Mantenimiento | Puerta Polanco

Área de Comunicación

Mantenimiento Preventivo a Subestación Eléctrica, Seccionadores y TR

Revista Técnica

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

Normatividad

09

Objetivo

10

Mantenimiento

10

Pruebas eléctricas de rutina

21

Mantenimiento Predictivo y Preventivo a Subestaciones, Seccionadores

42

y Transformadores Conclusiones

48

Recomendaciones

57

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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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 subesta- 11. Norma Mexicana NMX-J351-1-ANCE-2016. Transforción.

madores y autotransformadores de distribución y potencia tipo secos Especificaciones.

4. Norma Mexicana NMX-J-136-ANCE-2019.

Abreviaturas y símbolos para el diseño e interpreta- 12. Norma Mexicana NMX-J351-2-ANCE-2016. ción de diagramas, planos y equipos eléctricos.

Transformadores y autotransformadores de distribución y potencia tipo secos métodos de prueba.

5. Norma Mexicana NMX-J-141-1-ANCE-2014. Fusibles de alta tensión-parte 1: cortacircuitos-fusibles limita- 13. Norma Mexicana NMX-J351-3-ANCE-2016. Transdores de corriente.

formadores y autotransformadores de distribución y potencia tipo secos capacidad para soportar Corto-

6. Norma Mexicana NMX-J-141-2-ANCE-2016. Fusibles circuitos. para alta tensión-Parte 2: Cortacircuitos-Fusible de expulsión-Especificaciones y métodos de prueba.

14. Norma Mexicana NMX-J-549-ANCE-2005 Sistemas de Protección Contra Tormentas Eléctricas-especifi-

7. Norma Mexicana NMX-J-142-1-ANCE-2019 Con-

caciones, Materiales y Métodos de Medición.

ductores-Cables de Energía con Pantalla Metálica, aislados con polietileno de cadena cruzada o a base

15. Procedimiento de pruebas de campo para equipo

de Etileno-Propileno.

primario de subestaciones eléctricas de distribución (abril de 1994 C.F.E.).

8. Norma Mexicana NMX-J-169-ANCE-2015. Transformadores y Autotransformadores de Distribución y potencia – Métodos de Prueba.

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MANTENIMIENTO 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 de las Subestaciónes, Seccionadores y Transformadores que alimenta a la Torre “Puerta 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 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 es la que nos interesa. En esta definición incluimos la necesidad de que El transformador patrón de relael transformador se excite en vacío, es decir, sin carga, puesto que, si ción constante nos permite verifiexistieran corrientes en los devanados, las tensiones que mediríamos no car que el transformador en prueserían iguales a las fuerzas electromotrices inducidas, debido a que se ba se apegue a la misma relación producirían caídas de voltaje en las resistencias y reactancias de

del patrón.

dispersión. Para determinar la relación de transformación en laborato- Se aplica una tensión alterna, a voltaje nominal o menor y frecuencia rio existen tres métodos: Método de los voltímetros

nominal o mayor, a un devanado

Método del transformador patrón

del transformador patrón y al co-

Método del potenciómetro de resistencia

rrespondiente del transformador

Los tres métodos consisten en aplicar a uno de los devanados una ten- en prueba, conectados en paralesión alterna, y detectar el valor del voltaje inducido en el otro devanado. lo.

Los artificios para llevar a cabo estas operaciones son lo que dan las tres El transformador patrón con relavariantes fundamentales. En todos los casos es importante efectuar las ción variable, conocido comercialconexiones respetando la polaridad de los devanados.

mente con las siglas TTR (Transfor-

Cuando se aplica a un devanado una onda senoidal de voltaje, en el otro mer Turn-Ratio), es un instrumento devanado se induce otra onda proporcional a la aplicada. La onda apli- que nos permite medir cualquier cada y la inducida prácticamente se encuentran en fase, de manera que relación de transformación habrá una terminal de alta tensión y una de baja tensión que en cualquier dentro de una escala de valores instante tengan siempre la misma polaridad. Estas terminales se identi- muy amplia. fican en los diagramas con un punto, y en las terminales del transforma- Al conectar el TTR al transformador con mismos subíndices (figura 1).

dor en prueba es importante ob-

En la figura 1: Se ilustra como ejemplo el instante en que la onda de vol- servar las polaridades pues en caso taje primario es positiva; la terminal de voltaje secundario que en ese de una conexión equivocada, el instante será también positiva corresponde a la misma polaridad.

instrumento no dará lectura.

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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 Los aislamientos se deben medir: para evitar que entren en contacto con las espiras, las

Entre los devanados de alta y baja tensión

capaz y las bobinas de alta y baja tensión, así como,

Entre el devanado de alta tensión y tierra

las bobinas 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 insmadores, puesto que de ellos depende la vida útil del trumentos que generan alta tensiones (usualmente 5000 volts) y de acuerdo con la intensidad de corrienequipo.

La primera prueba para detectar el estado de los ais- te de fuga, marcan directamente en su carátula el valamientos es la medición de su resistencia eléctrica, lor de 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 cosible humedad en los aislamientos, y una lectura de rriente 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 contiLa corriente que fluye dentro del volumen de aisla- nua por un total de 10 min., la relación de la resistencia miento la cual está compuesta por: de 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 independientemen- del aceite, del aislamiento sólido o ambos. te de ser cuantitativa también es relativa, ya que el Para un mejor análisis de los aislamientos las pruebas hecho de estar influenciada por aislamientos, tales deben hacerse al mismo potencial, las lecturas correcomo la porcelana, papel, aceite, barnices, etc., la gidas a una misma base (20 °C) y en lo posible, efecconvierten en indicadora de la presencia de humedad tuar las pruebas bajo las mismas condiciones ambieny suciedad de 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.

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Apartarrayos

La tensión a que operan los apar-

El apartarrayos es un dispositivo que se encuentra conectado perma- tarrayos se conoce técnicamente nentemente en el sistema de, opera cuando se presenta una sobreten- conoce como tensión de cebado sión de determinada magnitud, descargando la corriente de tierra. Su del apartarrayos. principio general de operación se basa en la formación de un arco eléc- El condensador se emplea como trico entre dos explosores cuya operación está determinada de antema- filtro con los apartarrayos de los generadores. no de a 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 bida a operación de interruptores) la sobretensión se drene a tierra. Dicho dispositivo nos permite proteger como de descargas atmosféricas a las 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 servicio al presentarse dichas sobretensiones. variable”.

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.

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Apartarrayos de resistencia variable

Método de Prueba

Cámara de ultrasonido

equipos cuando algo anormal está los problemas en los equipos antes

de que se produzcan fallas que inLa detección de ultrasonido es una sucediendo. técnica de mantenimiento predicti- Esta herramienta está fundamen- terrumpan el desarrollo normal de vo que aprovecha las propiedades tada en el hecho de que las fuer- los equipos. de las ondas sonoras para detectar zas de rozamiento, las descargas Para detectar el ultrasonido, se los problemas de los equipos de eléctricas y las pérdidas de presión utiliza un instrumento llamado deuna forma rápida, exacta y segura. o vacío en las plantas, generan tector de ultrasonidos el cual está Esta técnica se basa en el estudio ondas sonoras de alta frecuencia, diseñado para capturar ondas ulde las ondas sonoras de alta fre- corta longitud y rápida pérdida de trasónicas y convertirlas en señacuencia que se producen en los

energía lo cual permite localizar les con frecuencias dentro del rango de audición humana.

Este dispositivo cuenta con la tecnología necesaria para que una vez convertidas las ondas de ultrasonido puedan escucharse a través de audífonos o visualizarse en un display por medio de un aumento de su intensidad.

15

Los detectores de ultrasonido son equipos fáciles de El oído humano detecta los sonidos cuyas frecuencias utilizar, gracias a que el comportamiento del sonido se encuentran entre los 20 Hz y los 20 kHz. Las ondas es direccional, el operador puede verificar cualquier sonoras cuya frecuencia se encuentra por debajo de área ubicando la fuente del problema el cual se mani- los 20 Hz se conocen con el nombre de Infrasonido; fiesta como con un sonido mucho más fuerte que en y las ondas cuya frecuencia es mayor a los 20 kHz se llaman Ultrasonido.

los demás puntos.

El diseño interno de un detector ultrasónico es el siguiente:

Aplicaciones de los ultrasonidos en el mantenimien- Descargas Parciales to de equipos eléctricos

Las descargas parciales sólo se producen en instala-

El estudio de ultrasonidos se ha consolidado como ciones de media y alta tensión. Son descargas elécuna técnica rápida y segura para detectar fallos eléc- tricas no deseadas que atraviesan el aislamiento entricos, tanto en alta como en baja tensión.

tre conductor y tierra. El flujo de corriente resultante

La detección de ultrasonidos es complementaria a las puede causar una avería y derivar en el fallo total del inspecciones termográficas, puesto que algunos mo- equipo. dos de fallo como el efecto corona no produce calor y La fuga de corriente eléctrica provoca una ionización por lo tanto no es detectable mediante la técnica del del aire alrededor de la cual se produce un amplio esanálisis termográfico.

pectro de sonido, que incluye frecuencias de ultraso-

Las inspecciones de ultrasonidos para detección de nidos. Los componentes de la actividad ultrasónica fallos eléctricos se aplican a: Líneas de transmisión y distribución de alta tensión

contienen abundante información útil para poder distinguir entre los efectos corona, tracking y arcos.

Inspecciones predictivas de subestaciones

La detección se basa primero en escuchar la señal,

Conmutadores

pero el diagnóstico preciso de estos fallos se facilita

Transformadores

en gran medida cuando se incorpora el análisis de la

Cuadros eléctricos de media y baja tensión

onda y del espectro de frecuencia de las señales de

Las anomalías en los circuitos eléctricos provocan los ultrasonidos. emisiones ultrasónicas. Al escanear el área con los de- Efecto Corona tectores de ultrasonidos se localizan los puntos don- El efecto corona afecta a los conductores eléctricos de se generan estas emisiones de ultrasonidos.

por encima de 1 kV. Produce ozono nocivo para el ais-

Algunas de las anomalías que puede detectar el estu- lamiento, también produce ácido nítrico que oxida los dio de ultrasonidos son: 16

metales en presencia de humedad y genera

interferencias electromagnéticas.

hasta llegar al punto de combus-

Cámara termográfica

El efecto corona se escucha como tión súbita (flashover). Después de Ningún sistema eléctrico tiene una un zumbido constante, un sonido la combustión súbita todo este so- eficiencia del 100%, siempre hay regular similar al producido al freír. nido se convierte en silencio.

una pequeña cantidad de energía

Cuando se encuentra en un estado La representación de la onda de que se transforma en calor debido avanzado, se producen al azar so- la señal de tracking muestra altas al paso de la corriente eléctrica. El nidos de explosiones. El efecto co- cumbres muy cortas, pero con ele- tiempo, cargas elevadas o flucrona avanzado tiene un tono más vada amplitud. El espacio de tiem- tuantes, vibraciones, fatiga de mapo entre picos y las amplitudes de teriales, condiciones ambientales, La representación de la onda de los picos no es regulares. La ampli- etc. Provocan que tanto los comgrave y profundo.

la señal de una descarga de coro- tud de los picos es un indicador de ponentes como las superficies de na muestra picos con espaciados la gravedad del defecto. contacto se vayan deteriorando, y y amplitudes regulares. Cuando se La representación de la señal en por tanto aumentando la resistenencuentra en un estado avanzado, frecuencia no muestra picos pre- cia eléctrica. se añaden picos adicionales de ma- dominantes.

Este aumento de resistencia lle-

yor amplitud que aparecen de ma- Arco Eléctrico

va consigo inevitablemente un

El arco es una corriente que fluye a aumento de la temperatura del La representación de la señal de través del aire y produce una des- componente que en ocasiones frecuencia de la corona muestra un carga de plasma. puede producir problemas eléctrinera aleatoria.

pico predominante en la frecuen- El arco se escucha como un sonido cos como cortocircuitos o fallos en cia fundamental de 50 ó 60 Hz y violento con un comienzo y un des- la alimentación a otros sistemas, unos pocos armónicos más débi- vanecimiento bruscos.

pero además puede derivar en

les. Cuanto más avanzado se en- La representación de la onda de otros riesgos como incendios o dacuentra el fenómeno corona, más señal del arco muestra picos de ños personales. armónicos aparecen y su amplitud muy elevada amplitud que apare- Poder detectar este incremento crece en comparación con la de la cen aleatoriamente en el tiempo. de temperatura sin modificar las La principal diferencia es que con condiciones de trabajo, será funfrecuencia fundamental. el tracking es que la duración de damental para poder adelantarnos El fenómeno llamado tracking es la cada descarga es más larga, por lo a la avería y de esta manera evitar Efecto Tracking

formación de caminos conducto- que la representación de la señal un posible desastre futuro. Es aquí res en la zona de la superficie de un de temporal del arco revela picos donde las cámaras termográficas aislante eléctrico. Este fenómeno más anchos.

se convierten en un instrumento

se ve agravado por la contamina-

eficaz en el mantenimiento pre-

ción y la humedad.

dictivo y preventivo ya que de una

El tracking se escucha como un so-

manera rápida y visual el termógra-

nido de zumbido y chisporroteos

fo podrá determinar el estado de la

intermitentes, con pausas y caídas

instalación eléctrica, así como el de

y crecimientos en intensidad. La in-

los componentes que la forman.

tensidad puede aumentar 17

La cámara termográfica La energía infrarroja (A) que irradia un objeto se enfoca 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), compatible 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 estos elementos componen una cámara termográfica.

Esto hace de la cámara termográfica una herramienta perfecta para aplicaciones eléctricas.

El funcionamiento de la cámara ter- radiación electromagnética en el La fuente principal de radiación de mográfica es registrar la intensidad espectro de luz visible. Cualquier infrarrojos es el calor o la radiación de la radiación en la zona infrarroja otro tipo de radiación electromag- térmica. Cualquier objeto con una del espectro electromagnético y nética, como la infrarroja, es invisi- temperatura superior al cero absola convierte en una imagen visible. ble para el ojo humano. Los infra- luto (-273,15 ° C o 0 Kelvin) emite Nuestros ojos son detectores que rrojos están a medio camino entre radiación en la región infrarroja. están diseñados para detectar la

el espectro visible y las microondas del espectro electromagnético.

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Red de Tierra

Aplicaciones eléctricas

Las cámaras termográficas son potentes herramientas para la supervi- Los sistemas de tierra como elesión y el diagnóstico del estado de los componentes y de las instalacio- mento de una subestación deben nes eléctricas, la termografía se utiliza para detectar puntos calientes inspeccionarse y recibir mantenique pueden generar averías. miento.

A nivel técnico, la aplicación de la termografía nos va a permitir visualizar El objetivo de una conexión a tierra los patrones de temperatura de los sistemas e instalaciones eléctricas. es facilitar el paso de la corriente En este sentido, hay que tener en cuenta que una causa de fallo en los del sistema de potencia en caso de sistemas eléctricos es un exceso de temperatura provocado por diferen- falla; la oposición que se presenta a tes motivos:

la circulación de esta corriente se le

Incremento de resistencia en puntos de conexión. Es decir, un incremen- llama resistencia de tierra. to de la resistencia de contacto da lugar a un incremento de la potencia El medidor de uso común para la disipada en dicho contacto, lo cual se traduce, en condiciones normales, prueba de resistencia de tierra es el en un incremento de su temperatura dando lugar a un “punto caliente”, óhmetro de tierras que utiliza por el cual se puede detectar de una forma precisa con una cámara termo- lo regular el método de caída de gráfica. Este incremento de la resistencia de contacto puede deberse potencial; este método involucra a un fenómeno de oxidación o corrosión, tornillos que se aflojan o una la utilización de dos electrodos aupresión insuficiente en los contactos móviles.

xiliares uno de potencial y otro de

Fallos en los sistemas de refrigeración. El calor que se genera, por ejem- corriente. El electrodo de corriente plo, en los transformadores de potencia, debe ser evacuado al exterior a se usa para hacer circular una cotravés de los sistemas de refrigeración en los intercambiadores de calor. rriente a través del sistema de tieSi esta extracción de calor se reduce o falla, debido por ejemplo a una rra a medir. El medidor consta de 4 obstrucción en los tubos del intercambiador o un fallo en los ventilado- terminales (C1, C2, P1, P2). res en caso de tratarse de una ventilación forzada, el transformador se La prueba se efectúa mediante la va a calentar en exceso lo cual puede dar lugar en última instancia al fallo técnica de los tres puntos, en el de este.

cual dos terminales (P1 C1) del apa-

Corrientes de fuga en sistemas aisladores. La reducción de la resistencia rato de pruebas se puntean para de aislamiento debido a suciedad o contaminantes puede dar lugar a la conectarse directamente al elecaparición de corrientes de fuga y arcos que dan lugar al calentamiento trodo de la red de tierras que se de los equipos y por lo tanto a su deterioro. pretende probar.

Con una cámara termográfica, puede identificar problemas en una fase La terminal de potencial (P2) se temprana, de forma que se pueden documentar y corregir antes de que conecta al electrodo de potencial se agraven y resulten más costosos de reparar.

P2 y la terminal de corriente (C2) al

Algunas de las aplicaciones de la termografía en el campo eléctrico son: electrodo de corriente C2.

Estado de conexiones, bornes y aisladores Las varillas de prueba P2, C2 debeEstudio de transformadores Estado de bobinados de motores / generadores,

rán clavarse a una profundidad de 50 a 60 cm aproximadamente.

armónicos e inducciones Desequilibrio de fases 19

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, (Inde resistencia en función de la distancia entre electro- ciso D. Subestaciones). Los valores de resistencia del dos.

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.

20

Pruebas Eléctricas de Rutinas

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Subestación E5

Pruebas de resistencia de aislamiento en Apartarrayos FASE A (876 GΩ)

FASE B (887 GΩ)

FASE C (573 GΩ)

Observaciones De acuerdo con el Procedimiento de pruebas de campo para equipo primario de subestaciones de distribución 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.

De acuerdo con los resultados obtenidos de la prueba de resistencia aislamiento de los apartarrayos se encuentran en buenas condiciones para continuar en servicio.

Estado del Equipo Normal

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Mantenimiento

Emergencia

Transformador TR-E5

Pruebas de resistencia de aislamiento en Apartarrayos FASE A (703.5 GΩ)

FASE B (1225 TΩ)

FASE C (728.9 GΩ)

Observaciones De acuerdo con el Procedimiento de pruebas de campo para equipo primario de subestaciones de distribución 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.

De acuerdo con los resultados obtenidos de la prueba de resistencia aislamiento de los apartarrayos se encuentran en buenas condiciones para continuar en servicio.

Estado del Equipo Normal

Mantenimiento

Emergencia

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Pruebas de resistencia de aislamiento a Transformador de 1000/1350/1795 kVA

Primera Prueba de Resistencia de Aislamiento Alta vs Baja + Tierra

Tercera Prueba de Resistencia de Aislamiento Baja vs Alta + Tierra

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Segunda Prueba de Resistencia de Aislamiento Alta vs Baja vs Tierra

Observaciones De acuerdo con las pruebas de resistencia de aislamiento efectuadas, se encontraron los siguientes resultados:

Comparando los resultados obtenidos contra los valores 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.

Estado del Equipo Normal

Mantenimiento

Emergencia

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Pruebas de relación de transformación en TR-E5

Relación de transformación “FASE A” Transformador TR-E5

Relación de transformación “FASE A” Transformador TR-E5

Relación de transformación “FASE B” 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 deberá 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 adecuado para la alimentación de la carga.

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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 campo para equipo primario de subestaciones de distribución 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.

Estado del Equipo Normal

Mantenimiento

Emergencia

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Transformador TR-E5

Pruebas de resistencia de aislamiento en Apartarrayos FASE A (539.2 GΩ)

FASE B (574.3 GΩ)

FASE C (213.9 GΩ)

Observaciones De acuerdo con el Procedimiento de pruebas de campo para equipo primario de subestaciones de distribución 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.

De acuerdo con los resultados obtenidos de la prueba de resistencia aislamiento de los apartarrayos se encuentran en buenas condiciones para continuar en servicio.

Estado del Equipo Normal

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Mantenimiento

Emergencia

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

29

Observaciones De acuerdo con las pruebas de resistencia de aislamiento efectuadas, se encontraron los siguientes resultados:

Comparando los resultados obtenidos contra los valores 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.

Estado del Equipo Normal

30

Mantenimiento

Emergencia

Transformador TR-E6

Pruebas de relación de transformación

Relación de transformación “FASE A” Transformador TR-E6

Relación de transformación “FASE B” Transformador TR-E6

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 deberá 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

Estado del Equipo Normal

Mantenimiento

no se encuentran abiertas, flojas o en corto circuito, Emergencia

lo que nos permitirá obtener un perfil de tensión adecuado para la alimentación de la carga.

31

Subestación E7

Pruebas de resistencia de aislamiento en Apartarrayos Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE A (1.148 TΩ)

Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE B (201.2 MΩ)

Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE C (197.8 MΩ)

Observaciones De acuerdo con el Procedimiento de pruebas de campo para equipo primario de subestaciones de distribución 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.

De acuerdo con los resultados obtenidos, la resistencia 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.

Estado del Equipo Normal

32

Mantenimiento

Emergencia

Transformador TR-E7

Pruebas de resistencia de aislamiento en Apartarrayos FASE A (1.390 TΩ)

FASE B (705.6 GΩ)

FASE C (1.862 TΩ)

Observaciones De acuerdo con el Procedimiento de pruebas de campo para equipo primario de subestaciones de distribución 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.

De acuerdo con los resultados obtenidos de la prueba de resistencia aislamiento de los apartarrayos se encuentran en buenas condiciones para continuar en servicio.

Estado del Equipo Normal

Mantenimiento

Emergencia

33

Transformador TR-E7

Pruebas de resistencia de aislamiento a Transformador de 1000/1350/1795 kVA

Primera Prueba de Resistencia de Aislamiento Alta vs Baja + Tierra

Tercera Prueba de Resistencia de Aislamiento Baja vs Alta + Tierra

34

Segunda Prueba de Resistencia de Aislamiento Alta vs Baja vs Tierra

Observaciones De acuerdo con las pruebas de resistencia de aislamiento efectuadas, se encontraron los siguientes resultados:

Comparando los resultados obtenidos contra los valores 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.

Estado del Equipo Normal

Mantenimiento

Emergencia

35

Transformador TR-E7

Pruebas de relación de transformación

Relación de transformación “FASE A” Transformador TR-E7

Relación de transformación “FASE B” Transformador TR-E7

Relación de transformación “FASE C” Transformador TR-E7

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 deberá 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

Estado del Equipo Normal

Mantenimiento

Emergencia

no se encuentran abiertas, flojas o en corto circuito, lo que nos permitirá obtener un perfil de tensión adecuado para la alimentación de la carga.

36

Subestación E8 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)

Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE C (189.5 GΩ)

Observaciones De acuerdo con el Procedimiento de pruebas de campo para equipo primario de subestaciones de distribución 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.

De acuerdo con los resultados obtenidos, la resistencia del aislamiento del apartarrayos de la FASE B, se encuentra por debajo de los valores mínimos recomendados por CFE, por lo que es recomendable considerar su reemplazo en los meses próximos.

Estado del Equipo Normal

Mantenimiento

Emergencia

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Transformador TR-E8

Pruebas de resistencia de aislamiento en Apartarrayos Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE A (327 GΩ)

Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE B (1.430 TΩ)

Resistencia del Aislamiento en Apartarrayo FASE C (1.141 TΩ)

Observaciones De acuerdo con el Procedimiento de pruebas de campo para equipo primario de subestaciones de distribución 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.

De acuerdo con los resultados obtenidos de la prueba de resistencia aislamiento de los apartarrayos se encuentran en buenas condiciones para continuar en servicio.

Estado del Equipo Normal

38

Mantenimiento

Emergencia

Transformador TR-E8

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

39

Observaciones De acuerdo con las pruebas de resistencia de aislamiento efectuadas, se encontraron los siguientes resultados:

Comparando los resultados obtenidos contra los valores 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.

Estado del Equipo Normal

40

Mantenimiento

Emergencia

Transformador TR-E8 Pruebas de relación de transformación

Relación de transformación “FASE A” Transformador TR-E8

Relación de transformación “FASE B” Transformador TR-E8

Relación de transformación “FASE C” Transformador TR-E8

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 deberá 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

Estado del Equipo Normal

Mantenimiento

Emergencia

no se encuentran abiertas, flojas o en corto circuito, lo que nos permitirá obtener un perfil de tensión adecuado para la alimentación de la carga.

41

Mantenimiento

Preventivo a Subestaciones, Seccionadores y Transformadores

42

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 contra sobretensiones.

En la 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 sobretensiones Para realizar esta prueba de inspección se utilizó la pistola de ultrasonido UltraProbe 15000.A continuación se anexan fotos.

43

De acuerdo con los resultados obtenidos se determina que no existe alguna anomalía en los diferentes equipos anteriormente descritos.

44

ESTUDIO DE TERMOGRAFÍA

45

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 lectura 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.

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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.

• 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 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-J-169-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 corto circuito.

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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

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TRANSFORMADOR DE 1000/1350 1795kVA - TR-E5

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51

Subestación Derivada E6

Seccionador S4 4 Vías Ubicado en Sótano 1

52

TRANSFORMADOR DE 1000/1350 1795kVA - TR-E6

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Subestación Derivada E7

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Recomendaciones • Considerar el reemplazo de los apartarrayos de la FASE B Y FASE C localizado en la subestación supercompacta E7 aislada en SF6.

• Considerar el reemplazo del apartarrayos de la FASE B localizado en la subestación supercompacta E8 aislada en SF6.

• Realizar por lo menos una vez al año mantenimiento a los dispositivos principales como son el transformador, seccionadores, tableros generales de distribución, apartarrayos.

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Área de Comunicación