las subestaciones eléctricas de alta tensión
de tipo compactas para ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A , la norma NETA MTS-
2001,cuyas siglas traducen a ¨International electrical Testing Association ¨la
misión de este ente es servir a la industria de pruebas eléctricas estableciendo
patrones de referencia, publicando especificaciones, avalando compañías
encargadas de realizar de pruebas eléctricas, certificando personal técnicos de
Pruebas eléctricas y promover servicios profesionales a sus miembros. También
tiene la función de recoger y diseminar la información y datos de valor entre la
industria eléctrica, como también educa al publico y al usuario final sobre los
meritos de la aceptación y de las pruebas eléctricas de mantenimiento.
La norma NETA MTS en su sección Número 2, numeral 2.1, enuncia los
estándares, códigos y referencias aplicables a las pruebas eléctricas y
mantenimientos a equipos de subestaciones eléctricas como se indica a
continuación:
American National Standards Institute – ANSI
American Society for Testing and Materials – ASTM
Association of Edison Illuminating Companies – AEIC
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
222
Canadian Standards Association – CSA
Electrical Apparatus Service Association – EASA
Institute of Electrical and Electronic Engineers – IEEE
Insulated Cable Engineers Association – ICEA
InterNational Electrical Testing Association – NETA
National Electrical Manufacturer’s Association – NEMA
National Fire Protection Association – NFPA
Occupational Safety and Health Administration – OSHA
Scaffold Industry Association – SIA
State and local codes and ordinances
Underwriters Laboratories, Inc. - UL
A continuación se muestra un listado de las normas en base a las cuales
se diseño el plan de mantenimiento de las subestaciones eléctricas de alta
tensión de tipo compactas, clasificadas según el equipo:
EQUIPOS DE POTENCIA
Interruptor de Potencia
NETA – 1995, ¨Circuit Breakers¨.
ANSI7IEEE Std C37.04-1979, ¨IEEE Standard Rating Structure for AC Hight-
Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Currents Basis¨
ANSI7IEEE Std C37.09-1979, ¨IEEE Standard Test Procedure for AC Hight-
Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis¨
IEEE Std 4-1978, ´´IEEE Standard Techniques for Hight-Voltage Tesrting¨.
Seccionadores
NETE-1995 ¨Switches¨.
ANSI/IEEE Std C37.34-1971, ¨American National Standar Test¨ Code for Hight
–Voltage Air Switches¨
IEEE Std 4-1978, ¨IEEE Standard Techiques for Hight-Voltage setting¨.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
223
Transformadores de Corriente
NETA -1995 ¨Instrument transformers¨.
ANSI/IEEE Std C57.13.1-1981, ¨IEEE Guide for Field Testing of Relaying
Current Transformers ¨.
IEEE Std C57.13-1993, ¨IEEE Standard Requirements for Instruments
Transformers.¨
Transformadores de Potencial
NETA-1995 ¨Instrument Transformers ¨.
IEEE Std C57.13-1993, ´´IEEE Standard Requirements for Instruments
Transformers´´.
Transformadores de Potencia
NETA-1995 ¨Transformers ¨. ANSI C59.2/ASTM D117-71, ¨Standard Methods of Testing Electrical
Insulating Oils. ANSI C59.19-1973/ASTM D877-71, ¨Standard Methods of Test for Dielectric
Breakndown Voltage of Insulating Liquids using Disk Electrodes¨. ANSI C59.21/ASTM D923-75, ¨Standard Methods of Sampling Electrical
Insulating Liquids¨. ANSI C59.22-1973/ASTM D924-65, ¨Standard Methods of Test for Power
Factor and Dielectric Constant of Electrical Insulating Liquids¨. ANSI C59.130/ASTM D1816-74, ¨Standard Methods of Dielectric Breakdown
Voltage of Insulating Oils of Petroleum Origin using VDE Electrodes ¨. ANSI/IEEE Std C57.12.91-1993/ASTM, ¨Standard Test Code for Liquid-
Inmersed Distribution, Power and Regulating Transformers ¨ ANSI /IEEE Std C57.12.91-1979, ¨IEEE Standard Test Code for Dry-Type
Distribution and Power Transformers¨. ANSI/IEEE Std C57.106-1991, ¨Guide for Acceptance and Maintenance of
Insulating Oil in Equipment ¨. ANSI/IEEE Std C57.121-1988, ¨ Guide for acceptance an Maintenance of Less
Flammable Hydrocarbon Fluid in Transformers¨.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
224
ANSI/IEEE Std C57.125-1991. ¨IEEE Guide for Failure Investigation,
Documentation and Analysis for Power Transformers and Shunt Reactors¨ IEC Pub 76-4(1976). ¨Power transformers, Part 4: Tappings and connections¨. IEEE Std 62-1995, ¨IEEE Guide for Diagnostic Field Testing of Electric Power
Apparatus- Part 1: Oil Filled Power Transformers Regulators and Reactors ¨
IEEE 637-1985, ¨IEEE Guide for the Reclamation of Insulating Oil and Criteria
for its Use¨.
IEEE Std C57.12.00-1993, ¨IEEE Standard General Requirements for Liquid-
Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers ¨.
IEEE Std C57.12.01-1989, ¨Standard General Requeriments for Dry-Type
Distribution and Power Transformers including Those with Solid Cast and/or
Resin-Encapsulated Windings¨.
IEEE Std C57.111-1989, ¨Guide for Acceptance of Silicon Insulating Fluid and
Its Maintenance in Transformers¨.
Barras
NETA-1995, ´´Metal-Enclosed Bus´´. BS 159:1992, ´´Hight- Voltage busbar and busbar connections´´. IEEE Std 4-1978, ´´IEEE Standard Techniques for Hight-Voltage Testing´´. SHELL EA/050 Part 3, ´´Code of practice, electrical commissiong ´´.
PARA EQUIPOS DE PROTECCION
NETA-1995 ´´Protective Relays´´.
ELECTRICAL EQUIPMENT TESTING AND MAINTENANCE, A.S Dill,
M.S.E.E.P.E
ANSI/IEEE C37.90.1989 ´´Test for protective relays and relays systems´´.
ANSI/IEEE C37.91.1985 ´´Guide for protective relay application to power
transformers´´.
ANSI/IEEE C37.103.1990 ´´Guide for differential and polarizing relay circuit
testing´´.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
225
ANSI/IEEE C37.112-1996 ´´Inverse –Time characteristics equations for
overcurrect relays´´.
La metodología utilizada para la revisión de las normas consultadas fue la
lectura exploratoria. Primero se revisaron las Normas NETA-MTS 2001, ya que a
partir de sus referencias se revisaron las demás normas internacionales que rigen
la materia. Estas normas se obtuvieron en Internet.
4.6 COMPARACIONES ENTRE LOS PLANES DE MANTENIMIENTO UTILIZADOS ACTUALMENTE POR LAS EMPRESAS ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A Y LOS RECOMENDADOS POR LOS FABRICANTES DE NUEVA TECNOLOGIA
4.6.1 COMPARACION DE LOS PLANES DE MANTENIMIENTO
Se revisaron los mantenimientos que se desarrollan dentro de ENELVEN, C.A,
y ENELCO, C.A como empresa de servicio eléctrico y ABB como empresa
proveedora de tecnología. Entre los indicadores se consideraron los siguientes:
Tipo de Mantenimiento, Labores de Mantenimiento, Tiempo de Ejecución,
Recursos Humanos, Recursos Materiales, Frecuencia de Mantenimiento,
Requerimientos Especiales; siendo éstos los más relevantes a la hora de realizar
la comparación y definir el Diseño del Plan de Mantenimiento para las
Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión de Tipo Compactas.
Luego de comparar el alcance de los planes de mantenimiento que se
menciono en la sección 4.2 y las recomendaciones de fabricante señaladas en la
sección 4.4, de las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A contra los de la
empresa fabricante y proveedora ABB, se logro concentrar en un mismo punto lo
siguientes aspectos que se indican en la figura 4.51. Estos indicadores son los
que propone cada uno de los involucrados para aplicar en el mantenimiento de
las Nuevas Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión de Tipo Compactas Soler y
Médanos.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
226
Figura 4.51. Indicadores a considerar para Planes de Mantenimiento
Fuente: Castellanos, 2007
Como se observa en la figura 4.52 las variantes de uno con respecto al otro es
similar y fueron los puntos de concordancia con los que se pueden realizar las
comparaciones, con lo cual se puede concluir de manera más simple. Esto se
debe a que la política aplicada dentro de las Empresas ENELVEN, CA. y
ENELCO, C.A con el criterio básico para desarrollar planes de mantenimientos
anuales parte de de las consideraciones hechas por los fabricantes. Los
resultados de estas aplicaciones durante los últimos años a permitido crear
planes eficientes con muy buenos resultado, esto permite que las consideraciones
recogidas se aplique a la hora de planificar y realizar labores de mantenimiento.
Tipo de Mantenimiento
Labores de Mantenimiento
Tiempo de ejecución
Recursos Humanos
Recursos Materiales
Frecuencia Mantenimiento
Requerimientos Especiales
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
227
Figura 4.52 Comparación de los Indicadores de Planes de Mantenimiento
Indicadores de los planes de mantenimiento
Tipo de mantenimiento Tipo A, Tipo B y Tipo C Tipo A, Tipo B y Tipo C o Preventivo, Predictivo y Correctivo
Labores Inspección Visual,
Mantenimiento en campo y reparaciones
Control Visual y reparaciones
Tiempo de ejecución Horas, días, semanas Horas, días, semanas
Recursos humanos Personal Propio y Contratado Personal propio
Recursos materiales Llaves milimétricas y
ajustables de precisión hasta equipos de Pruebas (Megger, TTR, entre otros)
Llaves milimétricas y ajustables de precisión
hasta equipos de Pruebas (Megger, TTR, entre otros)
Frecuencia del mantenimiento
Mensual, Trimestral, Semestral, Anual Anual
Requerimientos especiales
Conocimiento técnicos de equipos, charlas y cursos
inductivos
Conocimiento técnicos de los equipos especializado
Fuente: Castellanos, 2007
El criterio comparativo establecido indica que las actividades de
mantenimiento que se realizaran a las Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión
de Tipo Compactas van a estar enfocadas a:
Módulo COMPASS ( interruptor de potencia, seccionador, seccionador de
puesta a tierra, Ct´s)
Transformador de potencia
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
228
Equipos de maniobra y protección de la subestación (Seccionador Motorizado,
Seccionador de Puesta a tierra, Pt´s, Relés)
Tablero de control.
Pórticos y estructuras.
Equipo rectificador.
Equipo de medición.
Sistema de alumbrado externo e interno.
Sistema de puesta a tierra.
Cerca de protección.
Vía de acceso.
4.7 PROPUESTA DE PLAN DE MANTENIMIENTO PARA LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS DE ALTA TENSION DE TIPO COMPACTAS ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A
4.7.1 TIPO DE MANTENIMIENTO
Los tipos de mantenimiento que se van a implementar en el Plan de
Mantenimiento para las Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión de Tipo
Compactas son:
Mantenimiento Tipo A
Inspecciones visuales, chequeo general de equipos, diagnóstico puntual
Mantenimiento Tipo B
Labores programadas generadas por las inspecciones del mantenimiento tipo A
Mantenimiento Tipo C
Reemplazos de equipos por daños severos o reparaciones mayores
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
229
4.7.2 LABORES DE MANTENIMIENTO
A continuación se indican las actividades definidas para realizar a los
equipos que conforman las Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión de Tipo
Compactas propuestas para el próximo plan anual de mantenimiento de
transmisión PAMT-2008, éstas labores cumplen con el orden utilizado por el
Departamento de Planificación de Mantenimiento
1. Pruebas Funcionales Alarmas y Anunciadores
2. Mantenimiento Tableros de AC, DC y Transfer Switch
3. Mantenimiento Banco de Baterías y Cargador de Baterías
4. Mantenimiento Tipo B Módulo COMPASS Línea 1
Mantenimiento Tipo B Seccionador de Puesta Tierra K101/H101
Mantenimiento Tipo B Interruptor K105/H105
Mantenimiento Tipo B Seccionador K103/H103
Mantenimiento Tipo B Seccionador K104/H104
5. Mantenimiento Tipo B Módulo COMPASS Línea 2
Mantenimiento Tipo B Seccionador de Puesta Tierra K201/H201
Mantenimiento Tipo B Interruptor K205/H205
Mantenimiento Tipo B Seccionador K203/H203
Mantenimiento Tipo B Seccionador K204/H204
6. Mantenimiento Tipo B Módulo COMPASS Acople de Barra
Mantenimiento Tipo B Interruptor K130/H130
Mantenimiento Tipo B Seccionador K134/H134
Mantenimiento Tipo B Seccionador K234/H234
7. Mantenimiento Tipo B Interruptor C180/D180
8. Mantenimiento Tipo B Interruptor C280/D280
9. Mantenimiento Tipo B TX-1
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
230
10. Mantenimiento Tipo B TX-2
11. Mantenimiento Celda TX-1
12. Mantenimiento Celda TX-2
13. Pruebas Funcionales Módulo COMPASS Línea 1
Pruebas Funcionales Seccionador de Puesta Tierra K101/H101
Pruebas Funcionales Interruptor K105/H105
Pruebas Funcionales Seccionador K103/H103
Pruebas Funcionales Seccionador K104/H104
14. Pruebas Funcionales Módulo COMPASS Línea 2
Pruebas Funcionales Seccionador de Puesta Tierra K201/H201
Pruebas Funcionales Interruptor K205/H205
Pruebas Funcionales Seccionador K203/H203
Pruebas Funcionales Seccionador K204/H204
15. Pruebas Funcionales COMPASS Acople de Barra
Pruebas Funcionales Interruptor K130/H130
Pruebas Funcionales Seccionador K134/H134
Pruebas Funcionales Seccionador K234/H234
16. Pruebas Funcionales Interruptor C180/D180
17. Pruebas Funcionales Interruptor C280/D280
18. Pruebas Funcionales Celda TX-1
19. Pruebas Funcionales Celda TX-2
20. Pruebas Funcionales TX-1
21. Pruebas Funcionales TX-2
22. Pruebas de Rigidez Dieléctrica
23. Pruebas Fisicoquímicas y Cromatograficas
24. Pruebas de Pureza de Gas SF6 a Interruptores
25. Inspección Térmica
26. Inspección Integral
27. Lavado de Subestación
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
231
4.7.3 RECURSOS HUMANOS Y MATERIALES
PERSONAL PROPIO PARA LABORES DE MANTENIMIENTO EN LAS SUBESTACIONES COMPACTAS
La Mano de Obra propia de la UDA de Transmisión de ENELVEN, C.A y
ENELCO, C.A intervendrá en el mantenimiento de la subestación eléctrica de alta
tensión de tipo compacta, el grupo de trabajo de estas empresas está constituido
por personal especialmente capacitado para determinar las condiciones de riesgo
de falla y actuar en consecuencia; la GOM-T se debe de apoyar con el personal
de Proyectos de Inversión de Transmisión para realizar en conjunto las primeras
labores de mantenimiento a los equipos de las Subestaciones Compactas
propuestas en este trabajo de grado para validar lo propuesto y hacer aportes al
plan de mantenimiento de ser necesario.
El personal propio de la Gerencia de Operación y Mantenimiento de
Transmisión (GOM-T) por ENELVEN, C.A para realizar labores de Mantenimiento
en la Subestación Compacta se encuentra organizado como se indica en la tabla
4.17:
Tabla 4.17 Cantidad de Personal de Mantenimiento de la GOMT
ACTIVIDAD DE MANTENIMIENTO SUPERVISOR INSPECTOR ELECT.
I
ELECT.
II
ELECT.
III
MTTO. PROT. Y CONTROL 6 2 9 4 2
MTTO. EQUIPOS POTENCIA 6 2 6 5 5
Fuente: GOMT, 2007
Específicamente, se ha previsto que para el área de Mantenimiento de
Transformadores y Prueba de Relés de Protección de la Subestación es
Compactas, sea ejecutada en su totalidad, por personal propio.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
232
4.7.3.1 PERSONAL CONTRATADO PARA LABORES DE MANTENIMIENTO EN LAS SUBESTACIONES COMPACTAS
El personal perteneciente a la nómina de Empresas Contratistas ejecutarán
trabajos de diagnóstico, inspección ó rutinas de mantenimiento, tales como:
Mantenimiento de Equipos de Potencia, cromatografía e inspecciones térmicas,
mantenimiento de tableros CD y CA, Cajas de Conexiones de PT, adecuaciones
de infraestructura, entre otras. El personal de las contratistas deberá de estar
supervisado por personal especializado (Inspectores o Supervisores) de las
empresas ENELVEN, C. A y ENELCO, C.A. al momento de realizar actividades
de mantenimiento dentro de las Subestaciones Compactas.
4.7.4 FRECUENCIA DE MANTENIMIENTO
La frecuencia del plan de mantenimiento se indica en las tablas que se
mostrarán más adelante en la sección 4.7.5 las cuales aparecen con cada una de
las labores a realizar; el tiempo que se manejo básicamente esta dado por la
frecuencia (textos ciclos) que utilizan y manejan los planificadores y
programadores de la Corporación ENELVEN, C.A, éstos son:
Mensual
Paquete 01 Cada 37 días se genera la orden por SAP
Paquete 7M Cada 28 días se genera la orden por SAP (Solo para los meses de
Lavado de Subestaciones)
Trimestral
CI Trimestral Cada 84 días se genera la orden por SAP (Pruebas de rigidez
dieléctrica)
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
233
Semestral
CI Semestral Cada 182 días se genera la orden por SAP (Pruebas
Fisicoquímicas y Cromatograficas)
CI Semestral Cada 238 días se genera la orden por SAP (Pruebas de pureza
de gas SF6)
Anual
CI Anual Cada 365 días se genera la orden por SAP (Mantenimiento Tipo B y
Pruebas Funcionales)
4.7.5 PLAN DE MANTENIMIENTO PROPUESTO
1. MÓDULO COMPASS (LLEGADA DE LINEA Y ACOPLE DE BARRA)
Mantenimiento Tipo A
Inspecciones visuales en las que el trabajo se realiza sin la apertura de los
compartimientos de SF6 del Interruptor.
Cada año se aconseja realizar (con el módulo en servicio):
Control Visual de los aisladores (para sistemas con fuerte contaminación
ambiental, ejecutar la limpieza de los aisladores tal como a los otros de la
subestación).
Control Visual del monitor de densidad de gas SF6 (reloj )
Registro del número de maniobras mecánicas del interruptor (Armario del
Módulo)
Inspección de la condición de la empacadura de la puerta del armario
Control de la eficiencia del circuito de calefacción (No aplica)
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
234
Control Visual general de todos los componentes como: indicadores de
posición, conectores, cables, conexiones equipotenciales, circuito de puesta a
tierra.
Control Visual del desgaste y sobrecalentamiento de los equipos auxiliares.
Control Visual del estado de los relés REF543 (vibración )
Mantenimiento Tipo B
Durante las verificaciones anuales, es necesario ejecutar aquellas
actividades de investigación y profundización tendientes a eliminar las anomalías
que hayan sido detectadas con anterioridad y sobre las cuales no se pudo
intervenir debido a que el equipo estaba en servicio.
Al terminar el primer año de ejercicio, controlar el apriete de los tornillos y
la ausencia de corrosión y deterioro de los componentes que integran el Módulo
COMPASS.
Cada dos años, limitadamente a aquellos equipos que ejecutaron muy pocas
maniobras (ejemplo < 3 maniobras de apertura y cierre al año) se aconseja
ejecutar sobre el interruptor y sus seccionadores, 2 maniobras de apertura y dos
maniobras de cierre (operando una vez con comando local y una con comando a
distancia) para una simple verificación de las funciones mecánicas.
Cada cinco años se aconseja ejecutar, además de las nombradas, las siguientes
actividades (en este caso el módulo está fuera de servicio):
Mantenimiento de Control:
Control de los accionamientos, de las alarmas y los bloqueos.
Mantenimiento Mecánico:
Medición de la humedad de los compartimientos de SF6.
Lubricación de los comandos del seccionador e inspección de la condición de
la empacadura del armario.
Lubricación de los elementos móviles del interruptor.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
235
Eventual limpieza de los aisladores (en función de la contaminación).
Verificación de la ausencia de corrosión o deterioro de los componentes.
Control y engrasado de contactos principales del seccionador y seccionador
de puesta a tierra.
Mantenimiento Eléctrico:
Medición de la resistencia de contacto o eventualmente análisis termográfico
(con equipo en servicio).
Control de las conexiones.
Repetición de la prueba de funcionamiento realizada durante la puesta en
servicio y comparar resultados.
Recomendaciones:
La revisión general del módulo COMPASS se ejecuta sustituyendo la unidad
móvil del módulo con una previamente reacondicionada en fábrica.
La intervención debe ser ejecutada cuando se verifiquen una de las condiciones
abajo indicadas:
Después de 5.000 maniobras mecánicas
Cuando la corriente de cortocircuito se acerque a los siguientes valores (Ver
tabla 4.18)
Tabla 4.18. Relación entre maniobras de los Módulos y las corrientes de cortocircuito
Número de Maniobras 5000 800 200 89 50 32 20 13 9
Corriente de interrupción(KA) 2 5 10 15 20 25 30 35 40
Fuente: ABB, 2007
Después de 15 años en operación
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
236
Leyenda de las Tablas 4.19 a la 4.24
es = en servicio
fs = fuera de servicio
(*) = realizar en equipos que ejecutan muy pocas maniobras
(#) = la revisión general al 15° año prevé la sustitución del módulo COMPASS por otro anteriormente revisado
A continuación se muestra la tabla 4.19 en la cual se describe las
actividades a realizar con una breve descripción al los módulos compactos
COMPASS ABB, indicando la frecuencia en años programada para un lapso de
tiempo que va de 1 a 15 años , comenzando este periodo luego de energizar la
subestación, las actividades van desde las inspecciones o controles visuales,
hasta las labores de mantenimiento tipo A y tipo B respectivamente, cada uno de
estos mantenimientos se clasifica en mantenimiento de control, mecánico o
eléctrico. La tabla se distribuye en 8 bloques en los cuales se ubican los
componentes que van hacer tratados y van desde los aisladores hasta todos los
componentes en conjunto.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
237
Tabla 4.19. PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL MÓDULO COMPASS (inspección periódica - revisión general) Actividad Intervalos de tiempo (Años)
Componentes Descripción es fs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Aisladores Control Visual/ Limpieza (Aislador) es (fs) si si si si si si si si si si si si si Si Si
Control Visual Indicador SF6 es si si si si si si si si si si si si si Si Si
Control Alarmas, Disparos y Bloqueos fs si si SiSistema de Control SF6
Control Humedad fs si si Si
Ejecución de dos maniobras (*) fs si si si si si Si
Control de las conexiones flexibles fs si si si si si Si
Engrasado de contactos principales fs si si si si si Si
Lubricación del comando fs si si
Prueba de Funcionamiento mecánico fs si si Si
Seccionador
Revisión General fs Si
Registró Nº de maniobras ejecutadas es si si si si si si si si si si si si si Si Si
Ejecución de dos maniobras (*) fs si si si si si Si
Lubricación del comando fs si si
Prueba de Funcionamiento mecánico fs si si Si
Interruptor
Revisión General fs Si
Circuito de Potencia Medición Resistencia de Contacto fs si si Si
Control de Empacadura de la Puerta es si si si si si si si si si si si si si Si Si
Control Funcional General fs si si SiArmario
Control Sistema de Calefacción es si si si si si si si si si si si si si Si Si
Control Corrosivo es si si si SiEstructura/Puesta a Tierra
Enroscados Firmes Tornillos es si si
Todos los Componentes Control de Buen Estado de Conservación es si si si si si si si si si si si si si Si Si
Fuente: ABB ADA T&D, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
238
2. TRANSFORMADOR DE POTENCIAL
Mantenimiento Tipo A
Cada año se aconseja realizar (con el equipo en servicio):
Control Visual de Aislamiento
Control Visual de Cajeras
Control Visual de Empacaduras
Control Visual de Nivel de aceite
Control Visual de Puesta a tierra
Control Visual de Breakers
Control Visual de Pintura e identificación
Control Visual de Conexiones de potencia
Control Visual de Estructuras
Control Visual de Contaminación
Control Visual de Corrosión
Control Visual de Fugas de aceite
Aisladores Soporte y/o Suspensión
Control Visual de Aislamiento
Control Visual de Pernos y tuercas
Control Visual de Conectores
Control Visual de Herrajes
Control Visual contaminación
Control Visual corrosión
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
239
Mantenimiento Tipo B
Mantenimiento de Control:
Limpieza de Gabinetes
Prueba de Alarmas
Mantenimiento Mecánico:
Limpieza y lubricación de contactos
Mantenimiento Eléctrico:
Verificación de los puntos de tierra
Limpieza general
Rectificar contactos principales
Prueba de aislamiento
Prueba de resistencia de aislamiento
MANTENIMIENTO CAJAS DE CONEXIONES Pt’s
Inspección visual
Limpieza de la caja Interconexión
Ordenar Cableado
Ajuste de conexiones
Verificar :clase, función, devanado, relación
Verificar Cierre estrella, Punto de Tierra, Secuencia Fase
Chequear gomas de gabinetes de Pt’s
Bloqueo Disparo x 27o 81
Medir potencial en los devanados
Prueba de alarma
Chequeo breakers Interposición.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
240
Medir potencial en tablero de protección Asociado
Verificar aterramiento de los Pt`s
Ajustar conexiones en cajeras Pt`s
Desbloqueo Disparo x 27 o 81
Energizar equipos según Secuencia de Despacho
Verificar carga trifásica
En la tabla 4.20 se describe las actividades a realizar con una breve
descripción al los transformadores de potencial ABB, indicando la frecuencia
en años programada para un lapso de tiempo que va de 1 a 15 años ,
comenzando este periodo luego de energizar la subestación, las actividades
van desde las inspecciones o controles visuales, hasta las labores de
mantenimiento tipo A y tipo B respectivamente, cada uno de estos
mantenimientos se clasifica en mantenimiento de control, mecánico o
eléctrico. La tabla se distribuye en 8 bloques en los cuales se ubican los
componentes que van hacer tratados.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
241
Tabla 4.20 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIAL (inspección periódica - revisión general)
Actividad Intervalos de tiempo (Años) Componentes
Descripción es fs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Control Visual de Aislamiento es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de Cajeras y gabinetes es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de Empacaduras es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de Nivel de aceite es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de Puesta a tierra es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de Breakers es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de Pintura e identificación es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de Conexiones de potencia es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de Estructuras es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de Contaminación es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de Corrosión es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de Fugas de aceite es si si si si si si si si si si si si si si si
Limpieza y lubricación del mecanismo y gabinetes fs si si si si si si si
Rectificar contactos principales fs si si si si si si si
Prueba de aislamiento fs si si si si si si si
Características Generales
Prueba de resistencia fs si si si si si si si
Control Visual de Aislamiento es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de Pernos y tuercas es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de Conectores es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de Herrajes es si si si si si si si si si si si si si si si
Aisladores Soporte y/o Suspensión
Prueba de aislamiento fs si si si si si si si
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
242
3. SECCIONADOR MOTORIZADO ALTA TENSIÓN
Mantenimiento Tipo A
Control Visual Contactos y Cojinetes
Control Visual Estado del aislamiento
Control Visual Puente flexible
Control Visual Cuernos de arco
Control Visual Tierras (Mando y parrilla)
Control Visual Mando
Control Visual Bloqueo mecánico
Control Visual Pintura e identificación
Control Visual Galvanizado
Control Visual Mecanismo de operación (Motor MT-50)
Control Visual Pernos, tuercas y estructuras
Control Visual Conexiones con la barra NABLA
Control Visual Alineación de la varilla de accionamiento
Mantenimiento Tipo B
Bloquear el mecanismo
Realizar mantenimiento al seccionador
Mantenimiento a los contactos de potencia
Limpieza y ajuste de Contactos Potencia
Verificar. Alineación de Hojas
Ajuste y Calibración. Contactos. (Macho/hembra)
Mantenimiento control del seccionador
Mantenimiento control del motor
Verificar mecanismo seccionador
Lubricar y Limpiar Mecanismo de Operación
Medición de resistencia de contactos
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
243
Abrir y cerrar remoto/local
Pruebas resistencia contacto en seccionamiento
Pruebas Mecánicas
Pruebas resistencia de Aislamiento
Mantenimiento Mecánico:
Limpieza y lubricación del mecanismo
Pruebas de funcionamiento de cierre y apertura
Verificación de aleación de hojas
Ajuste y calibración en contactos (macho /hembra)
Pruebas mecánicas
Mantenimiento Eléctrico:
Limpieza y ajuste de contactos de potencia
Prueba de resistencia de contacto en seccionamiento
Pruebas de resistencia de aislamiento
Pruebas de aislamiento a la barra
En la siguiente tabla 4.21 se describe las actividades a realizar al
seccionador motorizado, indicando la frecuencia en años programada para
un lapso de tiempo que va de 1 a 15 años, comenzando este periodo luego
de energizar la subestación, las actividades van desde las inspecciones o
controles visuales, hasta las labores de mantenimiento tipo A y tipo B
respectivamente, cada uno de estos mantenimientos se clasifica en
mantenimiento de control, mecánico o eléctrico.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
244
Tabla 4.21. PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL SECCIONADOR MOTORIZADO (inspección periódica - revisión general)
Actividad Intervalos de tiempo (Años) Componentes
Descripción es fs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Control visual de estado del aislamiento es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Puente flexible es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Cuernos de arco es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Tierras (mando y parrilla) es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Mando es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Bloqueo mecánico es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Contactos (potencia y auxiliares) es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Pintura e identificaciones es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Galvanizado es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Mecanismos es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de pernos, tuercas y estructura es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de contaminación es si si si si si si si si si si si si si si siLimpieza y lubricación del mecanismo fs si si si si si siPruebas de funcionamiento de cierre y apertura fs si si si si si siVerificación de aleación de hojas fs si si si si si siAjuste y calibración en contactos fs si si si si si siPruebas mecánicas fs si si si si si siLimpieza y ajuste de contactos de potencia fs si si si si si siPrueba de resistencia de contacto en seccionamiento fs si si si si si siPruebas de resistencia de aislamiento fs si si si si si si
Características Generales
Pruebas de aislamiento a la barra fs si si si si si siFuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
245
4. TRANSFORMADOR DE POTENCIA
Mantenimiento Tipo A
Cada año se aconseja realizar (con el equipo en servicio):
Control Visual de los bushings (para sistemas con fuerte
contaminación ambiental, ejecutar la limpieza de los bushings).
Control Visual de la cuba.
Control Visual de placa de identificación.
Control Visual del dispositivo TEC.
Control Visual del HYDRAN
Control Visual de radiadores.
Control Visual de las conexiones.
Control Visual de ventilación.
Control Visual de puesta a tierra.
Control Visual del nivel de aceite.
Control Visual de termómetros de aceite y bobina
Control Visual Iluminación, pintura y filtros.
Limpieza general del gabinete de control.
Control Visual de estructura.
Control de operaciones.
Verificación del esquema de regulación.
Control Visual del contenedor de sílica gel.
Control Visual del Vástago
Control de sistema de calefacción.
Control de corrosión.
Control de contaminación.
Cambiador de tomas bajo carga
Control Visual Engrase del Vástago
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
246
Control Visual Pintura
Control Visual Contador de operaciones Número de operaciones
Control Visual Motor
Control Visual Verificación de esquema de regulación
Control Visual Posición del Tap Changer
Control Visual presencia de contaminación
Control Visual del estado de la silica gel y su contenedor
Control Visual nivel de aceite
Control Visual de empacaduras, calefacción, limpieza, cableado
Control Visual corrosión
Mantenimiento Tipo B
Mantenimiento de Control:
Pruebas de alarma de nivel y gas (sobrepresion)
Pruebas de alarma de temperatura C/Despacho de carga
Limpieza del tablero de control del transformador
Organizar cableado y limpieza de gabinete
Ajuste de conexiones (bornes y regletas)
Mantenimiento y pruebas de Saturación CT`s del TX
Chequeo de la alimentación AC/DC
Chequeo de breaker o fusible
Chequeo de lámpara que indica abierto/cerrado interruptor
Alarma y disparo por gas TX
Alarma y disparo por temperatura
Alarma y disparo por nivel de aceite
Verificación de la activación Local/Remota Relés Auxiliar del TX
Prueba para verificar orden L/R Man/Auto TC
Prueba para verificar orden L/R Subir /Bajar TC
Identificación del armario
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
247
Mantenimiento Mecánico:
Desmontar barras o puentes alta y baja tensión. Limpieza de conexiones de las barras. Limpieza de porcelanas o polímero de los bushings. Limpieza de visores de aceite. Verificación de la ausencia de corrosión o deterioro de los
componentes.
Chequeo de presión de nitrógeno
Montaje de barras o puentes
Mantenimiento Eléctrico:
Control de las conexiones.
Repetición de la prueba de funcionamiento realizada durante la puesta
en servicio y comparar resultados.
Pruebas físico-químicas
Pruebas cromatográficas
Prueba de relación de transformación
Tomar notas de operaciones del cambiador
Tomar datos para TTR.
Prueba de factor de potencia del transformador
Prueba de rigidez del aceite del Transformador
Prueba de rigidez del aceite del Tap Changer
Reemplazo de la silica gel del transformador
Prueba de resistencia de aislamiento
Retirar los bulbos de los termómetros
Calibración de los termómetros
Verificación de arranque de etapas de ventilación
Verificación de puntos de puesta a tierra
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
248
PRUEBAS FUNCIONALES DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA
Ejecución de pruebas funcionales esquema de control de
transformadores de potencia AT/BT
PRUEBAS DE CONTROL Y PROTECCIÓN
Inspección Visual
Organizar cableado y limpieza del Gabinete
Ajuste de Conexiones (Bornes/Regletas)
Mantenimiento y Pruebas de saturación a los Ct´s del transformador.
Chequeo alimentación AC y DC
Chequeo del Breaker o fusible
Chequeo de lámpara que indica abierto/cerrado interruptor.
Alarma y disparo por gas del TX
Alarma y disparo por temperatura
Alarma y disparo por nivel de aceite
Identificación del armario
Pruebas Orden L/R Manual/Automático TC
Pruebas Orden L/R Subir/Bajar TC
Verificación de la Activación Local/Remota Relés Auxiliares del TX
En la siguiente tabla 4.22 se describe las actividades a realizar al
transformador de potencia, indicando la frecuencia en años programada para
un lapso de tiempo que va de 1 a 15 años, comenzando este periodo luego
de energizar la subestación, las actividades van desde las inspecciones o
controles visuales, hasta las labores de mantenimiento tipo A y tipo B
respectivamente, cada uno de estos mantenimientos se clasifica en
mantenimiento de control, mecánico o eléctrico.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
249
Tabla 4.22 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA (inspección periódica - revisión general)
Actividad Intervalos de tiempo (Años) Componentes
Descripción es fs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Control Visual Bushings es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual del dispositivo TEC es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de la cuba es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de placa de identificación es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de radiadores es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de las conexiones es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de ventilación es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de puesta a tierra es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual del aceite es si si si si si si si si si si si si si si si
Desmontaje de barras y limpieza de aisladores fs si si si si si si si
Pruebas de rigidez dieléctrica fs si si si si si
Pruebas físico-químicas fs si si si
Pruebas cromatográficas fs si si si
Pruebas de TTR y Factor de Potencia fs si si si si si
Pruebas de aislamiento y calibración de termómetros fs si si si si si
Pruebas de etapas de ventilación fs si si si si si
Características Generales
Pruebas Funcionales de esquema de control de Transformadores AT/BT fs si si si si si
Control Visual Iluminación, pintura y filtros e identificación es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de breakers es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de conexiones es si si si si si si si si si si si si si si si Gabinete de Control
Limpieza general del gabinete de control fs si si si si si
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
250
Tabla 4.22 (cont). PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA (inspección periódica - revisión general)
Actividad Intervalos de tiempo (Años) Componentes
Descripción es fs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Control Visual de puesta a tierra es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de las conexiones es si si si si si si si si si si si si si si si Pararrayos
Control Visual de estructura es si si si si si si si si si si si si si si si
Control de visual del Vástago es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de pintura es si si si si si si si si si si si si si si si
Control de operaciones es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual del motor es si si si si si si si si si si si si si si si
Verificación del esquema de regulación fs si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual del contenedor de silica gel es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual del aceite es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de conexiones es si si si si si si si si si si si si si si si
Gabinete de Tap Changer
Limpieza del gabinete fs si si si si si si
Control de sistema de calefacción es si si si si si si si si si si si si si si si
Control de corrosión es si si si si si si si si si si si si si si si
Control de contaminación es si si si si si si si si si si si si si si si General
Limpieza general fs si si si si si si si si si si si si si si si
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
251
5. DESCARGADORES DE SOBRETENSION
Mantenimiento Tipo A
Cada año se aconseja realizar (con el equipo en servicio):
Control Visual Puesta a tierra
Control Visual conexiones de potencia
Control Visual pernos y estructura
Control Visual continuidad de descargas
Control Visual contaminación
Control Visual corrosión
Mantenimiento Tipo B
Lavado de aisladores
Ajuste de conexiones de potencia
En la siguiente tabla 4.23 se describe las actividades a realizar a los
descargadores de sobretension de alta y baja, en dicha tabla se indica la
frecuencia en años programada para un lapso de tiempo que va de 1 a 15
años, comenzando este periodo luego de energizar la subestación, las
actividades van desde las inspecciones o controles visuales, hasta las
labores de mantenimiento tipo A y tipo B respectivamente.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
252
Tabla 4.23. PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL DESCARGADOR DE SOBRETENSION (inspección periódica - revisión general)
Actividad Intervalos de tiempo (Años) Componentes
Descripción es fs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Control Visual de la Puesta a tierra es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de las conexione de potencia es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de pernos y estructura es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de la continuidad de descargas es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de la contaminación fs si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de la corrosión es si si si si si si si si si si si si si si si
Lavado de aisladores es si si si si si si si si si si si si si si si
Características Generales
Ajuste de conexiones de potencia es si si si si si si si si si si si si si si si
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
253
6. BARRA NABLA
Mantenimiento Tipo A
Cada año se aconseja realizar (con equipo en servicio)
Control Visual de los conectores
Control Visual conexiones de potencia
Control Visual pernos y estructura
Control Visual contaminación
Control Visual corrosión
Control Visual de linealidad de barras
Control Visual de las uniones de autosoporte
Mantenimiento Tipo B
Lavado de barras
Ajuste de conexiones de potencia
Ajuste de conectores
En la tabla 4.24 que se muestra a continuación se describe las
actividades a realizar a las barras NABLA, indicando la frecuencia en años
programada para un lapso de tiempo que va de 1 a 15 años, comenzando
este periodo luego de energizar la subestación, las actividades van desde las
inspecciones o controles visuales, hasta las labores de mantenimiento tipo A
y tipo B respectivamente.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
254
Tabla 4.24. PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE LAS BARRAS NABLA (inspección periódica - revisión general)
Actividad Intervalos de tiempo (Años) Componentes
Descripción es fs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Control Visual de conectores es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de las conexiones de Potencia es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de pernos y estructura es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de contaminación es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de corrosión es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de linealidad de barras es si si si si si si si si si si si si si si si
Características Generales
Control visual de las uniones de autosoporte es si si si si si si si si si si si si si si si
Lavado de las barras fs si si si si si si si si si si si si si si si General
Ajuste de conectores fs si si si si si si si si si si si si si si si
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
255
7. CELDAS DE MEDIA TENSION 24 KV (Celdas Switchgears)
Mantenimiento Tipo A
Cada año se aconseja realizar (con el equipo en servicio):
Control Visual Iluminación, pintura y filtros.
Control de contaminación.
Control Visual de placa de identificación
Limpieza general del gabinete de control.
Control Visual de las conexiones
Control Visual de puesta a tierra
Control Visual de estructura
Control de operaciones
Control de corrosión
Control Visual de breakers.
Mantenimiento Tipo B
Mantenimiento de Control:
Organizar cableado y limpieza de gabinete
Ajuste de conexiones (bornes y regletas)
Chequeo de la alimentación AC/DC
Alarma y disparo
Identificación del armario
Mantenimiento Mecánico:
Limpieza y lubricación del mecanismo
Pruebas de funcionamiento de cierre y apertura
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
256
Limpieza de barras y celdas
Mantenimiento Eléctrico:
Pruebas de aislamiento a la barra
Verificación de los puntos de tierra de la celda
Lubricación y ajuste de las puertas de las celdas
Mantenimiento de los interruptores
Retiro de las cámaras de extinción
Limpieza general
Rectificar contactos principales
Prueba de aislamiento
Prueba de resistencia de contacto
Montaje de cámaras de extinción
En la tabla 4.25 se describe las actividades a realizar a las celdas de
media tensión, en estas se indicando la frecuencia en años programada para
un lapso de tiempo que va de 1 a 15 años, comenzando luego de energizar
la subestación, las actividades van desde las inspecciones o controles
visuales, hasta las labores de mantenimiento tipo A y tipo B respectivamente,
cada uno de estos mantenimientos se clasifica en mantenimiento de control,
mecánico o eléctrico.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
257
Tabla 4.25 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE CELDAS DE 24kV (inspección periódica - revisión general)
Actividad Intervalos de tiempo (Años)
Componentes Descripción es fs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Control Visual Iluminación, pintura y filtros. es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de breakers. es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de placa de identificación es si si si si si si si si si si si si si si si
Limpieza general del gabinete de control. es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de las conexiones es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de puesta a tierra es si si si si si si si si si si si si si si si
Control Visual de estructura es si si si si si si si si si si si si si si si
Control de operaciones es si si si si si si si si si si si si si si si
Control de corrosión es si si si si si si si si si si si si si si si
Control de contaminación. es si si si si si si si si si si si si si si si
Ajuste de conexiones (bornes y regletas) fs si si si si si si
Chequeo de la alimentación AC/DC fs si si si si si si
Pruebas de Alarma y disparo fs si si si si si si
Limpieza y lubricación del mecanismo fs si si si si si si
Pruebas de funcionamiento de cierre y apertura fs si si si si si si
Limpieza de barras y celdas fs si si si si si si
Pruebas de asilamiento a la barra fs si si si si si si
Lubricación y ajuste de las puertas de las celdas fs si si si si si si
Mantenimiento de los interruptores fs si si si si si si
Características Generales
Retiro de las cámaras de extinción fs si si si si si si
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
258
Tabla 4.25 (cont). PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE CELDAS DE 24kV (inspección periódica - revisión general)
Actividad Intervalos de tiempo (Años) Componentes
Descripción es fs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Limpieza general fs si si si si si si
Rectificar contactos principales fs si si si si si si
Prueba de resistencia de contacto fs si si si si si si
Características Generales
Montaje de cámaras de extinción fs si si si si si si
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
259
8. CUARTO DE BATERIAS
Mantenimiento Tipo A
Cada año se aconseja realizar (con el equipo en servicio):
Ventilar el cuarto baterías 10 minutos
Inspección visual del sistema de servicios auxiliares de corriente
continúa
Inspección de los parámetros del sistema de servicios auxiliares de
corriente continúa.
Inspección visual del Rectificador de Baterías.
Identificación del Rectificador de Baterías.
Organización del cableado del Rectificador de Baterías.
Mantenimiento Tipo B
Ventilar el cuarto baterías 10 minutos
Medición de los parámetros del sistema de servicios auxiliares de
corriente continúa
Chequeo de puentes interceldas
Chequeo conexiones
Chequeo tapón antiexplosivos
Chequeo a todas las celdas
Lectura Voltímetro de cada celda (Verificar Polaridad)
Medir densidad y temperatura electrolito
Normalizar nivel electrolito (si es necesario)
Limpiar Baterías c/u con paño ligeramente húmedo
Normalizar carga ecualización
Limpieza y Organización del cableado y conexiones (si es necesario)
Limpieza de Rack, Sala y Mantenimiento del Extractor
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
260
Informar al Proveedor Anomalías (señalar y especificar)
Limpieza del Tablero Cargador de Baterías (CB)
Limpieza/Organización/Verificación de conexiones del Cargador de
Baterías
Pruebas de alarmas de alto voltaje CD
Pruebas de alarmas de bajo voltaje CD
Pruebas de alarma de polo (+) a tierra
Pruebas de alarma de polo (-) a tierra
Prueba de alarma de falla de CA
Medición de Parámetros Voltaje CA y CD
Medición/Verificación de Corrientes
Limpieza de tableros
A continuación se muestra la tabla 4.26 en la cual se describe las
actividades a realizar con una breve descripción al banco de baterias y
cargador de baterias, indicando la frecuencia en años programada para un
lapso de tiempo que va de 1 a 15 años, dando inicio luego de energizar la
subestación, las actividades van desde las inspecciones o controles visuales,
hasta las labores de mantenimiento tipo A y tipo B respectivamente.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
261
Tabla 4.26 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL BANCO DE BATERIAS (inspección periódica - revisión general)
Actividad Intervalos de tiempo (Años) Componentes
Descripción es fs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Ventilar el cuarto baterías 10 minutos es si si si si si si si si si si si si si si si
Inspección visual del sistema de servicios auxiliares de
corriente continua es si si si si si si si si si si si si si si si
Inspección de los parámetros del sistema de servicios
auxiliares de corriente continua es si si si si si si si si si si si si si si si
Inspección visual del Rectificador de Baterías. es si si si si si si si si si si si si si si si
Identificación del Rectificador de Baterías. es si si si si si si si si si si si si si si si
Organización del cableado del Rectificador de Baterías es si si si si si si si si si si si si si si si
Chequeo de puentes interceldas fs si si si si si si si si si si si si si si si
Chequeo conexiones fs si si si si si si si si si si si si si si si
Chequeo tapón antiexplosivos fs si si si si si si si si si si si si si si si
Chequeo a todas las celdas fs si si si si si si si si si si si si si si si
Lectura Volt. de cada celda (Verificar Polaridad) fs si si si si si si si si si si si si si si si
Medir densidad y temperatura electrolito fs si si si si si si si si si si si si si si si
Sistema de Servicios Auxiliares de
Corriente Continua
Normalizar nivel electrolito (si es necesario) fs si si si si si si si si si si si si si si si
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
262
Tabla 4.26 (cont.). PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL BANCO DE BATERIAS (inspección periódica - revisión general)
Actividad Intervalos de tiempo (Años) Componentes
Descripción es fs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Limpiar Baterías c/Paño Lig. Húmedo fs si si si si si si si si si si si si si si si
Normalizar carga ecualización fs si si si si si si si si si si si si si si si
Limpieza/Organización del cableado y conexiones (si es
necesario) fs si si si si si si si si si si si si si si si
Limpieza de Rack, Sala y Mtto. Extractor fs si si si si si si si si si si si si si si si
Informar al Proveedor Anomalías (s/especf) fs si si si si si si si si si si si si si si si
Limpieza del Tablero Cargador de Baterías (CB) fs si si si si si si si si si si si si si si si
Limpieza/Organización/Verificación de conexiones del
Cargador de Baterías fs si si si si si si si si si si si si si si si
Pruebas de alarmas de alto voltaje CD fs si si si si si si si si si si si si si si si
Pruebas de alarmas de bajo voltaje CD fs si si si si si si si si si si si si si si si
Pruebas de alarma de polo (+) a tierra fs si si si si si si si si si si si si si si si
Pruebas de alarma de polo (-) a tierra fs si si si si si si si si si si si si si si si
Prueba de alarma de falla de CA fs si si si si si si si si si si si si si si si
Medición de Parámetros Voltaje CA y CD fs si si si si si si si si si si si si si si si
Medición/Verificación de Corrientes fs si si si si si si si si si si si si si si si
Sistema de Servicios Auxiliares de Corriente Continua
Limpieza de tableros fs si si si si si si si si si si si si si si si
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
263
9. CUARTO DE CONTROL
Mantenimiento Tipo A
Cada año se aconseja realizar (con el equipo en servicio):
Panel HMI
Limpieza de Tablero/Tarjetas Anunciador
Organización del cableado
Revisión alimentación AC-DC
Chequeo de breaker o fusible AC-DC
Identificación de los Tableros
Panel del Transformador de Potencia (PTX)
Revisión alimentación AC-DC
Organización Cables
Inspección visual del tablero
Identificación de los Tableros
Panel de Líneas (PLT)
Revisión alimentación AC-DC
Organización Cables
Inspección visual del tablero
Identificación de los Tableros
Panel Interruptores (PCI)
Revisión alimentación AC-DC
Organización Cables
Inspección visual del tablero
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
264
Identificación de los Tableros
Panel Transfer Switch
Inspección visual del tablero del Transfer Switch
Identificación de los Tableros del Transfer Switch
Tableros AC y DC
Inspección visual de tableros
Identificación Tableros
Mantenimiento Tipo B
Panel HMI
Ajuste de conexiones
Pruebas a lámparas del anunciador
Pruebas de alarmas
Pruebas a cada alarma desde el origen
Pruebas Extremo-Extremo TX/RX
Panel del Transformador de Potencia (PTX)
Ajuste de conexiones
Pruebas a lámparas del anunciador
Pruebas de alarmas
Limpieza/Organización Cables
Panel de Líneas (PLT)
Ajuste de conexiones
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
265
Pruebas a lámparas del anunciador
Pruebas de alarmas
Limpieza/Organización Cables
Panel Interruptores (PCI)
Ajuste de conexiones
Pruebas a lámparas del anunciador
Pruebas de alarmas
Limpieza/Organización Cables
Panel Transfer Switch
Limpieza/Organización Cables del Transfer Switch
Verificar conexiones/Ajustes del Transfer Switch
Pruebas de Carga del Transfer Switch
Pruebas de Tensión del Transfer Switch
Pruebas de Funcionamiento del Transfer Switch
Prueba de Alarmas del Transfer Switch
Sistema de Alumbrado de Patio
Chequeo de Lámparas/ Fotocelda/ Contactor
Chequeo de Aislamiento de Cables de Alimentación
Chequeo de Conexiones y Empalmes/ Tanquilla
Medición de Caída de Tensión
Limpieza de Globos y Reflectores
Reemplazo conexiones deterioradas
Reemplazo de Lámparas/Equipos Deteriorados
Prueba del Sistema de Alumbrado Exterior
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
266
Tabla 4.27 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL CUARTO DE CONTROL (inspección periódica - revisión general
Actividad Intervalos de tiempo (Años) Componentes
Descripción es fs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Limpieza de Tablero/Tarjetas Anunciador es si si si si si si si si si si si si si si si
Organización del cableado es si si si si si si si si si si si si si si si
Revisión alimentación AC-DC es si si si si si si si si si si si si si si si
Chequeo de breaker o fusible AC-DC es si si si si si si si si si si si si si si si
Ajuste de conexiones fs si si si si si si
Pruebas a lámparas del anunciador fs si si si si si si
Pruebas de alarmas fs si si si si si si
Pruebas a cada alarma desde el origen fs si si si si si si
Panel HIM
Pruebas Extremo-Extremo TX/RX fs si si si si si si
Revisión alimentación AC-DC es si si si si si si si si si si si si si si si
Organización Cables es si si si si si si si si si si si si si si si
Inspección visual del tablero es si si si si si si si si si si si si si si si
Identificación de los Tableros es si si si si si si si si si si si si si si si
Ajuste de conexiones fs si si si
Pruebas a lámparas del anunciador fs si si si
Pruebas de alarmas fs si si si si si si
Panel del TX
Limpieza/Organización Cables fs si si si si si si
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
267
Tabla 4.27 (cont.). PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL CUARTO DE CONTROL (inspección periódica - revisión general)
Actividad Intervalos de tiempo (Años) Componentes
Descripción es fs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Revisión alimentación AC-DC es si si si si si si si si si si si si si si si
Organización Cables es si si si si si si si si si si si si si si si
Inspección visual del tablero es si si si si si si si si si si si si si si si
Identificación de los Tableros es si si si si si si si si si si si si si si si
Ajuste de conexiones fs si si si
Pruebas a lámparas del anunciador fs si si si
Pruebas de alarmas fs si si si si si si
Panel de Líneas
Limpieza/Organización Cables fs si si si si si si
Revisión alimentación AC-DC es si si si si si si si si si si si si si si si
Organización Cables es si si si si si si si si si si si si si si si
Inspección visual del tablero es si si si si si si si si si si si si si si si
Identificación de los Tableros es si si si si si si si si si si si si si si si
Ajuste de conexiones fs si si si
Pruebas a lámparas del anunciador fs si si si
Pruebas de alarmas fs si si si si si si
Panel Interruptores
Limpieza/Organización Cables fs si si si si si si
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
268
Tabla 4.27 (cont.). PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL CUARTO DE CONTROL (inspección periódica - revisión general)
Actividad Intervalos de tiempo (Años) Componentes
Descripción es fs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Inspección visual del tablero del Transfer Switch es si si si si si si si si si si si si si si si
Identificación de los Tableros del Transfer Switch es si si si si si si si si si si si si si si si
Limpieza/Organización Cables del Transfer Switch fs si si si si si
Verificar conexiones/Ajustes del Transfer Switch fs si si si si si
Pruebas de Carga del Transfer Switch fs si si si si si
Pruebas de Tensión del Transfer Switch fs si si si si si
Pruebas de Funcionamiento del Transfer Switch fs si si si si si
Panel Transfer Switch
Prueba de Alarmas del Transfer Switch fs si si si si si
Chequeo de Lámparas/Fotocelda/Contactor fs si si si si
Chequeo de Aislamiento de Cables de Alimentación fs si si si si
Chequeo de Conexiones y Empalmes/Tanquilla fs si si si si
Medición de Caída de Tensión fs si si si si
Limpieza de Globos y Reflectores fs si si si si si
Reemplazo conexiones deterioradas fs si si si si si
Reemplazo de Lámparas/Equipos Deteriorados fs si si si si si
Sistema de Alumbrado de Patio
Prueba del Sistema de Alumbrado Exterior fs si si si si si
Fuente: Castellanos, 2007
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
269
En las tablas 4.27 anteriores se describe las actividades a realizar
con una breve descripción al los equipos existentes en el cuarto de
control, se mencionan las actividades que van desde las inspecciones
visuales o control visual, chequeos, limpieza y verificaciones de los
equipos existentes en el cuarto de control, se indicando la frecuencia en
años programada para un lapso de tiempo que va de 1 a 15 años ,
comenzando luego de energizar la subestación, las actividades van desde
las inspecciones o controles visuales, hasta las labores de mantenimiento
tipo A y tipo B respectivamente.
10. LAVADO DE LA SUBESTACIÓN
Desenegizar según secuencia de despacho
Preparar camión lavador y unidad líder
Lavar patio de estructura Alta tensión
Lavar el Módulo COMPASS (solo postes aisladores, aisladores
soporte y cámara de extinción) evitar impactar el CT, pines y
contactos del Módulo
Lavar aisladores 138 KV
Energizar Según secuencia de despacho de carga
11. INSPECCIONES TERMOGRAFICAS
Preparar detector de puntos calientes
Informar al despacho de inicio de chequeo
Efectuar inspecciones térmicas en condiciones normales de
energizacion
Efectuar inspecciones térmicas con carga transferida
Informar al despacho de culminación de chequeo
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
270
12. PRUEBAS FUNCIONALES
MANTENIMIENTO AL ANUNCIADOR DE ALARMAS (ASEGURARSE DE PROBAR CADA ALARMA DESDE EL EQUIPO DONDE SE GENERA)
Limpieza de Tablero/Tarjetas Anunciador
Verificar con el despacho
Revisión alimentación AC-DC
Chequeo de breaker o fusible AC-DC
Ajuste de conexiones
Realizar pruebas a lámparas del anunciador
Pruebas de alarmas
Pruebas a cada alarma desde el origen
Organización del cableado
13. MANTENIMIENTO RELÉS DE PROTECCION ÉSTATICOS DEL TRANSFROMADOR
REALIZAR PRUEBAS Y MANTENIMIENTO CANAL/RELÉ
Inspección Visual
Prueba de Aislamiento
Medir carga de la línea
Pruebas al Canal de Comunicación
Coordinar pruebas extremo remoto
Pruebas al relé 87T
Verificación alarma canal comunicación
REALIZAR PRUEBAS DE EXTREMO A EXTREMO
Instalar Ct`s auxiliares (si es necesario)
Verificar ajuste de pruebas
Realizar pruebas de extremo a extremo.
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
271
Ajustes conexiones/ terminales; reemplazo sí necesario.
Organizar y Limpiar Cableado del Tablero
14. MANTENIMIENTO PROTECCIONES ESTÁTICAS DIFERENCIAL BARRA
REALIZAR PRUEBAS Y MANTENIMIENTO CANAL/RELÉ
Inspección Visual
Prueba de Aislamiento
Medir carga de la línea
Pruebas al Canal de Comunicación
Coordinar pruebas extremo remoto
Pruebas al relé 87B
Verificación alarma canal comunicación
REALIZAR PRUEBAS DE EXTREMO A EXTREMO.
Instalar Ct`s auxiliares (si es necesario)
Preparar hoja de prueba
Verificar ajuste de pruebas
Realizar pruebas de extremo a extremo
Ajustes conexiones / terminales; reemplazo sí necesario.
Organizar y Limpiar Cableado del Tablero
15. MANTENIMIENTO DE TABLEROS DE CA, CD Y TRANSFER SWITCH
MANTENIMIENTO DE TABLEROS SERVICIO AUXILIARES DE CA
Inspección visual
Ajuste de conexiones
Limpieza del Tablero
DERECHOS RESERVADOS
CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS
272
Chequeo de alarma
Medición parámetros voltaje y corriente
Identificación breakers por Circuito Ramal
Identificación de los Tableros
MANTENIMIENTO DE TABLEROS SERVICIO AUXILIARES DE CD
Inspección visual
Ajuste de conexiones
Limpieza del Tablero
Medición parámetros voltaje y corriente
Chequeo de alarma
Identificación breakers por Circuito Ramal
MANTENIMIENTO DEL TRANFER SWITCH
Limpieza/Organización Cables
Verificar conexiones/Ajustes
Pruebas de Carga
Pruebas de Tensión
Pruebas de Funcionamiento
Prueba de Alarmas
Llenar Reporte de Pruebas
Identificación del Tablero
16. MANTENIMIENTO DE EQUIPOS DE MEDICION LOCAL
MANTENIMIENTO DE AMPERÍMETROS Y VOLTÍMETROS
Limpieza Equipó /Ordenar cableado
Inspección/Ajuste conexiones y terminales
Inyección corriente a los amperímetros
Llenar formato de Pruebas
Calibración Amperímetros y voltímetros
Inyección de tensión a los voltímetros
DERECHOS RESERVADOS
CONCLUSIONES
Una vez finalizado este trabajo de investigación se puede emitir las
siguientes conclusiones:
En el sistema eléctrico de ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A existen
diferentes configuraciones típicas y atípicas en las subestaciones
eléctricas de alta tensión, siendo las más comunes la configuración
Tipo H y la configuración Interruptor y medio; ya que éstas ofrecen una
gran variedad de ventajas tanto para la operación como para el
mantenimiento.
Los planes de mantenimiento que se han venido aplicando en las
subestaciones eléctricas de alta tensión del sistema eléctrico de
ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A están basados en los criterios de
frecuencia, e inspección anual, produciendo favorables resultados así
como alta confiabilidad, sin embargo el costo ha sido alto porque se
intervienen los equipos en un ciclo continuo sin considerar sus
condiciones de operación; muchas veces repitiendo mantenimientos a
equipos que no necesariamente lo ameriten.
Los planes de mantenimiento mencionados anteriormente se
caracterizan por ser de ciclo individual que consiste en la asignación
de fechas en función de la frecuencia de tiempo, y no a condición del
equipo, lo cual no es lo más conveniente ya que no involucra el
seguimiento de las condiciones de funcionamiento.
La aplicación de las subestaciones eléctricas compactas proporciona
significativas ventajas entre las cuales se pueden citar: requerimientos
menores de espacio, rápida instalación de los módulos funcionales por
ser prefabricados, están conformadas por módulos flexibles para
adaptarse a la mayoría de los diseños de subestaciones.
DERECHOS RESERVADOS
El equipamiento hibrido integrado en los módulos funcionales
(Interruptor de potencia, Seccionador, Seccionador de puesta a tierra,
transformador de corriente) permite que las subestaciones sean más
sencillas al momento de instalar o reemplazar equipos.
Los modelos de subestaciones compactas ofrecidos por los
fabricantes analizados (ABB, SIEMMENS, ALSTOM) poseen diseños
similares ya que integran la misma cantidad de equipos y funciones
en una unidad o modulo, la variante se da en las características
eléctricas, forma mecánica y la robustez del equipo que difieren según
el fabricante.
Las pautas de mantenimiento de subestaciones compactas
recomendada por la empresa ABB están dirigidas a un libre
mantenimiento, el cual se basa en inspecciones visuales de los
equipos de forma individual como también en forma integral a la
subestación. Las inspecciones se fundamentan en las indicaciones y
referencias que cada equipo refleje en sus cuadernos técnicos y
manuales.
Los mantenimientos reflejados por la empresa ABB indican tres tipos
de mantenimiento a realizar en las subestaciones eléctricas compactas
que son: Mantenimiento Preventivo o Tipo A, Mantenimiento Predictivo
o Tipo B y Mantenimiento Correctivo o Tipo C; con frecuencia que van
desde la inspección general de la subestación compacta cada 3
meses hasta la sustitución de equipos a los 15 años de ser necesario.
El proceso de revisión de las normas nacionales e internacionales es
fundamental para la elaboración de planes de mantenimiento, debido a
que ellas establecen los procedimientos que determinan el tipo de
actividades de mantenimiento de acuerdo a las características
funcionales y las condiciones ambientales del sitio donde este
instalado el equipo; también definen las pruebas funcionales que
deben ser aplicadas a cada equipo y los valores de referencia de
DERECHOS RESERVADOS
dichas pruebas, además clasifican el tipo de mantenimiento en
preventivo, predictivo y correctivo.
De la comparación efectuada a los planes de mantenimiento aplicados
en las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A y los recomendados
por el fabricante ABB, se evidenció que coinciden en muchos aspectos
especialmente en cuanto al tipo de mantenimiento (Tipo A, Tipo B,
Tipo C), labores, tiempo de ejecución, recursos humanos, recursos
materiales, frecuencia y requerimientos especiales. Esta marcada
coincidencia confirma que los planes de mantenimiento que se aplican
en ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A han sido elaborados considerando
mayoritariamente las recomendaciones emitidas por fabricantes.
El plan de mantenimiento elaborado en esta investigación con
aplicación a las subestaciones compactas Soler y Médanos constituye
una herramienta técnica valiosa para las Empresas ENELVEN, C.A y
ENELCO, C.A; ya que permite tener estructuradas las labores de
mantenimiento antes de la puesta en marcha de las referidas
subestaciones, con lo cual se reduce los costos por contratación de
asesoría en cuanto a servicio de mantenimiento prestado por
fabricante.
El plan de mantenimiento propuesto para ser aplicado en las
subestaciones compactas Soler y Médanos conserva en gran parte la
misma estructura que actualmente se está aplicando en las
subestaciones convencionales; en su diseño involucra un
mantenimiento unificado para intervenir equipos al mismo tiempo o en
forma simultánea con otros que estén vinculados directamente con
éstos (Interruptor, Seccionador, Seccionador de puesta a tierra,
Transformador de corriente).
La frecuencia y las labores de mantenimiento propuestas para las
subestaciones compactas Soler y Médanos fueron estimadas
adaptando las recomendaciones de fabricante a las políticas de
mantenimiento que aplican en ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A en las
DERECHOS RESERVADOS
subestaciones convencionales; esto con el propósito de reducir el
impacto de la adaptación a la nueva tecnología.
La flexibilidad del plan de mantenimiento para las subestaciones
compactas Soler y Médanos desarrollado en esta investigación, viene
dado por la fácil adaptabilidad a cambios que se consideren
pertinentes en las labores de mantenimiento contenidas en éste, esto
lo va a definir la experiencia que adquiera el personal de
mantenimiento con los equipos que integran las subestaciones Soler y
Médanos luego de la puesta en marcha de las mismas.
DERECHOS RESERVADOS
RECOMENDACIONES
Implementar el Plan de Mantenimiento propuesto para Subestaciones
eléctricas en Alta Tensión de Tipo Compactas Soler y Médanos en las
Empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, detallado en la sección
4.7.5
Adiestrar al personal encargado de ejecutar las labores de
mantenimiento con la tecnología que poseen este tipo de
Subestaciones Eléctricas y sus equipos, para cuando se involucren
en las labores de mantenimiento estén completamente familiarizados
con ellas y así conseguir un mejor resultado del Mantenimiento en las
Subestaciones Eléctricas Compactas.
Es aconsejable siempre guiarse por el manual o instructivo de los
equipos para desarrollar labores y asesorarse con la compañía
proveedora de la tecnología compacta que conforman este tipo de
subestación eléctrica.
Proponer una revisión periódica de las políticas generales de
mantenimiento de las Empresa con la finalidad de actualizar y
optimizar las gestiones el mantenimiento normal de los equipos.
Aplicar un registro para el control de pruebas realizadas a equipos
de potencia para conocer el estado en que se encuentran, así como el
comportamiento de estos a través de los años.
Establecer normas para la evaluación de las pruebas realizadas a los
equipos de potencia.
DERECHOS RESERVADOS
Establecer criterios para que las labores realizadas por contratistas se
detalle en un informe los procedimientos y labores ejecutadas por los
mencionados
El personal encargado de las inspecciones de subestaciones debe
establecer como política el chequeo general de los equipos.
Se propone realizar un Programa computacional como herramienta de
automatización del mantenimiento preventivo de las subestaciones
Soler y Médanos.
Se propone realizar el protocolo de mantenimiento de las
subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo compactas para las
Empresa ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A
DERECHOS RESERVADOS
BIBLIOGRAFÍA
TEXTOS
Hernández, R; Fernández, C y Baptista, P. Metodología de la
investigación. Segunda Edición. Editorial McGraw Hill.
Tamayo y Tamayo, M. El proceso de la investigación científica.
Tercera Edición. México 1997, Editorial Limusa.
Ramírez, G., Carlos F. Subestaciones de Alta y Extra Alta Tensión.
Colombia, Editorial. Cadenas S.A., 1991.
GOODACRE, Jane & WOODHOUSE, John Auditoria interactive para
Mejorar la Confiabilidad Operacional. 1996.
MANUALES
ABB “Guía y plan de mantenimiento COMPASS 123 / 170 KV ”.2003.
ABB SWITCHGEAR. “Manual de Operaciones y Mantenimiento de
Interruptores en SF6 tipo LTB 123G1 Con Soporte de una Columna y
Mecanismo de Operación Tipo BLK”. 2000.
ABB ¨ Motor charged spring operating device type BLK 222¨.2001.
ABB. “Operación y mantenimiento de transformadores de potencia
TRAFO POTENCIA 42 MVA”.2006.
ABB. ¨Celdas de Media Tensión aisladas en gas ¨.2003.
Arteche. “Catálogos de transformadores para instrumentos”.2000.
DERECHOS RESERVADOS
Estrategias del Plan Anual de Mantenimiento de Transmisión 2006
(PAMT-2006)
Manual de Normas y Procedimientos para la Elaboración del Plan
Anual de Mantenimiento del Sistema Eléctrico de distribución de la
C,A. Energía Eléctrica de Venezuela
Manual de Normas y Procedimientos para la Elaboración del Plan
Anual de Mantenimiento del Sistema Eléctrico de Transmisión de la
C,A. Energía Eléctrica de Venezuela
Centro de Ingenieros del estado Zulia. Gerencia de Mantenimiento.
Díaz, Ángel, Gerencia de Mantenimiento. Noviembre 1998.
NORMAS
COVENIN 761 - 80. “Guantes Dieléctricos de Goma”.
COVENIN 815 - 82. “Cascos de Protección Personal para uso Industrial”.
COVENIN 975 - 76. “Protectores Oculares y Faciales”.
COVENIN 2237 - 85. “Ropa, Equipos y Dispositivos de Protección
Personal. Selección Según al Riesgo Ocupacional”. COVENIN 187 - 92. Colores, símbolos y dimensiones para señales de
seguridad. COVENIN 2432 - 87. “Calzado de Seguridad para Electricistas”.
COVENIN 3113 - 1994. “Seguridad en el Mantenimiento de
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DERECHOS RESERVADOS
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Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers. ANSI-IEEE C57.12.90-1993. Standard Test Code for Liquid-Immersed
Distribution, Power, and Regulating Transformers. ANSI - IEEE C57.131-1995. Standard Requirements for Load Tap
Changer. ANSI-IEEE C37.100. Standard Definitions for Power Switchgear.
ANSI-IEEE C37.30-1997. Standard Definitions and Requirements for
High-Voltage Air Switches. ANSI-IEEE C37.35-1995. Guide for Application, Installation and
Maintenance of High-Voltage Air Disconnecting and Load Interrupter Switches.
PAGINAS ELECTRONICAS VISITADAS
http://www.mantenimientototal.com
http://www.solomantenimiento.com
http://www.abb.com
http://www.siemens.com
http://www.alstom.com
http://www.preval.org/documentos
http://www.netaworld.org
DERECHOS RESERVADOS
ANEXOS
ANEXO No 1
DERECHOS RESERVADOS
ANEXOS
TABLA 10.1
Valores de Prueba de Resistencia de Aislamiento Sistemas y Equipos Eléctricos
Valores Nominales de los Equipos en Volts
Tensión Mínima de Prueba, DC
Mínima Resistencia de Aislamiento
Recomendada en Megaohms
250 500 25
600 1,000 100
1,000 1,000 100
2,500 1,000 500
5,000 2,500 1,000
8,000 2,500 2,000
15,000 2,500 5,000
25,000 5,000 20,000
35,000 15,000 100,000
46,000 15,000 100,000
69,000 y por encima
15,000 100,000
Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications
En ausencia de los estándares de consenso que se ocupan de las pruebas de
resistencia de aislamiento, el consejo de revisión de estándares sugiere los valores
representativos antedichos.
Vea la tabla 10.14 para los factores de corrección de temperatura.
Los resultados de la prueba son dependientes de la temperatura del material
aislador y la humedad del ambiente circundante a la hora de la prueba.
Los datos de prueba de resistencia de aislamiento se pueden utilizar para establecer
un patró.
Las desviaciones de la información de la línea de base permiten la evaluación del
aislamiento.
DERECHOS RESERVADOS
ANEXOS
Tabla 10.2 Tensiones de Prueba de Switchgear Withstand
Tensión Máxima de Prueba kVTipo de Switchgear
Máximo Valor de Tensión (kV)
(rms) AC DC
Low-Voltage Power Circuit Breaker Switchgear .254/.508/.635 1.6 2.3
4.76 14 20 8.25 27 37 15.0 27 37 27.0 45 *
Metal-Clad Switchgear
38.0 60 * 15.5 37 * 38.0 60 *
Station-Type Cubicle Switchgear
72.5 120 * 4.76 14 20 8.25 19 27 15.0 27 37 15.5 37 52 25.8 45 *
Metal Enclosed Interrupter Switchgear
38.0 60 *
Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specification
TABLA 10.3
Valores de Pruebas de Mantenimiento Factor de potencia y disipación recomendado a 20°C Transformadores en líquido
Aceite
Máximo SilicónMáximo
Tetracloretileno Máximo
High Fire PointHydrocarbon
Maximum Transformadores de potencia 2.0% 0.5% 3.0% 2.0%
Transformadores Distribución 3.0% 0.5% 3.0% 3.0%
Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications
DERECHOS RESERVADOS
ANEXOS
TABLA 10.4 Límites Sugeridos para el servicio de fluidos aislantes
Ace tea Mineral
Probe
ASTM Método
69 kV and más
Desde 69 kV hasta 288 kV 345 kV and más
Dielectric breakdown, kV minimum
D877 26 26 26
Dielectric breakdown, kV minimum @ 0.04 gap
D1816 23 26 26
Dielectric breakdown, kV minimum @ 0.08 gap
D1816 34 45 45
Interfacial tension, mN/m minimum
D971 24 26 30
Neutralization number, mg KOH/g maximum
D974 0.2 0.2 0.1
Water content, ppm maximum
D1533 35 25 20
Power factor at 25°C, % D924 1.0d 1.0d 1.0d
Power factor at 100°C, % D924 1.0d 1.0d 1.0d
Probe ASTM Método Silicónb
Less Flammable Hydrocarbonc Tetrachloroethylenee
Dielectric Breakdown, kV minimum D877 25 24 26
Visual D2129
Colorless, clear, free of
particles -- Clear with purple
iridescence
Water Content, ppm maximum D1533 100 4.5 35
Dissipation/power factor, % maximum @ 25°C D924 0.2 1.0 12.0
Viscosity, cSt @ 25°C D445 47.5 - 52.5 -- 0
Fire Point, °C, minimum D92 340 300 --
Neutralization number, mg KOH/g maximum D974 0.2 -- .25
Neutralization number, mg KOH/g maximum D664 N/A 0.25 --
Interfacial Tension, mN/m minimum @ 25°C D971 N/A 22 --
Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications
DERECHOS RESERVADOS
ANEXOS
Tabla 10.5
Pruebas de Mantenimiento de Transformadores de Resistencia de Aislamiento Mínimo Recomendado para Resistencia Aislamiento en
Megaohms Embobinado del Transformador
Rating Type in Volts Tensión DC Mínima de
prueba Liquid Filled Dry
0 - 600 1000 100 500
601 - 5000 2500 1000 5000
Greater than 5000 5000 5000 25000
Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications
TABLA 10.6
Cables de Media-Tensión Tensiones Máximas de Pruebas de Mantenimiento (kV, DC)
Tipo de aislamiento
Tensiones Nominales de Cables (kV)
Nivel de Aislamiento (Porcentaje)
Tensiones de Prueba kV, DC
5 100 195 133 19
15 100 41
15 133 49
Elastomeric: Butyl and Oil
Base
25 100 60
5 100 195 133 19
8 100 26
8 133 26
15 100 41
15 133 49
25 100 60
25 133 75
28 100 64
Elastomeric: EPR
35 100 75
5 100 195 133 19
8 100 26
8 133 26
15 100 41
15 133 49
25 100 60
25 133 75
Polyethylene (see Note 4)
35 100 75
DERECHOS RESERVADOS
ANEXOS
TABLA 10.7 Molded-Case Circuit Breakers
Prueba de Disparo de Tiempo Inverso (A 300% de Corriente Continua Nominal del Circuit Breaker)
Tiempo Máximo de Disparo en Segundospara cada marco máximo nominal
Rango de Conrriente Contínua Nominal (Amperes) < 250 V 251 – 600V
0-30 50 70
31-50 80 100
51-100 140 160
101-150 200 250
151-225 230 275
226-400 300 350
401-600 - - - - - 450
601-800 - - - - - 500
801-1000 - - - - - 600
1001 – 1200 - - - - - 700
1201-1600 - - - - - 775
1601-2000 - - - - - 800
2001-2500 - - - - - 850
2501-5000 - - - - - 900
6000 - - - - - 1000
Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications
DERECHOS RESERVADOS
ANEXOS
TABLA 10.8 Tolerancia de Disparo Instántaneo
Para prueba de campos de Circuit Breakers Tolerancias del Fabricante
Rango de disparos publicados
Tipo de Breaker
Configuración de Tolerancia Lado de Alta Lado de Baja
Adjustable +40%
-30% - - - - - - - - - -
No ajustable - - - - - +25% -25%
Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications
TABLA 10.9 Pruebas Dieléctricas de Transformadores de Instrumentación
Mantenimiento de Campo Prueba periódica de dieléctrico soportado
Campo de Tensión de prueba (kV) Sistema Nominal (kV)
BIL (kV) AC DC*
0.6 10 2.6 4
1.1 30 6.5 10
2.4 45 9.7 15
4.8 60 12.3 19
8.32 75 16.9 26
13.8 95 22.1 34
13.8 110 22.1 34
25 125 26.0 40
25 150 32.5 50
34.5 150 32.5 50
34.5 200 45.5 70
46 250 61.7 +
69 350 91.0 +
115 450 120.0 +
115 550 149.0 +
138 550 149.0 +
138 650 178.0 +
161 650 178.0 +
161 750 211.0 +
230 900 256.0 +
230 1050 299.0 +
Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications
DERECHOS RESERVADOS
ANEXOS
TABLA 10.10
Amplitud de Vibración Máxima Permitida
RPM @ 60 Hz
Velocity in/s peak
Velocity mm/s
RPM @ 50 Hz
Velocity in/s peak
Velocity mm/s
3600 0.15 3.8 3000 0.15 3.8
1800 0.15 3.8 1500 0.15 3.8
1200 0.15 3.8 1000 0.13 3.3
900 0.12 3.0 750 0.10 2.5
720 0.09 2.3 600 0.08 2.0
600 0.08 2.0 500 0.07 1.7 Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications
TABLA 10.11 Valores Periódicos Eléctricos de prueba para Aislar Dispositivos Aéreos
Aislamiento de Dispositivos Aéreos con Sistema de Electrodo Inferior de prueba (Categoría A y Categoría B)
Unit Rating
60 Hertz (rms) Test Direct Current Test
Tensiones kV (rms)
Máxima Corriente Permitida en
Microamperes Tiempo Tensión
kV
Máxima Corriente Permitida en
Microamperes Tiempo
46 kV & below 40 40 1
minute 56 28 3 minutes
69 kV 60 60 1 minute 84 42 3
minutes
138 kV 120 120 1 minute 168 84 3
minutes
230 kV 200 200 1 minute 240 120 3
minutes
345 kV 300 300 1 minute 360 180 3
minutes
500 kV 430 430 1 minute 602 301 3
minutes
765 kV 660 660 1 minute 924 462 3
minutes Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications
DERECHOS RESERVADOS
ANEXOS
Aislamiento de Dispositivos Aéreos sin Sistema de Electrodo Inferior de prueba
(Categoría B) Unit
Rating 60 Hertz (rms) Probe Probe de Corriente Directa
Tensiones kV (rms)
Máxima Corriente Permitida en
Microamperes Tiempo Tensión
kV
Máxima Corriente Permitida en
Microamperes Tiempo
46 kV & below
40 400 1 minute
56 56 3 minutes
FUENTE: NORMA NETA MTS-1993, MAINTENANCE TESTING SPECIFICATIONS
Tabla 10.11. (Continuación)
Aislamiento de Escaleras Aéreas y Aislamiento de Torres Verticales Aéreas Unit
Rating 60 Hertz (rms) Probe Probe de Corriente Directa
Tensiones kV (rms)
Máxima Corriente
Permitida en Microamperes Tiempo
Tensión kV
Máxima Corriente
Permitida en Microamperes Tiempo
46 kV & below
40 400 1 minute
56 56 3 minutes
20 kV & below
20 200 1 minute
28 28 3 minutes
Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications
Sistemas de Aislamiento de Bastidores y Aislado Superior de Bornes 60 Hertz (rms) Probe Probe de Corriente Directa
Tensiones kV (rms)
Máxima Corriente Permitida en
Microamperes Tiempo Tensión
kV
Máxima Corriente Permitida en
Microamperes Tiempo
35 3.0 3 minutes
50 50 3 minutes
Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications
DERECHOS RESERVADOS
ANEXOS
TablA 10.12
Sujetadores estadounidenses Estándar Valores de Pernos Torque para Conexiones Eléctricas US Standard
Part 1 Heat-Treated Steel - Cadmium or Zinc Plated
Grado
SAE 1&2
SAE 5
SAE 7
SAE 8
Head Marking
Minimum Tensile (Strength)(lbf/in2) 64K 105K 133K 150K
Bolt Diameter in Inches Torque (Pound-Feet) 1/4 4 6 8 8 5/16 7 11 15 18 3/8 12 20 27 30 7/16 19 32 44 48 1/2 30 48 68 74 9/16 42 70 96 105 5/8 59 96 135 145 3/4 96 160 225 235 7/8 150 240 350 380
1.0 225 370 530 570
Part 2 Silicon Bronze Fastenersb
Torque (Pound-Feet)
Bolt Diameter in Inches Nonlubricated Lubricated
5/16 15 10 3/8 20 14 1/2 40 25 5/8 55 40 3/4 70 60
Part 3
Aluminum Alloy Fastenersc Torque (Pound-Feet)
Bolt Diameter in Inches Lubricated5/16 8.0 3/8 11.2 1/2 20.0 5/8 32.0 3/4 48.0
DERECHOS RESERVADOS
ANEXOS
CONTINUACION TABLA 10.12 Part 4
Stainless Steel Fastenersd Torque (Pound-Feet)
Bolt Diameter in Inches Uncoated5/16 14 3/8 25 1/2 45 5/8 60 3/4 90
Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications
TablA 10.13 Pruebas de Gas SF6
Probe Método
Límites de Servilidad
Moisture Hygrometer Per manufacturer or ≥ 200 ppmb
SF6 decomposition byproducts ASTM D 2685 ≥ 500 ppm Air ASTM D 2685 ≥ 5000 ppmc
Dielectric breakdown Hemispherical contacts
0.10 inch gap at atmospheric pressure
11.5 - 13.5 kVd
Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications
DERECHOS RESERVADOS
ANEXOS
Tabla 10.14 Temperatura de Prueba de Factores de Conversión de Resistencia de Aislamiento a
20° C
Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications
Temperatura Multiplicador
°C °F Apparatus Containing
Immersed Oil Insulation Apparatus Containing
Solid Insulation -10 14 0.125 0.25 -5 23 0.180 0.32 0 32 0.25 0.40 5 41 0.36 0.50
10 50 0.50 0.63 15 59 0.75 0.81 20 68 1.00 1.00 25 77 1.40 1.25 30 86 1.98 1.58 35 95 2.80 2.00 40 104 3.95 2.50 45 113 5.60 3.15 50 122 7.85 3.98 55 131 11.20 5.00 60 140 15.85 6.30 65 149 22.40 7.9 70 158 31.75 10.00 75 167 44.70 12.60 80 176 63.50 15.80 85 185 89.789 20.00 90 194 127.00 25.20 95 203 180.00 31.60
100 212 254.00 40.00 105 221 359.15 50.40 110 230 509.00 63.20
DERECHOS RESERVADOS
ANEXOS
TABLA 10.15 Tensión de prueba de Alto potencial de Reclosers Automáticos
Fuente: Norma Neta MTS-1993, Maintenance Testing Specifications
TABLA 10.16 Tensión de prueba Periódicas de Alto potencial de Líneas Seccionalizadoras
Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications
Tensión Nominal Clase, kV
Máxima Tensión, kV
Tensiones de Impulsos Nominales soportados, kV
Tensiones de prueba Máximas de campo, kV, AC
14.4 (1ø and 3 ø)
15.0 95 26.2
14.4 (1 ø and 3 ø)
15.5 110 37.5
24.9 (1 ø and 3 ø)
27.0 150 45.0
34.5 (1 ø and 3 ø)
38.0 150 52.5
46.0 (3 ø) 48.3 250 78.7
69.0 (3 ø) 72.5 350 120.0
Tensión Nominal Clase, kV
Máxima Tensión, kV
Tensiones de Impulsos Nominales soportados, kV
Tensiones de prueba Máximas de campo,
kV, AC
DC 15 Minutos Soportado (kV)
14.4 (1 ø) 15.0 95 26.2 39
14.4 (1 ø) 15.0 125 31.5 39
14.4 (3 ø) 15.5 110 37.5 39
24.9 (1 ø) 27.0 125 45.0 58
34.5 (3 ø) 38.0 150 52.5 77
DERECHOS RESERVADOS
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