Mantenimiento Preventivo a Transformadores Tipo Seco
Revista Técnica MÉDICA SUR
2
3
Directorio Director General KAFSA Ing. Juan Callejas Trejo
Coordinación Proyectos Arq. Eduardo Cervantes Olguín
Director Editorial Lic. Diego Armando Zúñiga Páramo
Proyecto Arq. Erika Sampedro García Arq. Marco A. Rodríguez Guerrero
Coordinador de Operaciones Ing. Jorge Vázquez Cárcamo
Estudios Eléctricos Ing. José Eduardo Segura Vázquez Ing. Edgar Azuriel Quintin Reyes
Fotografía Lic. Luis Hernández González
Coordinación Seguridad e Higiene Ing. Arturo Castro Islas
íNDICE
Normatividad
09
Objetivo
10
Mantenimientos
10
Pruebas eléctricas de rutina
17
Mantenimiento Preventivo a transformadores
25
Conclusiones
36
Recomendaciones
37
La presente Revista Técnica contiene el desarrollo teórico y técnico sobre la Evaluación efectuada a los transformadores de 750, 500 y 75kVA, que proporciona el suministro de Energía Eléctrica a las Instalaciones de la Torre Medica el cual, fue realizado el pasado 16 de Abril de 2022, desarrollado bajo las especificaciones de las Normas Oficiales Mexicanas, Normas Mexicanas y Normas de Referencia.
8
NORMATIVIDAD 1. Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2012.
9. Norma Mexicana NMX-J-271/1 ANCE-2007. Técnicas
Relativa a las instalaciones destinadas al suministro y de prueba en alta tensión - parte 1: definiciones uso de la energía eléctrica.
generales y requisitos de prueba.
2. Norma Mexicana NMX-J-098-ANCE-2014. Sistemas 10. Norma Mexicana NMX-J-287-ANCE-2020. Eléctricos, Tensiones Eléctricas Normalizadas.
Transformadores tipo sumergible monofásicos y Trifásicos para distribución subterránea.
3. Norma Mexicana NMX-J-116-ANCE-2017. Transformadores de Distribución tipo poste y tipo subestación. 11. Norma Mexicana NMX-J351-1-ANCE-2016. Transformadores y autotransformadores de distribución y 4. Norma Mexicana NMX-J-136-ANCE-2019.
potencia tipo secos Especificaciones.
Abreviaturas y símbolos para el diseño e interpretación de diagramas, planos y equipos eléctricos.
12. Norma Mexicana NMX-J351-2-ANCE-2016. Transformadores y autotransformadores de distribu-
5. Norma Mexicana NMX-J-141-1-ANCE-2014. Fusibles ción y potencia tipo secos métodos de prueba. de alta tensión-parte 1: cortacircuitos-fusibles limitadores de corriente.
13. Norma Mexicana NMX-J351-3-ANCE-2016. Transformadores y autotransformadores de distribución y
6. Norma Mexicana NMX-J-141-2-ANCE-2016. Fusibles potencia tipo secos capacidad para soportar Cortocirpara alta tensión-Parte 2: Cortacircuitos-Fusible de ex- cuitos. pulsión-Especificaciones y métodos de prueba. 14. Norma Mexicana NMX-J-549-ANCE-2005 Sistemas 7. Norma Mexicana NMX-J-142-1-ANCE-2019 Conduc-
de Protección Contra Tormentas Eléctricas-especifica-
tores-Cables de Energía con Pantalla Metálica, aisla-
ciones, Materiales y Métodos de Medición.
dos con polietileno de cadena cruzada o a base de Etileno-Propileno.
15. Procedimiento de pruebas de campo para equipo primario de subestaciones eléctricas de distribución
8. Norma Mexicana NMX-J-169-ANCE-2015. Transfor-
(abril de 1994 C.F.E.).
madores y Autotransformadores de Distribución y potencia – Métodos de Prueba.
9
MANTENIMIENTOS OBJETIVO
Al mejorar las técnicas de mantenimiento, se logra una productividad mayor, se incrementa la seguridad del personal y operativa del equipo, además se reduce los costos de los mismos. Los tipos de mantenimiento que se pueden aplicar al equipo en
Evaluación mediante pruebas, inspección y estudios eléctricos de la infraestructura que integra el Sistema Eléctrico de Distribución que alimenta a la la torre Médica Sur, con el objetivo de evaluar las condiciones actuales de operación, la seguridad para el personal a cargo e identificar los puntos susceptibles de falla, a fin de reforzar o corregir la infraestructura eléctrica dando una mayor continuidad al servicio.
operación, son:
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, ocasionando interrupciones al servicio. Las desventajas de este, lo hacen inaceptable en las instalaciones, ya que el trabajo es realizado sobre una base de emergencia, la cual resulta en in insuficiente empleo de la mano de obra, materiales y refacciones.
Mantenimiento preventivo Las actividades de mantenimiento preventivo, tienen la finalidad de evitar que el equipo falle durante el periodo de su vida útil y la técnica su aplicación, se apoya en el análisis de antecedentes históricos del equipo después de pasar el periodo de puesta de servicio. Reduce las posibilidades de falla, este tipo de mantenimiento basa sus actividades en aspectos de periodicidad, realizando pruebas y programando mantenimientos, con base a lo preestablecido para cada tipo de equipos.
Mantenimiento predictivo El tipo de mantenimiento predictivo, tiene como finalidad combinar las ventajas de los dos tipos de mantenimientos 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 diagnóstico 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 preventivo y que requieren necesariamente sacar de servicio el equipo
10
Relación de Transformación Puede definirse en función de las características de construcción o en
Método del transformador patrón
función de las variables de operación. En función de las características Para este método se dispone de de construcción es la razón del número de vueltas del devanado de alta un transformador cuya relación de tensión al número de vueltas del devanado de baja tensión.
transformación es conocida, y por comparación, se obtiene la relación del transformador en prueba. Los transformadores patrón podemos clasificarlos en dos grupos: Transformador patrón de relación constante Transformador patrón
Figura 1. Identificación de las terminales de la misma polaridad
de relación variable (TTR)
Desde el punto de vista de pruebas de laboratorio, la segunda definición El transformador patrón de relación es la que nos interesa. En esta definición incluimos la necesidad de que el constante nos permite verificar que transformador se excite en vacío, es decir, sin carga, puesto que, si existie- el transformador en prueba se aperan corrientes en los devanados, las tensiones que mediríamos no serían gue a la misma relación del patrón. iguales a las fuerzas electromotrices inducidas, debido a que se produci- Se aplica una tensión alterna, a voltaje nominal o menor y frecuencia rían caídas de voltaje en las resistencias y reactancias de dispersión. Para determinar la relación de transformación en laboratorio nominal o mayor, a un devanado del transformador patrón y al coexisten tres métodos: Método de los voltímetros
rrespondiente del transformador
Método del transformador patrón
en prueba, conectados en paralelo.
Método del potenciómetro de resistencia
El transformador patrón con rela-
Los tres métodos consisten en aplicar a uno de los devanados una ten- ción variable, conocido comercialsión alterna, y detectar el valor del voltaje inducido en el otro devanado. mente con las siglas TTR (TransforLos artificios para llevar a cabo estas operaciones son lo que dan las tres mer Turn-Ratio), es un instrumento variantes fundamentales. En todos los casos es importante efectuar las que nos permite medir cualquier conexiones respetando la polaridad de los devanados.
relación de transformación
Cuando se aplica a un devanado una onda senoidal de voltaje, en el otro dentro de una escala de valores devanado se induce otra onda proporcional a la aplicada. La onda apli- muy amplia. cada y la inducida prácticamente se encuentran en fase, de manera que Al conectar el TTR al transformador habrá una terminal de alta tensión y una de baja tensión que en cualquier en prueba es importante observar instante tengan siempre la misma polaridad. Estas terminales se identifi- las polaridades pues en caso de una can en los diagramas con un punto, y en las terminales del transformador conexión equivocada, el con mismos subíndices (figura 1).
instrumento no dará lectura.
En la figura 1: Se ilustra como ejemplo el instante en que la onda de voltaje primario es positiva; la terminal de voltaje secundario que en ese instante será también positiva corresponde a la misma polaridad. 11
Método de prueba
Resistencia de Aislamiento
a tierra en algún punto del devanado, por donde se
Los conductores con los cuales se devanan los trans- produce una fuga de corriente hacia otro elemento. formadores deben estar perfectamente aislados para Los aislamientos se deben medir: evitar que entren en contacto con las espiras, las capaz
Entre los devanados de alta y baja tensión
y las bobinas de alta y baja tensión, así como, las bobi-
Entre el devanado de alta tensión y tierra
nas y el núcleo (tierra)
Entre el devanado de baja tensión y tierra
La calidad y el estado de los aislamientos son aspec- Para ello se emplea un tipo de Megóhmetro comertos de especial interés en las pruebas de los transfor- cialmente conocido como Megger. Se trata de instrumadores, puesto que de ellos depende la vida útil del mentos que generan alta tensiones (usualmente 5000 volts) y de acuerdo con la intensidad de corriente de equipo. La primera prueba para detectar el estado de los ais- fuga, marcan directamente en su carátula el valor de lamientos es la medición de su resistencia eléctrica, resistencia de aislamiento. cuyo valor debe ser del orden de cientos de MΩ. Un La resistencia del aislamiento es la resistencia en MΩ valor bajo como resultado de la prueba indicaría po- que ofrece un aislamiento al aplicarle un voltaje de sible humedad en los aislamientos, y una lectura de corriente directa durante un tiempo determinado, medido a partir de la aplicación de este. cero ohms indicaría un deterioro grande o falla 12
A la corriente resultante de la aplicación de voltaje de
Índice de polarización
corriente directa, se le denomina “corriente de aisla- Por lo general después de registrar la lectura de 1 mimiento” y consta de dos componentes. nuto, de resistencia de aislamiento, la prueba continua La corriente que fluye dentro del volumen de aisla- por un total de 10 min., la relación de la resistencia de miento la cual está compuesta por: aislamiento de 10 min., a la de 1 min., se denomina Corriente capacitiva
índice de polarización, para un buen sistema de aisla-
Corriente de absorción dieléctrica
miento en un aceite dieléctrico limpio, por lo general
Corriente de conducción irreversible
demostrará un índice de polarización de 1.5 ó más,
La corriente de fuga
una lectura de 1.0 ó menos puede indicar presencia de humedad excesiva o contaminación conductiva
La medición de esta resistencia independientemente del aceite, del aislamiento sólido o ambos. de ser cuantitativa también es relativa, ya que el he- Para un mejor análisis de los aislamientos las pruebas cho de estar influenciada por aislamientos, tales como deben hacerse al mismo potencial, las lecturas correla porcelana, papel, aceite, barnices, etc., la convierten gidas a una misma base (20 °C) y en lo posible, efecen indicadora de la presencia de humedad y suciedad tuar las pruebas bajo las mismas condiciones ambiende estos mismos materiales. tales. Esta prueba se realiza con MEGGER ELECTRÓNICO de 5,000 VCD verificando que el núcleo y tanque del
Método de prueba
transformador estén bien aterrizados y los devanados del primario y el secundario no tengan contacto.
Índice de absorción La resistencia de aislamiento varia directamente con el espesor del aislamiento e inversamente al área de este; cuando repentinamente se aplica un voltaje de corriente directa a un aislamiento, la resistencia se inicia con un valor bajo y gradualmente va aumentando con el tiempo hasta estabilizarse, dependiendo del grado de contaminación de este. El índice de absorción se obtiene de la división del valor de resistencia obtenida 1 minuto, entre el valor obtenido al ½ minuto para un transformador con un aceite dieléctrico limpio y un aislamiento sólido limpio y relativamente seco, se obtendrán índices de absorción de 1.2 o más, una lectura menor a 1 indica envejecimiento del aislamiento o el requerimiento de mantenimiento, provocando un aumento en la corriente de absorción.
13
Apartarrayos
La tensión a que operan los aparta-
El apartarrayos es un dispositivo que se encuentra conectado permanen- rrayos se conoce técnicamente cotemente en el sistema de, opera cuando se presenta una sobretensión de noce como tensión de cebado del determinada magnitud, descargando la corriente de tierra. Su principio apartarrayos. general de operación se basa en la formación de un arco eléctrico en- El condensador se emplea como tre dos explosores cuya operación está determinada de antemano de a filtro con los apartarrayos de los generadores. acuerdo a la tensión a la que va a operar. Su principal elemento activo son los varistores de óxido metálico coya Los apartarrayos se emplean para característica principal es su no linealidad. Cuando está trabajando a ten- limitar las sobretensiones que se sión nominal, la corriente que fluye a través de este es de aproximada- producen por acción tanto de efecmente 1 mA a medida que la tensión aumenta, su resistencia disminuye tos transitorios (sobretensión dedrásticamente, permitiendo que fluya más corriente y que la energía de la bida a operación de interruptores) sobretensión se drene a tierra. Dicho dispositivo nos permite proteger las como de descargas atmosféricas a instalaciones contra sobretensiones de tipo atmosférico.
niveles en los que los aislamientos
Se fabrican diferentes tipos de apartarrayos, basados en el principio ge- del equipo no sufran deterioro, así neral de operación; por ejemplo: los más empleados son los conocidos como asegurar la continuidad del como “apartarrayos tipo autovalvular” y “apartarrayos de resistencia va- servicio al presentarse dichas sobretensiones. riable”. El apartarrayos tipo autovalvular consiste en varias chapas de explosores conectados en serie por medio de resistencias variables cuya función es dar una operación más sensible y precisa se emplea en los sistemas que operan agrandes tensiones, ya que representa una gran seguridad de operación. El apartarrayos de resistencia variable funda su principio de operación general, es decir, con dos explosores, y se conecta en serie a una resistencia variable. Se emplea en tensiones medianas y tiene mucha aceptación en el sistema de distribución. La función del apartarrayos no es eliminar las ondas de sobretensión presentadas durante las descargas atmosféricas, sino limitar su magnitud a valores que son sean perjudiciales para las maquinas del sistema. Las ondas que normalmente se presentan son de 1.5 a 1 microsegundo (tiempo de frente de onda). La función del apartarrayos es contar su valor máximo de onda (aplanar la onda). Los apartarrayos protegen también a las instalaciones contra descargas directas, para lo cual tiene un cierto radio de protección. Para mayor seguridad a las instalaciones contra las cargas directas se instalan unas varillas conocidas como bayonetas e hilos de guarda semejantes a los que se colocan en las líneas de transmisión.
14
Apartarrayos de resistencia variable
Método de Prueba
Red de Tierra
auxiliares uno de potencial y otro La terminal de potencial (P2) se
Los sistemas de tierra como ele- de corriente. El electrodo de co- conecta al electrodo de potencial mento de una subestación deben rriente se usa para hacer circular P2 y la terminal de corriente (C2) al inspeccionarse y recibir manteni- una corriente a través del sistema electrodo de corriente C2. de tierra a medir. El medidor consta Las varillas de prueba P2, C2 debemiento. rán clavarse a una profundidad de El objetivo de una conexión a tierra de 4 terminales (C1, C2, P1, P2). es facilitar el paso de la corriente La prueba se efectúa mediante la 50 a 60 cm aproximadamente. del sistema de potencia en caso de técnica de los tres puntos, en el cual falla; la oposición que se presenta a dos terminales (P1 C1) del aparato la circulación de esta corriente se le de pruebas se puntean para conectarse directamente al electrodo de llama resistencia de tierra. El medidor de uso común para la la red de tierras que se pretende prueba de resistencia de tierra es el probar. óhmetro de tierras que utiliza por lo regular el método de caída de potencial; este método involucra la utilización de dos electrodos 15
La distancia (d) del electrodo bajo prueba de la red de La distancia (l) a la que se clavará el electrodo de cotierra al electrodo de potencial (P2) se va derivando y rriente (C2) es igual a 4d y se calcula partiendo del círen cada punto se toma una lectura de resistencia (r). culo equivalente de la superficie que cubre la red de Se recomienda iniciar a una distancia d = 5 mts., pue- tierra. de aumentarse o disminuirse este valor (3, 6,10 mts.) Los valores límites de resistencia de la red de tierra rede acuerdo con el criterio de la persona que efectúa comendados por C.F.E. para una subestación en épola prueba, considerando siempre obtener los puntos ca de lluvias es de 2Ω. De acuerdo con lo establecido coordenados (dar) suficientes para trazar una curva, en la NOM-001-SEDE-2012, Art. 921 Puesta a Tierra, de resistencia en función de la distancia entre electro- (Inciso D. Subestaciones). Los valores de resistencia dos.
del Sistema de Tierra deberán conservarse en:
Artículo 921-25 de la NOM-001-SEDE-2012. Las características de los sistemas de tierra deben cumplir con lo aplicable del Artículo 250.
16
Pruebas eléctricas de rutinas
17
Pruebas de resistencia de aislamiento en juego de apartarrayos en transformador de 750kVA
Resistencia de aislamiento Apartarrayo FASE A
Resistencia de aislamiento Apartarrayo FASE C
18
Resistencia de aislamiento Apartarrayo FASE B
Pruebas de resistencia de aislamiento y relación de transformación al transformador de 500 kVA
Primera prueba de Resistencia de Aislamiento Alta vs Baja + Tierra
Segunda prueba de Resistencia de Aislamiento Alta vs Baja vs Tierra
Tercera prueba de Resistencia de Aislamiento Baja vs Alta + Tierra Estado del Equipo Normal
Mantenimiento
Emergencia
19
Prueba de Relación de Transformación
Relación de transformación fase A
Relación de transformación fase B
Relación de transformación fase C
Observaciones Como valor establecido por Comisión Federal de Electrisdad (CFE) el valor máximo de diferencia permitido es de ±0.4% y de acuerdo a la NORMA ANSI/I.E.E.E. C-57.12, el porciento de diferencia no deberá ser mayor de ±0.5%. Para esta prueba se tuvo una desviación máxima de -0.5% por cada una de las fases, de acuerdo a los estándares normalizados, el transformador se encuentra en óptimas condiciones para su funcionamiento.
Estado del Equipo Normal
20
Mantenimiento
Emergencia
Pruebas de resistencia de aislamiento y relación de transformación al transformador de 750 kVA
Primera prueba de Resistencia de Aislamiento Alta vs Baja + Tierra
Segunda prueba de Resistencia de Aislamiento Alta vs Baja vs Tierra
Tercera prueba de Resistencia de Aislamiento Baja vs Alta + Tierra Estado del Equipo Normal
Mantenimiento
Emergencia
21
Prueba de Relación de Transformación
Relación de transformación fase A
Relación de transformación fase B
Relación de transformación fase C
Observaciones Como valor establecido por Comisión Federal de Electrisdad (CFE) el valor máximo de diferencia permitido es de ±0.4% y de acuerdo a la NORMA ANSI/I.E.E.E. C-57.12, el porciento de diferencia no deberá ser mayor de ±0.5%. Para esta prueba se tuvo una desviación máxima de 0.24% por cada una de las fases, de acuerdo a los estándares normalizados, el transformador se encuentra en óptimas condiciones para su funcionamiento.
Estado del Equipo Normal
22
Mantenimiento
Emergencia
Pruebas de resistencia de aislamiento y relación de transformación al transformador de 75 kVA
Primera prueba de Resistencia de Aislamiento Alta vs Baja + Tierra
Segunda prueba de Resistencia de Aislamiento Alta vs Baja vs Tierra
Tercera prueba de Resistencia de Aislamiento Baja vs Alta + Tierra Estado del Equipo Normal
Mantenimiento
Emergencia
23
Prueba de Relación de Transformación
Relación de transformación fase A
Relación de transformación fase B
Relación de transformación fase C
Observaciones Como valor establecido por Comisión Federal de Electrisdad (CFE) el valor máximo de diferencia permitido es de ±0.4% y de acuerdo a la NORMA ANSI/I.E.E.E. C-57.12, el porciento de diferencia no deberá ser mayor de ±0.5%. Para esta prueba se tuvo una desviación máxima de 0.37% por cada una de las fases, de acuerdo a los estándares normalizados, el transformador se encuentra en óptimas condiciones para su funcionamiento.
Estado del Equipo Normal
24
Mantenimiento
Emergencia
Mantenimiento Preventivo a Transformadores
25
Transformador 750 kVA Desconexión de alimentadores en media y baja tensión de transformador tipo seco de 750 KVA
Pruebas de Resistencia de Aislamiento (MEGGER) a los devanados del Transformador. Pruebas de Relación de Transformación (TTR) a los devanados del Transformador.
26
Inspección del transformador Tipo seco de 750 kVA perteneciente a subestación, Incluye: revisión ocular y limpieza de componentes con solvente dieléctrico, desengrasante industrialytrapoindustrial libre de pelusa, reapriete de conexiones mecánicas y eléctricas.
27
Instalación de funda termocontractil de colores para la identificación de fases en terminales de Baja Tensión, incluye material, mano de obra y equipo
28
Reconexión de alimentadores en media y baja tensión de transformador tipo seco de 750 KVA
Puesta en servicio en Media Tensión mediante el cierre de cuchilla de operación sin carga
29
Transformador Tipo Seco de 500 kVA Desconexión de alimentadores en media y baja tensión de transformador tipo seco de 500 KVA
Pruebas de Resistencia de Aislamiento (MEGGER) a los devanados del Transformador. Pruebas de Relación de Transformación (TTR) a los devanados del Transformador.
30
Inspección del transformador Tipo seco de 500 kVA perteneciente a subestación, Incluye: revisión ocular y limpieza de componentes con solvente dieléctrico, desengrasante industrialytrapoindustrial libre de pelusa, reapriete de conexiones mecánicas y eléctricas
31
Reconexión de alimentadores en media y baja tensión de transformador tipo seco de 500 KVA
Puesta en servicio en Media Tensión mediante el cierre de cuchilla de operación sin carga
32
Transformador Tipo Seco de 75 kVA Libranza en baja tensión mediante la apertura de 300 Amp que protege al secundario del transformador tipo seco de 75 kVA, Incluye verificación de parámetros eléctricos previo a la desconexión
Desconexión de alimentadores primario y secundario en baja tensión de transformador de 75 KVA
Pruebas de Resistencia de Aislamiento (MEGGER) a los devanados del Transformador. Pruebas de Relación de Transformación (TTR) a los devanados del Transformador.
33
Inspección del transformador Tipo seco de 75 kVA perteneciente a subestación, Incluye: revisión ocular y limpieza de componentes con solvente dieléctrico, desengrasante industrialytrapoindustrial libre de pelusa, reapriete de conexiones mecánicas y eléctricas
Instalación de funda termocontractil de colores para identificación de fases en terminales de Baj aTensión, incluyematerial, manode obra y equipo.
34
Reconexión de alimentadores en media y baja tensión de transformador tipo seco de 75 KVA
35
Conclusiones De acuerdo con la inspección efectuada a los componentes que integran la Subestación Eléctrica y a los resultados de las pruebas efectuadas, podemos concluir que operan en forma correcta. Los valores de resistencia de los aislamientos obtenidos durante las pruebas dieléctricas se encuentra por arriba del valor mínimo recomendado en el estándar ANSI/NETA MTS 2007, lo que permite determinar que no existe contacto eléctrico entre devanados y con respecto a tierra. Los elementos aislantes de los transformadores se encuentran en condiciones normales de operación.
La variación existente en los resultados de la prueba de relación de transformación entre el valor teórico y el valor obtenido en campo se encuentra por debajo del valor máximo recomendado, el cual, es establecido por Comisión Federal de Electricidad (CFE) como valor máximo de diferencia permitido de +/-0.4% y de acuerdo con la Norma NMX-J169-ANCE-2015 y a los estándares ANSI/I.E.E.E. C-57.12, el porciento de diferencia no deberá ser mayor de +/-0.5%. Por lo cual, con base en los valores obtenidos en campo podemos determinar que en los devanados de los transformadores no existen espiras abiertas o en cortocircuito.
36
Recomendaciones Realizar por lo menos una vez al año mantenimiento a los dispositivos principales como son el transformador, seccionadores, tableros generales de distribución, apartarrayos. Es recomendable realizar por lo menos anualmente los estudios de ultrasonido y termografía para detectar de manera oportuna las incidencias.
37
38
Área de Comunicación