Capitulo 2.- Mantenimiento a Sistemas de Distribucion Electrica

DIRECCIÓN DE PROYECTOS DE INVERSIÓN FINANCIADA SUBDIRECCIÓN DE PROYECTOS Y CONSTRUCCIÓN

GERENCIA DE ESTUDIOS DE INGENIERIA CIVIL SUBGERENCIA DE PLANEACIÓN Y LOGISTICA

OFICINA DE GEOELECTRICA

MANTENIMIENTO A SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

ÍNDICE

1.- OBJETIVO PARTICULAR ............................................................................................................. 2

2. ANTECEDENTES ........................................................................................................................... 2

3. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................ 3

4. NORMATIVIDAD APLICABLE ....................................................................................................... 4

5. DEFINICIONES .............................................................................................................................. 4

6. SISTEMAS DE DISTRIBUCION ELECTRICA ................................................................................ 7

7. CLASIFICACION DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION .........................................................11

8. SISTEMA DE DISTRIBUCION CON SECUNDARIO SELECTIVO E INTERRUPTOR DE ENLACE PARA INSTALACIONES DE PEMEX (NOM-048-PEMEX-2007) ......................................................13

9. SUBESTACIONES ELECTRICAS .................................................................................................15

10. TIPOS DE MANTENIMIENTO .....................................................................................................24

11. PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO DE ACUERDO A LA NORMATIVIDAD Y RECOMENDACIONES DEL FABRICANTE ......................................................................................26

12. PROCEDIMIENTO PARA EJECUCION DE LIBRANZAS ELECTRICAS ...................................30

13. MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES ELECTRICAS ............................................................32

13. PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE POTENCIA ................................................................40

14. BIBLIOGRAFIA ...........................................................................................................................52




1.- OBJETIVO PARTICULAR

Establecer los lineamientos, criterios, requisitos y condiciones de seguridad requeridas para ejecutar mantenimientos en instalaciones eléctricas petroleras, con la finalidad de garantizar la confiabilidad y la operación continua del proceso, así como asegurar la integridad del personal y las instalaciones mismas, mediante la identificación y el análisis de los sistemas de distribución eléctrica que nos permita determinar la flexibilidad de los programas de mantenimiento y la periodicidad del mismo.

2. ANTECEDENTES Históricamente el mantenimiento industrial tuvo sus comienzos en la corrección de desperfectos y/o fallas que ocurrían en equipos (Mantenimiento Correctivo), era considerado como una actividad auxiliar que originaba gastos, a esta función se le responsabilizaba de cualquier impacto negativo en el proceso, por lo que con frecuencia se utilizaban las frases: Cuando todo va bien, nadie recuerda que existe... Cuando algo va mal, dicen que no existe... Cuando es para gastar, se dice que no es necesario... Cuando realmente no existe, todos concuerdan en que debería existir... Actualmente las estrategias convencionales de reparar cuando se produce la falla ya no funcionan, somos conscientes de que esperar a que se produzca la falla para intervenir, es incurrir en costos excesivamente elevados (pérdidas de producción, deficiencias en la calidad, etc.). El concepto ha ido evolucionando desde la simple función de arreglar y reparar los equipos para asegurar la producción, hasta la concepción actual del mantenimiento con funciones de prevenir, corregir y revisar los equipos a fin de optimizar los costos totales involucrados. La evolución del mantenimiento se concentra en los siguientes puntos:

• Se implanta el mantenimiento a condición, es decir, se monitorean parámetros en función de los cuales se efectuarán los trabajos propios de sustitución o reacondicionamiento de los elementos (Mantenimiento preventivo).

• El objetivo fundamental del mantenimiento en las plantas industriales va encaminado a

aumentar la disponibilidad de las instalaciones reduciendo el número de fallas y su duración. Más adelante se definirán los tipos de mantenimiento que se "comercializan" en la actualidad, sin embargo presentaremos el cronograma simplificado de la evolución del mantenimiento.

Año Tipo de Mantenimiento Hasta 1945 Correctivo (Reparación de fallas) 1945-1980 Preventivo Programado (Planeado) 1980-1990 Preventivo Condicional (Análisis de causa raíz) 1990 en adelante Predictivo (Programas efectivos de mantenimiento)

Fig. 1.- Cronograma de la Evolución del Mantenimiento.

http://www.monografias.com/trabajos10/rega/rega.shtml#ga




3. INTRODUCCIÓN No existe proceso rentable alguno, capaz de producir trabajo o utilidades sin la utilización de energía eléctrica. En toda instalación industrial o comercial es indispensable el uso de la energía. Una instalación eléctrica bien proyectada y ejecutada no debe generar grandes conflictos para su mantenimiento. El suministro de energía eléctrica segura y estable es el factor más crítico en la actividad industrial y social de nuestra época. Sin energía eléctrica todas las operaciones de una planta industrial se paralizan y los sistemas de seguridad entran en zona de alto riesgo en cuanto a confiabilidad y seguridad. Es por ello que las subestaciones eléctricas (consideradas el alma de una instalación) y los sistemas de distribución de energía eléctrica asociados a ellas son fundamentales para lograr una mayor productividad y cumplir con los programas de abastecimiento hacia cualquier cliente, ya sea interno o externo. Las subestaciones deben ser diseñadas y posteriormente procuradas para lograr la continuidad del servicio, brindar la confiabilidad y flexibilidad al sistema que permita otorgar calidad en la energía consumida por los diferentes equipos. Para asegurar el suministro de energía eléctrica dentro de las instalaciones industriales, es fundamental efectuar en forma oportuna el mantenimiento de los equipos que conforman las subestaciones; con el fin de incrementar la vida útil, disponibilidad y confiabilidad de sus componentes, garantizando que trabajen en condiciones optimas de operación. Existe una relación directa entre las topologías de los sistemas de distribución eléctrica, las configuraciones de las subestaciones y los programas efectivos de mantenimiento, que impactan favorablemente los costos de operación durante la vida útil de cualquier industria. Es esta relación la que se desarrolla y explica en el presente trabajo para ayudar en la toma de decisiones al personal que diseña, opera y mantiene instalaciones eléctricas industriales, en particular las petroleras. Dicho documento se basa en el marco normativo que se menciona en el siguiente punto, donde continuamente se estará haciendo referencia y se integrarán textos fidedignos de las normas a fin de generar un mejor entendimiento de la situación. Cabe mencionar que no se atenderán cuestiones relacionadas al mantenimiento de equipo dinámico, el presente está enfocado para subestaciones eléctricas.

Fig. 2.- Variables que determinan Programas de Mantenimiento en las Instalaciones Eléctricas.




4. NORMATIVIDAD APLICABLE NOM-001-SEDE-2005, Instalaciones Eléctricas (utilización). NOM-029-STPS-2011, Mantenimiento de las instalaciones eléctricas en los centros de trabajo-Condiciones de seguridad. NRF-048-PEMEX-2007, Diseño de Instalaciones Eléctricas.

5. DEFINICIONES Para efectos del presente documento y en apego a las Normas referidas, se establecen las definiciones siguientes: Autorización: El acto mediante el cual el patrón, o una persona responsable del mantenimiento de las instalaciones eléctricas designada por él, aprueba por escrito que los trabajadores capacitados realicen dichos trabajos en altura, espacios confinados o subestaciones, así como a los que manejen instalaciones eléctricas energizadas. Centros de trabajo: Todos aquellos lugares, tales como edificios, locales, instalaciones y áreas donde se realicen actividades de producción, comercialización, transporte y almacenamiento, o de prestación de servicios, o en los que laboren personas que estén sujetas a una relación de trabajo. Cerrar el circuito: El restablecimiento de las conexiones eléctricas que energizan una instalación eléctrica. Comprobación de ausencia de tensión eléctrica: La verificación realizada para determinar si una instalación eléctrica o parte de ella ha sido desenergizada. Elementos con tensión eléctrica: Aquéllos que tienen potencial eléctrico, es decir, que se encuentran energizados. Equipo de protección personal (EPP): El conjunto de elementos y dispositivos de uso personal para proteger al trabajador de accidentes y enfermedades, que pudieran ser causados por agentes o factores generados con motivo de la realización de sus actividades de trabajo. Cuando en el análisis de riesgo se establezca la necesidad de utilizar ropa de trabajo con características específicas de protección, ésta será considerada como equipo de protección personal. Espacio confinado: Aquel lugar lo suficientemente amplio, con ventilación natural deficiente, configurado de tal manera que una persona puede desempeñar una determinada tarea en su interior, que tiene medios limitados o restringidos para su acceso o salida, que no está diseñado para ser ocupado por una persona en forma continua y en el cual se realizan trabajos específicos ocasionalmente. Etiqueta de seguridad; bloqueo: El medio mecánico, eléctrico o visual que prohíbe se realicen maniobras en una instalación eléctrica o en un elemento de la misma. Exhibir: La acción de presentar los registros y/o documentos, mediante cualquier medio, electrónico o impreso, a la autoridad laboral que lo solicite, a fin de constatar el cumplimiento de los requisitos que establecen las Normas.




Instalación eléctrica: El conjunto de dispositivos tales como, conductores, transformadores, protecciones, y demás accesorios destinados a generar, transmitir o distribuir la energía eléctrica. Jefe de trabajo: La persona que dirige un trabajo de mantenimiento de las instalaciones eléctricas por designación o delegación de sus superiores, siendo responsable del mismo. Líneas eléctricas: Todos aquellos conductores, materiales y equipos que integran las instalaciones eléctricas aéreas y subterráneas conductoras de energía eléctrica. Mantenimiento de las instalaciones eléctricas: Todas aquellas actividades relacionadas con la revisión, montaje, desmontaje, manipulación y servicios proporcionados a las instalaciones eléctricas para la conservación de sus características operativas y de diseño en forma segura y confiable. Operable a distancia: El elemento capaz de ser accionado sin que el operador se exponga al contacto con las partes energizadas. Persona calificada. Es aquella persona física cuyos conocimientos y facultades especiales para intervenir en el proyecto, cálculo, construcción, operación o mantenimiento de una determinada instalación eléctrica han sido comprobados en términos de la legislación vigente o por medio de un procedimiento de evaluación de la conformidad bajo la responsabilidad del usuario o propietario de las instalaciones. Partes vivas: Los componentes eléctricos, tales como barras, terminales, conductores, entre otros, que se encuentran expuestos, sin aislar y energizados. Patrón: La persona física o moral que utiliza los servicios de uno o varios trabajadores, en cuyo centro de trabajo cuenta con instalaciones eléctricas permanentes o provisionales, y que es responsable de sus condiciones de seguridad. Personal autorizado: La persona o personas que conocen y aplican los procedimientos de seguridad en el mantenimiento de las instalaciones eléctricas y cuentan con la autorización por escrito del patrón para realizar estas actividades. Personal expuesto: La persona o personas que al realizar un trabajo de mantenimiento de una instalación eléctrica pueden recibir una descarga eléctrica o sus efectos, como consecuencia de un contacto, falla o aproximación a elementos energizados. Procedimiento de seguridad: La forma detallada y secuencial de llevar a cabo una actividad. Se expresa en documentos que contienen el objeto y el campo de aplicación de la actividad; la forma en que ésta deberá realizarse; la identificación de peligros, riesgos potenciales, posibles lesiones, así como el equipo de protección a utilizar; las funciones y/o responsabilidades de los trabajadores que intervienen, al igual que los materiales, equipos o implementos de trabajo que habrán de utilizarse, controlarse y registrarse. Riesgo grave: Aquél que compromete la integridad física y/o la vida de los trabajadores que realizan las labores de mantenimiento de las instalaciones eléctricas, debido a que puede conllevar un choque eléctrico y/o quemaduras por arco eléctrico, con motivo de la omisión en el cumplimiento de las condiciones de seguridad previstas en esta Norma, y que requiere de atención urgente.




Riesgo potencial: Aquél que se puede producir por los efectos de la exposición del trabajador a la corriente eléctrica, tales como choque eléctrico y quemaduras por arco eléctrico. Zona de trabajo: El lugar donde se desarrollan actividades de mantenimiento de las instalaciones eléctricas por los trabajadores. Baja tensión: Tensión eléctrica hasta 1 000 V. Media tensión: Tensión eléctrica mayor que 1 000 V hasta 34,5 kV. Alta tensión: Tensión eléctrica mayor que 34,5 kV hasta 230 kV. Sistema Eléctrico: Conjunto de equipos, dispositivos, aparatos, accesorios, materiales y conductores de líneas y circuitos de transmisión y distribución, comprendidos desde la fuente hasta los equipos de utilización. As Built: Plano actualizado de acuerdo a lo construido. Accesible: (aplicado a los equipos) equipo al que es posible aproximarse; no está resguardado por puertas con cerradura, ni por elevación, ni por otros medios. Acometida: Conductores de acometida que conecta la red del suministrador al alambrado del inmueble a servir. Alimentador: Todos los conductores de un circuito entre el equipo de acometida o la fuente de un sistema derivado separadamente u otra fuente de alimentación y el dispositivo final de protección contra sobrecorriente del circuito derivado. Carga (eléctrica): Es la potencia instalada o demandada en un circuito eléctrico. Carga continua: Aquella cuya corriente eléctrica nominal circule durante tres horas o más. Carga no lineal: Aquella donde la forma de onda de la corriente eléctrica en estado estable no siga la forma de onda de la tensión eléctrica aplicada. Centro de control de motores: Conjunto de una o más secciones encerradas, que tienen barras conductoras comunes y que contienen principalmente unidades para el control de motores. Desconectador de aislamiento: Dispositivo diseñado para aislar un circuito eléctrico de su fuente de alimentación. No tiene corriente de interrupción y está diseñado para operar sin carga y únicamente después de que el circuito ha sido abierto por algún otro medio. Envolvente: Recinto, recipiente o carcasa de un aparato o la cerca o paredes que rodean una instalación para evitar

Frente muerto: Sin partes vivas expuestas hacia una persona en el lado de accionamiento del equipo.

que las personas entren en contacto accidental con partes energizadas o para protección de los equipos contra daño físico.




Medio de desconexión: Dispositivo o conjunto de dispositivos u otros medios por medio de los cuales los conductores de un circuito pueden ser desconectados de su fuente de alimentación. Permiso especial: Autorización escrita de la autoridad competente. Servicio continuo: Funcionamiento con una carga prácticamente constante durante un periodo largo indefinido. Servicio intermitente: Funcionamiento por intervalos alternativos de (1) con carga y sin carga; (2) con carga y en reposo, o (3) con carga, sin carga y en reposo. Servicio periódico: Funcionamiento intermitente en el que las condiciones de carga son regularmente recurrentes. Tablero de distribución: Panel grande sencillo, estructura o conjunto de paneles donde se montan, ya sea por el frente, por la parte posterior o en ambos lados, desconectadores, dispositivos de protección contra sobrecorriente y otras protecciones, barras conductoras de conexión común y usualmente instrumentos. Los tableros de distribución de fuerza son accesibles generalmente por la parte frontal y la posterior, y no están previstos para ser instalados dentro de gabinetes. Cortacircuitos: Conjunto formado por un soporte para fusible con portafusible o una cuchilla de desconexión. El portafusible puede incluir un elemento conductor (elemento fusible) o puede actuar como cuchilla de desconexión mediante la inclusión de un elemento no fusible. Fusible: Dispositivo de protección contra sobrecorriente con una parte que se funde cuando se calienta por el paso de una sobrecorriente que circule a través de ella e interrumpe el paso de la corriente eléctrica.

6. SISTEMAS DE DISTRIBUCION ELECTRICA Un sistema de distribución de energía eléctrica de potencia está constituido por las etapas de generación, transmisión, distribución y utilización de la energía eléctrica, su función principal es la de llevar la energía desde los centros de generación hasta los centros de consumo, por último entregarla al usuario en forma segura y con los niveles de calidad exigidos, estos usuarios se ubican generalmente en diferentes lugares. Estos sistemas de distribución, independiente al nivel de tensión en que se encuentre, generalmente están representados en Diagramas Unifilares. Más adelante se profundizará en el tema, pero es importante remarcar la utilidad de los mismos.




Fig. 3.- Sistema de Distribución de Potencia Los sistemas de distribución de energía eléctrica comprenden niveles de alta, media y baja tensión. En su forma más sencilla se representan por una fuente + un alimentador + una carga como se muestra en la figura 4.

Fig. 4.- Sistema de Distribución Típico. Las fuentes, los niveles de tensión de los alimentadores y las cargas pueden ser representados por diferentes elementos como se muestra en la siguiente figura.

Fig. 5.- Sistema de Distribución Representado en Alta, Media y Baja tensión.




El sistema eléctrico se diseña para dar servicio continuo y seguro, brindar seguridad al personal y al equipo, facilidad de mantenimiento y manejo de operación, perdidas mínimas de potencia, protección mecánica del equipo e incrementos futuros de carga, con el mínimo costo. La distribución de la energía eléctrica en las instalaciones de petróleos mexicanos y sus organismos subsidiarios se lleva a cabo cumpliendo especificaciones particulares debido a la naturaleza de los productos que maneja en sus plantas de proceso (hidrocarburos y sus derivados) y a las condiciones ambientales de la ubicación de sus diferentes instalaciones industriales, entre otras. Las instalaciones eléctricas ocupan un papel de suma importancia siendo el eslabón entre las plantas generadoras o subestaciones alimentadoras y los centros de consumo proporcionando a los equipos la energía necesaria para su funcionamiento. Diagramas Unifilares Los diagramas unifilares son utilizados para representar de la manera más sencilla, en una sola línea y empleando símbolos convencionales, una subestación eléctrica y los sistemas de distribución eléctrica, en ellos se muestran las conexiones entre equipos, dispositivos, componentes, partes de un circuito eléctrico o de un sistema de circuitos. El diagrama unifilar es considerado uno de los planos más elementales de un proyecto eléctrico, su interpretación y aplicación requiere de personal con perfiles definidos en la rama de la ingeniería eléctrica o afines. El diseño de la subestación eléctrica tiene su origen en el diagrama unifilar que la representa y en la definición del arreglo general de sus equipos. De acuerdo a la NRF-048-PEMEX, los planos de diagramas unifilares deben contener la información mínima necesaria que permita la implementación de un proyecto, la valoración de un sistema para futuras ampliaciones y sobre todo sea una herramienta en la toma de decisiones. A continuación se enuncia la información mínima necesaria que debe contener el plano: Diagrama unifilar general.

a) Características del suministro de energía eléctrica de la compañía suministradora o del

generador eléctrico, como tensión, frecuencia, fases, número de hilos, aportación al corto circuito trifásico y monofásico.

b) Para los circuitos eléctricos, indicar número de circuito, capacidad en kVA o kW, capacidad y tipo del dispositivo de protección. Opcionalmente indicar longitud, caída de tensión en por ciento, tamaño, calibre y cantidad de conductores, número de tubería de acuerdo a cédula de conductores y conduit.

c) En transformadores se debe indicar la potencia en kVA, número de fases, tipo de conexión y puesta a tierra, tipo de enfriamiento, tensión en el lado primario y secundario, impedancia en por ciento, número de clave del equipo, elevación de temperatura.

d) En tableros eléctricos indicar: Barras: corriente y tensión nominal, capacidad de corto circuito, número de fases, número de hilos, frecuencia y c.a. o c.c., densidad de corriente de barras principales, derivadas y de tierra. Interruptores: número de polos, corriente de marco y corriente de disparo, medio de extinción del arco eléctrico, capacidad nominal y tensión de control (para interruptores de potencia). Arrancadores: Tipo, capacidad, tipo de arranque, tipo de protección de sobrecarga, tamaño NEMA, tensión de control y número de polos. Resistencias calefactoras controladas por




termostato:

Tensión, potencia en watts y número de fases, control por termostato.

e) Transferencia manual-automática.

f) Transformadores de corriente y potencial: relación de transformación, cantidad, número de secundarios, capacidad de carga (burden), precisión, nivel de tensión.

g) Instrumentos de medición: rango de medición, cantidad, indicar si es analógico o digital. Se debe. Indicar las prestaciones (parámetros y características) del equipo de medición.

h) Planta de emergencia: capacidad en kW o kVA continuos y emergencia, fases, tipo de conexión, frecuencia, tensión, r/m, factor de potencia, tipo de combustible.

i) Relevadores: función que realiza de acuerdo a la numeración ANSI, tecnología del relevador, cantidad, indicar si es tipo multifunción.

j) El Diagrama debe mostrar la carga instalada en kVA y en kW total y por alimentador, la carga total conectada, factores de demanda, factores de carga de motores y factor de potencia, así como la carga demandada o en operación (carga después de aplicar los factores mencionados).

k) Todos los valores indicados deben estar respaldados en memoria de cálculos. El diagrama unifilar es un requisito de los programas de mantenimiento, como lo señala la NOM-029-STPS, además la NOM-001-SEDE y el PEC (Procedimiento para la Evaluación de Conformidad) obliga a contar con este plano en todas las instalaciones.




Fig. 6.- Diagramas Unifilares Típicos en Instalaciones de Pemex.

7. CLASIFICACION DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION Dependiendo de las características de las cargas, los volúmenes de energía involucrados, y las condiciones de confiabilidad y seguridad con que deban operar, los sistemas de distribución se clasifican en:

• Industriales • Comerciales • Urbanos • Rurales

Para efectos prácticos de este documento, nos enfocaremos en los sistemas de distribución industriales, que comprende a los grandes consumidores de energía eléctrica, tales como la industria petróleo; que generalmente recibe el suministro eléctrico en alta y media tensión, es frecuente que la industria genere parte de su demanda de energía eléctrica mediante procesos a vapor, gas o diesel. Características de operación. Para comprobar las características de operación, confiabilidad y seguridad de un sistema de distribución industrial, es necesario efectuar una serie de estudios analíticos; los cuales entregan índices de funcionamiento, cuya exactitud dependerá del modelo empleado en la representación del sistema. Los estudios típicos que se efectúan, son los siguientes:

• Flujos de potencia




• Cálculo de corrientes de cortocircuito • Regulación de tensión y compensación de reactivos • Verificar factibilidad por parte de la compañía suministrador

Para la distribución de potencia a nivel industrial, existen sistemas básicos que se han desarrollado a partir de los distintos posibles arreglos, aplican tanto para el tipo de acometida como para la distribución interna y que son los siguientes:

Sistema radial simple Es el más económico y común para la distribución directa de la potencia, de las S.E. a los centros de carga, de donde la potencia se distribuye a su vez para su utilización. En la figura siguiente se muestra el esquema básico de este sistema que resulta adecuado para muchas aplicaciones, pero que desde luego no tiene su mejor bondad en la confiabilidad y flexibilidad, ya que si falla la alimentación, se pierde el suministro para el resto de la instalación.

Fig. 7.- Distribución en Sistema Radial Simple. Sistema con primario selectivo (Anillo) El sistema con primario selectivo o en anillo como se le conoce mas comúnmente, proporciona una alimentación alterna a cada centro de distribución. En esto, dos líneas van hacia cada unidad o centro de distribución, si se presenta una falla en las líneas de alimentación, entonces solo algunos de los centros de carga pierden su potencia, y mediante switcheos rápidos se regresan a servicio, en tanto que el alimentador en falla se repara. En la siguiente figura se muestra este sistema. Este desde luego tiene un costo superior, debido a los alimentadores adicionales y el equipo de switcheo, pero este costo se puede pagar solo en lugares en donde la demanda es tal, que se requiere un mayor grado de confiabilidad.

Fig. 8.- Distribución en Sistema en Anillo.




Sistema con secundario selectivo e interruptor de enlace Este sistema es básicamente un sistema radial primario con enlaces secundarios entre los buses o barras. Este sistema, como el sistema radial simple, tiene la desventaja de tener una fuente de alimentación única. Desde luego, es posible tener más de una fuente radial para mejorar la confiablidad por medio del uso de buses secundarios de enlace que permite aislar cualquier alimentador secundario y alimentar el bus secundario, cerrando los interruptores de enlace al bus.

Fig. 9.- Distribución en Sistema secundario selectivo e interruptor de enlace.

Este sistema requiere de un análisis cuidadoso porque si las cargas sobre un bus, mas las cargas del segundo bus, son mayores que la capacidad de un transformador o la capacidad de los buses, esto puede producir posibles interrupciones de servicio. Algunos sistemas que usan secundario selectivo, están diseñados de tal manera que cada transformador toma solo la mitad de la carga para poder tomar carga adicional cuando cierre el bus de enlace. Este es el sistema que recomienda la NRF-048-PEMEX para instalaciones de Pemex y sus subsidiarias, por consiguiente las más utilizada, por lo que se comenta más profundamente en el siguiente capítulo.

8. SISTEMA DE DISTRIBUCION CON SECUNDARIO SELECTIVO E INTERRUPTOR DE ENLACE PARA INSTALACIONES DE PEMEX (NOM-048-PEMEX-2007)

Generalidades PEMEX debe definir el sistema de distribución eléctrica que requiere en particular para cada proyecto en desarrollo, pero en las instalaciones industriales de sus plantas de proceso utiliza comúnmente el sistema secundario selectivo con doble alimentador e interruptor de enlace en los niveles de tensión de 13 800, 4 160, 480, 220/127 Volts.




Los principales sistemas de distribución eléctrica que se deben utilizar son:

• Sistema radial simple. • Sistema radial expandido. • Sistema con primario selectivo. • Sistema primario en anillo. • Sistema secundario selectivo. • Combinación de ellos.

Para el diseño del sistema, las decisiones deben ser el resultado de un análisis de la seguridad de las personas, importancia de la continuidad en la producción de la planta industrial y la integridad de los equipos, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable. El análisis de seguridad se debe fundamentar en un estudio de riesgo. Entre los aspectos más importantes están los siguientes:

• Nivel de tensión del sistema de distribución. • Magnitud y crecimiento previsto de la carga. • Evaluación técnica y económica. • Protección al medio ambiente (cuidando por ejemplo niveles de ruido, vibración, salida de

gases derrames). • Ubicación física de las cargas. • Flexibilidad en la operación y facilidad de ampliación. • Seguridad del personal en la operación y mantenimiento. • Características de la carga mayor a conectarse. • Identificación de las cargas críticas del proceso, respaldo a sistemas de control, medición y

alarma. • Aplicación de tecnología actualizada y calidad de los componentes. • Determinación del tamaño máxima de subestaciones y transformadores. • Grado de automatización requerido. • Distorsión de la forma de onda por uso de equipos electrónicos en el sistema. • Nivel de confiabilidad.

Características del sistema secundario selectivo El arreglo del Sistema Secundario Selectivo debe ser con doble alimentador, con interruptor de enlace en los niveles de tensión de 4 160, 480, 220/127 V (para tableros de distribución y centros de control de motores), tal como se muestra en la figura siguiente. Si existen cargas o distribución en 13,800 V también se requiere enlace en esta tensión. Para que se tenga un nivel de voltaje se requiere que existan cargas eléctricas a conectarse en dicho nivel.




Fig. 10.- Sistema Eléctrico Secundario Selectivo y Transferencia Manual / Automática

9. SUBESTACIONES ELECTRICAS Las Subestaciones Eléctricas son componentes de los sistemas eléctricos de distribución de energía donde se modifican los parámetros de la potencia, como lo son el voltaje y la corriente, sirven de punto de interconexión para facilitar la transmisión y distribución de la energía eléctrica, permitiendo el control del flujo de energía, brindando seguridad para el sistema eléctrico, para los equipos y para el personal de operación y mantenimiento. Atendiendo al objetivo con el cual se diseñan las subestaciones y al servicio que prestan, éstas se pueden clasificar en subestaciones de enlace, radiales, de anillo, elevadoras, reductoras y de "switcheo", aunque existen más clasificaciones para las S.E., como pueden ser:

• Subestaciones en las plantas generadoras o centrales eléctricas. • Subestaciones receptoras primarias. • Subestaciones receptoras secundarias.




Las subestaciones, también se pueden clasificar por el tipo de instalación y/o construcción:

• Subestaciones tipo intemperie (pedestal, poste, abiertas.) • Subestaciones de tipo interior (Blindadas, encapsuladas, compactas.)

Todas las subestaciones tienen ventajas y desventajas, ya sea de tipo técnico o económico. Las siguientes características son consideradas al momento de diseñar una subestación eléctrica, en función de las condiciones del medio donde se construirá y sobre todo por las necesidades del usuario. Confiabilidad.- Es el índice de confianza que debe tenerse en la instalación y se relaciona con el diseño, la construcción, la operación, el mantenimiento y la manufactura de los equipos que la integran, los cuales deben desarrollarse con alto grado de control de calidad. Continuidad.- Se refiere a la seguridad que puede tener el usuario de que el servicio contratado se proporcione con el menor número de interrupciones y cuya duración, cuando ocurra, sea lo más corta posible. Para asegurar la continuidad del servicio deben seleccionarse disposiciones que logren crear alternativas de solución a las posibles fallas de algún elemento (equipo o conexión) de la subestación. Flexibilidad.- Es el factor que indica hasta dónde puede una instalación cambiar sus condiciones normales de operación, ya sea por fallas, por mantenimiento, por modificación o por ampliación, sin afectar, o afectando lo menos posible, la continuidad del servicio. Las subestaciones de enlace con Pemex pueden ser de los siguientes tipos. Subestación intemperie en marco de postes.- Es la subestación más sencilla, consta de un

marco formado por dos postes de concreto o de acero, con trabes de vigueta de acero galvanizado en las que se recibe la acometida y se montan aisladores, cuchillas desconectadoras, apartarrayos y cuchillas fusibles, el transformador se ubica próximo a los postes; el equipo para medición, protección control y distribución de baja tensión, normalmente es instalado en un cuarto diseñado para este propósito.

Subestación intemperie en marco de estructura metálica.- Es similar al descrito en el párrafo anterior, consta de un marco de estructura metálica formada de perfiles estructurales, armados en celosía de acero galvanizado por inmersión; en la estructura se montan aisladores, cuchillas desconectadoras, apartarrayos y cuchillas seccionadoras, bajo la estructura sobre una base se localiza el interruptor de potencia y frente a este a distancia conveniente para instalación y mantenimiento, se localiza el transformador. El equipo para medición, protección control y distribución de baja tensión, se instala en un cuarto diseñado para este propósito.

Subestación intemperie en cuadro de estructura metálica.-Consta de un cuadro integrado por columnas y trabes de perfiles estructurales armados en celosía, en la estructura se realiza el tendido y arreglo de cables a los que de acuerdo al diseño se conectan los equipos como cuchillas, apartarrayos, transformadores de potencial, transformadores de corriente interruptores de potencia y transformador. El equipo para medición, protección control y distribución de baja tensión, se instala en un cuarto diseñado para este propósito.

Subestaciones compactas.- Se instalan en el interior de edificios se emplean en tensiones hasta de 34,5 kV, los elementos que las componen como cuchillas, apartarrayos, barras conductoras, fusibles e interruptores, se instalan dentro de celdas metálicas de lamina y




estructura de acero. El uso de estas subestaciones esta restringido en las instalaciones industriales de Petróleos Mexicanos, su uso solo se permite a requerimiento específico en las bases de usuario y bases técnicas de licitación.

Subestaciones industriales tipo PEMEX Son de uso común en las instalaciones industriales de PEMEX, están constituidas por un cobertizo en el que se instalan los transformadores, un cuarto de control eléctrico, un cuarto en el que se instalan las baterías y un cuarto en el que se instalan los equipos para aire acondicionado y/o presurización.

Fig. 11.- Subestación Industrial Tipo Pemex. El equipo está totalmente protegido del medio ambiente, el espacio que ocupan es muy reducido para lugares donde no se cuenta con una extensión grande de terreno, tiene ventajas en lugares con alto índice de contaminación, todas las partes vivas y equipos que soportan la tensión están contenidos dentro de envolventes metálicos que forman módulos fácilmente conectados entre sí.




• ELEMENTOS DE UNA SUBESTACION

Fig. 12.- Elementos de una Subestación Eléctrica Tipo Interior.

• ACOMETIDA ELECTRICA

La acometida eléctrica es el punto de interconexión entre la compañía suministradora y el usuario.

Fig. 13.- Acometidas Eléctricas de Media Tensión. Las acometidas eléctricas pueden ser aéreas o subterráneas; en baja tensión (menor a 1000 Volts) finalizan en el interruptor principal de la instalación del usuario, mientras que las acometidas en media y alta tensión (mayor a 1000 volts) finalizan en un centro de transformación del usuario (denominado comúnmente subestación), donde se define como el comienzo de la distribución eléctrica interna o del usuario.

http://es.wikipedia.org/wiki/Centro_de_Transformaci%C3%B3n




Dependiendo del tipo de acometida en función de las características del medio ambiente y la factibilidad del servicio que ofrece la compañía suministradora, esta puede estar dentro o fuera del límite de propiedad del usuario y su mantenimiento dependiendo del nivel de tensión y la complejidad de la misma puede estar a cargo de la compañía suministradora previo acuerdo entre ambas partes, de lo contrario, es responsabilidad del usuario mantener en buen estado los elementos que componen la acometida, máxime cuando esta es aérea en clima tropical, donde tienden los elementos a corroerse y elevar la resistencia de contacto que puede provocar diversas fallas o impedir el correcto funcionamiento en presencia de una.

• SUBESTACION COMPACTA La Subestación Compacta integra en un solo gabinete las funciones de desconexión y protección en media tensión de la instalación. Existen diferentes arreglos en este tipo de subestación de acuerdo a las necesidades de los usuarios. Contiene en su interior por lo menos:

- Una cuchilla de paso de operación sin carga. Operada desde el frente por medio de un mecanismo de palanca. Se suministrar con mecanismos de puesta a tierra para mantenimiento.

- Tres apartarrayos clase distribución de óxidos metálicos. - Un seccionador de operación con carga de accionamiento rápido, disparo tripolar, operado

desde el frente. Bus principal de cobre electrolítico para 400 A, además del bus de tierra. - Acoplamiento a transformador (opcional).

Este equipo debe formar parte integral del mantenimiento que se realiza a las subestaciones eléctricas.

Fig. 14.- Subestaciones Abiertas (Convencionales) Alta tensión.




Fig. 15.- Subestaciones Compactas en Media Tensión.

• TRANSFORMADOR El transformador es una maquina eléctrica estática de alta eficiencia que transfiere energía de un circuito eléctrico a otro, sin cambiar la frecuencia, a través de un flujo magnético confinado en un núcleo. Existen diferentes tipos de transformadores clasificados por su construcción y tipo de utilización, destacan la clasificación de transformadores secos y sumergidos (en aceite), de los cuales se desprenden otras clasificaciones. El transformador es el elemento principal de una subestación eléctrica y las fallas en este equipo están asociadas a grandes pérdidas económicas para una empresa. Los transformadores por su capacidad pueden ser de potencia y de distribución. Un transformador es de potencia cuando tiene una capacidad mayor de 500 kVA de acuerdo con NMX-J-284-ANCE, y es de distribución cuando tiene capacidad hasta de 500 kVA, hasta 34 500 V nominales en alta tensión y hasta 15 000 V nominales en baja tensión de acuerdo con NMX-J-116-ANCE. Los transformadores deben seleccionarse de acuerdo con los siguientes parámetros:

- Capacidad nominal. - Relación de transformación. - Número de fases. - Número de devanados. - Clase de enfriamiento. - Frecuencia. - Impedancia (Z por ciento). - Sobrelevación de temperatura.




- Altitud de operación en m.s.n.m. - Clase de aislamiento. - Nivel básico de aislamiento al impulso del rayo. - Conexión. - Cambiador de derivaciones. - Ubicación interior o intemperie. - Ubicación de boquillas. - Condiciones ambientales.

La capacidad nominal de transformadores debe determinarse en base a la carga demandada (carga en operación) y carga por ampliaciones futuras, tomando en cuenta lo siguiente:

- Motores en operación continúa (*): 100 por ciento - Otras cargas en operación continua 100 por ciento - Alumbrado: 100 por ciento - Sistemas de fuerza Ininterrumpible 100 por ciento - Motores de operación intermitente: 50 por ciento - Salidas trifásicas a soldadoras: 20 por ciento - Carga para ampliaciones futuras. 20 por ciento - Potencia real demandada (aplicando factor de carga de motores a la potencia

comercial del motor). - El porcentaje para ampliaciones futuras debe obtenerse o complementarse por

incremento de temperatura de trabajo en el transformador. No se permite el enfriamiento forzado con aire (ONAF) para cubrir el porcentaje para ampliaciones futuras.

Fig. 16.- Tipos Transformadores de Potencia / Distribución.




• ALIMENTADORES PRINCIPALES El termino aplica para el conjunto de conductores que conecta un equipo o fuente con otro, en el caso de los transformadores son el grupo de conductores que conectan el primario y el secundario del mismo. Estos conductores pueden ser desnudos o aislados (forrados), existen para alta, media y baja tensión y en función de este parámetro se determina la clase de aislamiento si se trata de conductores aislados. Una de las características importantes de este elemento de las subestaciones es que deben estar provistos de protección contra sobrecorriente y desconectadores para aislar de energía a los equipos que alimentan y brindar seguridad al personal de mantenimiento que tiene la necesidad de intervenir equipos, de acuerdo al Artículo 215 y 240 de la NOM-001-SEDE. En términos coloquiales se dice que están protegidos a la entrada y a la salida del alimentador. Los conductores de los alimentadores deben tener una capacidad de conducción de corriente no menor que la necesaria para suministrar energía a las cargas calculadas de acuerdo al Artículo 220 de la NOM-001-SEDE, pero nunca podrá ser menor a lo indicado en la sección 8.4.5 de la NRF-048-PEMEX. Todos los conductores deberán ser determinados de acuerdo a sus condiciones eléctricas la conveniencia del empleo de los alimentadores existentes. En el caso de requerir sustitución, se solicita se entregue los cálculos y las especificaciones de los mismos.

Fig. 17.- Conductores Eléctricos (Alimentadores).




• CENTRO DE CONTROL DE MOTORES (CCM) El CCM simboliza el tablero de distribución principal en una instalación eléctrica, es un conjunto de una o más secciones encerradas, que tienen barras conductoras comunes y que contienen principalmente unidades para el control de motores y cargas diversas, proporcionan seguridad y flexibilidad a las instalaciones ya que se adaptan a las necesidades del usuario y su integración modular permite la expansión de la instalación con relativa facilidad. Son elementos que bajo un mantenimiento preventivo efectivo pueden prolongar su vida útil a mas de 20 años, sin generar problemas a la operación. Su instalación es muy común en instalaciones industriales. Las características principales para su especificación se mencionan a continuación: Voltaje nominal de operación Sistema (3f, 3 o 4 hilos) Frecuencia Corriente Nominal Capacidad interruptiva del CCM Capacidad de Conducción de Barras principales, derivadas, neutro y tierra Clase de aislamiento Gabinete (Nema) Cantidad de Secciones:

• Descripción de unidades del CCM • Cantidad y tipo de Interruptores • Unidad combinada interruptor arrancador • Arrancadores disponibles • Espacios para unidades futuras

Fig. 18.- Centros de Control de Motores.




10. TIPOS DE MANTENIMIENTO

Definimos habitualmente mantenimiento como el conjunto de técnicas destinadas a conservar equipos e instalaciones en servicio durante el mayor tiempo posible (buscando la más alta disponibilidad) y con el máximo rendimiento. Los tipos de mantenimiento que se pueden aplicar al equipo en operación, son los siguientes: Mantenimiento correctivo

• Mantenimiento Mayor • Mantenimiento Menor

Mantenimiento preventivo Mantenimiento predictivo Mantenimiento correctivo: Es el concepto de mantenimiento más antiguo, puesto que permite operar el equipo hasta que la falla ocurra antes de su reparación o sustitución, este tipo de mantenimiento requiere poca planeación y control, pero sus desventajas lo hacen inaceptable en grandes instalaciones, ya que el trabajo es realizado sobre una base de emergencia, la cual resulta en un ineficiente empleo de la mano de obra y ocasiona interrupciones de servicio.

• Mantenimiento mayor: Son aquellas actividades que requieren mayor inversión en horas-hombre, además de recursos económicos y materiales, las cuales comprenden el desarmado casi total del equipo en sus componentes principales, con el objeto de inspeccionar, efectuar limpieza y/o reemplazar los elementos que así lo requieran, complementándose con las pruebas correspondientes.

• Mantenimiento menor: Son aquellas actividades que se realizan con mayor frecuencia y que por su naturaleza y grado de dificultad, requieren de pocas horas-hombre para su ejecución.

Mantenimiento preventivo (Programado): Las actividades de mantenimiento preventivo tienen la finalidad de impedir o evitar que el equipo falle durante el periodo de su vida útil, basándose en inspecciones rutinarias y pruebas, lo que en conjunto constituirá el historial del equipo, la técnica de su aplicación se apoya en experiencias de operación que determinan que el equipo después de pasar el periodo de puesta en servicio reduce sus posibilidades de falla.

Fig. 19.- Curva de Vida Útil.




Fallas Prematuras: Se presentan al inicio de la vida util de los equipos y la probabilidad de ocurrencia de falla tiende a bajar rapidamente, las causas mas comunes de estas fallas son los errores de instalacion y el diseño inadecuado para soportar el regimen de trabajo. Fallas Normales: En este periodo el indice de fallas es constante y pequeño y las causas son muy diversas (fallas aleatorias, donde los esfuerzos causados por el sistema superan los limites de diseño del equipo). Fallas por Envejecimiento: Se presentan por envejecimiento o fatiga de los equipos. Al entrar en esta etapa la probabilidad de falla en los equipos se incrementa. Aunque el Mantenimiento Preventivo aumenta la disponibilidad de los equipos y supone un gran avance en planificación del trabajo, puede resultar dañino si se programan trabajos en exceso y se realizan excesivas intervenciones (por ejemplo de arme y desarme), además del aumento de los costes. Por esto se ideo el mantenimiento predictivo, por el cual se planifican inspecciones a los equipos. Estas inspecciones pueden ser subjetivas (a través de los órganos de los sentidos) y objetivas (con la utilización de equipos de medición), teniendo como objetivo detectar los síntomas del fallo antes de que ocurra para garantizar un reemplazo a tiempo y un mínimo tiempo de parada. Mantenimiento predictivo: El tipo de mantenimiento predictivo tiene como finalidad combinar las ventajas de los dos tipos de mantenimiento anteriores; para lograr el máximo tiempo de operación del equipo, se aplican técnicas de revisión y pruebas más avanzadas, requiere de controles rigurosos para su planeación y ejecución. Además durante los últimos años se han venido desarrollando diversas técnicas de diagnostico tanto en línea como por muestreo que no requiere desenergizar al equipo primario difiriendo los periodos de atención de aquellas pruebas tradicionales consideradas dentro del mantenimiento predictivo y que requieren necesariamente sacar de servicio el equipo. El mantenimiento predictivo, condicional o basado en la condición es aquel programado y planificado en base a un análisis técnico, antes de que ocurra la falla, nos permite determinar las condiciones reales en que se encuentra un equipo sin detener su operación y de esta forma detectar fallas incipientes; para ello se utilizan instrumentos y técnicas modernas para determinar el momento óptimo de efectuar un ajuste o reparación. Es mucho más ambicioso que el mantenimiento preventivo y es definitiva, una modalidad muy avanzada de este. Se trata de un conjunto de técnicas que, debidamente seleccionadas, permiten el seguimiento y examen de ciertos parámetros característicos del equipo en estudio, que manifiestan algún tipo de modificación al aparecer una anomalía en el mismo. Cuando se habla de mantenimiento predictivo, intuitivamente pensamos en un mantenimiento muy tecnológico, basado en complejos aparatos de medida. Eso también forma parte del mantenimiento predictivo. Pero hay otros trabajos sencillos que también corresponden a este tipo de mantenimiento. La observación del comportamiento de los equipos, y la toma de datos de los instrumentos de que dispone el equipo para compararlos con los “normales” son técnicas de mantenimiento condicional o predictivo que no por sencillas dejan de ser tremendamente útiles. Mantenimiento proactivo: El mantenimiento proactivo consiste en el estudio de incidencias y análisis de fallas de las actividades del mantenimiento, para poder obtener conclusiones y dar sugerencias para mejorar la misma. La programación de esta actividad y su realización dependerá del criterio de la empresa, en función de los problemas que se deseen analizar.




11. PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO DE ACUERDO A LA NORMATIVIDAD Y RECOMENDACIONES DEL FABRICANTE El termino "mantenimiento" aparece en la normatividad de manera frecuente pero siempre haciendo referencia a los procedimientos y métodos que establecen los fabricantes o las normas que estos recomiendan. De tal manera que no existe una "receta de cocina" que aplique para brindar mantenimiento a un mismo equipo que se encuentra en diferentes zonas geográficas ya que estos se ven afectados en algunos casos por climas extremos, altitudes de operación mayores a 1000 m.s.n.m., contaminación industrial, antigüedad del equipo, entre otros. Es la integración de expedientes y la documentación de experiencias del capital humano que interviene en los trabajos de mantenimiento complementado con recomendaciones de fabricantes lo que determina en gran medida los programas efectivos de mantenimiento, de ahí la importancia de generar registros y evidencia de los trabajos de mantenimiento anteriores con objeto de enriquecer, mejorar y agregar valor a las practicas que se emplean en tales actividades para una empresa. Programación del mantenimiento. Para desarrollar un programa de mantenimiento, principalmente se consideran las recomendaciones de los fabricantes, el historial de los equipos, el tipo de mantenimiento requerido, el personal y las consideraciones administrativas, técnicas y económicas. El diseño de cualquier programa de mantenimiento deberá estar acorde a las necesidades de confiabilidad y las metas administrativas de la planta o subestación. El mantenimiento es similar a una póliza de seguro; no tiene retribución económica directa y es parte del costo del producto final. De cualquier manera, se debe reconocer que el mantenimiento tiene sus retribuciones inherentes, como reducción de costos de reparación, reducción de tiempos muertos e incremento de la seguridad del personal y del activo. Un programa de mantenimiento debe incluir: Ventajas Costos de pérdidas de producción debidos a falla Equipo de prueba, herramienta y personal Tiempos requeridos Rutinas de inspección, prueba y mantenimiento Generar un sistema de archivo de registros computarizado o manual

Es esencial que todo programa de mantenimiento contenga cinco elementos para incrementar sus posibilidades de éxito. Estos son: Responsabilidades Ordenes de trabajo Inspección Calendarización Registro de datos

Responsabilidades: Las responsabilidades en la organización del mantenimiento deben estar claramente definidas en organigramas, con descripción de trabajos para cada unidad encargada de la ejecución o asignación del mantenimiento.




Ordenes de trabajo: Las ordenes de trabajo son requisiciones de servicio que necesitan alguna acción para ejecutarse. Las ordenes se establecen para todos los servicios de inspección y trabajos de rutina sobre el equipo. Estas incluyen información de la fecha de ejecución de los trabajos, lugar y descripción de los mismos. Estas órdenes pueden generarse en forma automática o manual. Inspección: La inspección es la clave del éxito de todo programa de mantenimiento. Por lo que, se requiere destinar el tiempo adecuado para verificar la condición de equipo nuevo o instalado. El propósito de la inspección es proveer alertas tempranas de la condición del equipo. Cuando la inspección se realiza en ciclos definidos por personal calificado, se puede detectar, a priori, el deterioro del equipo, permitiendo tomar acciones de reparación o reemplazo antes de que ocurra falla. Calendarización: Para realizar un programa de mantenimiento se requiere calendarizar las actividades. El objetivo de la programación de las actividades es minimizar los tiempos muertos de los equipos sujetos a mantenimiento. El calendario para inspección, mantenimiento de rutina y otros trabajos puede variar para cada equipo y depende de los siguientes: edad del equipo, frecuencia del servicio, horas en operación, condiciones ambientales y requerimientos de seguridad. La programación de las actividades debe ajustarse a medida que se registra y analiza la información de los equipos, para alcanzar un balance entre el costo de la sustitución del equipo. Criterios de mantenimiento. Uno de los problemas principales del mantenimiento, es establecer y aplicar criterios efectivos para efectuar el mantenimiento en forma oportuna y económica. No existen formulas ni reglas que indiquen con precisión la periodicidad para la aplicación del mantenimiento a un equipo en general. Para establecer la periodicidad se requiere considerar y analizar diferentes criterios, que indicaran lo más conveniente. Importancia del equipo: A este criterio también se le llama critico contra no critico. Este criterio analiza las consecuencias de falla de un equipo en la operación del sistema. El equipo que provoque consecuencias serias en la operación del sistema, en la seguridad, en las interrupciones, en pérdidas de carga, etc., se considera critico o importante. Si aplicamos este criterio a un transformador, podemos concluir que el transformador es el elemento principal de una subestación, sin embargo no todos los transformadores tendrán la misma importancia y no tendrán la misma periodicidad de mantenimiento., ya que no es lo mismo atender al transformador principal de una instalación, que a un transformador de servicios propios. Para determinar la importancia de un equipo tampoco existen reglas. Para este fin se emplea el criterio y el conocimiento del sistema, que tiene el responsable de la instalación. Condiciones ambientales: Las condiciones ambientales son otro de los factores que se consideran al establecer la periodicidad del mantenimiento. Es decir, dos equipos idénticos que operan en condiciones ambientales distintas pueden requerir periodos diferentes de mantenimiento. Cuando se emplea este criterio de mantenimiento se protege principalmente el medio aislante de los equipos. Por la diversidad de las condiciones climatológicas de México no es posible la aplicación del mismo tipo mantenimiento con la misma periodicidad para equipos similares. esto debido a que existen lugares con climas extremosos, que afectan de manera distinta a los elementos de una subestación. En forma particular se deben considerar los equipos instalados en zonas costeras e industriales con niveles altos de contaminación. Para equipos instalados en estas zonas, se recomienda sobre todo aumentar la frecuencia en la limpieza externa del equipo; siguiendo esta sencilla recomendación se logra reducir las fallas en los mismos.




Antigüedad del equipo: Este criterio ayuda a establecer en que etapa de vida se encuentra el equipo y da una idea del tipo de fallas más probables a ocurrir como se muestra en la Fig. 16.- Curva de vida útil y las fallas asociadas. Asimismo, se basa en el historial e índices de fallas de equipos similares. Con esta información es posible determinar el momento en que un equipo eléctrico entra a la etapa de envejecimiento o se ha convertido en obsoleto. Para aplicar este criterio se requiere que el responsable de mantenimiento tenga experiencia y recursos técnicos para diagnosticar en que etapa de la curva de vida útil se encuentra el equipo. Recomendaciones del Fabricante: Cuando no se tiene experiencia en el "arte" del mantenimiento a equipos, se consideran las recomendaciones del fabricante. Por lo general, estas recomendaciones están limitadas a las partes principales del equipo, por lo que el personal encargado del mantenimiento también debe poner atención a las partes no mencionadas por el fabricante. Estas recomendaciones también son conservadoras y muy variables, ya que cada fabricante emite sus propias recomendaciones, basándose en sus diseños, sus índices de falla, la calidad de sus equipos, etc. En conclusión, cuando se carece de experiencia en el mantenimiento de equipo eléctrico, se deben utilizar las recomendaciones del fabricante y mediante la experiencia adquirida mejorar los criterios del mantenimiento. Historial del equipo: Se requiere contar con un historial del equipo correctamente clasificado, con revisiones y técnicas de pruebas bien definidas. Esto con el fin de normalizar el criterio para los análisis de los resultados obtenidos, que permitan la comparación con resultados anteriores y así determinar correctamente las condiciones del equipo. Es recomendable que el historial contenga información del montaje y puesta en servicio, del mantenimiento aplicado y del comportamiento del equipo durante su servicio. Programas de mantenimiento: Con el establecimiento de los requisitos de mantenimiento y el conocimiento de las condiciones del equipo, se elaboran los programas de mantenimiento preventivo. Un sistema adecuado de pruebas e inspecciones predictivas o sintomáticas son el mejor auxiliar en la elaboración del programa. Personal de mantenimiento: La experiencia del personal responsable del mantenimiento es una herramienta muy valiosa como criterio para ejecutar el mantenimiento de equipo. En algunos casos este criterio define el tipo de mantenimiento más adecuado a aplicar en un caso particular. Este criterio no cuenta con reglas o normas para su aplicación, ya que se obtiene con los trabajos realizados, analizando sus problemas y fallas y con el intercambio de experiencias entre personal del mismo perfil. El intercambio de experiencias es una fuente de información muy valiosa. Además el personal técnico operativo de mantenimiento debe ser competente y contar con capacitación. Esta situación es muy delicada, ya que requiere preparar técnicamente al personal para realizar las pruebas y actividades y elaborar el reporte respectivo. Es también importante crear conciencia de la importancia de realizar correcta y eficientemente el trabajo para lograr resultados satisfactorios en el mantenimiento.




Periodicidad en el mantenimiento. El aspecto de periodicidad en la atención de los equipos y dispositivos que conforman una subestación eléctrica, es un concepto que ha venido variando significativamente con el tiempo; producto principalmente del continuo desarrollo tecnológico alcanzado tanto en el diseño y fabricación de tales componentes, como en la implementación de nuevas y mejores técnicas de prueba, verificación, supervisión, monitoreo y diagnostico. No obstante lo anterior, y con el único propósito de establecer referencia o guía práctica, dirigida sobre todo hacia aquel personal técnico que se inicia en esa actividad del mantenimiento a subestaciones, se muestra en la tabla 1 algunas recomendaciones de periodicidades mínimas de mantenimiento a equipo primario en subestaciones.

Tabla 1.- Periodicidad de Mantenimiento a Equipos de una S.E. Típica de Pemex.




12. PROCEDIMIENTO PARA EJECUCION DE LIBRANZAS ELECTRICAS La libranza es un procedimiento de prevención y control que evita la liberación no planeada de energía eléctrica. Lo anterior se logra a través de la interrupción de manera organizada de una línea de flujo para poder hacer trabajos de mantenimiento sobre la línea. La responsabilidad del suministrador, cesa en el punto de conexión de sus instalaciones con las del usuario (acometida); por lo tanto, el usuario es responsable del mantenimiento y reparación de sus instalaciones para recibir el suministro en forma segura. El mantenimiento y reparación de las instalaciones del usuario requieren de una suspensión temporal en el suministro, y toda vez que el suministrador es el responsable de la operación del Sistema Eléctrico Nacional, éste es el único facultado para llevarla a cabo a través de la autorización de una solicitud hecha por el usuario. Los requisitos de información se utilizan entre otros aspectos, para definir las características técnicas de la libranza, para que exista constancia documental de la libranza solicitada, y en su caso, para deslindar al suministrador de posibles responsabilidades. Asimismo, no es susceptible de obtener por otra vía la información necesaria, en virtud de que el usuario debe proporcionarla por escrito firmado por él y por su responsable técnico, a fin de que exista evidencia documental de la solicitud y del acuse de recibo. La compañía suministradora de energía eléctrica en México es la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la cual establece que para autorizar una interrupción temporal del suministro de energía eléctrica, para que se pueda efectuar el mantenimiento de las instalaciones eléctricas a una empresa o gran comercio, habrá que solicitarla con una anticipación de 5 a 30 días. Este trámite no puede ser eliminado, por las siguientes razones: El suministrador perdería el control del Sistema Eléctrico Nacional, y no sería posible

suspender el suministro para que el usuario proporcione mantenimiento a sus instalaciones de una manera segura.

Se incrementaría el riesgo de accidentes, daños a terceros y al suministrador.

Se incrementarían las fallas en las instalaciones del usuario, al carecer de suspensiones programadas para llevar a cabo el mantenimiento.

El usuario debe efectuar el mantenimiento sujetándose a las condiciones y plazos de libranza que apruebe el suministrador; la libranza se encuentra condicionada a que no se afecte la operación del Sistema Eléctrico Nacional, y a otros usuarios por la suspensión temporal. Para llevar a cabo los trabajos de mantenimiento a una subestación, es necesario contar con los procedimientos de seguridad exigidos por la NOM-029-STPS, verificar las condiciones de seguridad del procedimiento y las condiciones de seguridad operativas, así como previa autorización de la libranza por parte del suministrador. Deberá realizarse un protocolo de actividades operativo para desenergizar y energizar de forma segura las instalaciones. Se da por hecho que se cumplen los requisitos administrativos - documentales mencionados en el párrafo anterior. Los pasos se mencionan a continuación:




Antes de desenergizar Se habrá definido el programa de actividades para llevar a cabo durante el periodo de la

libranza.

De acuerdo a la flexibilidad que ofrece el sistema de distribución, se deberá tener en las mejores condiciones posibles la planta de emergencia, si es que se pretende alimentar carga durante los trabajos de mantenimiento a la subestación.

Para desenergizar: Se debe sacar carga (abrir interruptores) de los tableros secundarios y tableros principales en

todos los niveles de tensión existentes.

Abrir el interruptor principal del secundario del transformador.

Verificar ausencia de tensión en Centro de Control de Motores o Tablero de distribución principal de baja tensión.

Abrir el desconectador de operación sin/con carga de media tensión de la subestación compacta (si existe).

Abrir el cortacircuitos de la acometida.

Verificar ausencia de tensión en subestación compacta de media tensión.

Aterrizar todos los buses y elementos metálicos de la subestación a través de conductores de cobre.

Identificar los conductores que se vallan a desconectar.

Iniciar trabajos de mantenimiento. Para energizar: Se deben retirar los puentes temporales de puesta a tierra y verificar que después de terminar

los trabajos de mantenimiento, no hayan quedado herramientas o accesorios dentro de los equipos que pudieran ocasionar una fallas o cortocircuitos al energizar las instalaciones.

Cerrar los cortacircuitos de la acometida.

Verificar secuencia de fases en circuitos que hayan sido desconectados.

Cerrar el desconectador de operación sin/con carga de media tensión de la subestación compacta (si existe).

Cerrar el interruptor principal del secundario del transformador.

Verificar presencia de tensión en Centro de Control de Motores o Tablero de distribución principal de baja tensión.




Conectar carga (cerrar interruptores) de los tableros principales y tableros secundarios en todos los niveles de tensión existentes.

Fig. 20.- Libranza Eléctrica

13. MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES ELECTRICAS NOM-001-SEDE-2005: ARTICULO 110 - REQUISITOS DE LAS INSTALACIONES ELECTRICAS Disposiciones Generales 110-16. Espacio de trabajo alrededor de equipo eléctrico (de 600 V nominales o menos). Alrededor de todo equipo eléctrico debe existir y mantenerse un espacio de acceso y de trabajo suficiente que permita el funcionamiento y el mantenimiento rápido y seguro de dicho equipo. Es sabido que no se podrán reducir a cero las fallas de un sistema eléctrico, pero lo importante será evitar la ocurrencia de aquellas fallas que pudieron haberse prevenido, en especial las que pudieron causar serias averías o la destrucción de los equipos de la subestación, por ser estos de elevado costo y además de que su reemplazo o reparación implica la movilización de recursos humanos y materiales, con su consecuente costo económico, sin mencionar el tiempo de parada del servicio y las multas que esto podría implicar. El mantenimiento preventivo, adecuadamente orientado, se encargaría de prevenir estas consecuencias. El mantenimiento preventivo a subestaciones se divide en dos componentes: Inspección visual. Este tipo de mantenimiento se efectúa en forma mensual, sin desenergizar la línea, no utiliza herramientas ni instrumentos en la mayor parte de los casos, y como su nombre lo indica consiste sólo en inspecciones visuales. Tiene la finalidad de revisar visualmente el estado exterior de los equipos.




Mantenimiento preventivo programado o sistemático. Consiste en una serie de pruebas a realizar en los equipos para verificar su estado. El trabajo tiene carácter preventivo, pero también engloba al mantenimiento predictivo, y en algunos casos al correctivo. El mantenimiento predictivo interviene cuando al efectuar las pruebas al equipo, se llega a conocer su estado actual y es posible entonces, conocer el estado futuro o anticiparse a las posibles fallas. El mantenimiento preventivo sistemático se realiza generalmente con línea desenergizada, pero existen algunas técnicas que se pueden aplicar sin necesidad de desenergizar la línea. En la mayoría de las industrias el mantenimiento programado se efectúa en días en los que la producción puede ser interrumpida, pero en el caso del servicio eléctrico, ya que su continuidad no puede ser interrumpida, estos trabajos se programan en días en los que el consumo de energía eléctrica es menor que los demás, lo que ocurre generalmente los fines de semana. Aún así, en caso de presentarse un incidente que requiera la intervención del mantenimiento correctivo, éste deberá efectuarse de manera ordenada y eficiente, para evitar retrasos por imprevistos y lograr restablecer el servicio lo antes posible, es por eso necesario planificar el mantenimiento correctivo, aunque no se puede planificar cuándo y dónde podría presentarse una falla o una avería, si se puede planificar cómo estar preparados para tal eventualidad. Mantenimiento correctivo a subestaciones: Mantenimiento correctivo programado. Es una actividad correctiva que implica reparación y reemplazo de piezas que tiene carácter preventivo, ya que en función de las condiciones del equipo o de ciertos parámetros se efectúan las reparaciones con la intención de anticiparse y prevenir daños mayores que afecten a la disponibilidad del equipo. Mantenimiento correctivo por avería. Se presenta cuando existe una falla o avería grave de algún o algunos equipos de la subestación, estas averías se presentan por causas ajenas a la voluntad de los responsables de la subestación, y se deben a factores externos: condiciones climáticas, daños de terceros, problemas en la línea de transmisión o distribución. Mantenimiento proactivo a subestaciones: El mantenimiento proactivo consiste en el estudio de fallas y análisis de la actividad de mantenimiento, para poder obtener conclusiones y dar sugerencias para mejorar la función de mantenimiento. El estudio de incidencias y análisis de fallas es una actividad relacionada con la subestación en general. La programación de esta actividad y su realización dependerá del criterio de la empresa, en función de los problemas que se deseen analizar. Todos los mantenimientos deben estar interrelacionados entre sí, formando así al Mantenimiento Integrado, que es el que se aplica a subestaciones, en este caso. Ninguno de los mantenimientos puede estar separado de los demás, cada uno depende de los otros, así como los otros dependen del mismo; por ejemplo, un mantenimiento correctivo aplicado para reparaciones menores, determinadas en función a los resultados del mantenimiento predictivo (mantenimiento preventivo programado), se convierte en un mantenimiento preventivo para evitar averías mayores, y si el proceso es luego analizado en 'gabinete' por un grupo de trabajo, para su mejora continua, se muestra que existe interrelación entre los mantenimientos aplicados a un sistema, en este caso, el mantenimiento integrado aplicado a subestaciones.




Actividades a realizar durante un mantenimiento preventivo programado a subestaciones

• Mantenimiento a gabinete de subestación eléctrica: Con el fin de conservar en buen estado funcional todos los elementos que integran una subestación eléctrica, se realiza el servicio de mantenimiento preventivo el cual consiste en: Revisión física, Limpieza, Lubricación, Apriete de conexiones, Pruebas mecánicas, eléctricas y dieléctricas.

Lo anterior se realiza utilizando el equipo de seguridad y herramienta adecuada, así como equipos de prueba, tales como: Medidor de resistencia de aislamiento (megohmetro), Medidor de resistencia de contacto (ducter) y Medidor de resistencia a tierra (terrometro ó telurómetro).

Durante la ejecución del servicio, se deben de cumplir las condiciones de seguridad establecidas en la norma NOM-029-STPS - Mantenimiento de Instalaciones Eléctricas en los Centros de Trabajo.

Aterrizamiento de Barras Limpieza de Gabinete

Limpieza de Aisladores Reapriete de tornillería




Limpieza de Fusibles Limpieza de conductores Lubricación de Mecanismos

Pruebas Eléctricas

Fig. 21.- Mantenimiento a Subestación Compacta.

• Mantenimiento a transformador

Dado que es el elemento principal de una subestación, para garantizar un periodo largo de vida del transformador es de suma importancia verificar continuamente su comportamiento y proporcionarle un mantenimiento adecuado. Existe una serie de técnicas de mantenimiento que desde el punto de vista eléctrico y a través de determinados ensayos de campo nos van a permitir poder seguir el estado del transformador como se ha indicado y para el caso de avería detectar con agilidad el problema acaecido y ejecutar las acciones oportunas. Se recomienda limpiar cuando menos una vez al año con soluciones de agua o jabón suave (no usar detergentes ni solventes), adoptándose todas las medidas de seguridad. Cuando no es posible programar licencias para interrumpir los servicios, se deben usar puentes de tierra, bloqueo de interruptores de recierre automático en instalaciones mixtas, dotar al personal de detectores de potencial, guantes aislantes etc. En nuestra operación de mantenimiento, debemos verificar lo siguiente: Inspección física al transformador

o Revisar termómetro. o Verificar nivel del aceite. o Limpiar tanque y boquillas. o Verificar que no haya fugas. o Verificar que las juntas sellan bien y estén en buen estado. o Apriete general de tortillería y conexiones: o Verificar que sigue bien ventilando el cuarto en él que se aloja el transformador.




o Verificar que no hay trazos de carbón, ni desprendimiento de gases o humos. o Tomar una muestra adecuada de aceite para verificar sus características.

Fig. 22.- Inspección física a Transformador

El tanque debe estar limpio, sus juntas no deben presentar signos de envejecimiento y se debe corregir de inmediato cualquier fuga. Sobre este particular, conviene hace notar que en el caso de fuga y debido a que en el interior del tanque se tiende hacia una presión negativa, la humedad y el aire serán atraídos al interior del transformador.

Se debe revisar que no existen rastros de carbón en el interior del tanque y que tampoco presente señales de "abombamiento", Si notamos rastros de carbón, o señales de "abombamiento", debemos desconectar el transformador y tratar de determinar las causas que lo hayan generado. Pruebas de resistencia de aislamiento, Prueba de relación de transformación, Prueba de resistencia óhmica, Prueba de factor de potencia y resistencia a tierra.

Fig. 23.- Pruebas a Transformadores Lo anterior se realiza con equipos de medición y prueba diseñados para tal fin, siguiendo los lineamientos que establece la norma NMX-J-169 (inherentes a métodos de prueba para transformadores de distribución y potencia). Análisis del aceite del transformador




Uno de los elementos más importantes en la vida de los transformadores es el aceite aislante, por lo cual hay que tener cuidado especial en las características de este material. Con el fin de verificar la condición del aceite y programar las medidas preventivas (regeneración) o correctivas (cambio), se realiza el análisis de las características físicas, eléctricas y químicas del aceite. Se recomienda revisar el aceite una vez al año en condiciones normales o una vez cada seis meses, cuando los transformadores están sujetos a sobrecargas o se hayan detectado deficiencias en su funcionamiento o que en revisiones anteriores el aceite tuvo valores cercanos del límite inferior de rigidez dieléctrica (30 kV). Las pruebas recomendadas para determinar el buen estado de aceite son la Inspección visual (condición y color) y de tensión de ruptura dieléctrica (kV). Si con estas pruebas hay dudas de la condición del aceite, será necesario hacer pruebas adicionales en un laboratorio acreditado. El servicio consiste en la obtención de una muestra de aceite aislante del transformador, y envío para su análisis correspondiente en un laboratorio acreditado para tal fin. Para obtener las muestras se deben usar botellas de vidrio claro para poder inspeccionar visualmente las impurezas tales como agua y partículas extrañas. Los tapones de corcho deben estar recubiertos con una hoja de papel aluminio, si son de vidrio debe cuidarse que el tapón se ajuste perfectamente en la botella, y que la limpieza del recipiente sea adecuada. El muestreo y diagnóstico del aceite se realiza conforme a la norma NMX-J-308 y los métodos de prueba en el laboratorio conforme a la norma NMX-J-123. El análisis de gases disueltos en el líquido aislante, se realiza utilizando la Cromatografía de Gases y tomando en consideración el método de prueba ASTM D-3612; en cuanto a la evaluación de resultados se realizan conforme a la norma NMX-J-308. Si el aceite no cumple con lo anterior deberá reacondicionarse, lo cual puede hacerse por medio de filtros o plantas procesadoras del liquido aislante con sistemas centrifugados, deshumificadores, desgasificadores apropiados para este tipo de aceite. Las fallas que pueden ocurrir a un transformador y requerir mantenimiento correctivo pueden calificarse como sigue: Deterioro del aceite aislante Fallas en el algún accesorio Fallas en los devanados Conexiones flojas Sobre tensiones Sobrecargas

Fig. 24.- Muestra de Aceite Dieléctrico




Deterioro del aceite aislante.- El aceite aislante se deteriora por la acción de humedad y del oxigeno, por la presencia de catalizadores (cobre) y por temperatura. La combinación de estos elementos produce una acción química en el aceite, la cual da como resultado la generación de ácidos que atacan a los aislamientos y a las partes mecánicas del transformador. De esta acción química resultan los lodos que se precipitan en el transformador y que impiden la correcta disipación de calor, acelerando por lo tanto, el envejecimiento de los aislamientos y por consiguiente del transformador. La humedad presente en el aceite puede originarse por el aire que entra en el transformador en operación a través de sus juntas y de grietas en el tanque. También se genera por descomposición propia del aceite y de los aislamientos. Al romperse la condición de equilibrio, es decir al aumentarse el valor del contenido de humedad en el aceite, se obtienen los siguientes resultados:

- El aceite cede su humedad a los aislamientos, lo cual da por resultado que se incremente su valor de factor de potencia y sus pérdidas, lo que se traduce en envejecimiento acelerado y una reducción de su vida útil.

- El incremento de humedad del aceite da por resultado una disminución del valor de tensión de

ruptura o rigidez dieléctrica. Bajo la condición, de contaminación, es recomendable sustituir el aceite, para lo cual se debe disponer de lo siguiente: Sacar la parte viva. Drenar el aceite. Limpiar el tanque en su interior. Limpiar la parte viva con aceite nuevo Llenar en vació con aceite nuevo. Probar hermeticidad.

Fallas en algún accesorio.- El transformador está provisto de accesorios que están susceptibles a dañarse o fallar, como son los fusibles, conexiones externas a los devanados, cambiadores, aisladores en los cables, etc. La falla de alguno de estos accesorios y la falta de revisión de los mismos, puede originar que se tome una decisión equivocada en el diagnostico de la falla y peor aun de la reparación. Es importante siempre verificar si alguna de estas partes no está fallada antes de tomar la decisión de extraer la parte viva para su reparación. Fallas en los devanados.- Estas se pueden presentar debido a rupturas dieléctricas por aislamientos deteriorados, por tensiones de impulso, arqueos por falla de espira a espira. Para la reparación de este tipo de fallas, es de suma importancia que sean realizadas por personal capacitado en este tipo de actividades. Conexiones flojas.- Un falso contacto por conexiones flojas puede provocar calentamientos. Cuando el calentamiento es excesivo, puede dañar el aislamiento adyacente y esto a su vez promueve la generación de carbones y gases dentro del transformador. Para revisar que no existan conexiones flojas es indispensable que el transformador este desenergizado y verificar los torques de acuerdo a las recomendaciones del fabricante. Los falsos contactos se pueden detectar mediante un micróhmetro (Ducter) para medir resistencias. Sobretensiones.- En ocasiones son generadas por descargas atmosféricas, por mal diseño o cálculo de los circuitos de distribución de carga, por falta de equipo de protección (Apartarrayos). Las sobretensiones pueden provocar un exceso de tensión en cada una de las espiras del principio o final del devanado, produciendo arqueo, sobrepresión interna y deformación de tanque o recipiente. Es




importante revisar siempre los sistemas de protección de los equipos, su adecuado funcionamiento y verificar que las cargas sean correspondientes a la capacidad del transformador. Sobrecargas.- La sobrecarga en un transformador provoca también elevación excesiva de temperatura en los devanados y por consecuencia un deterioro prematuro de los aislamientos y disminución en la resistencia de aislamiento. Las consecuencias pueden llegar desde un sobrecalentamiento constante hasta un corto circuito en la parte viva. Verifique que no se rebase el nivel máximo permitido de carga, según la capacidad del transformador.

• Mantenimiento a Centro de Control de Motores o tablero de distribución Con el fin de conservar en buen estado funcional los interruptores, contactores, y en general todos los elementos que integran un tablero, se realiza el servicio de mantenimiento preventivo, el cual consiste en: La revisión física, Limpieza general, Reapriete de conexiones, Así como pruebas mecánicas y eléctricas (resistencia de aislamiento y resistencia de

contacto).

Lo anterior, se realiza utilizando el equipo de seguridad y herramienta adecuada, así como equipo de medición correspondiente. Durante la ejecución del servicio, se deben de cumplir las condiciones de seguridad establecidas en la norma NOM-029-STPS - Mantenimiento de Instalaciones Eléctricas en los Centros de Trabajo.

Fig. 25.- Mantenimiento a CCM




13. PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE POTENCIA Pruebas.- Se consideran pruebas eléctricas, aquellas que determinan las condiciones en que se encuentra el equipo eléctrico, para determinar sus parámetros eléctricos de operación.

Pruebas de fábrica. Las pruebas de fábrica se clasifican en 3 grupos: Pruebas de prototipo.- Las Pruebas de Prototipo son las que se realizan a diseños nuevos y tienen por finalidad, cumplir con los valores establecidos en las normas que se aplican y/o especificaciones bajo las cuales fueron fabricados los equipos. En estas pruebas entran en función tanto los materiales utilizados para su fabricación como los criterios de diseño considerados.

Las Pruebas de Prototipo incluyen las pruebas de rutina.

Pruebas de rutina.- Son pruebas que deben efectuarse a cada uno de los equipos, conforme a métodos establecidos en las normas correspondientes, para verificar la calidad del producto y que están dentro de los valores permitidos. Estas pruebas son las que determinan la aceptación o rechazo de los equipos.

Pruebas opcionales.- Estas pruebas son las que se realizan a los equipos, conjuntamente entre el fabricante y usuario a fin de determinar algunas características particulares del equipo. Las pruebas que se deben efectuar a un transformador en campo son las siguientes: 1.- Factor de potencia a los aislamientos.

2.- Prueba de rigidez dieléctrica.

3.- Prueba de relación de transformación.

4.- Prueba de resistencia de aislamiento.

5.- Análisis físico-químico del aceite.

6.- Cromatografía de gases.

7.- Análisis de PCB’S

Prueba de factor de potencia a los aislamientos. Método La prueba consiste en aplicar un potencial determinado al aislamiento que se desea probar, medir la potencia en Watts que se disipa a través de él y medir la carga del mismo en Volts - Amperes. El Factor de Potencia se calcula dividiendo los Watts entre los Volts - Amperes y el resultado se multiplica por 100. El método de medida del equipo de prueba, se fundamenta en un circuito puente de resistencias y capacitores. El método de prueba es el mencionado en las normas siguientes: IEEE STD. C57.12.90-2006, Standard Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers. Chapter 10.10.




NMX-J-169-ANCE-2004, Transformadores y Autotransformadores de Distribución y Potencia- Métodos de Prueba. Artículo 9.9. Criterios de Aceptación El factor de potencia de los aislamientos de los devanados contra tierra y entre devanados, corregido a 20 °C, debe ser menor a 0.5 % de acuerdo a los estándares y referencias. IEEE STD. C57.12.00-2006, Standard for Standard General Requirements for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers. Equipo Utilizado

Fig. 26.- Medidor de Factor de Potencia automático, trifásico marca MEGGER modelo DELTA 2000. Entrada 120 V ±10%, 1 f, 60 Hz, 600 VA Salida De 0 a 12 kV.

Desarrollo El equipo de prueba de aislamiento F.P. mide la corriente de carga (Ic) y los Watts de pérdida, en donde el factor de potencia, capacitancia y resistencia de corriente alterna pueden ser fácilmente calculados para un voltaje de prueba dado. El Factor de Potencia de un aislamiento es una cantidad adimensional, que se obtiene de la resultante formada por la corriente de carga (Ic) y la corriente de pérdidas (Ir) que toma el aislamiento al aplicarle un voltaje determinado, es en si, una característica propia del aislamiento al ser sometido a campos eléctricos. Debido a la situación de no ser aislantes perfectos, además de una corriente de carga puramente capacitiva, siempre los atravesara una corriente que está en fase con el voltaje aplicado (Ir), a esta corriente se le denomina de pérdidas dieléctricas, en estas condiciones el comportamiento de los dieléctricos queda representado por el siguiente diagrama vectorial.




Fig. 27.- Diagrama vectorial que muestra el comportamiento de un aislamiento al aplicarle un voltaje dado.

Ir Corriente de pérdidas Ic Corriente de carga. I Corriente resultante de Ic más Ir. V Voltaje aplicado.

Para aislamientos con bajo Factor de Potencia, (Ic) e (I) son substancialmente de la misma magnitud y la corriente de pérdidas (Ir) muy pequeña, en estas condiciones el ángulo θ ó es muy pequeño y el Factor de Potencia estará dado entonces por:

cosFP senδ θ= × prácticamente FP tanθ= De lo anterior se determina que el Factor de Potencia siempre será la relación de los Watts de pérdidas (Ir), entre la carga en Volts - Amperes del dieléctrico bajo prueba (I). La capacitancia de aislamientos secos no es afectada apreciablemente por la temperatura; sin embargo en los casos de aislamientos húmedos o contaminados, esta tiende a incrementarse con la temperatura. Tomando en consideración que la reactancia de los aislamientos es predominantemente capacitiva y las pérdidas eléctricas reducidas, la magnitud de la corriente de carga puede calcularse por:

VICω

=

I = Magnitud de la corriente de carga. V = Potencial aplicado. ω = Frecuencia angular C = Capacitancia.

De las fórmulas anteriores puede determinarse la máxima capacitancia que un equipo de prueba puede aceptar para obtener mediciones confiables.




En equipos con capacitancias mayores que los valores límites calculados para el medidor de 10 kV, deben ser probados a voltajes menores. Factores que afectan la prueba. Entre los factores que afectan la prueba y tienden a aumentar el valor de factor de potencia de los aislamientos de una manera notable son: la suciedad, la humedad relativa, la temperatura y la inducción electromagnética. Consideraciones. Para la interpretación de resultados de prueba, es necesario el conocimiento de valores básicos de Factor de Potencia de materiales aislantes. Como referencia, se presentan valores de Factor de Potencia y constantes dieléctricas de algunos materiales.

MATERIAL % FP A 20°C CONST. DIELÉCTRICA. Aire 0.0 1.0 Aceite 0.1 2.1 Papel 0.5 2.0 Porcelana 2.0 7.0 Hule 4.0 3.6 Barniz Cambray 4.0 - 8.0 4.5 Agua 100.0 81.0

EQUIPO % F. P a 20° C Boquillas tipo condensador en aceite 0.5 Boquillas en compound 2.0 Transformadores en aceite 1.0

Transformadores nuevos en aceite 0.5

Cables con aislamiento de papel 0.3 Cables con aislamiento de barniz cambray 4.0 - 5.0

Cables con aislamiento de hule 4.0 - 5.0 El principio fundamental de las pruebas es la detección de algunos cambios de la característica del aislamiento, producidos por envejecimiento y contaminación del mismo, como resultado del tiempo y condiciones de operación del equipo y los producidos por el efecto corona.




Prueba de rigidez dieléctrica al aceite Método El método de prueba es directo a la muestra con equipo de medición, bajo las normas siguientes: ASTM D-877-87-1995, Standard test method for dielectric breakdown voltage of insulating liquids using disk electrodes. IEEE C57.106-2002, Guide for Acceptance and Maintenance of Insulating Oil in Equipment. NMX-J-123-ANCE-2001, Transformadores - Aceites minerales aislantes para transformadores – especificaciones, muestreo y métodos de prueba. NMX-J-308-ANCE-2004, Guía para el Manejo, almacenamiento control y tratamiento de aceites minerales Aislantes para Transformadores en Servicio. Criterios de Aceptación Para un probador de rigidez dieléctrica de electrodos planos con una separación de 2.54 mm, el promedio de 5 muestras de aceite deberá soportar favorablemente una tensión de 25 kV como mínimo para que sea considerado como bueno para su uso. Además la relación de la desviación estándar de las 5 lecturas entre la media debe ser menor a 0.1 para considerar la prueba como satisfactoria, de lo contrario se deberán repetir las pruebas para otras 5 muestras. Para un probador de rigidez dieléctrica de electrodos semiesféricos con separación de 1.02 mm, una muestra de aceite debe soportar favorablemente una tensión de 20 kV como mínimo para que sea considerado como bueno para su uso. En el anexo D “Valores de aceptación de pruebas en campo” de la NRF-048-PEMEX-2007 se establecen valores de tensión de ruptura mínima de 35 kV para sistemas hasta 69 kV y 40 kV para sistemas mayores a 115 kV. Los valores de tensión de ruptura oscilan en una gama de 20 a 40 kV, y se pueden verificar en las siguientes referencias: ASTM D-877-87-1995, Standard test method for dielectric breakdown voltage of insulating liquids using disk electrodes. IEEE C57.106-2002, Guide for Acceptance and Maintenance of Insulating Oil in Equipment. NMX-J-123-ANCE-2001, Transformadores - Aceites minerales aislantes para transformadores – especificaciones, muestreo y métodos de prueba. NMX-J-308-ANCE-2004, Guía para el Manejo, almacenamiento control y tratamiento de aceites minerales Aislantes para Transformadores en Servicio. NRF-048-PEMEX-2007, Diseño de instalaciones eléctricas. Anexo D Pruebas de Campo. NRF-144-PEMEX-2005, Transformadores de potencia. Artículo 8.4.7. NRF-143-PEMEX-2006, Transformadores de distribución. Artículo 8.4.6.




K000013-CFE-2004, Transformadores de Potencia para Subestaciones de Distribución. Articulo 7.4. D3100-19-CFE-2008, Aceite Aislante. Tabla 1. Equipo Utilizado

Fig. 28- Copa de Rigidez Dieléctrica Marca MEGGER Modelo OTS60SX, Rango de prueba de 0 a 60 KV Desarrollo El aceite de un transformador cumple con 2 funciones elementales: como refrigerante y aislamiento de los devanados eléctricos para mejorar su eficiencia y correcto funcionamiento. Como el aislante estará sometido a tensiones de operación es necesario que cumpla con una prueba de tensión disruptiva mínima que se pudiera presentar y de este modo prevenir fallas mayores que dañen el equipo. La tensión de ruptura dieléctrica de un líquido aislante a frecuencias de potencia comercial, es importante como una medida de la habilidad de los líquidos para soportar esfuerzos eléctricos. Ésta es la tensión eléctrica a la cual ocurre la ruptura entre dos electrodos bajo condiciones de prueba preestablecidas. También sirve para indicar la presencia de agentes contaminantes tales como: agua, lodo o partículas conductoras en el líquido, los cuales uno o más pueden estar presentes cuando se encuentra un bajo valor de tensión de ruptura dieléctrica. Sin embargo, una tensión eléctrica o tensión de ruptura alta, no indica la ausencia de todos los contaminantes. Preparación de la muestra Antes de efectuar la prueba, la muestra debe inspeccionarse, si ésta presenta evidencias de agua libre, la prueba debe desecharse y reportar que la muestra no es satisfactoria para la realización de la prueba. La muestra debe consistir como mínimo de 2 litros de aceite ya que la tensión de ruptura dieléctrica puede ser alterada por la presencia de impurezas, el recipiente que contenga la muestra debe invertirse o agitarse suavemente algunas veces antes de llenar la copa de prueba con la finalidad que el espécimen de prueba sea representativo del contenido de impurezas. No debe agitarse rápidamente porque podría introducirse una cantidad excesiva de aire. Inmediatamente después de agitar la muestra, debe usarse una porción de ella para enjuagar la copa de prueba.




Prueba de relación de transformación Determinar el estado de los embobinados, del núcleo y del cambiador de derivaciones, midiendo la relación de número de vueltas teóricas contra lo real, así como el ángulo de defasamiento. Método El método de prueba es el mencionado en las normas siguientes: IEEE STD. C57.12.90-2006, Standard Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers. Chapter 7. NMX-J-169-ANCE-2004, Transformadores y Autotransformadores de Distribución y Potencia- Métodos de Prueba. Capitulo 6. Criterios de Aceptación La tolerancia para la relación de transformación, medida cuando el transformador está sin carga, debe ser ± 0.5 % de las tensiones indicadas en la placa de tatos para todas las derivaciones. Según los estándares y referencias. IEEE STD. C57.12.00-2006, Standard for Standard General Requirements for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers. Artículo 9.1. NMX-J-284-ANCE-1998, Transformadores de potencia – especificaciones. Artículo 5.3.11. NMX-J-116-ANCE-2005, Transformadores de distribución tipo poste y Tipo subestación- Especificaciones. Artículo 5.3.10. NRF-048-PEMEX-2007, Diseño de instalaciones eléctricas. Anexo D Pruebas de Campo. NRF-144-PEMEX-2005, Transformadores de potencia. Artículo 8.2.2. NRF-143-PEMEX-2006, Transformadores de distribución. Artículo 8.2.2. K000013-CFE-2004, Transformadores de Potencia para Subestaciones de Distribución. Articulo 4.11




Equipo Utilizado

Fig. 29.- Medidor de Relación de Transformación Electrónico (DTR) Marca AEMC, Modelo 8500 Desarrollo La relación de transformación es el número de vueltas que lleva el devanado de alta tensión contra el número de vueltas del devanado de baja tensión. Para los transformadores que tienen cambiador de derivaciones para cambiar su relación de voltaje la relación de transformación se basa en la comparación entre el voltaje nominal de referencia del devanado respectivo contra el voltaje de operación o por ciento de voltaje nominal al cual está referido. La relación de transformación de éstos transformadores se deberá determinar para todas las derivaciones y para todo el devanado. La relación de vueltas debe determinarse para todas las derivaciones, así como para todas las posibles conexiones de los devanados del transformador. La prueba de relación de transformación debe hacerse a tensión nominal o menor y a frecuencia nominal o mayor y sin carga. En caso de transformadores trifásicos, en los cuales cada fase sea independiente y accesible, se recomienda utilizar de preferencia alimentación monofásica, sin embargo cuando así convenga, puede utilizarse alimentación trifásica. Esta prueba es para verificar que las relaciones de transformación para las diferentes posiciones del tap de un transformador están dentro de la tolerancia de medición. Existen 3 métodos de prueba para la determinación de la relación de transformación: 1.- El método de los dos vóltmetros. 2.- El método del transformador patrón. 3.- El método del puente de relación. La presente especificación está referida al método del transformador patrón para conocer la relación ya que es el método más preciso de los tres. Relación de transformación por el método del transformador patrón. El método del transformador patrón es el más conveniente para medir con precisión la relación de un transformador.




El transformador que se va a probar, se excita en paralelo con un transformador patrón de la misma relación nominal y los otros dos devanados (de baja tensión) se conectan en paralelo, intercalándose un vóltmetro o un detector entre dos terminales de igual polaridad. El transformador patrón puede ser un transformador de relación variable, por ejemplo el TTR (Transformer Turn Ratio), en cuyo caso puede obtenerse directamente la relación de transformación.

Fig. 30.- Conexiones para la medición de la relación de transformación por el método del transformador patrón. Prueba de resistencia de aislamiento de los devanados Determinar el estado de los aislamientos de los transformadores, para verificar si cumplen con los valores mínimo establecidos en las normas de referencia. Método La prueba consiste en verificar que los aislamientos del transformador bajo prueba cumplen con la resistencia mínima recomendada bajo la operación a la que serán sometidos, así como de comprobar la conexión entre sus devanados y tierra para garantizar la correcta operación del transformador y que no existan defectos en el mismo. Las pruebas de resistencia de aislamiento deberán realizarse con los circuitos de igual voltaje conectados entre sí y los circuitos de diferente voltaje deberán ser probados por separado, por ejemplo: Alta tensión vs. Baja tensión Alta tensión vs. Tierra Baja tensión vs. Tierra Neutro vs. Tierra (En el caso de que el neutro no esté conectado directamente a tierra) El método de prueba es el mencionado en las normas siguientes: IEEE STD. C57.12.90-2006, Standard Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers. Chapter 7.




NMX-J-169-ANCE-2004, Transformadores y Autotransformadores de Distribución y Potencia- Métodos de Prueba. Capitulo 9. Criterios de Aceptación No hay una buena cifra para determinar si una lectura de una resistencia de aislamiento es buena o mala, pero una buena guía es la de considerar 1 MΩ por cada 1000 Volts de prueba aplicados como una cifra mínima. Esto es aplicable a motores y transformadores. No deberá ser menor a lo establecido en las normas siguientes: IEEE STD. C57.12.00-2006, Standard for Standard General Requirements for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers. NMX-J-284-ANCE-1998, Transformadores de potencia – especificaciones. NMX-J-116-ANCE-2005, Transformadores de distribución tipo poste y Tipo subestación- Especificaciones. NRF-048-PEMEX-2007, Diseño de instalaciones eléctricas. Anexo D Pruebas de Campo.

Fig. 31.- Resistencia mínima de aislamiento en aceite a 20 °C. Equipo Utilizado

Fig. 32.- Medidor de Resistencia de Aislamiento Marca MULTIVOLT Modelo M6100E Voltaje de aplicación hasta 10000 VCD.




Medidor de resistencia de aislamiento automático digital marca MEGGER de 5,000 Volts DC, modelo con rango de 10 Megaohms a 5 Teraohms, con voltaje de operación de 500, 1000, 2500 o 5000 volts DC y pasos variables de 25 V. Exactitud de +- 5% desde 1 Mohm a 1 Teraohm a 5 kv. Desarrollo El procedimiento de prueba para la medición de la resistencia de aislamiento de un transformador está descrito en la norma IEEE C57.12.90 y contiene básicamente los siguientes puntos claves:

• La temperatura de los devanados y del líquido aislante debe estar cercana a 20° C. • Todos los devanados deben estar inmersos en el mismo líquido aislante. • Todos los devanados deben de estar cortocircuitados. • Todas las terminales que no se consideran en la prueba así como la carcaza y el tanque

deberán conectarse a tierra mientras se aplique el voltaje de prueba. Deben seguirse las indicaciones de cada instrumento de medición dependiendo del que se trate teniéndose como mínimas las siguientes: Megger. Primero se debe seleccionar el voltaje de prueba de acuerdo a la tabla 1. Tabla 1. Voltaje de prueba para diferentes voltajes de referencia.

Voltaje de prueba (V) 1000 2500 5000

Como una regla general, el voltaje de prueba debe ser aplicado hasta que se registre una lectura que no cambie en un margen de 15 segundos o la lectura final que observa en el transcurso de 60 segundos. En circuitos capacitivos se deberá ejercer la tensión de prueba por un minuto o más si es necesario completar la carga de la muestra. La figura 33 muestra el diagrama elemental de conexiones del Megger, donde el devanado bajo prueba puede ser cualquiera de los ya mencionados anteriormente. Una vez terminadas las conexiones se debe girar la palanca a una velocidad tal que la aguja del instrumento se estabilice y se encienda el led de color verde y tomar la lectura. Si el led de color rojo se enciende significa que el valor medido se deberá multiplicar por 10. El voltaje aplicado para la medición de la resistencia de aislamiento a tierra deberá ser incrementado en un tiempo no mayor a 15 segundos y después de ser detenido en su valor de prueba durante un minuto y se deberá reducir gradualmente en no más de 5 segundos a un valor de un cuarto o menos del valor máximo que se haya registrado. La prueba debe ser interrumpida inmediatamente si la lectura de la corriente comienza a incrementarse sin estabilizarse. Podrían presentarse descargas parciales durante las pruebas de resistencia de aislamiento que puedan causar al transformador bajo prueba y también arrojar resultados erróneos en los valores de




las lecturas de medición, para este caso se deberá hacer una pausa y continuar posteriormente con la prueba. Después de que la prueba haya sido completada se deberán aterrizar por un periodo de tiempo suficiente para liberar cualquier carga que haya quedado atrapada.

Fig. 33.- Conexiones del Megger, para la medición de la resistencia de aislamiento de un transformador. Índice de absorción dieléctrica: Es la relación entre dos mediciones de tiempo de resistencia de aislamiento. En el caso de la medición a un minuto, la relación es:

segundosaoaislamientdearesistencideMediciónsegundosaoaislamientdearesistencideMediciónAbsorcióndeIndice

_30_______60________ =

Por experiencias se ha establecido que los índices de absorción con valor de 1.4 o mayores son indicativos de buenas condiciones de aislamiento.

minutounaoaislamientdeMediciónminutosaoaislamientdeMediciónónpolarizacideIndice

______10______ =

Si la lectura del índice de polarización es mayor que la unidad, nos indica que el aislamiento es bueno y la absorción de humedad es mínima. Si el valor de índice de polarización es igual a la unidad, nos indica un valor aceptable máximo, por lo cual si un valor es menor se considera malo y peligroso.




Curva de absorción dieléctrica: La resistencia de aislamiento no es una medida de la tensión que soporta un aislamiento, si se interpreta un aislamiento de corriente, solo sirve para determinar si el devanado puede continuar en servicio. Se ha observado un gran número de pruebas que para transformadores iguales y bajo condiciones similares, la resistencia de aislamiento puede variar considerablemente. Los cambios que ocurren en la resistencia de aislamiento, son más significativos que los valores absolutos. La pendiente, de absorción dieléctrica, nos muestra lo anterior; el voltaje de prueba aplicada durante 10 minutos, tomando lecturas cada minuto, cualquier curva que alcance un valor constante o menor que la normal en tres minutos, nos indica alta corriente de fuga. El devanado debe investigarse. En caso de aislamiento muy húmedo la curva de absorción dieléctrica, puede empezar hacia arriba y bajar del valor inicial como se muestra en siguiente figura.

Fig. 34.- Curva de absorción dieléctrica.

14. BIBLIOGRAFIA

1. Manual de Diseño de Subestaciones Eléctricas de CFE 2. Manual de Mantenimiento a Interruptores de Potencia de CFE 3. Biddle Instruments, Manual on Electrical Insulation testing for the practical 4. Westinghouse Electric Co, Electrical Maintenance Hints, 1976 5. IEEE, Guide for the acceptance and maintenance of insulating oil in 6. equipment, C57.106.1991 7. Transformer maintenance, Bureau of reclamation, United 8. S.D Myers, J.J Kelly, R.H Parrish, A guide to transformer maintenance 9. Transformer maintenance institute, 1981

Documents

Capitulo 2.- Mantenimiento a Sistemas de Distribucion Electrica