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5/14/2018 54545229-MANTENIMIENTO-DE-TRANSFORMADORES - slidepdf.com

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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES

Transformador ha sido definido por mucho tiempo como un dispositivo estático,formado por uno, dos o más enrollados acoplados con un núcleo magnético, y seconsidera tradicionalmente como un elemento que no tiene partes en movimiento.

Esto no es cierto, por el contrario, aunque el transformador es la única pieza delequipo eléctrico que no tiene partes en movimiento funcional, tiene distintosdispositivos en movimiento cuando es energizado (accesorios auxiliares,cambiador de taps, ventiladores, bombas impulsoras, etc.).

En un ciclo normal de operación, la carga que incide sobre la temperatura, y lafuente de voltaje y corriente juega un rol importante en la vibración de toda laestructura (expansión y contracción de materiales). Las condiciones climáticas, lacontaminación, las fallas que ocurren en el sistema, actúan desfavorablemente enel transformador e involucra un peligro en la continuidad del servicio, por lo tantose requiere que el equipo mantenga su calidad y confiabilidad.

Para que el transformador sea confiable, en un sistema en el cual es uno de losprotagonistas más importantes, y asegurar una larga vida de operación encondiciones normales, tanto el cliente como el fabricante toman medidas paraasegurar un buen desempeño del transformador. Tanto las pruebas en fábricacomo el mantenimiento preventivo1 entregan esta confiabilidad.

Principales elementos de un transformador Se considera que las tres partes esenciales de un transformador básico son:El enrollado primarioEl enrollado secundarioEl núcleo

1 El Plan Mantenimiento para Transformadores de Poder de Emelectric estábasado en el «Manual deMantenimiento de Transformadores» preparado por Rhona para la mantención desus equipos.

El núcleo se considera como un circuito magnético con una estructura de soporte,y es la parte en la cual el campo magnético oscila.El enrollado primario y secundario incluye los conductores por el cual circula lacorriente y usualmente es fabricada de cobre electrolítico. Los dos sonnormalmente independientes y están aislados entre sí y son enrollados en unnúcleo común.

Otras partes importantes del transformador El estanque, este contiene al transformador, el sistema de radiación (radiadores)

y el medio refrigerante, que también es aislante.Los aisladores (bushings), son los terminales de los enrollados.El refrigerante (aislante), es el medio en el cual esta inmerso el transformador

dentro del estanque. Comúnmente se emplea líquidos como aceite, silicona, ogases como aire, SF6, etc.



Finalmente, a las partes más importantes antes mencionadas, se suman lassiguientes:

Materiales de aislación sólida de enrollados y núcleo.Cambiador de derivaciones (taps).

Dispositivos de protección, relés, válvulas, indicadores, etc.Los materiales que generalmente se emplean en la construcción deransformadores son: cobre, aluminio, acero, bronce, madera, papel kraft, prespan,aceite mineral, fibra vulcanizada, resina, porcelana, cubiertas de polímero, cintaadhesiva, empaquetaduras, pintura esmalte, etc.

Equipamiento de un transformador

En la figura 5 se muestra el plano de diseño constructivo de un transformador diseñado para Emelectric por le empresa Rhona2 tal como el que se montarásobre fundación en la nueva subestación Leyda.

El estanque

El estanque, como ya se mencionó provee de protección mecánica para todo elconjunto núcleo-enrollados (también llamado parte activa). Se conocen variostipos de construcción de estanque para la conservación del aceite aislante, entreellos los sellados y los con conservador.

El estanque protege el aceite del aire, humedad y otros tipos de contaminación,2 Transformador marca Rhona, 16/20 MVA, Plano P-0612.07-11.00 y en algunos

casos, suple la expansión térmica del aceite que puede variar en un 6% de suvolumen.

Figura 5: Plano Transformador Rhona

Tabla 1: Características Transformador de Poder Subestación Leyda

Estanque con conservador Se emplean en transformadores de potenciasmedias y mayores. Consiste en un compartimiento auxiliar, llamado estanque deexpansión, que va sobre el transformador. El volumen del conservador varía entreun 3%y 10%del volumen del estanque principal. El aceite u otro fluido aislantellena completamente el estanque principal y la parte inferior del conservador. Eltransformador respira a través de conservador, usualmente por un respirador deshidratante, pero el aceite del estanque principal está aislado de la atmósfera.Esto reduce la absorción de oxigeno y humedad y retarda la formación de lodo.

Estanque selladoEn este tipo de transformador, el espacio sobre el aceite en el estanque esllenado generalmente con un gas inerte bajo presión (nitrógeno). Algunostransformadores de este tipo usan un estanque auxiliar de gas. Usualmente se usa



un dispositivo aliviador de presión-vacio para prevenir una gran diferencia depresión en el interior del estanque. Este dispositivo es colocado para mantener lapresión o vacío entre un rango de -5 a +5 PSI.

Los aisladores

La función del aislador (bushing) es proveer la disposición como terminal de losconductores que provienen de los enrollados, y que deben pasar a través de laestructura del estanque hacia el exterior. El aislador es diseñado para aislar alconductor de un obstáculo, tal como la tapa del transformador, y conducir lacorriente en forma segura de un lado del obstáculo al otro. Se requiere que elaislador sea hermético al agua, gas y aceite, para evitar el ingreso de la humedad.

El cambiador de derivacionesLa mayoría de los transformadores son equipados con un cambiador dederivaciones que permite pequeños cambios en la razón de voltaje. Generalmentelas derivaciones se construyen en el enrollado de mayor tensión, y por medio de

este sistema se puede obtener una variación de los niveles de voltaje. Existen dostipos de cambiadores: de operación en vacío, y de operación en carga.

Dispositivos indicadores y de alarmas

Indicador de temperaturaLos transformadores rellenos con liquido aislante son usualmente equipados conun termómetro de bulbo y capilar (tipo dial) para medir la temperatura superior dellíquido. Este dispositivo puede venir equipado con varios contactos de alarma paraactivar el MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES control de ventiladores,alarma por sobretemperatura o contactos para un interruptor. Un segundo

termómetro puede indicar la temperatura del enrollado.

Deshidratador con sílica gel Algunos transformadores con conservador son equipados con este dispositivo quepreviene la entrada de humedad, por el cual el transformador respira, y estáformado por sales de Sílica-Gel. Es de color azulado cuando está seca y se tornarosada a blanca cuando se humedece.

Válvula de sobrepresiónLas fallas internas en un transformador causan descomposición del aceite y por consiguiente una generación de gas. Estos gases se evacuan a través de estaválvula, que usualmente se monta en la tapa del transformador. Entransformadores de poder pueden incluir una alarma visual para indicar laoperación del dispositivo, y contactos eléctricos para alarma. La operación de laválvula de sobrepresión, es indicativo de un arco interno.

El relé BuchholzLos transformadores con conservador pueden ser equipados con un relé Buchholzque previene del lento desarrollo de una falla (incipiente) o un sobrecalentamiento



localizado de materiales aislantes. Cuando los gases acumulados exceden unadeterminada cantidad (usualmente 200 cc.), se acciona una alarma. Se deberevisar el transformador cuando ha actuado este relé. El relé Buchholz esinstalado en el conducto que une el estanque principal con el estanque deexpansión (conservador), y es diseñado para atrapar cualquier desarrollo de gas

que aumente a través del aceite. También opera por desplazamiento violento deaceite hacia el conservador.

El relé de presión súbitaEl segundo tipo, llamado relé de presión súbita, actúa por presión de gas que sedesarrolla en el interior del transformador, debido a la descomposición del aceitecuando ocurre una falla interna. También los hay que operan en un rango deaumento de presión en el espacio de gas sobre el nivel de aceite, dependiendo deltamaño de la falla.Unaumento brusco hace operar el relé en forma muy rápida(dentro de medio ciclo de la falla), para limitar daños resultante de una fallaimportante. Actualmente, se instalan en transformadores medianos y de poder,

dispositivos que miden concentraciones de varios tipos de gases disueltos en elaceite del transformador. Estos extraen periódicamente (si es deseado) muestrasde aceite y determinan concentraciones de gases individuales y totales por mediode un cromatografía.

Pruebas de Transformadores en FábricaEl transformador es diseñado para satisfacer las características requeridas y laspruebas aseguran el buen funcionamiento en condiciones normales de operación.Dentro del plan de control de calidad de fabricación del transformador, se realizanuna serie de pruebas llamadas pruebas de recepción en fábrica, algunas de lascuales son de rutina para el fabricante, otras denominadas «especiales»o «tipo»se

realizan a pedido.

Pruebas de rutina:Razón de transformaciónRelación de polaridad y de fase.Resistencia de enrollados.Pérdidas en vacío y en el cobre.Impedancia.Resistencia de aislación.Pruebas dieléctricas:Voltaje aplicado e inducido.

Pruebas especiales: Aumento de temperatura (calentamiento).Impulso de tipo atmosférico.Descargas parcialesImpulso de maniobraNivel de sonido audible



Otros pruebas:Ensayo cortocircuito controlado.Impulsos repetitivos de baja tensión.Factor de potencia de la aislación.

Análisis cromatográfico.

Pruebas preliminaresLas pruebas en fábrica son separadas en pruebas preliminares (se realizancuando las bobinas están montadas en el núcleo antes del envasado final en elestanque), y pruebas finales cuando el transformador está completamentearmado. Adicionalmente las prueba finales normalmente se dividen en las derutina y las opcionales.

1. Razón de vueltas y polaridad: esta prueba provee la correcta razón de vueltasde los enrollados y que estos hayan sido conectados en forma apropiada.También se asegura que las derivaciones son correctas. La razón es correcta

cuando se obtiene un error dentro del 0,5% de lo indicado en la placa decaracterísticas.2. Resistencia de enrollados: usando el método estándar voltímetro-amperímetro, se compara el valor medido de resistencia en corriente continua conel valor calculado de cada enrollado (pérdida en el cobre y al final de la prueba decalentamiento). Se puede verificar así que no existan malas conexiones o malcontacto.3. Impedancia y pérdida de carga: la Impedancia del transformador puede ser medida por medio de un simple cortocircuito en un enrollado y haciendo pasar corriente nominal por el otro. La razón entre el voltaje necesario para que fluya lacorriente nominal en el enrollado cortocircuitado, respecto al voltaje nominal, es la

impedancia del enrollado. Cuando es necesario extraer la humedad de la aislaciónen un transformador en servicio, es útil conocer esta impedancia en elaceleramiento del período de secado.4. Aislación núcleo: se aplica un voltaje alterno de 2000 V a la aislación entre el

núcleo y otras partes de ferretería, para asegurar la aislación del circuitomagnético.5. Pérdidas y corriente de excitación: con esta prueba se garantiza que atensión nominal, la frecuencia y la forma de onda mantienen los valoresgarantizados.6. Secado y envasado: durante la construcción y en el almacenamiento, los

materiales aislantes absorben normalmente entre un 6% y 8% del peso conhumedad. La humedad en la aislación es el primer enemigo, por lo tanto esnecesario removerla con métodos de secado. La aislación es secada en formacontinua hasta un nivel de humedad deseado (midiendo la resistencia de aislacióny el factor de potencia). El transformador es sometido a vacío y llenado con aceitelimpio, seco y desgasificado, mantenido por varios días bajo una presióndeterminada, así el aceite es impregnado en la aislación sólida.3.5.2. Pruebas finales de rutinaLas pruebas finales de rutina se realizan con el transformador terminado, yconstan de:



razón de vueltas, resistencia enrollados, pérdidas en vacío y en carga eimpedancia (en todas las posiciones y conexiones del cambiador de derivaciones,con esta medidas se comprueban los valores de la placa característica.

Otras pruebas que también son ejecutadas:

1. Calentamiento: se hace con el propósito de confirmar que bajo el régimen depotencia que indica la placa característica, el aumento de temperatura de losenrollados y aceite no excedan los valores garantizados.2. Pruebas dieléctricas: son las pruebas tradicionales de tensión aplicada einducida que garantizan el diseño del sistema de aislamiento.3. Tensión aplicada: solicita a los principales componentes de aislación, y laaislación entre los enrollados y la tierra. El potencial inducido solicita la aislaciónentre los enrollados (entre vueltas y finales). En esta pruebas se aplica unvoltaje/vuelta mayor que los nominales, por lo tanto requiere usar una frecuenciasuperior a la industrial para evitar la saturación del núcleo.

4. Resistencia de aislación: usando un megóhmetro se verifica el estado de laaislación (secado) en los enrollados y núcleo (valores típicos a temperatura. Pruebas especiales 1. Factor de potencia de la aislación: con esta prueba se verifica el estado desecado de la aislación. En enrollados en aceite mineral, el factor de potencia nodebe excedera 0,5% a 20 °C, en transformadores nuevos. Para transformadoresusados existen consideraciones estadísticas.2. Ensayo de impulso: consiste en aplicar una onda de voltaje que simule unadescarga atmosférica (rayo). Los oscilogramas de ondas reducidas y plenas secomparan según una secuencia determinada. cualquier discrepancia entre estasondas, indican una falla en los enrollados, aislación, bushings u otra parte.3. Impulso de maniobra: se simula una sobretensión equivalente a una falla detipo switching (maniobra, abertura de interruptores)4. Nivel audible de ruido: la mayoría del ruido en decibeles (db) durante laoperación del transformador a 100 Hz. (dos veces 50 Hz), es originado por elnúcleo. Los niveles de ruido van desde los 48 db a los 91 db y es un factor significativo en transformadores usados en recintos cerrados o áreasresidenciales.5. Análisis cromatográfico de gases: muy usado en la actualidad entransformadores de medianas y grandes potencias. El análisis puede realizarseantes de los ensayos finales en fábrica, y después de la prueba de calentamiento,de manera de detectar algún aumento del contenido de gases, que puedendeberse, por ejemplo, a puntos calientes.6. Impulsos repetitivos de baja tensión: es una prueba muy útil para determinar desplazamientos de los enrollados, producidos por esfuerzos mecánicos debido acortocircuitos. Puede utilizarse como prueba especial en fábrica y tener un registropara comparar posteriormente con mediciones en terreno.Pruebas a Transformadores en TerrenoLas pruebas de mantenimiento preventivo a transformadores en servicios, tienencomo primer objetivo el monitoreo de la aislación y evaluación de su operaciónnormal. La experiencia puede ser la base de una buena selección de pruebas a



ser usadas y para establecer un criterio para medir la integridad del equipo,obtiendo así un servicio libre de interrupciones.Pruebas no eléctricasLas pruebas que se realizan con el transformador en servicio (energizado) son:1. Estado visual del aceite: sirve para determinar si el aceite tiene un buen

aspecto, pero no indica el estado de la celulosa (humedad, envejecimiento, etc.).2. Humedad del aceite: esta prueba indica si el aceite está seco, pero no esrepresentativo en la celulosa. En grandes transformadores, 10 ppm de agua en elaceite puede estar en equilibrio con la aislación de celulosa que puede contener un 4% de su peso en forma de agua, lo que puede ser grave.3. Análisis cromatográfico de gases disueltos: la medición de los gases

disueltos en el aceite sirve para detectar fallas incipientes (graduales yacumulativas).4. Inspección termográfica: se visualizan las partes que están sobrecalentadasen el transformador. Es sólo una visión externa.Pruebas eléctricas

Las pruebas más comunes usadas en el terreno, para evaluar la condición de laaislación del transformador son:

Factor de potencia de la aislación.Corriente de excitación.Resistencia de aislación.Razón de transformación.Resistencia de enrollados.Chequeo de la conexión a tierra del núcleo.Resistencia de la tierra.

Existen varias razones para llevar a cabo pruebas eléctricas en terreno, las másimportantes son:1. Establecer un punto de referencia, especialmente en transformadores nuevos.2. Determinar la cantidad de aislación que se ha degradado desde la últimaprueba realizada.3. Al almacenar un transformador en bodega, las pruebas verifican si está enbuenas condiciones para justificar el almacenaje.4. Al sacar el transformador de bodega, verificar si está en buenas condicionespara ser energizado.5. Al mover el transformador de un lugar a otro, verificar si no sufrió daño con eltraslado.6. Cuando hay cambio en el color del aceite, más obscuro que antes.7. Cuando el aceite está oscuro.8. Si hay un zumbido o ruido mayor a lo normal.9. Contenido de agua en las muestras de aceite.10. Sobrecalentamiento o sobrecarga.11. Si ha operado algún dispositivo de protección del transformador.Lo más importante en la mantención del transformador es el monitoreo de lascondiciones del aceite y la integridad de la aislación sólida (celulosa), ésta últimala más crítica y que puede ser monitoreada con pruebas eléctricas.



La frecuencia de estas pruebas queda determinada por varios factores, tales comoel tipo y clase de equipo, su importancia, antigüedad, régimen de carga, etc.Cuando ocurren fallas, la frecuencia de pruebas aumenta, para monitorear estacondición. Las pruebas en un transformador cumplen tres distintas funciones:

-Proveer la integridad del equipo al momento de aceptarlo.-Verificar la continuidad de la integridad del equipo a intervalos periódicos detiempo.-Determinar la naturaleza de la extensión del daño cuando el equipo ha fallado.

Mantención PreventivaLa mantención preventiva de un transformador comienza con el reconocimiento delos factores inevitables que contribuyen a la degradación de la aislación. Lapresencia de humedad libre y disuelta, calor, oxidación del aceite y aislación através del tiempo, y los gases combustibles disueltos en el aceite aislante, sonfactores significativos en el deterioro de toda la aislación. En esto se incluyen tanto

los ácidos y otras impurezas químicas que terminan como lodo, como también lahumedad en el aceite y en el papel.

Análisis periódico del aceite mineralExiste un acuerdo en que la clave en la mantención preventiva del transformador,consiste en hacer pruebas al aceite al menos una vez al año. Esta es la primeracondición para asegurar que la aislación está en un rango libre de contaminación.La principal contaminación del aceite la produce la oxidación, proceso gradual queno puede ser detenido, debido al óxigeno contenido en el aceite, más otrosprocesos químicos.Todo este deterioro finaliza con la formación de lodos, proceso que es acelerado si

existe una carga pesada de operación del transformador.

Detección de problemas en el aceiteLas pruebas típicas que se realizan al aceite bajo la Norma ASTM se muestra enel cuadro siguiente, indicándose la información que entrega cada prueba.Cuando se practica una prueba al año del aceite, puede detectarse loscontaminantes polares antes de la formación de lodo en el aceite. Si no esejecutada la prueba, la formación de lodo puede no detectarse y dañar en formapermanente, terminando por adherirse en la aislación sólida del transformador, por ejemplo, ductos de refrigeración de los enrollados.

Análisis cromatográfico de gases disueltosCon el tiempo, los transformadores pueden desarrollar fallas incipientes. Estasfallas generan gases combustibles que indican una clara evidencia de estacondición en su interior.

El análisis de gases disueltos en el aceite es una prueba informativa real tanto dealguna falla existente, como basada en el sistema de aislación del transformador.Uno de los métodos más conocidos es el análisis cromatográfico de gases ( ACG),cuyo resultado no es influenciado por las características de solubilidad de los



diferentes gases. El ACG indica tanto el rango progresivo de formación del total delos gases combustibles y tipo de problema, como los pasos correctivos quepueden ser tomados.

Los gases combustibles más importantes que se deben tener presente son el

Etileno (C2H4) indicativo de sobrecalentamiento. Hidrógeno (H2) indica corona y Acetileno (C2H2) que indica arco. Si hay una participación directa de celulosaaparece monóxido de carbono (CO).

Tabla 2: Periodicidad de Exámenes de Aceite del Transformador

Pruebas eléctricas a la aislaciónLa fase final de una mantención preventiva involucra un momento de desconexióndel transformador para realizar una serie de pruebas eléctricas. Estas pruebas noson destructivas, y son ejecutadas sin riesgo de daño a la aislación.

Las pruebas eléctricas son las siguientes:

Factor de potencia de la aislación.Resistencia de aislación.Indice de polarización.Razón de transformación.Resistencia de enrollados.

Esta serie de pruebas es sólo un punto de partida. En base a la experiencia, seestablece un calendario regular para realizar estas pruebas, debido a que se

requiere desconectar el transformador. Se debe llevar una base de datos paracomparar con otras pruebas programadas a futuro, teniendo como referencia losresultados obtenidos durante las pruebas de recepción y de Puesta en Servicio.

Tabla 3: Periodicidad de Pruebas Eléctricas del Transformador

Inspección visualCuando se saca una muestra de aceite para pruebas de Laboratorio, también esconveniente observar los siguientes puntos para obtener alguna señal de aviso dela condición interna del transformador.

1. Claridad del aceite: el aceite debe estar libre de cualquier tipo de partículas ensuspensión o de suciedad.2. Olor extraño: al extraer una muestra de aceite, cualquier olor raro puede ser

indicativo de una gran acidez producto de arco ínterno. Esta situación requiere deuna serie de pruebas eléctricas y de análisis cromatográfico de gases disueltos. Lapresencia de gases en el aceite es una indicación sensible de algún problemainterno, tales como: puntos calientes descargas parciales, arco, etc.



3. Monitoreo de equipos auxiliares: chequear el nivel del líquido, indicadores de

presión-vacío (si corresponde), la temperatura superior del aceite (top-oil),comparar con resultados anteriores. Chequear el relé de sobrepresión, verificandosi indica alguna operación (alarma visual en posición vertical). Cuando eldispositivo de sobrepresión ha operado, es recomendable realizar un análisis de

gases. Algunos transformadores equipados con relé de presión súbita, distinguensolamente un rápido aumento de presión. El relé opera un contacto de alarmaentre un rango de presión específico.4. Sistema de refrigeración (radiadores): revisar si las válvulas están abiertas ocerradas, también si los ventiladores operan apropiadamente.5. Fugas de la unidad: por lo menos una vez al mes de debe realizar una

inspección a la unidad en busca de algún tipo de fuga (goteo continuo). Revisar launidad cuidadosamente para asegurar que estructuralmente esté libre de daños.Verificar que no existan fugas alrededor de empaquetaduras, tales como las de latapa, escotillas de inspección o aisladores. Poder atención en las válvulas demuestreo, drenaje y de radiadores. Cualquier tipo de fuga puede significar que el

transformador pierda su hermeticidad, con los riesgos que esto representa.

Tabla 4: Periodicidad de las Inspecciones Visuales del Transformador

MANTENIMIENTO DE INTERRUPTORES

IntroducciónLos interruptores de poder son elementos diseñados para interrumpir el paso deenergía a través de un circuito eléctrico, cada vez que reciba una orden de abrir,ya sea desde un relé de protección, o mediante un mando manual de un operador.

Del mismo modo, permiten conectar la carga ²aguas abajo del interruptor² unavez que reciben la orden de cierre dada por un operador, o una orden de re-cierregenerada por un relé de protección.

La subestación Leyda de Emelectric tiene dos (2) interruptores de poder, trifásicos,de disparo monopolar, marca Siemens, para tensión nominal de 123 kV, modelo3AP1 FI, con que se protegen las líneas de transmisión en el circuito Tap O_.También cuenta con un (1) interruptor trifásico tripolar, marca Siemens, de tensiónnominal de 123 kV, modelo 3AP1 FG, para la protección del transformador depoder en el lado de Alta Tensión.

Descripción del Interruptor SiemensEl interruptor de poder 3AP1 FI es un interruptor tripolar de autocomprensión, enversión para interperie, que emplea el gas SF6 como medio aislante y de extinciónde arco. Se acciona mediante un accionamiento por acumulador de energía deresorte en cada fase, de manera que es apropiado para auto-reconexiónmonopolar y tripolar. Cada columna polar contiene una carga de SF6 como mediode extinción y aislante que constituye una cámara de gas herméticamente cerrada.La densidad del gas se vigila en cada polo con un monitor de densidad y lapresión se indica mediante un manómetro.



La energía requerida para la maniobra se un polo es acumulada en un resorte depertura. Los resortes de cierre y apetura se encuentran en el accionamiento.El aramario de mando sujeto al polo central contiene todos los dispositivos para elcontrol y la vigilancia del interruptor de potencia y las regletas de bornes

requeridas para la conexión eléctrica de control y monitoreo. La vigilancia del gasSF6 se hace de forma monopola en el armario de la unidad motriz. Los cables deconexión sirven para el acople eléctrico del control con los mecanismos deaccionamiento

Mantenimiento del Interruptor SiemensPara garantizar la seguridad de operación del interruptor se le tiene que realizar mantenimiento. Cada inspección y medida de mantenimiento tiene como fin:

-Constatar hasta que grado están desgastados ciertos componentes y verificar suestado, asegurar que se mantengan en buen estado las piezas que todavía se

encuentran en buenas condiciones, sustituir preventivamente algunas piezasdesgastadas por otras nuevas, asegurar la protección anticorrosiva.-Los interruptores de potencia se desgastan en función de su uso, es decir, de lacantidad de maniobras de cierre/apertura que se efectúen en él, o de la cantidadde arcos de falla que deba despejar. Por esto, se debe distinguir entre:-Desgaste mecánico por fricción, según la cantidad de ciclos de maniobra (ciclosde maniobra mecánicos) y desgaste como resultado de conmutaciones decorrientes de operación y cortocircuito.-El límite de desgaste está calculado de manera que ±en la mayoría de los casos±los diferentes servicios de mantenimiento se pueden efectuar a intervalos detiempo fijos. Sólo si se maniobra el interruptor con una frecuencia relativamente

grande, podrá ser necesario efectuar una mantención antes del ciclo previsto, por haberse excedido en el número admisible de cortes en carga o de conmutaciónbajo carga.-Este tipo de equipos de maniobra sólo puede ser intervenido por personalespecializado y debidamente capacitado.

Instrucciones de Seguridad

Acerca del personal que intervengaCon el objeto de evitar accidentes, incendios o daños al medio ambiente, y paraaegurar el funcionamiento seguro de la instalación de conmutación, se debegarantizar que:

-estén designados los responsables y encargados de la supervisión para larealización de la puesta en servicio.-que sólo intervenga personal calificado y debidamente instruido, tener siempredisponibles, en terreno, las instrucciones de servicio y normas para la seguridadde la operación, así como las instrucciones para planes de contingencia en casode ser necesario.



-tener disponibles las herramientas, aparatos y equipos necesarios para laseguridad del trabajo, así como el equipaminento de seguridad del personal queintervenga, según la tarea requerida-utilizar sólo los materiales, lubricantes y materiales auxiliares permitidos por elfabricante.

Acerca del gas SF6

En estado puro, el hexafloruro de azufre es un gas transparente , inodoro einsípido, no tóxico y no inflamable que, como el nitrógeno, es inactivo. Es empleode SF6 no es peligroso en tanto el aire inhalado contenga suficiente oxígeno. ElSF6 no daña el medio ambiente.

El SF6 es más pesado que el aire y desplaza en grandes cantidades el aireque se respira =)Peligro de Asfixia.

-El SF6 puro es inodoro, no tóxico, casi 5 veces más pesado que el aire. Este gasconduce a un desplazamiento del oxígeno. Concentraciones de SF6 mayores de19 vol.% exigen medidas de protección especiales. Estas concentraciones puedenpresentarse en compartimientos de gas SF6 abiertos y sin ventilar, en el suelo enrecintos estrechos y cerrados de una instalación, así como en instalaciones amayor profundidad (como las canaletas por donde van los cables de control).

-El hexafloruro de azufre SF6 no se debe evacuar a la atmósfera. Para los trabajosde mantenimiento se han de utilizar el equipamiento adecuado de mantenimientopara gas.

Figura 6: Interruptor Siemens 3AP1 FI

Tabla 5: Capacidad de Aislamiento Interruptor Siemens Modelo 3AP1 FITabla 6: Datos Eléctricos del Interruptor Siemens Modelo 3AP1 FITabla 7: Tiempos de Conmutación del Interruptor Siemens Modelo 3AP1 FI

MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN GRUPO ELECTRÓGENO

Descripción GeneralEl grupo electrógeno ha sido diseñado como una unidad autónoma paraproporcionar energía, en baja tensión, a la subestación, de forma que permita queen esta operen correctamente sus servicios esenciales durante un corte desuministro del transformador de poder o del transformador de servicios auxiliares.En la figura 7 se muestra una fotografía del grupo electrógeno sin su cámara de

insonorización.El motor diesel que acciona el grupo electrógeno está diseñado especialmentepara cumplir con esta función. El motor es de 4 o 2 tiempos e ignición por compresión. El sistema eléctrico del motor es de 12Vcc.El sistema de refrigeración consta de un radiador, un ventilador de gran capacidady un termostato. El genrador tiene su propio ventilador interior para enfriar sus



componentes internos. El motor y el generador están acoplados y montados sobreun bastidor de acero de gran resistencia, este bastidor incluye un depósito decombustible con una capacidad aproximada de 8 horas de funcionamiento a plenacarga.El grupo electrógeno está dotado de unos aisladores de vibración diseñados para

reducir las vibraciones transmitidas por el motor a la fundación sobre la que estámontado el grupo electrógeno. También cuenta con una camara de insonorizaciónque permite aislar el ruido generado por el grupo cuando está trabajando.

Panel de Transferencia de CargaEl grupo electrógeno de la subestación Leyda se configurará para proporcionar, deforma automática, potencia auxiliar en el supuesto de que falle la red principal.Esta función la realiza el Panel de Transferencia de Carga . Este panel estádiseñado para detectar fallas en la fuente primaria de alimentación, indicar algrupo electrógeno que arranque, pasar la carga de la red defectuosa al grupoelectrógeno y a continuación volver a transferirla una vez que se haya restablecidola fuente principal de alimentación

MantenimientoEs importante, para que el grupo electrógeno tenga una larga vida útil, que serealice el programa de mantenimiento de forma adecuada. El mantenimiento y lainspección debe ser realizada por personal técnico calificado.

En general el grupo electrógeno debe mantenerse limpio. No permitir que seacumulen líquidos o capas de aceite sobre cualquier superficie externa o interna,sobre, debajo o alrededor de cualquier material de aislación acústica. Limpiar lassuperficies utilizando líquidos acuosos para limpieza industrial. No se puedenutilizar disolventes inflamables para la limpieza.



Cualquier material acústico con recubrimiento protector, que haya sido rasgado operforado, debe reemplazarse inmediatamente para evitar la acumulación delíquidos o capas de aceite dentro de este material.

Operación

Dado que el Grupo Electrógeno de la subestación Leyda se ha instalado sólo paratrabajar en caso de emergencias, por ausencia de la tensión axiliar, su operaciónserá sólo esporádica y de muy baja frecuencia.

Tabla 8: Operación del Grupo Electrógeno

OPERACIÓN DE LA SUBESTACIÓN LEYDALa subestación Leyda está diseñada para operar en forma de forma ininterrumpidaa no ser que ocurran fallas o eventos no deseados que alteren esta condición. Esdecir ²una vez que entre en servicio² estará energizada permanente, durantelas 24 horas del día, los 365 días del año.

Todo el diseño de la subestación, desde sus cimientos, pasando por los materialesa utilizar, hasta la adquisición de equipos de alta tecnología fueron adquiridosbasándose en estrictas especificaciones técnicas. Todo esta evaluado parapermitir que la subestación opere de forma ininterrumpida. Para ello se contrataronlos estudios de ingeniería para realizar Estudios de Cálculo Sísmico de losequipos y estructuras de soporte, Estudio Mecánica de Suelos, Diseño y CálculoEstructural, Estudio de Coordinación de Protecciones. Así mismo, los sistemas deprotecciones de la subestación están todos debidamente respaldados en cada unade sus funciones, para aislar cualquier tipo de falla que se produzca en formainterna o externa a la subestación eléctrica.

La subestación Leyda también contará con un moderno enlace decomunicaciones, que permitirá monitorear y operar en línea la subestación, y enforma remota desde el Centro de Control y Despacho ubicado en Melipilla, odesde cualquier otro punto que esté operando dentro de la red SCADA de lacompañía.

Plan General de Mantenimiento

Más allá del equipo en sí y de sus particularidades de mantenimiento, el Plan deMantenimiento Programado de Emelectric se puede resumir en lo siguiente:

Se pone énfasis en la inspección preventiva - predictica no intrusiva, esdecir, se refuerza toda aquella tarea de mantenimiento que se pueda realizar enforma preventiva sin requerir de una desconexíón de las instalaciones.

Se realiza inspección visual de forma mensual a las instalaciones, durante el

régimen permanente de trabajo, cada subestación primaria de Emeletric esvisitada por un Técnico especialista, quien revisa de forma visual todas lasinstalaciones en busca de anormalidades que puedan alterar en buen



funcionamiento de los equipos. En esta oportunidad también se hace una pruebaoperacional del Grupo Electrógeno.

Se realizan inspecciones preventivas cada seis (6) meses, en estos casos, lainspección se hará en detalle, tomando el estado operacional de los equipos,

inspección con Cámara Termográfica, verificación de los contadores de operación,verificación operacional del transformador, etc., tal como se indica en las Tablas 9,10, 11 y 12 de la sección 7.

Examen de Aceite del Transformador, una vez al año, en el periodo de máximacarga, se estrae una muestra de aceite del transformador en servicio y se envía aun laboratorio para que se le realicen exámenes físico-químicos y cromatógráficos.Siendo el transformador del poder el elemento central de la subestación, seprioriza este tipo de pruebas que permiten tener un diagnóstico temprano de sucondición operacional.

Se realizan trabajos de mantenimiento menor sólo cuando se requiere, escomún que se deba efectuar un desmalezado del recinto interior de lasubestación, reparación de cercos perimetrales, limpieza y pintado paredes ocierres perimetrales, mantenimiento de caminos de acceso e interiores, control deplagas y otros trabajos menores.

Se programa una desconexión de la instalaciones una (1) vez cada 36 meses,en estas desconexiónes programadas, normalmente por un periodo de 6 horascontinuas, se realizan pruebas eléctricas a los equipos en servicio, limpieza conpaño de la aislación o reemplazo de partes dañadas si las hubiese. Normalmenteinvolucran una gran cantidad de personal en faena.

PLANTILLAS DE MANTENIMIENTO DE EQUIPOSLuego de la Puesta en Servicio de las nuevas instalaciones eléctricas, seinspecciona operacionalente la subestación en la búsqueda de fallas de infanciade los equipos. En una primera etapa el periodo de inspección es diario.Inmediatamente después, con la subestación trabajando en régimen normal,comienzan a operar los periodos de mantenimiento que se indican en las Tablas 9,10, 11 y 12.Tabla 9: Plantilla de Manteninimiento Transformadores de Medida

Tabla 10: Plantilla de Manteninimiento Transformador de Poder

Tabla 12: Plantilla de Manteninimiento Servicios Auxiliares

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