Mantenimiento Preventivo a Subestación Eléctrica, Seccionadores y TR Área de Comunicación
RevistaTécnica
Directorio Ing. Juan Callejas Trejo Director General KAFSA Arq. Eduardo Cervantes Olguín Coordinación Proyectos Ing. Jorge Vázquez Cárcamo Coordinador de Operaciones Lic. Diego Armando Zúñiga Páramo Director de Comunicación | Editorial Ing. Oscar Barrios Sánchez Ing. Edgar Azuriel Quintin Reyes Estudios Eléctricos Lic. Yara Xally Villanueva Guerra Fotografía Ing. Arturo Castro Islas Coordinación Seguridad e Higiene
íNDICE PruebasMantenimientoObjetivoNormatividadeléctricas de rutina Mantenimiento Predictivo y Preventivo a Subestaciones, Seccionadores y RecomendacionesConclusionesTransformadores 10574842211009
La presente Revista Técnica contiene el desarrollo Teórico, Metódológico y Técnico de la Evaluación efectuada a la Subestación Eléctrica Supercompacta E5 de 1795 kVA , Supercompacta E6 de 1795 kVA,E7-de 1795 kVA y E8 de 1795 kVA ,la cual proporciona el suministro de Energía Eléctrica a las Instalaciones de la “Torre Metropolitana Puerta Polanco”, el cual, fue realizado el día 25 de Junio de 2022, desarrollado bajo las especificaciones de las Normas Oficiales Mexicanas, Normas Mexicanas y Normas de Referencia.
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2. Norma Mexicana NMX-J-098-ANCE-2014. Sistemas Eléctricos, Tensiones Eléctricas Normalizadas.
8. Norma Mexicana NMX-J-169-ANCE-2015. Transfor madores y Autotransformadores de Distribución y potencia – Métodos de Prueba.
5. Norma Mexicana NMX-J-141-1-ANCE-2014. Fusibles de alta tensión-parte 1: cortacircuitos-fusibles limita dores de corriente.
9. Norma Mexicana NMX-J-271/1 ANCE-2007. Técnicas de prueba en alta tensión - parte 1: definiciones generales y requisitos de prueba.
6. Norma Mexicana NMX-J-141-2-ANCE-2016. Fusibles para alta tensión-Parte 2: Cortacircuitos-Fusible de expulsión-Especificaciones y métodos de prueba.
11. Norma Mexicana NMX-J351-1-ANCE-2016. Transfor madores y autotransformadores de distribución y potencia tipo secos Especificaciones.
14circuitos..Norma Mexicana NMX-J-549-ANCE-2005 Sistemas de Protección Contra Tormentas Eléctricas-especifi caciones, Materiales y Métodos de Medición.
1. Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2012. Relativa a las instalaciones destinadas al suministro y uso de la energía eléctrica.
12. Norma Mexicana NMX-J351-2-ANCE-2016. Transformadores y autotransformadores de distribu ción y potencia tipo secos métodos de prueba.
13. Norma Mexicana NMX-J351-3-ANCE-2016. Trans formadores y autotransformadores de distribución y potencia tipo secos capacidad para soportar Corto
10. Norma Mexicana NMX-J-287-ANCE-2020. Transformadores tipo sumergible monofásicos y Trifásicos para distribución subterránea.
15. Procedimiento de pruebas de campo para equipo primario de subestaciones eléctricas de distribución (abril de 1994 C.F.E.).
NORMATIVIDAD
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3. Norma Mexicana NMX-J-116-ANCE-2017. Transfor madores de Distribución tipo poste y tipo subesta 4ción..Norma Mexicana NMX-J-136-ANCE-2019. Abreviaturas y símbolos para el diseño e interpreta ción de diagramas, planos y equipos eléctricos.
7. Norma Mexicana NMX-J-142-1-ANCE-2019 Con ductores-Cables de Energía con Pantalla Metálica, aislados con polietileno de cadena cruzada o a base de Etileno-Propileno.
Evaluación mediante pruebas, inspección y estudios eléctricos de la infraestructura que integra el Sistema Eléctrico de Distribu ción de las Subestaciónes, Seccionadores y Transformadores que alimenta a la Torre “Puer ta Polanco”, 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 in fraestructura eléctrica dando una mayor continuidad al servicio. 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 operación, Mantenimientoson: correctivo Es el concepto de mantenimiento más antiguo, puesto que permite ope rar el equipo hasta que la falla ocurra antes de su reparación o sustitu ción. Este tipo de mantenimiento requiere poca planeación y control, ocasionando interrupciones al servicio. Las desventajas de este, lo ha cen 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.
10 MANTENIMIENTO
Mantenimiento preventivo Las actividades de mantenimiento preventivo, tienen la finalidad de evi tar 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 posibilida des de falla, este tipo de mantenimiento basa sus actividades en aspec tos de periodicidad, realizando pruebas y programando mantenimien tos, con base a lo preestablecido para cada tipo de equipos.
OBJETIVO
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 pla neación y ejecución. Además, durante los últimos años, se han venido desarrollando diversas técnicas de diagnóstico tanto en línea como por muestreo que no re quiere desenergizar al equipo primario, difiriendo los periodos de aten ción de aquellas pruebas tradicionales consideradas dentro del mante nimiento preventivo y que requieren necesariamente sacar de servicio el equipo
Mantenimiento predictivo
El transformador patrón de rela ción constante nos permite verifi car que el transformador en prue ba se apegue a la misma relación del patrón. Se aplica una tensión alterna, a vol taje nominal o menor y frecuencia nominal o mayor, a un devanado del transformador patrón y al co rrespondiente del transformador en prueba, conectados en parale Ello. transformador patrón con rela ción variable, conocido comercial mente con las siglas TTR (Transfor mer Turn-Ratio), es un instrumento que nos permite medir cualquier relación de transformación dentro de una escala de valores muy amplia. Al conectar el TTR al transforma dor en prueba es importante ob servar las polaridades pues en caso de una conexión equivocada, el instrumento no dará lectura.
Relación de Transformación
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Figura 1. Identificación de las terminales de la misma polaridad Desde el punto de vista de pruebas de laboratorio, la segunda definición es la que nos interesa. En esta definición incluimos la necesidad de que el transformador se excite en vacío, es decir, sin carga, puesto que, si existieran corrientes en los devanados, las tensiones que mediríamos no serían iguales a las fuerzas electromotrices inducidas, debido a que se producirían caídas de voltaje en las resistencias y reactancias de dispersión. Para determinar la relación de transformación en laborato rio existen tres métodos:Método de los voltímetros Método del transformador patrón Método del potenciómetro de resistencia Los tres métodos consisten en aplicar a uno de los devanados una ten sión alterna, y detectar el valor del voltaje inducido en el otro devanado. Los artificios para llevar a cabo estas operaciones son lo que dan las tres variantes fundamentales. En todos los casos es importante efectuar las conexiones respetando la polaridad de los devanados. Cuando se aplica a un devanado una onda senoidal de voltaje, en el otro devanado se induce otra onda proporcional a la aplicada. La onda apli cada y la inducida prácticamente se encuentran en fase, de manera que habrá una terminal de alta tensión y una de baja tensión que en cualquier instante tengan siempre la misma polaridad. Estas terminales se identi fican en los diagramas con un punto, y en las terminales del transforma dor con mismos subíndices (figura 1). En la figura 1: Se ilustra como ejemplo el instante en que la onda de vol taje primario es positiva; la terminal de voltaje secundario que en ese instante será también positiva corresponde a la misma polaridad. Método del transformador Parapatróneste método se dispone de un transformador cuya relación de transformación es conocida, y por comparación, se obtiene la rela ción del transformador en prueba. Los transformadores patrón pode mos clasificarlos en dos grupos: Transformador patrón de relación deTransformadorconstantepatrónrelaciónvariable(TTR)
Puede definirse en función de las características de construcción o en función de las variables de operación. En función de las características de construcción es la razón del número de vueltas del devanado de alta tensión al número de vueltas del devanado de baja tensión.
Los conductores con los cuales se devanan los trans formadores deben estar perfectamente aislados para evitar que entren en contacto con las espiras, las capaz y las bobinas de alta y baja tensión, así como, las bobinas y el núcleo (tierra) La calidad y el estado de los aislamientos son aspec tos de especial interés en las pruebas de los transfor madores, puesto que de ellos depende la vida útil del Laequipo.primera
12 Método de prueba Resistencia de Aislamiento
prueba para detectar el estado de los ais lamientos es la medición de su resistencia eléctrica, cuyo valor debe ser del orden de cientos de MΩ. Un valor bajo como resultado de la prueba indicaría po sible humedad en los aislamientos, y una lectura de cero ohms indicaría un deterioro grande o falla a tierra en algún punto del devanado, por donde se produce una fuga de corriente hacia otro elemento.
Los aislamientos se deben medir: Entre los devanados de alta y baja tensión Entre el devanado de alta tensión y tierra Entre el devanado de baja tensión y tierra Para ello se emplea un tipo de Megóhmetro comer cialmente conocido como Megger. Se trata de ins trumentos que generan alta tensiones (usualmente 5000 volts) y de acuerdo con la intensidad de corrien te de fuga, marcan directamente en su carátula el va lor de resistencia de aislamiento. La resistencia del aislamiento es la resistencia en MΩ que ofrece un aislamiento al aplicarle un voltaje de co rriente directa durante un tiempo determinado, medi do a partir de la aplicación de este.
La corriente que fluye dentro del volumen de aisla miento la cual está compuesta por: Corriente capacitiva Corriente de absorción dieléctrica Corriente de conducción irreversible La corriente de fuga La medición de esta resistencia independientemen te de ser cuantitativa también es relativa, ya que el hecho de estar influenciada por aislamientos, tales como la porcelana, papel, aceite, barnices, etc., la convierten en indicadora de la presencia de humedad y suciedad de estos mismos materiales. Esta prueba se realiza con MEGGER ELECTRÓNICO de 5,000 VCD verificando que el núcleo y tanque del transformador estén bien aterrizados y los devana dos del primario y el secundario no tengan contacto. Índice de absorción
Índice de polarización Por lo general después de registrar la lectura de 1 mi nuto, de resistencia de aislamiento, la prueba conti nua por un total de 10 min., la relación de la resistencia de aislamiento de 10 min., a la de 1 min., se denomina índice de polarización, para un buen sistema de aisla miento en un aceite dieléctrico limpio, por lo general demostrará un índice de polarización de 1.5 ó más, una lectura de 1.0 ó menos puede indicar presencia de humedad excesiva o contaminación conductiva del aceite, del aislamiento sólido o ambos.
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 ini cia 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 absor ción de 1.2 o más, una lectura menor a 1 indica enve jecimiento del aislamiento o el requerimiento de man tenimiento, provocando un aumento en la corriente de absorción.
A la corriente resultante de la aplicación de voltaje de corriente directa, se le denomina “corriente de aisla miento” y consta de dos componentes.
Para un mejor análisis de los aislamientos las pruebas deben hacerse al mismo potencial, las lecturas corre gidas a una misma base (20 °C) y en lo posible, efec tuar las pruebas bajo las mismas condiciones ambien Métodotales. de prueba
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es un dispositivo que se encuentra conectado perma nentemente en el sistema de, opera cuando se presenta una sobreten sión de determinada magnitud, descargando la corriente de tierra. Su principio general de operación se basa en la formación de un arco eléc trico entre dos explosores cuya operación está determinada de antema no de a acuerdo a la tensión a la que va a operar.
Su principal elemento activo son los varistores de óxido metálico coya característica principal es su no linealidad. Cuando está trabajando a ten sión nominal, la corriente que fluye a través de este es de aproximada mente 1 mA a medida que la tensión aumenta, su resistencia disminuye drásticamente, permitiendo que fluya más corriente y que la energía de la sobretensión se drene a tierra. Dicho dispositivo nos permite proteger las instalaciones contra sobretensiones de tipo atmosférico. Se fabrican diferentes tipos de apartarrayos, basados en el principio ge neral de operación; por ejemplo: los más empleados son los conocidos como “apartarrayos tipo autovalvular” y “apartarrayos de resistencia Elvariable”.apartarrayos
14 ElApartarrayosapartarrayos
tipo autovalvular consiste en varias chapas de exploso res 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 resis tencia variable. Se emplea en tensiones medianas y tiene mucha acepta ción en el sistema de distribución. La función del apartarrayos no es eliminar las ondas de sobretensión presentadas durante las descargas atmosféricas, sino limitar su magni tud 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. La tensión a que operan los apar tarrayos se conoce técnicamente conoce como tensión de cebado del apartarrayos. El condensador se emplea como filtro con los apartarrayos de los Losgeneradores.apartarrayos se emplean para limitar las sobretensiones que se producen por acción tanto de efec tos transitorios (sobretensión de bida a operación de interruptores) como de descargas atmosféricas a niveles en los que los aislamientos del equipo no sufran deterioro, así como asegurar la continuidad del servicio al presentarse dichas so bretensiones. Apartarrayos de variableresistencia
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Estasucediendo.herramienta está fundamen tada en el hecho de que las fuer zas de rozamiento, las descargas eléctricas y las pérdidas de presión o vacío en las plantas, generan ondas sonoras de alta frecuencia, corta longitud y rápida pérdida de energía lo cual permite localizar los problemas en los equipos antes de que se produzcan fallas que in terrumpan el desarrollo normal de los Paraequipos.detectar el ultrasonido, se utiliza un instrumento llamado de tector de ultrasonidos el cual está diseñado para capturar ondas ul trasónicas y convertirlas en seña les con frecuencias dentro del ran go de audición humana. Este dispositivo cuenta con la tec nología necesaria para que una vez convertidas las ondas de ultrasoni do puedan escucharse a través de audífonos o visualizarse en un dis play por medio de un aumento de su intensidad.
Método de Prueba
Cámara de ultrasonido La detección de ultrasonido es una técnica de mantenimiento predicti vo que aprovecha las propiedades de las ondas sonoras para detectar los problemas de los equipos de una forma rápida, exacta y segura. Esta técnica se basa en el estudio de las ondas sonoras de alta fre cuencia que se producen en los equipos cuando algo anormal está
Los detectores de ultrasonido son equipos fáciles de utilizar, gracias a que el comportamiento del sonido es direccional, el operador puede verificar cualquier área ubicando la fuente del problema el cual se mani fiesta como con un sonido mucho más fuerte que en los demás puntos.
El diseño interno de un detector ultrasónico es el si guiente: Aplicaciones de los ultrasonidos en el mantenimien to de equipos eléctricos
El estudio de ultrasonidos se ha consolidado como una técnica rápida y segura para detectar fallos eléc tricos, tanto en alta como en baja tensión.
Las inspecciones de ultrasonidos para detección de fallos eléctricos se aplican a: Líneas de transmisión y distribución de alta tensión Inspecciones predictivas de TransformadoresConmutadoressubestaciones
Las anomalías en los circuitos eléctricos provocan emisiones ultrasónicas. Al escanear el área con los de tectores de ultrasonidos se localizan los puntos don de se generan estas emisiones de ultrasonidos. Algunas de las anomalías que puede detectar el estu dio de ultrasonidos son: Descargas Parciales Las descargas parciales sólo se producen en instala ciones de media y alta tensión. Son descargas eléc tricas no deseadas que atraviesan el aislamiento en tre conductor y tierra. El flujo de corriente resultante puede causar una avería y derivar en el fallo total del Laequipo.fuga de corriente eléctrica provoca una ionización del aire alrededor de la cual se produce un amplio es pectro de sonido, que incluye frecuencias de ultraso nidos. Los componentes de la actividad ultrasónica contienen abundante información útil para poder dis tinguir entre los efectos corona, tracking y arcos. La detección se basa primero en escuchar la señal, pero el diagnóstico preciso de estos fallos se facilita en gran medida cuando se incorpora el análisis de la onda y del espectro de frecuencia de las señales de los ultrasonidos. Efecto Corona
El efecto corona afecta a los conductores eléctricos por encima de 1 kV. Produce ozono nocivo para el ais lamiento, también produce ácido nítrico que oxida los metales en presencia de humedad y genera
La detección de ultrasonidos es complementaria a las inspecciones termográficas, puesto que algunos mo dos de fallo como el efecto corona no produce calor y por lo tanto no es detectable mediante la técnica del análisis termográfico.
El oído humano detecta los sonidos cuyas frecuencias se encuentran entre los 20 Hz y los 20 kHz. Las ondas sonoras cuya frecuencia se encuentra por debajo de los 20 Hz se conocen con el nombre de Infrasonido; y las ondas cuya frecuencia es mayor a los 20 kHz se llaman Ultrasonido.
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Cuadros eléctricos de media y baja tensión
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Cámara termográfica Ningún sistema eléctrico tiene una eficiencia del 100%, siempre hay una pequeña cantidad de energía que se transforma en calor debido al paso de la corriente eléctrica. El tiempo, cargas elevadas o fluc tuantes, vibraciones, fatiga de ma teriales, condiciones ambientales, etc. Provocan que tanto los com ponentes como las superficies de contacto se vayan deteriorando, y por tanto aumentando la resisten cia Esteeléctrica.aumento de resistencia lle va consigo inevitablemente un aumento de la temperatura del componente que en ocasiones puede producir problemas eléctri cos como cortocircuitos o fallos en la alimentación a otros sistemas, pero además puede derivar en otros riesgos como incendios o da ños Poderpersonales.detectar este incremento de temperatura sin modificar las condiciones de trabajo, será fun damental para poder adelantarnos a la avería y de esta manera evitar un posible desastre futuro. Es aquí donde las cámaras termográficas se convierten en un instrumento eficaz en el mantenimiento pre dictivo y preventivo ya que de una manera rápida y visual el termógra fo podrá determinar el estado de la instalación eléctrica, así como el de los componentes que la forman.
interferencias electromagnéticas. El efecto corona se escucha como un zumbido constante, un sonido regular similar al producido al freír. Cuando se encuentra en un estado avanzado, se producen al azar so nidos de explosiones. El efecto co rona avanzado tiene un tono más grave y profundo. La representación de la onda de la señal de una descarga de coro na muestra picos con espaciados y amplitudes regulares. Cuando se encuentra en un estado avanzado, se añaden picos adicionales de ma yor amplitud que aparecen de ma nera aleatoria. La representación de la señal de frecuencia de la corona muestra un pico predominante en la frecuen cia fundamental de 50 ó 60 Hz y unos pocos armónicos más débi les. Cuanto más avanzado se en cuentra el fenómeno corona, más armónicos aparecen y su amplitud crece en comparación con la de la frecuencia fundamental. Efecto Tracking El fenómeno llamado tracking es la formación de caminos conducto res en la zona de la superficie de un aislante eléctrico. Este fenómeno se ve agravado por la contamina ción y la humedad. El tracking se escucha como un so nido de zumbido y chisporroteos intermitentes, con pausas y caídas y crecimientos en intensidad. La in tensidad puede aumentar hasta llegar al punto de combus tión súbita (flashover). Después de la combustión súbita todo este so nido se convierte en silencio. La representación de la onda de la señal de tracking muestra altas cumbres muy cortas, pero con ele vada amplitud. El espacio de tiem po entre picos y las amplitudes de los picos no es regulares. La ampli tud de los picos es un indicador de la gravedad del defecto. La representación de la señal en frecuencia no muestra picos pre dominantes. Arco Eléctrico El arco es una corriente que fluye a través del aire y produce una des carga de plasma. El arco se escucha como un sonido violento con un comienzo y un des vanecimiento bruscos. La representación de la onda de señal del arco muestra picos de muy elevada amplitud que apare cen aleatoriamente en el tiempo. La principal diferencia es que con el tracking es que la duración de cada descarga es más larga, por lo que la representación de la señal de temporal del arco revela picos más anchos.
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El funcionamiento de la cámara ter mográfica es registrar la intensidad de la radiación en la zona infrarroja del espectro electromagnético y la convierte en una imagen visible. Nuestros ojos son detectores que están diseñados para detectar la La cámara termográfica La energía infrarroja (A) que irradia un objeto se en foca con el sistema óptico (B) sobre un detector de infrarrojos (C). El detector envía los datos al sensor electrónico (D) para procesar la imagen. Finalmente, el sensor traduce los datos en una imagen (E), com patible con el visor y visible en un monitor de vídeo estándar o una pantalla LCD. La termografía de infrarrojos es el arte de transformar una imagen infrarroja en una imagen radiométrica que permita leer los valores de temperatura. Por lo tanto, cada píxel de la imagen radiométrica es, de hecho, una medición de temperatura. Para ello se incorporan a la cámara termográfica algoritmos complejos. Todos es tos elementos componen una cámara termográfica. Esto hace de la cámara termográfica una herramienta perfecta para aplicaciones eléctricas. radiación electromagnética en el espectro de luz visible. Cualquier otro tipo de radiación electromag nética, como la infrarroja, es invisi ble para el ojo humano. Los infra rrojos están a medio camino entre el espectro visible y las microondas del espectro electromagnético. La fuente principal de radiación de infrarrojos es el calor o la radiación térmica. Cualquier objeto con una temperatura superior al cero abso luto (-273,15 ° C o 0 Kelvin) emite radiación en la región infrarroja.
Si esta extracción de calor se reduce o falla, debido por ejemplo a una obstrucción en los tubos del intercambiador o un fallo en los ventilado res en caso de tratarse de una ventilación forzada, el transformador se va a calentar en exceso lo cual puede dar lugar en última instancia al fallo de este. Corrientes de fuga en sistemas aisladores. La reducción de la resistencia de aislamiento debido a suciedad o contaminantes puede dar lugar a la aparición de corrientes de fuga y arcos que dan lugar al calentamiento de los equipos y por lo tanto a su deterioro.
Con una cámara termográfica, puede identificar problemas en una fase temprana, de forma que se pueden documentar y corregir antes de que se agraven y resulten más costosos de reparar.
Algunas de las aplicaciones de la termografía en el campo eléctrico son: Estado de conexiones, bornes y aisladores Estudio de transformadores Estado de bobinados de motores / generadores, armónicos e Desequilibrioinduccionesdefases
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Red de Tierra Los sistemas de tierra como ele mento de una subestación deben inspeccionarse y recibir manteni Elmiento.objetivo de una conexión a tierra es facilitar el paso de la corriente del sistema de potencia en caso de falla; la oposición que se presenta a la circulación de esta corriente se le llama resistencia de tierra. El medidor de uso común para la prueba de resistencia de tierra es el óhmetro de tierras que utiliza por lo regular el método de caída de potencial; este método involucra la utilización de dos electrodos au xiliares uno de potencial y otro de corriente. El electrodo de corriente se usa para hacer circular una co rriente a través del sistema de tie rra a medir. El medidor consta de 4 terminales (C1, C2, P1, P2). La prueba se efectúa mediante la técnica de los tres puntos, en el cual dos terminales (P1 C1) del apa rato de pruebas se puntean para conectarse directamente al elec trodo de la red de tierras que se pretende probar. La terminal de potencial (P2) se conecta al electrodo de potencial P2 y la terminal de corriente (C2) al electrodo de corriente C2. Las varillas de prueba P2, C2 debe rán clavarse a una profundidad de 50 a 60 cm aproximadamente.
En este sentido, hay que tener en cuenta que una causa de fallo en los sistemas eléctricos es un exceso de temperatura provocado por diferen tes motivos: Incremento de resistencia en puntos de conexión. Es decir, un incremen to de la resistencia de contacto da lugar a un incremento de la potencia disipada en dicho contacto, lo cual se traduce, en condiciones normales, en un incremento de su temperatura dando lugar a un “punto caliente”, el cual se puede detectar de una forma precisa con una cámara termo gráfica. Este incremento de la resistencia de contacto puede deberse a un fenómeno de oxidación o corrosión, tornillos que se aflojan o una presión insuficiente en los contactos móviles. Fallos en los sistemas de refrigeración. El calor que se genera, por ejem plo, en los transformadores de potencia, debe ser evacuado al exterior a través de los sistemas de refrigeración en los intercambiadores de calor.
Aplicaciones eléctricas Las cámaras termográficas son potentes herramientas para la supervi sión y el diagnóstico del estado de los componentes y de las instalacio nes eléctricas, la termografía se utiliza para detectar puntos calientes que pueden generar averías. A nivel técnico, la aplicación de la termografía nos va a permitir visualizar los patrones de temperatura de los sistemas e instalaciones eléctricas.
La distancia (d) del electrodo bajo prueba de la red de tierra al electrodo de potencial (P2) se va derivando y en cada punto se toma una lectura de resistencia (r). Se recomienda iniciar a una distancia d = 5 mts., pue de aumentarse o disminuirse este valor (3, 6,10 mts.) de acuerdo con el criterio de la persona que efectúa la prueba, considerando siempre obtener los puntos coordenados (dar) suficientes para trazar una curva, de resistencia en función de la distancia entre electro dos.
Lostierra.valores límites de resistencia de la red de tierra re comendados por C.F.E. para una subestación en épo ca de lluvias es de 2Ω. De acuerdo con lo establecido en la NOM-001-SEDE-2012, Art. 921 Puesta a Tierra, (In ciso D. Subestaciones). Los valores de resistencia 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.
La distancia (l) a la que se clavará el electrodo de co rriente (C2) es igual a 4d y se calcula partiendo del cír culo equivalente de la superficie que cubre la red de
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21 Pruebas Eléctricas de Rutinas
22 Pruebas de resistencia de aislamiento en Apartarrayos Subestación E5 FASE A (876 GΩ) FASE B (887 GΩ) FASE C (573 GΩ) Observaciones De acuerdo con el Procedimiento de pruebas de cam po para equipo primario de subestaciones de distribu ción CFE, los valores de resistencia de aislamiento en apartarrayos son variables; dependiendo de la marca y tipo, pudiendo ser desde 500 hasta 50,000 megao Dehms.acuerdo con los resultados obtenidos de la prue ba de resistencia aislamiento de los apartarrayos se encuentran en buenas condiciones para continuar en servicio. Normal EmergenciaEstadoMantenimientodelEquipo
Observaciones De acuerdo con el Procedimiento de pruebas de cam po para equipo primario de subestaciones de distribu ción CFE, los valores de resistencia de aislamiento en apartarrayos son variables; dependiendo de la marca y tipo, pudiendo ser desde 500 hasta 50,000 megao
23 Pruebas de resistencia de aislamiento en Apartarrayos Transformador TR-E5 FASE A (703.5 GΩ) FASE B (1225 TΩ) FASE C (728.9 GΩ)
Dehms.acuerdo con los resultados obtenidos de la prue ba de resistencia aislamiento de los apartarrayos se encuentran en buenas condiciones para continuar en servicio. Normal EmergenciaEstadoMantenimientodelEquipo
24 Pruebas de resistencia de aislamiento a Transformador de 1000/1350/1795 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
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Normal EmergenciaEstadoMantenimientodelEquipo
Observaciones De acuerdo con las pruebas de resistencia de aisla miento efectuadas, se encontraron los siguientes re Comparandosultados: los resultados obtenidos contra los va lores recomendados por la Norma ANSI/NETA MTS2007 podemos determinar que el aislamiento en las bobinas de alta y baja tensión se encuentra en buenas condiciones para continuar en servicio.
26 Pruebas de relación de transformación en TR-E5
Relación de transformación “FASE A” Transformador TR-E5 Relación de transformación “FASE B” Transformador TR-E5 Relación de transformación “FASE A” Transformador TR-E5
Observaciones Como valor establecido por COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD (CFE) el valor máximo de diferencia permitido es de ±0.4% y de acuerdo con la NORMA ANSI/I.E.E.E. C-57.12, el porciento de diferencia no de berá ser mayor de ±0.5%. Para esta prueba se tuvo una desviación para la “Fase A” de 0.34%, para la “Fase B” de 0.28% y por ultimo para la “Fase C” de 0.18% con respecto a los valores teóricos, con estos resultados se puede determinar que las espiras de los devanados del transformador no se encuentran abiertas, flojas o en corto circuito, lo que nos permitirá obtener un perfil de tensión ade cuado para la alimentación de la carga.
27 Subestación E6 Pruebas de resistencia de aislamiento en Apartarrayos Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE A (44.88 GΩ) Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE B (313.6 GΩ) Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE C (72.76 GΩ) Observaciones De acuerdo con el Procedimiento de pruebas de cam po para equipo primario de subestaciones de distri bución CFE, los valores de resistencia de aislamiento en apartarrayos son variables; dependiendo de la marca y tipo, pudiendo ser desde 500 hasta 50,000 megaohms. Normal EmergenciaEstadoMantenimientodelEquipo
28 Pruebas de resistencia de aislamiento en Apartarrayos Transformador TR-E5 FASE A (539.2 GΩ) FASE B (574.3 GΩ)
FASE C (213.9 GΩ) Observaciones De acuerdo con el Procedimiento de pruebas de cam po para equipo primario de subestaciones de distri bución CFE, los valores de resistencia de aislamiento en apartarrayos son variables; dependiendo de la marca y tipo, pudiendo ser desde 500 hasta 50,000
Demegaohms.acuerdo con los resultados obtenidos de la prue ba de resistencia aislamiento de los apartarrayos se encuentran en buenas condiciones para continuar en servicio. Normal EmergenciaEstadoMantenimientodelEquipo
29 Transformador TR-E6 Pruebas de resistencia de aislamiento a Transformador de 1000/1350/1795 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
Observaciones De acuerdo con las pruebas de resistencia de aisla miento efectuadas, se encontraron los siguientes re Comparandosultados:
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los resultados obtenidos contra los va lores recomendados por la Norma ANSI/NETA MTS2007 podemos determinar que el aislamiento en las bobinas de alta y baja tensión se encuentra en bue nas condiciones para continuar en servicio. Normal EmergenciaEstadoMantenimientodelEquipo
Normal EmergenciaEstadoMantenimientodelEquipo
Relación de transformación “FASE A” Transformador TR-E6 Relación de transformación “FASE B” Transformador TR-E6
31 Transformador TR-E6
Pruebas de relación de transformación
Relación de transformación “FASE C” Transformador TR-E6
Observaciones Como valor establecido por COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD (CFE) el valor máximo de diferencia permitido es de ±0.4% y de acuerdo con la NORMA ANSI/I.E.E.E. C-57.12, el porciento de diferencia no de berá ser mayor de ±0.5%. Para esta prueba se tuvo una desviación para la “Fase A” de 0.32%, para la “Fase B” de 0.31% y por ultimo para la “Fase C” de 0.30% con respecto a los valores teóricos, con estos resultados se puede determinar que las espiras de los devanados del transformador no se encuentran abiertas, flojas o en corto circuito, lo que nos permitirá obtener un perfil de tensión ade cuado para la alimentación de la carga.
Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE C (197.8 MΩ) Observaciones De acuerdo con el Procedimiento de pruebas de cam po para equipo primario de subestaciones de distri bución CFE, los valores de resistencia de aislamiento en apartarrayos son variables; dependiendo de la marca y tipo, pudiendo ser desde 500 hasta 50,000 Demegaohms.acuerdo con los resultados obtenidos, la resisten cia del aislamiento del apartarrayos de la FASE B y C, se encuentra por debajo de los valores mínimos recomendados por CFE, por lo que es recomendable considerar su reemplazo en los meses próximos. Normal EmergenciaEstadoMantenimientodelEquipo
Pruebas de resistencia de aislamiento en Apartarrayos
32 Subestación E7
Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE A (1.148 TΩ) Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE B (201.2 MΩ)
33 Pruebas de resistencia de aislamiento en Apartarrayos Transformador TR-E7 FASE A (1.390 TΩ) FASE B (705.6 GΩ)
FASE C (1.862 TΩ) Observaciones De acuerdo con el Procedimiento de pruebas de cam po para equipo primario de subestaciones de distri bución CFE, los valores de resistencia de aislamiento en apartarrayos son variables; dependiendo de la marca y tipo, pudiendo ser desde 500 hasta 50,000 Demegaohms.acuerdo con los resultados obtenidos de la prue ba de resistencia aislamiento de los apartarrayos se encuentran en buenas condiciones para continuar en servicio. Normal EmergenciaEstadoMantenimientodelEquipo
34 Pruebas de resistencia de aislamiento a Transformador de 1000/1350/1795 TransformadorkVATR-E7 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
35 Observaciones De acuerdo con las pruebas de resistencia de aisla miento efectuadas, se encontraron los siguientes re sultados:Comparando los resultados obtenidos contra los va lores recomendados por la Norma ANSI/NETA MTS2007 podemos determinar que el aislamiento en las bobinas de alta y baja tensión se encuentra en bue nas condiciones para continuar en servicio. Normal EmergenciaEstadoMantenimientodelEquipo
Pruebas de relación de transformación
Observaciones Como valor establecido por COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD (CFE) el valor máximo de diferencia permitido es de ±0.4% y de acuerdo con la NORMA ANSI/I.E.E.E. C-57.12, el porciento de diferencia no de berá ser mayor de ±0.5%. Para esta prueba se tuvo una desviación para la “Fase A” de 0.13%, para la “Fase B” de 0.24% y por ultimo para la “Fase C” de 0.08% con respecto a los valores teóricos, con estos resultados se puede determinar que las espiras de los devanados del transformador no se encuentran abiertas, flojas o en corto circuito, lo que nos permitirá obtener un perfil de tensión ade cuado para la alimentación de la carga.
Normal EmergenciaEstadoMantenimientodelEquipo
Relación de transformación “FASE C” Transformador TR-E7
Relación de transformación “FASE A” Transformador TR-E7 Relación de transformación “FASE B” Transformador TR-E7
36 Transformador TR-E7
Pruebas de resistencia de aislamiento en Apartarrayos
Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE A (854.9 GΩ) Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE B (198.7 MΩ)
E8
Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE C (189.5 GΩ) Observaciones De acuerdo con el Procedimiento de pruebas de cam po para equipo primario de subestaciones de distri bución CFE, los valores de resistencia de aislamiento en apartarrayos son variables; dependiendo de la marca y tipo, pudiendo ser desde 500 hasta 50,000 Demegaohms.acuerdo con los resultados obtenidos, la resisten cia del aislamiento del apartarrayos de la FASE B, se encuentra por debajo de los valores mínimos reco mendados por CFE, por lo que es recomendable con siderar su reemplazo en los meses próximos. Normal EmergenciaEstadoMantenimientodelEquipo
37
Subestación
Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE A (327 GΩ) Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE B (1.430 TΩ)
Pruebas de resistencia de aislamiento en Apartarrayos
Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE C (1.141 TΩ) Observaciones De acuerdo con el Procedimiento de pruebas de cam po para equipo primario de subestaciones de distri bución CFE, los valores de resistencia de aislamiento en apartarrayos son variables; dependiendo de la marca y tipo, pudiendo ser desde 500 hasta 50,000 Demegaohms.acuerdo con los resultados obtenidos de la prue ba de resistencia aislamiento de los apartarrayos se encuentran en buenas condiciones para continuar en servicio. Normal EmergenciaEstadoMantenimientodelEquipo
38 Transformador TR-E8
39 Pruebas de resistencia de aislamiento a Transformador de 1000/1350/1795 TransformadorkVATR-E8 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
40 Observaciones De acuerdo con las pruebas de resistencia de aisla miento efectuadas, se encontraron los siguientes re sultados:Comparando
los resultados obtenidos contra los va lores recomendados por la Norma ANSI/NETA MTS2007 podemos determinar que el aislamiento en las bobinas de alta y baja tensión se encuentra en bue nas condiciones para continuar en servicio. Normal EmergenciaEstadoMantenimientodelEquipo
Observaciones Como valor establecido por COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD (CFE) el valor máximo de diferencia permitido es de ±0.4% y de acuerdo con la NORMA ANSI/I.E.E.E. C-57.12, el porciento de diferencia no de berá ser mayor de ±0.5%. Para esta prueba se tuvo una desviación para la “Fase A” de 0.31%, para la “Fase B” de 0.17% y por ultimo para la “Fase C” de 0.33% con respecto a los valores teóricos, con estos resultados se puede determinar que las espiras de los devanados del transformador no se encuentran abiertas, flojas o en corto circuito, lo que nos permitirá obtener un perfil de tensión ade cuado para la alimentación de la carga.
Normal EmergenciaEstadoMantenimientodelEquipo
41 Transformador TR-E8
Pruebas de relación de transformación
Relación de transformación “FASE C” Transformador TR-E8
Relación de transformación “FASE A” Transformador TR-E8 Relación de transformación “FASE B” Transformador TR-E8
42 Subestaciones,MantenimientoPreventivoaSeccionadores y Transformadores
ESTUDIO DE ULTRASONIDO Se realiza la prueba de ultrasonido a los siguientes equipos eléctricos ubicados en el sótano 1: 1.- Seccionador S0. 2.- Equipo de medición EM-01. 3.- Equipo de medición EM-02. 4.- Seccionador S3. 5.- Seccionador S4. 7.- Subestación Eléctrica S3. 8.- Subestación Eléctrica S4. 9.- Transformdador TR-E3. 10.- Transformdador TR-E5. 11.- Transformdador TR-E6 12.- Tableros de Baja Tensión. 13.- Supresores Ensobretensiones.contrala Azotea se realiza la prueba de ultrasonido a los siguientes equipos eléctricos: 1.- Seccionador S5. 2.- Subestación E7. 3.- Transfomador TR-E7 4.- Tablero de Baja Tensión. 5.- Supresores contra sobretensio Paranes realizar esta prueba de ins pección se utilizó la pistola de ultrasonido UltraProbe 15000.A continuación se anexan fotos.
De acuerdo con los resultados obtenidos se determina que no existe alguna anomalía en los di ferentes equipos anteriormente descritos.
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45 ESTUDIO TERMOGRAFÍADE
46 De acuerdo con los resultados obtenidos de la prueba de termografía se determina que no existen puntos calientes que puedan generar averías en los diferentes equipos de potencia y control.
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SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Se realizó la medición de la resistencia eléctrica obteniéndose una lec tura de 2.74 Ohms, valor determinado por el método del 62% y que se encuentra dentro de los parámetros especificados por la Norma Oficial Mexicana NOM 001 SEDE 2012 Art.921-25(b) (<10Ω). La distancia total desde el sistema bajo prueba al electrodo más lejano fue de 45 metros.
• La variación existente en los resultados de la prueba de relación de transformación entre el valor teórico y el valor obtenido en cam po 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-J-169-ANCE-2015 y a los estándares ANSI/I.E.E.E. C-57.12, el por ciento 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 corto circuito.
• El nivel de aislamiento obtenido en las pruebas dieléctricas se encuentra por arriba del valor mínimo recomendado, lo que permite determinar que no existe contacto eléctrico entre devanados y con res pecto a tierra. Los elementos aislantes de los transformadores se en cuentran en condiciones normales de operación.
• De acuerdo con la inspección efectuada a los componentes que integran la Subestación Eléctrica y a los resultados de las pruebas efec tuadas, podemos concluir que operan en forma correcta.
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Conclusiones
49 Mantenimiento a Subestación Derivada E5 y E6 de 1000/1350/1795 kVA de Estacionamientos y Áreas Comunes Subestación Derivada E5 Seccionador S3 4 Vías Ubicado en Sótano 1
50 TRANSFORMADORDE1000/13501795kVA-TR-E5
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52 Subestación Derivada E6 Seccionador S4 4 Vías Ubicado en Sótano 1
53 TRANSFORMADORDE1000/13501795kVA-TR-E6
54 Subestación Derivada E7
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Recomendaciones
• Realizar por lo menos una vez al año mantenimiento a los dispo sitivos principales como son el transformador, seccionadores, tableros generales de distribución, apartarrayos.
• Considerar el reemplazo del apartarrayos de la FASE B localizado en la subestación supercompacta E8 aislada en SF6.
• Considerar el reemplazo de los apartarrayos de la FASE B Y FASE C localizado en la subestación supercompacta E7 aislada en SF6.
Área de Comunicación
