Som 3531 Completo

PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS DE CAMPO PARA EQUIPO PRIMARIO DE SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN

(SOM-3531)

CFE Una empresa de clase mundial

Dirección de Operación Subdirección de Distribución

Revisión: Enero / 2007

DIRECCiÓN DE OPERACiÓNSUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCiÓN

CLAVE DEL AREA:D1110

MES

PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS DE CAMPO PARAEQUIPO PRIMARIO DE SUBESTACIONES DE

DISTRIBUCiÓNHOJA DE FORMALlZACIÓN

DIRECCiÓN DE OPERACiÓN

SUBDIR~CCIÓNDE DISTRIBU<;:IÓN

AUTORIZACiÓN

AÑO

2007

Institucional

Comls/6ff Federal de Electricidad

DíA

30

AMBITO DE APLlC

~~

Ing. Teódulo Arroyo RodríguezGerente de O~eración

de Distribúción

VIGENCIA: A partir de la fecha de vigencia que señala esta Hoja de Autorización y permanecerá vigentehasta en tanto no se resenten cambios o modificaciones sustanciales.OBSERVACIONES: Este documento es de carácter obligatorio para todas las Divisiones de Distribuciónde C.F.E.CREDITOS:Divisiones de Distribución y Oficinas Nacionales(Hoja anexa)

CONTROL DE ACTUALIZACIONES

Revisión No. Motivo o Causa Capitulo (s) No.

5 Actualización 20

HOJA 1

CLAVE PE-D1110-001

REVISIÓN 5

DIRECCIÓN DE OPERACIÓN SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN

PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS DE CAMPO

PARA EQUIPO PRIMARIO DE SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN FECHA DE ELABORACIÓN 07 01 30

CRÉDITOS

Ing. José G. Ocampo López Coordinación de Distribución Ing. Raúl Mora Alcaraz Coordinación de Distribución Ing. Fernando Mendoza Cuevas Coordinación de Distribución Ing. David Castañeda Sánchez División Baja California Ing. Tomás Bourjac Peralta División Noroeste Ing. Roberto Cruz Larios División Noroeste Ing. Benito Aguilera Andrade División Norte Ing. Erasmo Ríos Gallegos División Noroeste Ing. Carlos Torre Cortes División Golfo Norte Ing. Alejandro Vidal R. División Golfo Norte Ing. Salomé Cuellar Gómez División Golfo Centro Ing. Laura Hernández Ruvalcaba División Jalisco Ing. Jesús Madera Pozo División Jalisco Dib. Manuel Tejada Sánchez División Jalisco Ing. Juan Carlos Coss López División Bajío Ing. Marco A. Garduño P. División Bajío Ing. José R. Gutiérrez M. División Bajío Ing. Armando Guzmán Castolo División Centro Occidente Ing. Roger Citalán Pérez División Centro Oriente Ing. César C. Beristain M. División Centro Oriente Ing. Julián Santiago Gallegos División Centro Sur Ing. Filemón E. Ramírez Cruz División Centro Sur Ing. Hugo Alvar Pacheco División Centro Sur Ing. Miguel A. Camargo Zarate División Oriente Ing. Javier Jiménez Villanueva División Sureste Ing. Rangel Santos López División Peninsular

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

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INDICE

REFERENCIA

CONCEPTO PÁGINA

CAPÍTULO 1

GENERALIDADES

1 - 1

1.1 Introducción 1 - 1 1.2 Objetivo 1 - 1 1.3 Antecedentes 1 - 2 1.4 Políticas 1 - 3 1.5 Marco Legal 1 - 3 1.6 Desarrollo 1 - 4 1.7 Generalidades del Mantenimiento 1 - 4 1.7.1 Mantenimiento Correctivo 1 - 5 1.7.2 Mantenimiento Preventivo 1 - 5 1.7.3 Mantenimiento Predictivo 1 - 6 1.7.4 Periocidad en el Mantenimiento 1 - 7 CAPÍTULO 2

PRUEBAS

2 - 1

2.1 Introducción 2 - 1 2.2 Pruebas de fábrica 2 - 1 2.2.1 Breve descripción de algunas pruebas de fábrica 2 - 2 2.3 Pruebas de campo 2 - 3 2.3.1 Recomendaciones generales para realizar pruebas

eléctricas al equipo primario 2 - 4

2.3.2 Prueba de resistencia de aislamiento 2 - 5 2.3.2.1 Técnica General 2 - 5 2.3.2.2 Factores que afectan las pruebas 2 - 6 2.3.2.3 Método de medición 2 - 7 2.3.2.4 Consideraciones 2 - 10 2.3.2.5 Principio de operación del medidor de resistencia de

aislamiento 2 - 10

2.3.2.6 Uso de la guarda 2 - 12 2.3.3 Prueba de factor de potencia a los aislantes 2 - 14 2.3.3.1 Teoría general 2 - 14 2.3.3.2 Método de prueba para medición de factor de

potencia 2 - 20

2.3.3.3 Factores de afectan la prueba 2 - 23 2.3.3.4 Método de medición 2 - 23 2.3.3.5 Consideraciones 2 - 23


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REFERENCIA

CONCEPTO PÁGINA

2.3.3.6 Instrucciones de operación para medidores de factor de potencia

2 - 24

2.3.3.6.1 Medidor de factor de potencia de 2.5 Kv 2 - 25 2.3.3.6.2 Medidor de factor de potencia de 10 Kv 2 - 30 2.3.3.6.3 Medidor de factor de potencia microprocesado hasta

12 Kv 2 - 40

2.3.3.7 Comprobación en campo de medidores de factor de potencia

2 - 41

2.3.4 Prueba de corriente de excitación 2 - 51 2.3.4.1 Teoría general 2 - 51 2.3.4.2 Factores que afectan la prueba 2 - 52 2.3.4.2.1 Neutralización de magnetismo remanente en

transformadores 2 - 53

2.3.4.3 Métodos de medición 2 - 60 2.3.5 Prueba de relación de transformación y polaridad 2 - 64 2.3.5.1 Teoría general 2 - 64 2.3.5.2 Método monofásico manual analógico 2 - 64 2.3.5.3 Método digital 2 - 67 2.3.5.4 Método por comprobación de capacitancias 2 - 67 2.3.5.5 Comprobación de medidor de relación de

transformación 2 - 70

2.3.5.6 Comprobación de polaridad 2 - 71 2.3.6 Prueba de resistencia ohmica a devanados 2 - 71 2.3.6.1 Teoría general 2 - 71 2.3.6.2 Factores que afectan la prueba 2 - 72 2.3.6.3 Métodos de medición 2 - 72 2.3.7 Prueba de reactancia de dispersión 2 - 73 2.3.7.1 Teoría general 2 - 73 2.3.7.2 Método de medición 2 - 76 2.3.7.3 Recomendaciones para la medición de la reactancia 2 - 79 2.3.7.4 Opciones de prueba 2 - 80 2.3.7.4.1 Prueba de equivalente trifásico para un transformador

trifásico 2 - 80

2.3.7.4.2 Prueba por fase para un transformador trifásico 2 - 80 2.3.7.4.3 Prueba para un transformador monofásico 2 - 82 2.3.8 Prueba de respuesta a la frecuencia 2 - 82 2.3.8.1 Teoría general 2 - 82


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REFERENCIA

CONCEPTO PÁGINA

2.3.8.2 Métodos de medición 2 - 83 2.3.9 Prueba de resistencia de contactos 2 - 90 2.3.10 Prueba de tiempo de operación y simultaneidad de

cierre y platón en interruptores 2 - 90

CAPITULO 3

TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE POTENCIA

3 - 1

3.1 Prueba de resistencia de aislamiento 3 - 1 3.1.1 Recomendaciones para realizar la prueba de

resistencia de aislamiento 3 - 1

3.1.2 Comprobación del medidor de resistencia de aislamiento

3 - 2

3.2.3 Conexiones para realizar la prueba 3 - 3 3.1.4 Interpretación de resultados reprueba por la evaluación

de las condiciones del aislamiento 3 - 8

3.2 Prueba de resistencia de aislamiento del núcleo 3 - 10 3.2.1 Recomendaciones para realizar la prueba 3 - 10 3.2.2 Conexiones para realizar la prueba 3 - 10 3.2.3 Interpretación de resultados 3 - 12 3.3 Prueba de factor de potencia del aislamiento 3 - 12 3.3.1 Tensión de prueba 3 - 15 3.3.1.1 Tensiones recomendadas para la prueba de factor de

potencia en transformadores de distribución y potencia llenos con aceite

3 - 15

3.3.1.2 Tensiones de pruebas para transformadores de distribución y potencia sumergidos en aceite, que sean probados en ausencia de éste

3 - 16

3.3.1.3 Tensiones recomendadas para pruebas en transformadores del tipo seco

3 - 17

3.3.2 Conexiones para realizar la prueba 3 - 17 3.3.3 Interpretación de resultados para la evaluación de las

condiciones de aislamiento 3 - 22

3.4 Prueba de corriente de excitación 3 - 24 3.4.1 Recomendaciones para efectuar la prueba de corriente

de excitación 3 - 24

3.4.2 Factor que afecta la prueba 3 - 25 3.4.3 Conexiones para realizar la prueba 3 - 25 3.4.4 Interpretación de resultados 3 - 32


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REFERENCIA

CONCEPTO PÀGINA

3.4.5 Valores característicos para la prueba de corriente de excitación

3 -32

3.4.6 Método alterno para la prueba de corriente de excitación

3 - 38

3.5 Prueba de relación de transformación 3 - 41 3.5.1 Prueba aplicando 10 Kv y utilizando un capacitor

auxiliar 3 - 41

3.5.1.1 Principio de la prueba 3 - 41 3.5.1.2 Corrección por temperatura 3 - 43 3.5.2 Recomendaciones generales para la prueba de

relación de instrumentación y polaridad 3 - 45

3.5.3 Conexiones para actualizar la prueba 3 - 46 3.5.4 Interpretación resultados 3 - 56 3.6 Verificación de impedancia 3 - 57 3.6.1 Recomendaciones para realizar la prueba 3 - 60 3.6.2 Conexiones para actualizar la prueba 3 - 60 3.6.3 Interpretación de resultados 3 - 62 3.7 Prueba de resistencia ohmica a devanados 3 - 62 3.7.1 Recomendaciones para realizar la prueba de

resistencia ohmica de devanados 3 - 62

3.7.2 Instrucciones para el uso del medidor de resistencia ohmica puente de wheastone

3 - 63

3.7.3 Conexiones para realizar la prueba 3 - 64 3.7.4 Interpretación de resultados 3 - 70 3.8 Prueba de reactancia de dispersión 3 - 70 3.8.1 Teoría general 3 - 70 3.8.2 Recomendaciones para realizar la prueba de

reactancia de dispersión 3 - 71

3.8.3 Instrucciones para el uso de diferentes medidores de reactancia de dispersión

3 - 72

3.8.3.1 Equipo M4000 con módulo M4110 3 - 72 3.8.3.2 Equipo M4000 con módulo M4130 3 - 72 3.8.3.3 Equipo ETP con módulo UM5B 3 - 72 3.8.4 Conexiones para realizar la prueba 3 - 73 3.8.5 Interpretación de resultados 3 - 82 3.9 Prueba de resultados a la frecuencia 3 - 83 3.10 Determinación de la humedad residual en

transformadores de potencia 3 – 83

3.10.1 Teoría general 3 – 83 3.10.2 Método para la determinación de humedad residual 3 - 85 3.10.2.1 Método del abatimiento de vacío 3 – 85 3.10.2.2

Recomendaciones 3 – 86


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REFERENCIA

CONCEPTO PÁGINA

3.10.2.3 Método del punto de rocío del gas (nitrógeno o aire) 3 - 86 3.10.2.3.1 Higrómetro de hielo seco 3 - 88 3.10.2.3.2 Higrómetro alnor 3 - 88 3.10.2.3.2.1 Recomendaciones al aplicar el método descrito 3 - 90 3.10.2.3.3 Higrómetro panametrics-2000 3 - 90 3.10.3 Valores aceptables de humedad residual en

alzamientos sólidos de transformadores de potencia 3 - 91

CAPITULO 4

PRUEBAS PARA INTERRUPTORES DE POTENCIA

4 - 1

4.1 Resistencia de aislamiento 4 - 4 4.1.1 Recomendaciones para realizar la prueba 4 - 4 4.1.2 Conexiones para realizar la prueba 4 - 4 4.1.3 Interpretación de resultados para la evaluación del

aislamiento 4 - 10

4.2 Factor de potencia del aislamiento 4 - 10 4.2.1 Recomendaciones para realizar la prueba 4 - 11 4.2.2 Conexiones para realizar la prueba 4 - 11 4.2.3 Interpretación de resultados para la evaluación del

aislamiento 4 - 17

4.3 Resistencia de contactos 4 - 20 4.3.1 Recomendaciones para realizar la prueba 4 - 21 4.3.2 Conexiones para realizar la prueba 4 - 21 4.3.3 Interpretación de resultados 4 - 27 4.4 Tiempo de operación y simultaneidad de cierre y

apertura 4 - 27

4.4.1 Recomendaciones para realizar la prueba 4 - 30 4.4.2 Conexiones para realizar la prueba 4 - 30 4.4.3 Interpretación de resultados 4 - 35 4.5 Rigidez dieléctrica de camaras de interrupción,

para interruptores en vacío o SF6 4 - 37

4.5.1 Recomendaciones para realizar la prueba 4 - 38 4.5.2 Conexiones para realizar la prueba 4 - 38 CAPITULO 5

TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO

5 - 1

5.1 Resistencia de aislamiento 5 - 1 5.1.1 Recomendaciones para realizar la prueba 5 - 2


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REFERENCIA

CONCEPTO PÁGINA

5.1.2 Conexiones para realizar la prueba 5 - 2 5.1.3 Interpretación de los resultados 5 - 8 5.2 Factor de potencia 5 - 9 5.2.1 Recomendaciones para realizar la prueba 5 - 11 5.2.2 Conexiones para realizar la prueba 5 - 11 5.2.3 Interpretación de resultados 5 - 16 5.3 Relación de transformación y polaridad 5 - 17 5.3.1 Recomendaciones para realizar la prueba 5 - 18 5.3.2 Conexiones para realizar la prueba 5 - 18 5.3.3 Interpretación de resultados 5 - 24 5.4 Prueba de corriente de excitación 5 - 24 5.4.1 Recomendaciones para realizar la prueba 5 - 24 5.4.2 Conexiones para realizar la prueba 5 - 24 5.5 Prueba de saturación 5 - 27 5.5.1 Recomendaciones para realizar la prueba 5 - 28 5.5.2 Conexiones para realizar la prueba 5 - 29 5.5.3 Interpretación de resultados 5 - 30 CAPITULO 6

BOQUILLAS (BUSHINGS)

6 - 1

6.1 Resistencia de aislamiento 6 - 1 6.1.1 Preparación de la boquilla 6 - 1 6.1.2 Conexión para realizar la prueba 6 - 1 6.1.3 Interpretación de resultados 6 - 3 6.2 Factor de potencia 6 - 3 6.2.1 Preparación de la boquilla para la prueba 6 - 6 6.2.2 Conexiones para realizar la prueba 6 - 6 6.2.3 Interpretación de resultados 6 - 10 6.2.4 Reposición de aceite a boquillas de alta tensión 6 - 10 6.3 Prueba de collar caliente a boquillas 6 - 12 6.3.1 Interpretación de resultados 6 - 14 6.4 Problemas que se presentan en las boquillas de

potencia 6 - 14

CAPITULO 7

APARTARRAYOS

7 - 1

7.1 Resistencia de aislamiento 7 - 1 7.1.1 Recomendaciones para realizar la prueba 7 - 1 7.1.2 Conexiones para realizar la prueba 7 - 2 7.1.3 Interpretación de resultados 7 - 5


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REFERENCIA

CONCEPTO PÁGINA

7.2 Factor de potencia del aislamiento 7 - 6 7.2.1 Recomendaciones para realizar la prueba 7 - 6 7.2.2 Conexiones para realizar la prueba 7 - 6 7.2.3 Interpretación de resultados 7 - 9 CAPITULO 8

CUCHILLAS DESCONECTADORAS MONOPOLAR Y OPERACIÓN EN GRUPO

8 - 1

8.1 Resistencia de aislamiento 8 - 1 8.1.1 Preparación de las cuchillas para la prueba 8 - 1 8.1.2 Conexiones para realizar la prueba 8 - 1 8.1.3 Interpretación de resultados 8 - 3 8.2 Factor de potencia del aislamiento 8 - 4 8.2.1 Preparación de las cuchillas para la prueba 8 - 4 8.2.2 Conexiones para realizar la prueba 8 - 4 8.2.3 Interpretación de resultados 8 - 6 8.3 Resistencia de contactos 8 - 7 8.3.1 Preparación de las cuchillas para la prueba 8 - 7 8.3.2 Conexiones para realizar la prueba 8 - 7 8.3.3 Interpretación de resultados 8 - 9 8.4 Prueba de collar caliente a cuchillas 8 - 10 8.4.1 Preparación de las cuchillas para la prueba 8 - 10 8.4.2 Conexiones para realizar la prueba 8 - 10 8.4.3 Interpretación de resultados 8 - 10 CAPITULO 9

RESTAURADORES

9 - 1

9.1 Resistencia de aislamiento 9 - 1 9.1.1 Preparación del restaurador para la prueba 9 - 1 9.1.2 Conexiones para realizar la prueba 9 - 1 9.1.3 Interpretación de resultados 9 - 3 9.2 Factor de potencia del aislamiento 9 - 4 9.2.1 Preparación del restaurador para la prueba 9 - 4 9.2.2 Conexiones para realizar la prueba 9 - 4 9.2.3 Interpretación de resultados 9 - 6 9.3 Resistencia de contactos 9 - 7 9.3.1 Preparación del equipo para realizar la prueba 9 - 7 9.3.2 Conexiones para realizar la prueba 9 - 7 9.3.3 Interpretación de resultados 9 - 9


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REFERENCIA

CONCEPTO PÁGINA

9.4 Verificación de corriente mínima de disparo por fase

9 - 10

9.4.1 Procedimiento para realizar la prueba por medio de los métodos A y B

9 - 10

9.4.2 Conexiones para realizar la prueba 9 - 10 9.5 Verificación de la corriente mínima de disparo a

tierra 9 - 12

9.5.1 Procedimiento para realizar la prueba 9 - 12 9.5.2 Conexiones para realizar la prueba 9 - 12 9.6 Verificación de la curvas tiempo-corriente 9 - 13 9.6.1 Procedimiento para realizar la prueba 9 -13 9.6.2 Conexiones para realizar la prueba 9 - 13 CAPITULO 10

REGULADORES DE VOLTAJE

10 - 1

10.1 Resistencia de aislamiento 10 - 1 10.1.1 Preparación del regulador para la prueba 10 - 1 10.1.2 Conexiones para realizar la prueba 10 - 1 10.1.3 Interpretación de resultados 10 - 3 10.2 Factor de potencia del aislamiento 10 - 4 10.2.1 Preparación del regulador para la prueba 10 - 4 10.2.2 Conexiones para realizar la prueba 10 - 4 10.2.3 Interpretación de resultados 10 - 7 10.3 Corriente de excitación 10 - 8 10.3.1 Recomendaciones para realizar la prueba 10 - 8 10.3.2 Conexiones para realizarla prueba 10 - 8 10.3.3 Interpretación de resultados 10 - 9 10.4 Relación de transformación 10 - 10 10.4.1 Preparación del regulador para la prueba 10 - 10 10.4.2 Conexiones para realizar la prueba 10 - 10 10.4.3 Interpretación de resultados 10 - 12 10.5 Resistencia ohmica 10 - 13 10.5.1 Preparación del regulador para la prueba 10 - 13 10.5.2 Conexiones para realizar la prueba 10 - 13 10.5.3 Interpretación de resultados 10 - 16 10.6 Resistencia de contactos 10 - 17 10.6.1 Preparación del regulador para la prueba 10 - 17 10.6.2 Conexiones para realizar la prueba 10 - 17 10.6.3 Interpretación de resultados 10 - 19


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REFERENCIA CONCEPTO PÁGINA CAPITULO 11

CAPACITORES

11 - 1

11.1 Generalidades 11 - 1 11.2 Conexión de bancos de capacitores 11 - 1 11.3 Dimensionamiento del banco de capacitores 11 - 2 11.4 Cálculo de la corriente de inrush 11 - 5 11.5 Resistencia de aislamiento 11 - 6 11.5.1 Preparación del capacitor para la prueba 11 - 7 11.5.2 Conexión para realizar la prueba 11 - 7 11.5.3 Interpretación de resultados 11 - 9 11.6 Medición de capacitancia 11 - 9 11.6.1 Preparación del capacitor para la prueba 11 - 9 11.6.2 Conexiones para realizar la prueba 11 - 10 11.6.3 Interpretación de resultados 11 - 12 CAPITULO 12

CABLES DE POTENCIA Y ACCESORIOS

12 - 1

12.1 Teoría general 12 - 1 12.2 Pruebas a cables 12 - 5 12.3 Definiciones 12 - 7 12.4 Pruebas de alta tensión (High Pot) 12 - 11 12.4.1 Método de medición 12 - 12 12.4.2 Consideraciones 12 - 12 12.4.3 Recomendaciones para realizar la prueba 12 - 15 12.4.4 Conexiones para realizar la prueba 12 - 16 12.4.5 Interpretación de resultados 12 - 17 12.5 Prueba de media tensión con muy baja frecuencia

(very low frecuency – VLF) 12 - 17

12.5.1 Recomendaciones para realizar la prueba 12 - 18 12.5.2 Interpretación de resultados 12 - 20 CAPITULO 13

BANCOS DE BATERIAS Y CARGADORES

13 - 1

13.1 Teoría general 13 - 1 13.2 Recomendaciones de seguridad 13 - 4 13.2.1 Cuarto de baterías 13 - 5 13.2.2 Equipo de seguridad y proyección 13 - 5 13.2.3 Manejo del electrolito 13 - 6 13.2.4 Preparación del electrolito 13 - 7


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REFERENCIA CONCEPTO PÁGINA 13.2.5

Verificación De la densidad del electrolito

13 - 8

13.2.6 Riesgo de choque eléctrico 13 - 8 13.2.7 Peligro de explosión 13 - 8 13.2.8 Levantamiento de las celdas 13 - 9 13.3 Recepción de la betería 13 - 10 13.4 Almacenamiento de la batería 13 - 11 13.4.1 Almacenamiento de baterías húmedas 13 - 11 13.4.2 Almacenamiento de baterías secas 13 - 12 13.5 Instalación de la batería 13 - 12 13.5.1 Montaje de la estructura soporte o estante 13 - 12 13.5.2 Manejo de celdas 13 -14 13.5.3 Instalación de las celdas 13 - 15 13.5.4 Conectores intercelda 13 - 16 13.5.5 Llenado de las celdas con electrolito 13 - 18 13.6 Conexión de la batería al cargador 13 - 20 13.7 Puesto en servicio de bancos de baterías 13 - 20 13.7.1 Puesta en servicio de baterías que se reciben con

electrolito en el Interior 13 - 20

13.7.2 Puesta en servicio de baterías que se reciben secas (carga de activación)

13 - 22

13.8 Operación de la batería 13 - 25 13.8.1 Carga plena 13 - 26 13.8.2 Tensión de flotación 13 - 26 13.8.3 Tensión de igualación 13 - 26 13.8.4 Celda piloto 13 - 27 13.8.5 Temperatura del electrolito 13 - 27 13.8.6 Densidad del electrolito 13 - 28 13.8.7 Tensión mínima de operación de la betería 13 - 28 13.8.8 Gasificación 13 - 29 13.8.9 Consumo de agua 13 - 29 13.8.10 Derivaciones 13 - 30 13.8.11 Conexiones flojas o corroídas 13 - 30 13.9 Mantenimiento a la batería 13 - 30 13.9.1 Inspección mensual 13 - 30 13.9.2 Inspección trimestral 13 - 31 13.9.3 Inspección anual 13 - 31 13.9.4 Registros 13 - 32 13.9.5 Mediciones de tensión 13 - 32 13.9.6 Medición de la densidad y correcciones por

temperatura de la densidad 13 -32


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REFERENCIA CONCEPTO PÁGINA

13.9.7

Nivel del electrolito

13 - 34

13.9.8 Aprieta y resistencia de las conexiones 13 - 35 13.9.9 Impedancia, conductancia o resistencia interna de las

celdas 13 - 36

13.9.9.1 Constitución de la resistencia interna 13 - 36 13.9.9.2 Medición de la resistencia interna 13 - 38 13.9.9.3 Parámetros que afectan la resistencia interna 13 - 38 13.9.9.4 Problemas que se pueden detectar 13 - 39 13.9.9.5 Periodicidad de las mediciones de impedancia o

resistencia 13 - 39

13.9.9.6 Interpretación de resultados de las mediciones de impedancia o resistencia

13 - 40

13.9.10 Limpieza 13 - 40 13.9.11 Temperatura de la batería 13 - 40 13.9.12 Tensión de flotación 13 - 41 13.9.13 Carga de igualación 13 - 41 13.9.14 Medición o monitoreo en línea 13 - 42 13.10 Pruebas a las baterías 13 - 42 13.10.1 Pruebas de capacitación inicial 13 - 42 13.10.2 Pruebas de capacidad cuando la batería ya esta en

operación 13 - 45

13.11 Reemplazo de la batería o de celdas 13 - 47 13.11.1 Sustitución de celdas 13 - 47 13.11.2 Cambio de la batería 13 - 48 13.12 Vida de la batería 13 - 49 13.13 Cargadores de baterías 13 - 51 13.13.1 Instalación y puesta en servicio del cargador de

baterías 13 - 54

13.13.2 Recomendaciones a considerar en cargadores de baterías

13 - 56

13.13.3 Ajuste de las tensiones de flotación e igualación en cargadores de baterías

13 - 56

13.13.4 Mantenimiento al cargador de baterías 13 - 57 13.14 Consideraciones relativas a la ecología 13 - 57 CAPITULO 14

FLUIDOS AISLANTES

14 - 1

14.1 Aceites aislantes 14 - 1 14.1.1 Prueba de rigidez dieléctrica o tensión de ruptura 14 - 4


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14.1.1.1

Recomendaciones y procedimiento para realizar la prueba

14 - 4

14.1.2 Resistividad del aceite 14 - 6 14.1.2.1 Técnica aplicada 14 - 6 14.1.2.2 Procedimiento y recomendaciones para realizar la

prueba 14 - 7

14.1.2.3 Interpretación de resultados 14 - 9 14.1.3 Prueba de factor de potencia 14 - 9 14.1.3.1 Preparación de la muestra 14 - 10 14.1.3.2 Recomendaciones para realizar la prueba 14 - 10 14.1.3.3 Procedimiento para realizar la prueba 14 - 10 14.1.3.4 Interpretación de resultados 14 - 13 14.1.4 Pruebas físicas 14 - 13 14.1.4.1 Densidad 14 - 13 14.1.4.2 Viscosidad 14 - 13 14.1.4.3 Aspecto visual 14 - 14 14.1.4.4 Temperatura de inflamación e ignición 14 - 14 14.1.4.5 Color ASTM 14 - 14 14.1.4.6 Temperatura de congelación 14 - 14 14.1.4.7 Análisis estructural 14 - 14 14.1.4.8 Tensión interfacial 14 - 15 14.1.4.9 Contenido de partículas 14 - 15 14.1.5 Pruebas químicas 14 - 15 14.1.5.1 Número de neutralización 14 - 15 14.1.5.2 Número de saponificación 14 - 15 14.1.5.3 Punto de anilina 14 - 16 14.1.5.4 Contenido de agua 14 - 16 14.1.5.5 Contenido de inhibidor 14 - 16 14.1.5.6 Cloruros y sulfatos 14 - 17 14.1.5.7 Azufre total 14 - 17 14.1.5.8 Azufre corrosivo 14 - 17 14.1.6 Cromatografía de gases 14 - 17 14.1.6.1 Teoría general 14 - 17 14.1.6.2 Análisis de los gases disueltos en el aceite 14 - 19 14.2 Hexafloruro de azufre (SF6) 14 - 30 14.2.1 Características físico-químicas 14 - 31 14.2.2 Comportamiento del SF6 en estado estable 14 - 32 14.2.3 Comportamiento del SF6 bajo falla 14 - 32 14.2.4 Llenado de equipos 14 - 34 14.2.5 Recuperación del gas SF6 14 - 34


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14.2.6

Cromatografía del SF6 por el método de tetrafloruro de carbono, oxígeno y nitrógeno

14 - 35

14.3 R – TEMP 14 - 38 14.3.1 Características generales 14 - 39 14.3.2 Pruebas y características físicas 14 - 40 14.3.2.1 Densidad 14 - 40 14.3.2.2 Viscosidad 14 - 40 14.3.2.3 Aspecto visual 14 - 41 14.3.2.4 Temperatura de inflamación e ignición 14 - 41 14.3.2.5 Color ASTM 14 - 41 14.3.2.6 Temperatura de congelación 14 - 41 14.3.2.7 Tensión interfacial 14 - 42 14.3.2.8 Contenido de partículas 14 - 42 14.3.3 Pruebas y características eléctricas 14 - 42 14.3.3.1 Factor de potencia 14 - 42 14.3.3.2 Resistividad 14 - 42 14.3.3.3 Constante dieléctrica 14 - 42 14.3.4 Pruebas y características químicas 14 - 43 14.3.4.1 Número de neutralización 14 - 43 14.3.4.2 Contenido de agua 14 - 43 14.3.4.3 Contenido inhibidor 14 - 43 14.3.4.4 Conductividad térmica 14 - 43 14.3.4.5 Calor específico 14 - 43 14.3.5 Interpretación de resultados de pruebas realizadas al R

– TEMP 14 - 43

CAPITULO 15

BUSES (BARRAS)

15 - 1

15.1 Resistencia de aislamiento 15 - 1 15.1.1 Preparación del bus para la prueba 15 - 1 15.1.2 Conexiones para realizar la prueba 15 - 1 15.1.3 Interpretación de resultados 15 - 2 15.2 Prueba de alto voltaje C. D. (High-Pot) para tableros

blindados (Metal-Clad) 15 - 3

15.2.1 Preparación del bus para la prueba 15 - 3 15.2.2 Conexiones para realizar la prueba 15 - 4 15.2.3 Interpretación de resultados 15 - 5 CAPITULO 16

RED DE TIERRAS

16 - 1

16.1 Método de caída de potencial para medición de resistencia ohmica en un sistema de tierras

16 - 2


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16.2

Método del 62% para medición del sistema de tierra

16 - 6

16.2.1 Recomendaciones para realizar la prueba 16 - 7 16.2.2 Conexiones para realizar la prueba 16 - 7 16.3 Método de medición utilizando probador digital de

gancho 16 - 9

16.4 Medición de resistividad del terreno 16 - 9 16.4.1 Método de Wenner para la medición de resistividad del

terreno 16 - 9

16.4.2 Interpretación de resultados 16 - 10 16.5 Recomendaciones 16 - 10 16.5.1 Método de medición 16 - 11 CAPITULO 17

DETECCIÓN Y MEDICIÓN DE PUNTOS CALIENTES

17 - 1

17.1 Teoría general 17 - 1 17.2 Técnica de medición 17 - 3 17.3 Registro y reporte de inspecciones para la

detección de puntos calientes 17 - 3

17.4 Interpretación de resultados 17 - 3 CAPITULO 18

SUBESTACIONES BLINDADAS AISLADAS CON GAS SF6

18 - 1

18.1 Teoría general 18 - 1 18.2 Actividades de operación y mantenimiento 18 - 3 18.2.1 Pruebas 18 - 6 18.2.2 Seleccionadores, interruptores de puesta a tierra e

interruptores rápidos de puesta a tierra 18 - 6

18.2.3 Pruebas a transformadores de instrumento 18 - 6 18.2.3.1 Recomendaciones para realizar las pruebas a TC’s 18 - 6 18.2.4 Prueba de resistencia de contactos 18 - 9 18.2.4.1 Recomendaciones para realizar la prueba 18 - 9 18.2.4.2 Conexiones para realizar la prueba 18 - 10 18.2.4.3 Interpretación de resultados 18 - 11 18.2.5 Prueba de resistencia de aislamiento 18 - 11 18.2.6 Prueba al sistema de gas 18 - 11 18.2.7 Prueba de alta tensión 18 - 13 18.2.7.1 Recomendaciones 18 - 13 18.3 Pruebas de mantenimiento 18 - 14


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REFERENCIA CONCEPTO PÁGINA CAPITULO 19

TABLEROS METAL CLAD

19 - 1

19.1 Teoría general 19 - 1 19.2 Interruptores 19 - 1 19.2.1 Prueba de resistencia de aislamiento 19 - 2 19.2.1.1 Recomendaciones para hacer la prueba 19 - 2 19.2.1.2 Conexiones para hacer la prueba 19 - 3 19.2.1.3 Interpretación de resultados 19 - 5 19.2.2 Prueba de factor de potencia 19 - 5 19.2.2.1 Recomendaciones para realizar la prueba 19 - 5 19.2.2.2 Conexión para realizar la prueba 19 - 6 19.2.2.3 Interpretación de resultados 19 - 8 19.2.3 Prueba de resistencia de contactos 19 - 10 19.2.3.1 Recomendaciones para realizar la prueba 19 - 10 19.2.3.2 Conexiones para realizar la prueba 19 - 11 19.2.3.3 Interpretación de resultados 19 - 12 19.2.4 Tiempo de operación y simultaneidad de contactos en

operación de cierre y apertura 19 - 12

19.2.4.1 Recomendaciones para realizar la prueba 19 - 12 19.2.4.2 Conexiones para realizar la prueba 19 - 12 19.2.4.3 Interpretación de resultados 19 - 14 19.3 Buses y barras 19 - 15 19.3.1 Resistencia de aislamiento 19 - 15 19.3.1.1 Preparación para realizar la prueba 19 - 16 19.3.1.2 Conexiones para realizar la prueba 19 - 16 19.3.1.3 Interpretación de resultados 19 - 16 19.3.2 Prueba de alto voltaje C.D. (High-Pot) 19 - 16 19.4 Secciones de fusibles 19 - 16 19.4.1 Prueba de resistencia de aislamiento 19 - 17 19.4.1.1 Recomendaciones para hacer la prueba 19 - 17 19.4.1.2 Conexiones para hacer la prueba 19 - 17 19.4.1.3 Interpretación de resultados 19 - 19 19.5 Cuchillas 19 - 19 19.5.1 Prueba de resistencia de aislamiento 19 - 19 19.5.1.1 Recomendaciones para hacer la prueba 19 - 19 19.5.1.2 Conexiones para hacer la prueba 19 - 19 19.5.1.3 Interpretación de resultados 19 - 21 19.5.2 Prueba de resistencia de contactos 19 - 21 19.5.2.1 Recomendaciones para hacer la prueba 19 - 21 19.5.2.2 Conexiones para hacer la prueba 19 - 21


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19.5.2.3

Interpretación de resultados

19 - 22

CAPITULO 20

INSPECCION DE SUBESTACIONES

20 - 1

20.1 Inspección 20 - 1 20.1.1 Recomendaciones para efectuar las inspecciones 20 - 1 20.1.2 Guía de llenado de formato de inspección de

subestaciones (formato SE-20-01) 20 - 2

20.1.3 Alcance contemplado en las actividades 20 - 3


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C A P Í T U L O 1 GENERALIDADES

1.1 INTRODUCCIÓN. En los sistemas eléctricos de potencia, las subestaciones de distribución son las instalaciones que interconectan las líneas y de alta tensión a las redes de media tensión para el suministro de energía eléctrica a usuarios en alta, media y baja tensión. El equipo primario de las Subestaciones debe mantenerse en las mejores condiciones operativas, para reducir las probabilidades de falla; garantizando así, la continuidad del servicio. Analizando lo anterior, es necesario que los trabajos de preparación del equipo primario para su puesta en servicio y las actividades de mantenimiento sean de calidad, para evitar la salida prematura del equipo en operación. El presente trabajo es de utilidad para el personal encargado del mantenimiento al equipo eléctrico primario, en especial para el Ingeniero de subestaciones y técnicos de mantenimiento, con la finalidad de proporcionar los elementos fundamentales de información y apoyo en la manera de efectuar y evaluar las pruebas. Los resultados obtenidos en las pruebas, deben cumplir con los valores que se mencionan en el presente procedimiento que serán la base para decidir si el equipo que se encuentra en operación requiere de mantenimiento o la puesta en servicio de un nuevo equipo es apropiado. El procedimiento se ha elaborado aprovechando la experiencia del personal técnico, e información que posee la Comisión Federal de Electricidad en sus Divisiones de Distribución. 1.2 OBJETIVO. Unificar criterios sobre la forma de realizar pruebas de campo al equipo primario de las subestaciones de distribución y proporcionar la información básica para interpretar y evaluar resultados de las mismas.


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1.3 ANTECEDENTES. El comité de distribución Sur-Sureste, en el año de 1981 formuló el "Procedimiento de Pruebas de campo para Mantenimiento Eléctrico en Subestaciones de Distribución", con la finalidad de que el personal de campo, encargado del mantenimiento de subestaciones, contara con un manual apropiado para ello. En el año de 1985 se revisó el procedimiento, agregándole más temas al capitulo de transformadores de potencia y se corrigieron algunas figuras para realizar las pruebas. Durante 1991 se modificó la estructura del procedimiento, organizándolo con base a cada uno de los equipos primarios en lugar del anterior agrupamiento que consideraba el tipo de prueba. Al mismo tiempo se complementó y se le efectuaron diversas correcciones, limitándose además su contenido a únicamente los equipos primarios, debido a que dispositivos tales como tableros, protecciones, etc., se trataban en la anterior edición, solo de manera superficial; debiendo ser materia de otra especialidad, no obstante representar una de las partes fundamentales de una subestación eléctrica. La revisión de 1993 se vio enriquecida con las aportaciones del comité de Distribución Centro-Occidental, principalmente en aspectos teóricos y de análisis. Por otra parte se le dio una nueva conformación en base a capítulos independientes según la estructura dada en la revisión de 1991, mediante un sistema de hojas sustituibles que le dio un mayor dinamismo en los aspectos de aplicación, revisión y actualización. Durante esa revisión, el documento fue boletinado con dicha estructura, a todas las Divisiones para comentarios finales, habiéndose recibido observaciones sobre ligeras correcciones al texto y algunas de las figuras; además de manera importante los capítulos relacionados con puntos calientes y reguladores se vieron complementados con las propuestas de las Divisiones Norte y Golfo Norte respectivamente. En la revisión 2004 se toman en cuenta las facilidades que brindan las diversas herramientas informáticas disponibles, por lo que, su presentación final está en base a archivos de un procesador de texto, los cuales son considerados como “archivos maestros”, quedando a cargo de la Coordinación de Distribución para su resguardo y control. En ella se incluyeron, nuevos capítulos y secciones correspondientes a:

• Subestaciones encapsuladas en SF6, • Tableros blindados o metal-clad, • Ensayo de reactancia de dispersión para transformadores de potencia, • Medición de respuesta a la frecuencia para transformadores de potencia,


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• Prueba de media tensión con muy baja frecuencia (VLF) para cables de potencia,

• Medicion de Impedancia, Conductancia o Resistencia interna de Bancos de Baterías.

A diferencia de las anteriores revisiones, en ésta se tuvo la participación directa de representantes especialistas de todas y cada una de las divisiones, además de la colaboración de personal de la Gerencia de LAPEM y del área de Redes Subterráneas. Es importante también señalar la participación de un dibujante y del personal de oficina, que intervinieron en la labor de edición y conformación final del documento. En la presente revisión 2007, se incluyen las modificaciones a formatos de prueba y reestructuración de los capítulos:

• 11 “Capacitores” • 14 “Fluidos Aislantes” y • 18 “Subestaciones encapsuladas aisladas en Gas”.

Adicionalmente los formatos para las diferentes pruebas y estadísticas históricas de los resultados obtenidos se incorporan al Sistema Integral de Administración de Distribución SIAD en su módulo “Hojas de Prueba a Equipo”. 1.4 POLÍTICAS. Contar con un documento de consulta, para realizar pruebas de campo al equipo primario de las subestaciones de distribución; así como, para analizar y evaluar sus resultados, con la finalidad de normalizar su ejecución e interpretación. El presente documento, es un procedimiento técnico general y controlado de aplicación nacional y debe de servir como base para la elaboración de cualquier otro documento o instructivo de trabajo, relacionado con el mantenimiento a equipo primario de subestaciones de distribución. En función de la normatividad interna vigente, este procedimiento debe revisarse como máximo cada dos años. 1.5 MARCO LEGAL. Ley del servicio público de energía eléctrica. Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE- VIGENTE. Instalaciones Eléctricas (Utilización)


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1.6 DESARROLLO. El presente documento, describe en su primera parte, las generalidades del mantenimiento y los tipos de éste que se aplican al equipo eléctrico; también, se describen en forma breve, algunas de las principales pruebas de fábrica que se realizan al equipo eléctrico primario para subestaciones. El objeto principal, es exponer las Pruebas de Campo describiendo; su teoría, aplicación, recomendaciones para su ejecución y las figuras de conexión de las mismas. Contiene también los formatos para registrar los resultados y proporcionar la información correspondiente para su evaluación; así mismo, se mencionan las pruebas que se realizan a Bancos de Baterías y Red de Tierras, con las mismas consideraciones que para el equipo primario. Las pruebas de campo son actividades dentro de los trabajos de mantenimiento y puesta en servicio, que el personal lleva a cabo en forma periódica, con la finalidad de mantener índices de confiabilidad y continuidad aceptables. 1.7 GENERALIDADES DEL MANTENIMIENTO. Con base en los resultados obtenidos de pruebas realizadas al equipo eléctrico, el personal responsable del mantenimiento, tiene los argumentos suficientes para tomar la decisión de energizar o retirar de servicio un equipo que requiera mantenimiento. Para el mantenimiento del equipo, es conveniente considerar los aspectos siguientes:

a) Archivo histórico, análisis de resultados y tendencias obtenidas en inspec-ciones y pruebas.

b) Las condiciones operativas de los equipos y las recomendaciones de los fabricantes.

c) Establecer las necesidades de mantenimiento, refacciones y herramienta especial requerida para cada equipo.

d) Formular las actividades de los programas de mantenimiento. e) Determinar actividades con prioridad de mantenimiento para cada equipo en

particular. f) Contar con personal especializado y competente para realizar las actividades de

mantenimiento al equipo y establecer métodos para su control.


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Al mejorar las técnicas de mantenimiento, se logra una productividad mayor, se incrementa la seguridad del personal y operativa del equipo, además se reducen los costos de los mismos. Los tipos de mantenimientos que se pueden aplicar al equipo en operación, son los siguientes: - Mantenimiento correctivo. - Mantenimiento preventivo.

- Mantenimiento predictivo. Para cada uno de ellos, se describen a continuación sus principales características y definiciones: 1.7.1 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 cuál resulta en un ineficiente empleo de la mano de obra, materiales y refacciones. 1.7.2 MANTENIMIENTO PREVENTIVO. Las actividades de mantenimiento preventivo, tienen la finalidad de evitar que el equipo falle durante el período de su vida útil (ver figura 1.1) y la técnica de su aplicación, se apoya en el análisis de antecedentes históricos del equipo después de pasar el período de puesta en servicio, reduce sus 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.


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TIEMPO

POSI

BILI

DADES

DE F

ALLA

S

PERIODO DE VIDA ÚTIL ENVEJECIMIENTOPERIODO DEFALLAS

INMEDIATAS

Fig. 1.1 CURVA DE VIDA ÚTIL 1.7.3 MANTENIMIENTO PREDICTIVO. El tipo de mantenimiento predictivo, tiene como finalidad combinar las ventajas de los dos tipos de mantenimiento anteriores; para lograr el máximo tiempo de operación del equipo, se aplican técnicas de revisión y pruebas más avanzadas, requiere de controles rigurosos para su planeación y ejecución. Además durante los últimos años, se han venido desarrollando diversas técnicas de 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.


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1.7.4 PERIODICIDAD EN EL MANTENIMIENTO. El aspecto de periodicidad para la atención de los equipos y dispositivos que conforman una Subestación Eléctrica, es un concepto que ha venido variando significativamente con el tiempo; producto principalmente del continuo desarrollo tecnológico alcanzado tanto en el diseño y fabricación de tales componentes, como en la implementación de nuevas y mejores técnicas de prueba, verificación, supervisión, monitoreo y diagnóstico. No obstante lo anterior, y con el único propósito de establecer una referencia o guía práctica, dirigida sobre todo hacia aquel personal técnico que se inicia en estas actividades del mantenimiento a Subestaciones, se muestran en la tabla 1.1 algunas recomendaciones de periodicidades mínimas de mantenimiento a equipo primario. Esta tabla, debe complementarse con las recomendaciones establecidas en los instructivos de mantenimiento y operación del fabricante, historial de operación, corrientes interrumpidas, medio aislante, medio ambiente, tipo de mecanismo, etc., que puede modificar la periodicidad requerida.


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TABLA 1.1 RECOMENDACIÓN DE PERIODICIDAD MAXIMA DE MANTENIMIENTO EN EQUIPO PRIMARIO

EQUIPO PERIODO

MESES AÑOSPRUEBAS ELECTRICAS 2ANALISIS DE GASES 6MANTENIMIENTO, SECADO YCAMBIO DE ACEITE EN CAMBIADOR 10DE DERIVACIONES Y DEVANADOSREMPLAZO DE ACEITE A 5CAMBIADOR DE DERIVACIONESMANTENIMIENTO A SISTEMA 1DE ENFRIAMIENTOMANTENIMIENTO A EQUIPOS 1AUXILIARESLIMPIEZA, LUBRICACION Y ENGRACEDE RODAMIENTOS Y BARRAS DE 2ACCIONAMIENTOSPRUEBAS ELECTRICAS 3

PRUEBAS ELECTRICAS 3

PRUEBAS Y MANTENIMIENTO 3

MEDICION DE DENSIDADES,REPOSICION DE NIVELES Y 1VOLTAJESLIMPIEZA DE CELDAS 1REAPRIETE DE CONEXIONES Y 1LUBRICACIONREVISION Y LIMPIEZA DE 6CARGADORES

ACTIVIDADTR

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OR

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OR

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Nota: Las tensiones para los equipos en subestaciones de distribución son en M.T. (desde 13.8 kV hasta 34.5 kV) y A.T. (desde 69 kV hasta 138 kV).


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TABLA 1.1 RECOMENDACIÓN DE PERIODICIDAD MAXIMA DE MANTENIMIENTO EN EQUIPO PRIMARIO (CONTINUACIÓN)

EQUIPO PERIODO

MESES AÑOSPRUEBAS ELECTRICAS 3MANTENIMIENTO A CAMARAS Y 4MACANISMOSCAMBIO DE ACEITE A CAMARAS 2MEDICION DE HUMEDAD RESIDUAL 3SF6PRUEBAS ELECTRICAS 3MANTENIMIENTO A CAMARAS Y 4MACANISMOSCAMBIO DE ACEITE A CAMARAS 1MEDICION DE HUMEDAD RESIDUAL 3SF6PRUEBAS ELECTRICAS 2MANTENIMIENTO A CAMARAS Y 4MACANISMOSCAMBIO DE ACEITE 4MANTENIMIENTO A 6MOTOCOMPRESORES Y AUXILIARESMANTENIMIENTO A MECANISMOS 2NEUMATICOSIN

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PTO

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.

Notas:

(1)Las tensiones para los equipos en subestaciones de distribución son en M.T. (Desde 13.8 kV hasta 34.5 kV) y A.T.(desde 69 kV hasta 138 kV). (2)Dependiendo de las condiciones de limpieza y lubricación del mecanismo de accionamiento que se tenga o respetando la recomendación de los fabricantes, lo que suceda primero. (3) El mantenimiento a cámaras dependerá de las operaciones y valores de corriente interrumpida.


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C A P Í T U L O 2 PRUEBAS

2.1 INTRODUCCIÓN. Las pruebas eléctricas son la base principal para verificar y apoyar los criterios de aceptación o para analizar los efectos, cuando sucedan cambios o variaciones con respecto a los valores iniciales de puesta en servicio o de la última prueba. Se consideran pruebas eléctricas, aquellas que determinan las condiciones en que se encuentra el equipo eléctrico, para determinar sus parámetros eléctricos de operación. Al final de este capitulo, en la tabla 2.2 se relacionan las pruebas aplicables a cada equipo en particular. 2.2 PRUEBAS DE FÁBRICA. Las pruebas de fábrica se clasifican en 3 grupos: a) PRUEBAS DE PROTOTIPO. Las Pruebas de Prototipo son las que se realizan a diseños nuevos y tienen por finalidad, cumplir con los valores establecidos en las normas que se aplican y/o especificaciones bajo las cuales fueron fabricados los equipos. En estas pruebas entran en función tanto los materiales utilizados para su fabricación como los criterios de diseño considerados. Las Pruebas de Prototipo incluyen las pruebas de rutina. b) PRUEBAS DE RUTINA. Son pruebas que deben efectuarse a cada uno de los equipos, conforme a métodos establecidos en las normas correspondientes, para verificar la calidad del producto y que están dentro de los valores permitidos. Estas pruebas son las que determinan la aceptación o rechazo de los equipos. c) PRUEBAS OPCIONALES.


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Estas pruebas son las que se realizan a los equipos, conjuntamente entre el fabricante y usuario a fin de determinar algunas características particulares del equipo 2.2.1 BREVE DESCRIPCIÓN DE ALGUNAS PRUEBAS DE FÁBRICA. Dentro de las más importantes, se pueden citar las siguientes: a) PRUEBA DE IMPULSO POR RAYO. Consiste en simular en el Laboratorio las condiciones de falla provocadas por descargas atmosféricas en los equipos. Esta prueba se realiza aplicando al equipo impulsos de onda positiva o negativa, de acuerdo al nivel básico de impulso para cada tensión, en condiciones estándar y de acuerdo a las normas indicadas en las especificaciones. La curva característica que se asemeja a las condiciones de una descarga atmosférica, es aquella que obtiene su máximo valor de tensión en un tiempo de 1.2 microsegundos y decrece al 50% del valor de tensión en un tiempo de 50 microsegundos, a esta curva se le llama onda completa, ver figura 2.1.

100 %

50 %

V

1.2 50 0 us

t

FIG. 2.1 ONDA COMPLETA, 1.2 X 50 MICROSEGUNDOS. b) PRUEBA DE POTENCIAL APLICADO. Consiste en aplicar al equipo una tensión a la frecuencia de operación del sistema, cuyo valor varía de acuerdo a lo indicado en la norma correspondiente para cada nivel de tensión (del 180% al 300% de la tensión


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nominal), su duración es de un minuto. c) PRUEBA DE DESCARGAS PARCIALES. Esta determina la calidad del aislamiento, es útil para detectar porosidades, grietas, burbujas de aire, etc. en el interior de un aislamiento sólido. El resultado de esta prueba está dado en picocoulombs. d) PRUEBA DE ELEVACIÓN DE TEMPERATURA. Sirve para verificar que los equipos cumplan con la capacidad de diseño, sin rebasar los límites de temperatura establecidos por las normas correspondientes. e) PRUEBA DE POTENCIAL INDUCIDO. El objetivo es verificar la resistencia del aislamiento entre diferentes partes de un equipo. Como por ejemplo, para transformadores de potencia: entre espiras, entre secciones, entre capas, etc. y el aislamiento de estas partes a tierra que no fueron probadas durante la prueba de potencial aplicado. La prueba consiste en inducir al devanado el 200% de su tensión nominal, por un tiempo, que dependerá de la frecuencia utilizada, la cuál es modificada para no saturar el núcleo. La referencia de ésta prueba es aplicar la tensión a 7200 ciclos en un segundo; como no es posible contar con un generador de esa frecuencia, en la práctica, el tiempo de prueba se obtiene dividiendo los 7200 Hz entre la frecuencia que produzca el generador de inducido con que cuente cada fábrica, por ejemplo, para un generador de 240 Hz el tiempo será de 30 segundos. Además de las pruebas mencionadas, existen otras como: Corto circuito, corriente sostenida de corta duración, resistencia óhmica, etc. 2.3 PRUEBAS DE CAMPO. Se efectúan a los equipos que se encuentran en operación o en proceso de puesta en servicio y se consideran de la siguiente manera: a) Recepción y/o Verificación. b) Puesta en Servicio. c) Mantenimiento. a) RECEPCIÓN Y/O VERIFICACIÓN. Se realizan a todo el equipo nuevo o reparado, considerando las condiciones de traslado; efectuando primeramente una inspección detallada de cada una de sus partes; para el caso de los transformadores de potencia se debe considerar una revisión interna de sus devanados. b) PUESTA EN SERVICIO. Se realizan a cada uno de los equipos en campo después


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de haber ser sido: instalados, ajustados, secados, etc., con la finalidad de verificar sus condiciones para decidir su entrada en operación. c) MANTENIMIENTO. Se efectúan periódicamente conforme a programas y a criterios de mantenimiento elegidos y condiciones operativas del equipo. 2.3.1 RECOMENDACIONES GENERALES PARA REALIZAR PRUEBAS ELÉCTRICAS

AL EQUIPO PRIMARIO.

a) Durante las pruebas deben tomarse todas las medidas de seguridad personal y para el equipo de acuerdo a lo indicado en el “Reglamento de Seguridad e Higiene en el Trabajo CFE” capítulo 100 y lo aplicable del capitulo 800.

b) Para equipos en operación, con base en los programas de mantenimiento, tramitar los registros y licencias correspondientes de acuerdo a las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional vigente.

c) Tener la seguridad de que el equipo a probar no este energizado. Verificando la apertura física de interruptores y/o cuchillas seccionadoras.

d) El tanque o estructura del equipo a probar, debe estar aterrizado. e) Verificar que las condiciones climatológicas sean adecuadas y no afecten los

resultados de las pruebas que se van a realizar. f) Aterrizar el equipo a probar por 10 minutos aproximadamente para eliminar

cargas capacitivas que puedan afectar a la prueba y por seguridad personal. g) Desconectar de la línea o barra, las terminales del equipo a probar. h) En todos los casos, ya sea equipo nuevo, reparado o en operación, las

pruebas que se realicen siempre deben estar precedidas de actividades de inspección o diagnóstico.

i) Preparar los recursos de prueba indispensables como son: Equipos, Herramientas, Probetas, Mesas de prueba, etc.

j) Preparar el área de trabajo a lo estrictamente necesario, delimitar el área de trabajo para evitar el paso de personas ajenas a la prueba; procurando se tengan fuentes accesibles y apropiadas de energía.

k) Colocar él o los equipos de prueba sobre bases firmes y niveladas. l) Comprobar que las terminales de prueba están en buenas condiciones y que

sean las apropiadas. m) Verificar y en su caso eliminar cualquier interferencia que pudiera afectar los

valores de prueba, humedad, polvo, inducción electromagnética, etc. n) No aplicar tensiones de prueba, superiores a la tensión nominal del equipo a

probar. o) Anotar o capturar las lecturas de la prueba con todos aquellos datos que


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requiere el formato correspondiente (multiplicadores, condiciones climatológicas, etc.).

p) Al terminar la prueba poner fuera de servicio el equipo de prueba y aterrizar nuevamente el equipo probado.

q) Verificar antes de devolver la licencia que todas las conexiones y condiciones operativas del equipo han sido restablecidas.

2.3.2 PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. 2.3.2.1 TEORÍA GENERAL La resistencia de aislamiento se define como la oposición al paso de una corriente eléctrica que ofrece un aislamiento al aplicarle una tensión de corriente directa durante un tiempo dado, medido a partir de la aplicación del mismo y generalmente expresada en Megaohms (MΩ), Gigaohms (GΩ) o Teraohms (TΩ). A la corriente resultante de la aplicación de tensión de corriente directa, se le denomina "Corriente de Aislamiento" y consta de dos componentes principales: a) La corriente que fluye dentro del volumen de aislamiento es compuesta por: i) Corriente Capacitiva. ii) Corriente de Absorción Dieléctrica. iii) Corriente de conducción irreversible. i).- Corriente Capacitiva.- Es una corriente de magnitud comparativamente alta y de corta duración, que decrece rápidamente a un valor despreciable (generalmente en un tiempo máximo de 15 segundos) conforme se carga el aislamiento, y es la responsable del bajo valor inicial de la Resistencia de Aislamiento. Su efecto es notorio en aquellos equipos que tienen capacitancia alta, como transformadores de potencia, máquinas generadoras y cables de potencia de grandes longitudes. ii).- Corriente de absorción dieléctrica.- Esta corriente decrece gradualmente con el tiempo, desde un valor relativamente alto a un valor cercano a cero, siguiendo una función exponencial. Generalmente los valores de resistencia obtenidos en los primeros minutos de una prueba, quedan en gran parte determinados por la Corriente de Absorción. Dependiendo del tipo y volumen del aislamiento, esta corriente tarda desde unos cuantos minutos a varias horas en alcanzar un valor despreciable; sin embargo para efectos de prueba, puede despreciarse el cambio que ocurre después de 10 minutos.


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iii).- Corriente de conducción irreversible.- Esta corriente fluye a través del aislamiento y es prácticamente constante, predomina después que la corriente de absorción se hace insignificante. b) Corriente de Fuga.- Es la que fluye sobre la superficie del aislamiento. Esta corriente al igual que la Corriente de Conducción irreversible, permanece constante y ambas constituyen el factor primario para juzgar las condiciones del aislamiento. Absorción dieléctrica La resistencia de aislamiento varía directamente con el espesor del aislamiento e inversamente al área del mismo; cuando repentinamente se aplica una tensión de corriente directa a un aislamiento, la resistencia se inicia con un valor bajo y gradualmente va aumentando con el tiempo hasta estabilizarse. Graficando los valores de resistencia de aislamiento contra tiempo, se obtiene una curva denominada de absorción dieléctrica; indicando su pendiente el grado relativo de secado y limpieza o suciedad del aislamiento. Si el aislamiento esta húmedo o sucio, se alcanzará un valor estable en uno o dos minutos después de haber iniciado la prueba y como resultado se obtendrá una curva con baja pendiente. La pendiente de la curva puede expresarse mediante la relación de dos lecturas de resistencia de aislamiento, tomadas a diferentes intervalos de tiempo, durante la misma prueba. A la relación de 60 a 30 segundos se le conoce como "Índice de Absorción", y a la relación de 10 a 1 minuto como "Índice de Polarización". Los índices mencionados, son útiles para la evaluación del estado del aislamiento de devanados de transformadores de potencia y generadores. 2.3.2.2 FACTORES QUE AFECTAN LA PRUEBA. Entre los factores que afectan la prueba y tienden a reducir la resistencia de aislamiento de una manera notable son: la suciedad, la humedad relativa, la temperatura y la inducción electromagnética; para la suciedad, es necesario eliminar toda materia extraña (polvo, carbón, aceite, etc.) que esté depositada en la superficie del aislamiento; para la humedad, se recomienda efectuar las pruebas a una temperatura superior a la de rocío. La resistencia de aislamiento varía inversamente con la temperatura en la mayor parte de los materiales aislantes; para comparar adecuadamente las mediciones periódicas de resistencia de aislamiento, es necesario efectuar las mediciones a la misma temperatura, o convertir cada medición a una misma base.


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Esta conversión se efectúa con la siguiente ecuación:

)( ttc RKR = De donde: Rc = Resistencia de aislamiento en Megaohms corregida a la temperatura base. Rt = Resistencia de aislamiento a la temperatura que se efectuó la prueba. Kt = Coeficiente de corrección por temperatura. La base de temperatura recomendada, es de 20°C para transformadores y 40°C para máquinas rotatorias, que nos permiten comparar en forma objetiva los resultados en forma homogénea independientemente para eliminar los efectos de la temperatura en las pruebas se cuenta con factores de corrección de la temperatura en que se realiza la prueba. Para otros equipos, como interruptores, apartarrayos, boquillas, pasamuros, etc., no existe temperatura base, ya que la resistencia con respecto a la temperatura es estable. Para equipos a probar, que se encuentren bajo el efecto de inducción electromagnética, es necesario acondicionar un blindaje para drenar a tierra las corrientes inducidas que afectan a la prueba. Una forma práctica para el blindaje, es utilizar malla metálica multiaterrizada (jaula de Faraday) sobre el equipo, soportada con material aislante. Para realizar lo anterior, se deben tomar las medidas estrictas de seguridad por la proximidad con otros equipos energizados. Otro factor que afecta las mediciones de resistencia de aislamiento y absorción dieléctrica es la presencia de carga previa en el aislamiento. Esta carga puede originarse porque el equipo trabaja aislado de tierra o por una aplicación de la tensión de C.D. en una prueba anterior. Por tanto es necesario que antes de efectuar las pruebas se descarguen los aislamientos mediante una conexión a tierra. 2.3.2.3 METODOS DE MEDICIÓN. Las mediciones se obtienen mediante un medidor de resistencia de aislamiento de indicación directa. Este equipo ha sido el instrumento estándar para la verificación de la resistencia de aislamiento existiendo tres tipos: Los accionados manualmente, los accionados por motor (ver Fig. 2.2) y los de tipo electrónico y/o digital.


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El primer tipo es satisfactorio para efectuar pruebas de tiempo corto y los tipos motorizado y digital para pruebas en donde es necesario determinar los índices de absorción y polarización. a) MÉTODO DE TIEMPO CORTO.- Consiste en conectar el instrumento al equipo que se va a probar y operarlo durante 60 segundos. Este método tiene su principal aplicación en equipos pequeños y en aquellos que no tienen una característica notable de absorción, como son los interruptores, cables, apartarrayos, etc. b) MÉTODO DE TIEMPO-RESISTENCIA O ABSORCIÓN DIELÉCTRICA.- Consiste en aplicar la tensión de prueba durante un período de 10 minutos, tomando lecturas a 15, 30, 45 y 60 segundos, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 y 10 minutos. Su principal aplicación es en transformadores de potencia y en grandes máquinas rotatorias dadas sus notables características de absorción


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NIV

EL

AG

UJA

ESC

ALA

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AJE

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500

a 25

00 V

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GUARDALIN

EATIE

RRA

FIG. 2.2 MEGGER DE AISLAMIENTO


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2.3.2.4 CONSIDERACIONES. La medición de resistencia de aislamiento, es en sí misma una prueba de potencial, por lo tanto, debe restringirse a valores apropiados que dependan de la tensión nominal de operación del equipo que se va a probar y de las condiciones en que se encuentre su aislamiento. Si la tensión de prueba es alta, se puede provocar fatiga en el aislamiento. Las tensiones de prueba de corriente directa comúnmente utilizados son de 500 a 5,000 Volts. Las lecturas de resistencia de aislamiento disminuyen normalmente al utilizar potenciales altos, sin embargo para aislamiento en buenas condiciones, se obtendrán valores semejantes para diferentes tensiones de prueba. Si al aumentar la tensión de prueba se reducen significativamente los valores de resistencia de aislamiento, puede ser indicativo de que existen imperfecciones o fracturas en el aislamiento, posiblemente agravadas por suciedad o humedad, aún cuando también la sola presencia de humedad con suciedad puede ocasionar este fenómeno. 2.3.2.5 PRINCIPIO DE OPERACIÓN DEL MEDIDOR DE RESISTENCIA DE

AISLAMIENTO. Aún cuando existe una gran variedad de instrumentos para la medición de la resistencia de aislamiento, puede decirse que la gran mayoría utiliza el elemento de medición de bobinas cruzadas, cuya principal característica es que su exactitud es independiente de la tensión aplicada en la prueba: Los medidores de resistencia de aislamiento de los tipos manual y motorizado (ver Fig.2.3) consisten fundamentalmente de dos bobinas designadas como A y B montadas en un sistema móvil común con una aguja indicadora unida a las mismas y con libertad para girar en un campo producido por un imán permanente. En el caso de estos tipos de medidores de resistencia de aislamiento, el sistema está sustentado en joyas soportadas en resortes y está exento de las espirales de control que llevan otros aparatos como los ampérmetros y vóltmetros. La alimentación de señal a las bobinas se efectúa mediante ligamentos conductores que ofrecen la mínima restricción posible, de tal forma, que cuando el instrumento está nivelado y no se le está alimentando corriente, la aguja indicadora flotará libremente pudiendo quedar en reposo en cualquier posición de la escala.


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Adicionalmente al elemento de medición, estos tipos de medidores de resistencia de aislamiento tienen un generador de corriente directa accionado manualmente o mediante un motor el cual proporciona la tensión necesaria para efectuar la medición. La bobina deflectora A está conectada en serie con una resistencia R', quedando la resistencia bajo prueba conectada entre las terminales línea y tierra del aparato. Las bobinas A y B están montadas en el sistema móvil con un ángulo fijo entre ellas y están conectadas en tal forma que cuando se les alimenta corriente, desarrollan pares opuestos y tienden a girar el sistema móvil en direcciones contrarias. Por lo tanto, la aguja indicadora se estabilizará en el punto donde los pares se balancean. Cuando el aislamiento es casi perfecto o cuando no se conecta nada a las terminales de prueba no habrá flujo de corriente en la bobina A. Sin embargo, por la bobina B circulará un flujo de corriente y por tal razón, girará en contra de las manecillas del reloj hasta posicionarse sobre el entrehierro en el núcleo de hierro C. En esta posición la aguja indicadora estará sobre la marca del infinito. Con las terminales de prueba en cortocircuito fluirá una corriente mayor en la bobina A que en la bobina B, por tal motivo un par mayor en la bobina A desplazará el sistema móvil en sentido de las manecillas del reloj, hasta posicionar la aguja indicadora en el cero de la escala. Cuando se conecta una resistencia entre las terminales marcadas como línea y tierra del aparato, fluirá una corriente en la bobina deflectora A y el par correspondiente, desplazará el sistema sacándolo de la posición del infinito hacia un campo magnético que aumenta gradualmente, hasta que se alcanza un balance entre los pares de las dos bobinas. Esta posición depende del valor de la resistencia externa que controla la magnitud relativa de la corriente en la bobina A. Debido a que los cambios en la tensión afectan las dos bobinas en la misma proporción, la posición del sistema móvil es independiente de la tensión. La función de la resistencia R' es limitar la corriente en la bobina A y evitar que se dañe el aparato cuando se ponen en cortocircuito las terminales de prueba. En la figura 2.3 se muestra como se guarda la terminal de línea mediante una arandela metálica conectada al circuito de guarda, esto evita errores debido a fugas a través de la superficie del aparato, entre las terminales de línea y tierra. Básicamente lo que se hace, es proporcionar a la corriente de fuga un camino en derivación hacia la fuente de alimentación, que no pase por la bobina deflectora del aparato. En el caso de los medidores de resistencia de aislamiento del tipo electrónico y/o digital la medición se efectúa bajo el mismo principio de comparación y balance de resistencias señalado anteriormente solo que mediante una emulación de la acción de las bobinas a través de circuitos y componentes electrónicos o mediante algoritmos


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residentes en un microprocesador; Obteniéndose incluso para este tipo de medidores de resistencia de aislamiento mayor grado de exactitud y precisión que en aquellos equipos que utilizan medidores analógicos. 2.3.2.6 USO DE LA GUARDA. Generalmente todos los medidores de resistencia de aislamiento con rango mayor de 1000 Megaohms (MΩ) están equipados con terminal de guarda. El propósito de esta terminal es el contar con un medio para efectuar mediciones en mallas de tres terminales (ver Fig. 2.4) en tal forma que puede determinarse directamente el valor de una de las dos trayectorias posibles. Además de esta finalidad principal, dicha terminal hace posible que los medidores de resistencia de aislamiento puedan utilizarse como una fuente de tensión de corriente directa con buena regulación, aunque con capacidad de corriente limitada. Concretamente puede decirse que la corriente de fuga de toda componente de un sistema de aislamiento conectada a la terminal de guarda no interviene en la medición. Así usando las conexiones indicadas en la figura 2.4, se medirá la resistencia “R21” directamente ya que las otras dos no entran en la medición por estar conectada la terminal 3 a guarda. Al usar la terminal de guarda, particularmente en el caso de los instrumentos accionados con motor, o los de tipo electrónico y/o digital debe asegurarse que no existen posibilidades de que se produzca un arco eléctrico entre las terminales de la muestra bajo prueba, conectadas a guarda y tierra. Tal situación podría causar arqueo indeseable en el conmutador del generador del instrumento. Para todas las pruebas de resistencia de aislamiento citadas en este procedimiento deben utilizarse cables de línea con blindaje (el blindaje debe conectarse a guarda).


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INF

CERO

GENERADOR

MANUALO

MOTORR

TIERRA

LINEA

AR

AN

DE

LA

GUARDA

R

OHMETRO

DESEAMOSMEDIR

POR DONDESE APLICAPOTENCIAL

ES

CA

LA

+

−

ELIMINARESISTENCIAS

QUE NO

AB

REFERENCIA

( GENERADOR DE CORRIENTE DIRECTA )

C

G

FIG. 2.3 DIAGRAMA ELEMENTAL DEL MEDIDOR DE RESISTENCIA DE

AISLAMIENTO

GUARDA

r21

AISLAMIENTORESISTENCIA DE

r13

RESISTENCIA

SUPERFICIAL

1LINEA

3

RESISTENCIA

SUPERFICIAL

2 TIERRA

r23

FIG. 2.4 DIAGRAMA DE RESISTENCIA DE LÍNEA - GUARDA -TIERRA


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2.3.3 PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA A LOS AISLAMIENTOS. 2.3.3.1 TEORÍA GENERAL. Una de las aplicaciones de esta prueba es conocer el estado de los aislamientos, basándonos en la comparación de un dieléctrico con un condensador, en donde el conductor energizado se puede considerar una placa y la carcaza o tierra del equipo como la otra placa del capacitor. El equipo de prueba de aislamiento F.P. mide la corriente de carga y Watts de pérdida, en donde el factor de potencia, capacitancia y resistencia de corriente alterna pueden ser fácilmente calculados para una tensión de prueba dado. El Factor de Potencia de un aislamiento es una cantidad adimensional normalmente expresada en por ciento, que se obtiene de la resultante formada por la corriente de carga y la corriente de pérdidas que toma el aislamiento al aplicarle una tensión determinada, es en sí, una característica propia del aislamiento al ser sometido a campos eléctricos. Debido a la situación de no ser aislantes perfectos, además de una corriente de carga puramente capacitiva, siempre los atravesara una corriente que está en fase con la tensión aplicada (Ir), a esta corriente se le denomina de pérdidas dieléctricas, en estas condiciones el comportamiento de los dieléctricos queda representado por el siguiente diagrama vectorial.


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Ic

0 Ir E

I

Ir = Corriente de pérdidas IPIc = Corriente de carga capacitivaI = Corriente resultante de Ic mas IrE = Voltaje aplicadoCp = Capacitancia del aislamiento del espécimenRp = Resistencia del aislamiento del espécimen

Ο

δ

I

FIG. 2.5 DIAGRAMA VECTORIAL QUE MUESTRA EL COMPORTAMIENTO DE UN AISLAMIENTO AL APLICARLE UNA TENSIÓN DADA

WATTS = E * I * COSENO

FACTOR DE POTENCIA = COSENO = E * I

WATTS

Ic

ECp Rp

I

Ir

O

O

FIG. 2.6 CIRCUITO SIMPLIFICADO EQUIVALENTE DE UN DIELÉCTRICO.


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

σσθ TANnteprácticameySENCOSFP === De lo anterior se desprende que el Factor de Potencia siempre será la relación de los Watts de pérdidas (Ir), entre la carga en Volts-Amperes del dieléctrico bajo prueba (I). El método de medida del equipo de prueba, se fundamenta, en un circuito puente de resistencias y capacitores. Con el conocimiento de los valores de la corriente de carga, la tensión de prueba y la frecuencia, la capacitancia del aislamiento puede ser determinada de la siguiente manera.

IVXc =

XcwC

∗=

1

La capacitancia de aislamientos secos no es afectada apreciablemente por la temperatura; sin embargo en los casos de aislamientos húmedos o contaminados, esta tiende a incrementarse con la temperatura. Tomando en consideración que la reactancia de los aislamientos es predominantemente capacitiva y las pérdidas eléctricas reducidas, la magnitud de la corriente de carga puede calcularse por:

CwVI ∗∗= ó CwVVA ∗∗= 2

Donde: I = Magnitud de la corriente de carga V = Potencial aplicado w = frecuencia angular (2πf) C = Capacitancia De las fórmulas anteriores puede determinarse la máxima capacitancia que un equipo


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de prueba puede aceptar para obtener mediciones confiables. Por ejemplo: La máxima capacitancia que un modelo específico de equipo de prueba de 10 KV, puede medir por 15 minutos es:

ospicofaradiVw

IC 000,531037710200.0

4

12

=××

=∗

=

Y en forma continua:

ospicofaradiVw

IC 500,261037710100.0

4

12

=××

=∗

=

Las boquillas para Transformadores, Interruptores, etc. usualmente tienen capacitancias considerablemente menores que los valores calculados anteriormente. Los cables de potencia de gran longitud, pueden tener una capacitancia que excede los 26,500 picofaradios del medidor, se recomienda hacer el cálculo previo del valor de la capacitancia del cable que se trate, para poder efectuar la prueba de factor de potencia. Los equipos con capacitancias mayores que los valores límites calculados para cada tipo de medidor de factor de potencia, deben ser probados a tensiones menores. El diagrama simplificado de la Figura 2.7 muestra en forma general los circuitos principales que conforman un equipo para medición de factor de potencia. Con base en dicho diagrama a continuación se describe la operación del equipo. De la fuente de suministro se conecta el autotransformador que alimenta a través del conmutador reversible, cambiando la polaridad al transformador de alta tensión con lo cual se elimina la interferencia causada por el campo eléctrico de otros equipos energizados. La alimentación al circuito amplificador puede ser conmutada a las posiciones A, B, C. En la posición "A" el medidor es ajustado a escala plena por medio del control. En la posición "B" el medidor registra la tensión a través de RB el cual es función de la corriente total IT y la lectura que se tiene son mili amperes. En la posición "C" la entrada al circuito amplificador consiste de ambos tensiones, la


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tensión a través de la resistencia RB y la tensión VR, ambas tensiones están en oposición y pueden ser balanceados por el ajuste de R. No es posible un balance completo, la tensión a través de RB incluye ambas componentes, en fase (IR) y la componente en cuadratura (IC); mientras en el circuito de referencia la tensión a través de r esta en cuadratura, y se puede variar su valor, por lo tanto se tiene un balance parcial o una lectura mínima la cual es proporcional a la tensión a través de RB, resultando la corriente en fase (IR). El producto de la mínima lectura y el multiplicador de Watts es igual a los Watts de pérdida disipados en el espécimen bajo prueba.


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CIRCUITO

AMPLIFICADOR

MEDIDOR

B

C

ARB

CONTROL

VOLTAJE

REV SWITCH

V

EQUIPO

BAJO PRUEBA

R

Rs

R.A

HV

KV

2.5/10

110V

L.V.

FIG. 2.7 CIRCUITO SIMPLIFICADO DE EQUIPO F.P.


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2.3.3.2 METODOS DE PRUEBA CON EL EQUIPO PARA MEDICIÓN DE FACTOR DE POTENCIA.

a) ESPÉCIMEN ATERRIZADO.- Se prueba en GST (Ground Specimen Test- Espécimen bajo prueba aterrizado). Cuando el selector de LV se coloca en posición GROUND (Figura 2.9(a)), el cable LV es conectado a potencial de tierra. De esta forma el cable de baja tensión (LV) puede ser utilizado para aterrizar el espécimen bajo prueba. Es también posible aterrizar el espécimen, utilizando la terminal de tierra del cable de alta tensión (HV), del cual se muestra un detalle en la figura 2.8. Otra forma es aterrizar directamente a tierra. b) ESPÉCMEN GUARDADO.- Se prueba en GST-GUARD. Cuando el selector del LV se coloca en posición GUARD (Figura 2.9b), el cable LV es conectado a guarda del equipo de prueba, haciendo una comparación entre las figuras 2.9a y 2.9b se puede observar esta diferencia entre ambos circuitos de medición entre las terminales de alta tensión y tierra. La simple diferencia entre las dos figuras es la posición de la conexión del cable LV con respecto al medidor de mVA (milivoltamperes) y mW (miliwatts). La conexión a guarda también puede ser posible si se utiliza la terminal de guarda del cable HV. c) ESPÉCIMEN NO ATERRIZADO.- Se prueba en UST (Ungrounded Specimen Test). Cuando el control de LV se coloca en posición UST (Figura 2.9c), solamente la medición de MVA y MW se efectúa a través del cable LV. Se puede observar como el punto de conexión de guarda y tierra son comunes, de este modo la medición de MVA y MW no es realizada a través de tierra. CONCLUSIONES: Primera: Si se utiliza el método GST, lo que no se quiera medir se conecta a guarda. Segunda: Si se utiliza el método UST, lo que no se quiera medir se conecta a tierra.


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GANCHO

DE

PRUEBA

"ALTO

VOL

TAJE"

CONDUCT

OR D

E AL

TO V

OLTA

JE

MANGA D

E AIS

LAMI

ENTO

ENT

RE G

UARDA

Y A

LTO

VOLT

AJE

TERMI

NAL DE

GUARDA

BLIND

AJE DE

GUARDA

MANGA

DE

AISLA

MIEN

TO E

NTRE

TIERR

A Y

GUAR

DA

BLIND

AJE

DE

TIER

RA

TERMINAL

DE TIER

RA

FIG. 2.8 TERMINAL DE ALTA TENSIÓN.


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BAJA TENSION

MEDICION DE CA Y CB

MVA&MW

(GROUND)

GUARDA

TRO

TERMINAL DE

CABLE DE PRUEBA-ALTA TENSION

DE 2 SECCIONESAPARTARRAYO

BC AC

A

B

HV

LV

FIG. 2.9a POSICIÓN DEL CABLE DE BAJA TENSIÓN -TIERRA

(espécimen aterrizado, medición de las capacitancias CA y CB en paralelo)

BAJA TENSION

MEDICION DE CAGUARDA

MVA&MW

TRO

TERMINAL DE

CABLE DE PRUEBA-ALTA TENSION

APARTARRAYODE 2 SECCIONES

BC AC

A

B

HV

LV

(GUARDA)

FIG. 2.9b POSICIÓN DEL CABLE DE BAJA TENSIÓN-GUARDA (espécimen guardado, medición de las capacitancia CA)


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CABLE DE PRUEBA-ALTA TENSIÓN

TERMINAL DE BAJA TENSIÓN

MEDICION DE C

MVA&MW

TIERRAGUARDA

TRO

(UST)

APARTARRAYODE 2 SECCIONES

B

CB CA

A

B

LV

HV

(espécimen UST, medición de la capacitancia CB)

FIG. 2.9c POSICIÓN DEL CABLE DE BAJA TENSIÓN-UST

2.3.3.3 FACTORES QUE AFECTAN LA PRUEBA. Entre los factores que afectan la prueba y tienden a aumentar el valor de factor de potencia de los aislamientos de una manera notable están: la suciedad, la humedad, la temperatura y la inducción electromagnética. 2.3.3.4 MÉTODO DE MEDICIÓN. La prueba consiste en aplicar un potencial determinado al aislamiento que se desea probar, medir la potencia real que se disipa a través de él y medir la potencia aparente del mismo. El Factor de Potencia se calcula dividiendo la potencia real entre la potencia aparente. 2.3.3.5 CONSIDERACIONES. Para la interpretación de resultados de prueba, es necesario el conocimiento de valores típicos de Factor de Potencia de materiales aislantes. Como referencia, se presentan valores de Factor de Potencia y constantes dieléctricas de algunos materiales.


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MATERIAL % FP

a 20˚C

CONSTANTE DIELECTRICA

Aire 0.0 1.0 Aceite 0.1 2.1 Papel 0.5 2.0

Porcelana 2.0 7.0 Hule 4.0 3.6

Barniz Cambray 4.0 – 8.0 4.5 Agua 100.0 81.0

A continuación se indican también ciertos valores de Factor de Potencia de aislamiento de algunos equipos, que se han obtenido como promedio de diversas pruebas realizadas.

EQUIPO

% FP a 20 ˚C

Boquillas tipo condensador en aceite 0.5 Boquillas en compound 2.0

Transformadores en aceite 1.0 Transformadores nuevos en aceite 0.5 Cables con aislamiento de papel 0.3

Cables con aislamiento de barniz cambray 4.0 – 5.0 Cables con aislamiento de hule 4.0 – 5.0

El principio fundamental de las pruebas es la detección de cambios en las características del aislamiento, producidos por envejecimiento, contaminación del mismo, como resultado del tiempo, condiciones de operación del equipo y los producidos por el efecto corona. 2.3.3.6 INSTRUCCIONES DE OPERACIÓN PARA MEDIDORES DE FACTOR DE

POTENCIA. En este procedimiento se describen los medidores de Factor de Potencia que en mayor cantidad posee Comisión Federal de Electricidad. En el punto 2.3.3.7 se mencionan las instrucciones de comprobación en campo, para cierto tipo de equipo. Dependiendo de la marca del equipo para medición de factor de potencia, es necesario consultar su instructivo correspondiente.


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2.3.3.6.1 MEDIDOR DE FACTOR DE POTENCIA DE 2.5 KV. En la figura 2.10 se muestra la carátula para cierto tipo de medidor, misma que incluye los controles que se mencionan en las siguientes recomendaciones de operación para dicho equipo:

a) Colocar el medidor de Factor de Potencia sobre una base firme y nivelada, enseguida conectar al medidor sus cables: tierra, HV y LV, verificar que el control de tensión se encuentre en posición cero. Insertar el cable de alimentación de corriente alterna y los cables de seguridad manual.

b) Conectar el cable de alta tensión (HV) a la terminal del equipo bajo prueba.

c) Conectar la terminal de baja tensión (LV), el selector (LV) se coloca en la posición deseada (GROUND, GUARD o UST). Si la terminal de baja tensión (LV) no se va a usar, el selector (LV) se coloca en GROUND.

d) Colocar el selector de MVA y MW en su posición central (CHECK) y el selector de rango en su posición superior (HIGH).

e) Seleccionar el máximo multiplicador de MVA y MW (2000).

f) Accionar el interruptor de encendido a la posición ON.

g) Colocar el interruptor inversor (REV. SWITCH) en cualquiera de las dos posiciones (izquierda o derecha). La posición central es desconectado (OFF).

h) Activar los interruptores de seguridad del operador y el de extensión remota, con esto se energiza un relevador del equipo, la lámpara indicadora verde se apaga y enciende la lámpara roja. Si esto no sucede, invertir la polaridad de la clavija del cable de la alimentación de 127 Volts, o bien, verificar el correcto aterrizamiento del equipo de prueba.

i) Incrementar lentamente la tensión, girando hacia la derecha la perilla de control de tensión hasta que el vóltmetro indique 2.5 KV. Si durante el ajuste de tensión, el indicador del medidor tiende a sobrepasar su escala, ajustarlo girando hacia la izquierda la perilla (METER ADJ.) de modo que la aguja se mantenga dentro del rango.

Si el interruptor termo magnético se abre antes de alcanzar 1.25 KV, el espécimen se debe probar abajo de ese rango. Si el interruptor termo magnético se abre entre 1.25 y 2.5 KV, se tiene que probar a un valor inferior al del que se presentó la apertura de interruptor termo magnético y para esto se deben seguir los pasos indicados en "medición abajo de 2.5 KV".

j) Cuando se alcanza la tensión de prueba de 2.5 KV, ajustar el medidor de MVA y MW en 100, girando la perilla METER ADJ.

k) Cambiar el selector de la posición CHECK a la posición MVA y seleccionar el


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multiplicador de rango (RANGE) a la posición en la cual se produce la mayor deflexión sobre la escala y registrar la lectura en el formato correspondiente.

l) En caso de no poderse tomar la lectura, cambiar de rango, para esto, colocar el selector en la posición CHECK, y la perilla multiplicadora en su máximo valor, y repetir el procedimiento, registrando la lectura en el formato correspondiente y anotar el multiplicador utilizado. La lectura debe ser verificada para ambas posiciones del selector (REV. SWITCH) tanto para milivoltamperes como miliwatts, si existe alguna diferencia entre estas dos lecturas consultar las instrucciones sobre interferencia electrostática al final de esta sección.

m) Cambiar el interruptor SELECTOR a la posición CHECK para ajustar las 100 unidades del medidor de los MVA y MW, enseguida dejarlo en la posición MW, la escala (HIGH, MED o LOW) no se debe mover del rango que se utilizó para obtener los MVA. El multiplicador de escala propia si se puede variar. Girar la perilla de ajuste (MW ADJ) hasta que la lectura mínima sea obtenida, seleccionar el multiplicador de MW menor que produzca la mayor deflexión medible en la escala. Cada vez que el multiplicador sea reducido, la lectura de los MW deberán de ser ajustados a la mínima deflexión de la aguja, con la perilla (MW ADJ.).

n) Registrar la lectura de MW y su multiplicador en el formato correspondiente.

o) Anotar el valor de la capacitancia indicada en la perilla (MW ADJ), obtenida en el ajuste de los miliwatts (MW)

p) Colocar los controles en su posición inicial: el interruptor selector de MVA y MW en la posición CHECK, el control de tensión en cero, los interruptores de seguridad desactivados y el de encendido en posición (OFF); Antes de desconectar los cables del equipo bajo prueba.

q) El selector RANGE (HIGH, MED o LOW) y selectores de multiplicación para MVA y MW pueden ser colocados en su posición superior, o pueden dejarse en su posición actual cuando se va a efectuar otra prueba similar.


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0

20

4050

80

100

CURR

ENT

& WA

TTS AT

10

KV.

KILO

VOLT

S A.

C.

10

86

4

2

0

TEST

METE

R ADJ.

POLARITY

243 5

12

102

1.2

10.02.1

.21

210 20 10

0

PICO

FARA

DS

WATT

S AD

JUST

SELE

CTOR

ICH

ECK

W

HIGH

LOW

TYPE

M2H

INSU

LATI

ONTE

ST S

ETWA

TTS

MULT

IPLI

ER

MICR

OAMP

S.

OKCAP

MULT

.

0 0

0

I C C

FIG. 2.10 PANEL DE LA UNIDAD DE MEDICION Y TRANSFORMACION DE UN MEDIDOR DE

FACTOR DE POTENCIA DE 10 kV, TIPO M2H


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INTERFERENCIA ELECTROSTÁTICA.- Al aplicar la prueba a equipos expuestos a Interferencia Electrostática por su cercanía a líneas de alta tensión, es necesario hacer dos lecturas de MVA, una para cada posición del interruptor inversor (REV. SWITCH) y calcular su promedio para obtener la lectura final, la cual se registra en la hoja de reporte. Ambas lecturas deben ser leídas en el mismo rango multiplicador para evitar errores de escala.

Para el registro de MW se deben tomar dos lecturas, una para cada posición de interruptor inversor (REV. SWITCH). Cuando se cambie a la segunda posición, reajustar la perilla (MW ADJ) para obtener la mínima deflexión del medidor, ambas lecturas deben ser leídas con el mismo rango multiplicador para evitar errores de escala.

Es posible que alguna de estas lecturas sea negativa por lo que se recomienda determinar su polaridad. Para ello, girar lentamente la perilla de polaridad (POLARITY) mientras el medidor esté indicando MW hasta que la aguja comience a moverse. Si la aguja se mueve hacia abajo de la escala la lectura es positiva, si lo hace hacia arriba la lectura es negativa. Solamente el movimiento inicial de la aguja tiene relación con el signo.

El promedio de MW de ambas lecturas debe ser registrado como lectura final en la hoja de reporte. Cuando ambas lecturas son del mismo signo, el promedio se obtiene sumando las lecturas y dividiendo entre dos el resultado. Si las lecturas son de signo diferente se restan y el resultado se divide entre dos.

CAPACITANCIA DE LA PRUEBA.- El medidor de factor de potencia de 2.5 kV está equipado con un indicador en la perilla de ajuste de miliwatts (MW ADJ) para leer la capacitancia del equipo bajo prueba (dicha lectura se obtiene en tres dígitos y no existen valores decimales) la lectura se da directamente en picofaradios (pf) cuando se multiplican por 1, 10 ó 100 dependiendo del rango: LOW, MED o HIGH, respectivamente. Esta lectura se obtiene cada vez que se miden los miliwatts. La capacitancia se debe considerar para analizar de otra manera el aislamiento.

CÁLCULO DE LA CAPACITANCIA.- Cuando el espécimen bajo prueba tiene un factor de potencia menor a 15% se puede obtener una capacitancia aproximada utilizando las siguientes fórmulas:

Capacitancia (pf) = (0.425) (MVA).


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CÁLCULO DE LA RESISTENCIA:

WattsER

2

= miliwatts

R 6250=

R = Resistencia en Megaohms. E = Tensión en Volts E = 2 500 Volts W = Pérdidas en miliwatts CÁLCULO DE FACTOR DE POTENCIA:

MVAMWPF =.. 100..% ×=

MVAMWPFde

PRUEBAS A TENSIONES MENORES DE 2.5 KV.- A veces se tienen que realizar pruebas a tensiones menores de 2.5 KV, puede ser por requerimiento del equipo bajo prueba o porque la capacitancia del aislamiento es muy alta. Si se requiere probar con una tensión menor a 2500 Volts se deben dar los siguientes pasos: a) Energizar el espécimen con la tensión deseado. b) Ajustar la aguja indicadora de MVA y MW hasta máxima escala (100 DIVISIONES). Esto realizarlo en posición CHECK del indicador de posición MVA y MW. c) Realizar la prueba de forma tradicional como indica en los incisos anteriores. CONVERSIÓN DE VALORES DE MILIVOLTAMPERES Y MILIWATTS OBTENIDOS A MENOR TENSIÓN, A SUS EQUIVALENTES A 2.5 KV

2

5.2⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

CBA

A = Valor a calcular de MVA o MW equivalente a 2.5 KV.


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B = Valor obtenido (MVA o MW) a una tensión diferente de 2.5 KV. C = Tensión (KV) de prueba, diferente a 2.5 KV Estos valores se aplican en la fórmula:

100..% ×⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

MVAMWPF

Conversión de milivoltamperes a miliamperes

VOLTSENPRUEBADEVOLTAJEPERESMILIVOLTAMSMILIAMPERE =

2.3.3.6.2 MEDIDOR DE FACTOR DE POTENCIA DE 10 KV. En las figuras 2.11 y 2.12, se muestran las carátulas de este medidor, mismas que incluyen los controles que se mencionan en las siguientes recomendaciones de operación para dicho equipo: a) Colocar el medidor de Factor de Potencia sobre una base firme y nivelada, enseguida conectar al medidor sus cables: tierra, HV y LV (roja y azul), verificar que el control de tensión se encuentre en posición cero. Insertar el cable de alimentación de corriente alterna y los cables de seguridad manual. b) Conectar el cable de alta tensión (HV) a la terminal del equipo bajo prueba. c) Conectar la terminal de baja tensión (LV). El selector (LV) se selecciona según la posición deseada (GROUND, GUARD o UST). Si la terminal de baja tensión (LV) no se va a usar, el selector (LV) se coloca en GROUND. Es importante mencionar que este equipo cuenta con 2 cables de baja tensión (LV) rojo y azul, las posiciones con que se cuenta son las mostradas en la figura 2.13. d) Ajustar el control de tensión en cero y colocar el interruptor inversor (REVERSING) en cualquiera de sus posiciones izquierda o derecha. La posición central es apagado (OFF). e) Colocar el selector de Watts y MA en su posición central (CHECK). f) Seleccionar los multiplicadores máximos de MA y Watts.


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g) Colocar el interruptor ICC (Circuito de Cancelación de Interferencia) en posición (OFF). h) Accionar el interruptor principal a la posición (ON). i) Energizar el medidor cerrando los interruptores, local del operador (la lámpara ámbar enciende) y el interruptor de seguridad del cable de extensión (la lámpara roja enciende). Si esto no sucede, invertir la polaridad de la clavija del cable de la alimentación de 127 Volts, o bien, verificar el correcto aterrizamiento del equipo de prueba. j) Observar el indicador de KV y girar lentamente el control de tensión hasta obtener 10 KV, éste es la tensión aplicado al equipo bajo prueba. Si durante la aplicación de tensión, el indicador del medidor tiende a sobrepasar su escala, ajustarlo girando hacia la izquierda la perilla METER ADJ de modo que la aguja se mantenga dentro del rango. Si el interruptor se dispara antes de 2.0 KV, probablemente la capacitancia del equipo bajo prueba es mayor al rango del medidor. Si el disparo ocurre entre 2.0 y 10.0 KV, la prueba debe hacerse a una tensión menor a 10.0 KV. k) Con el SELECTOR en la posición CHECK ajustar a su máxima escala el medidor con la perilla METER ADJ. l) Colocar el SELECTOR hacia el lado izquierdo para la medición de Miliamperes. m) Seleccionar el multiplicador de corriente (CURRENT MULTIPLIER) que produzca la mayor deflexión del medidor y anotar la lectura. n) Tomar la lectura para la otra posición del interruptor inversor con el mismo multiplicador. Registrar el promedio de las lecturas, el multiplicador y su producto, en la hoja de reporte. NOTA: Ambos valores de corriente deben ser aproximados usando el mismo multiplicador. Si no es así, significa que existe excesiva interferencia electrostática. Para que no intervenga en la prueba seguir las instrucciones correspondientes en el instructivo del medidor. o) Para la medición de Watts, debe mantenerse el mismo multiplicador que se usó


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para la medición de Miliamperes. p) Colocar el SELECTOR en la posición de la derecha para la medición de Watts. q) Girar la perilla WATTS ADJUST, de tal manera que se mueva la aguja del medidor hacia la izquierda, hasta obtener la mínima deflexión de la aguja en la escala. r) Seleccionar el multiplicador de Watts que produzca la máxima deflexión medible en la escala. Cada vez que el multiplicador sea reducido, los Watts deben ser ajustados a la mínima deflexión de la aguja, con la perilla WATTS ADJUST.

s) Girar lentamente hacia la derecha el control POLARITY, mientras se observa la aguja del medidor. Si la aguja tiende a desviarse hacia la derecha, indica Watts negativos. Si lo hace hacia la izquierda indica que son positivos. En algunos equipos, no se cuenta con perilla de polaridad, el signo de la lectura se obtiene directamente de una carátula de burbuja. t) Cambiar el interruptor inversor (REVERSING)a la posición opuesta y reajustar el control WATTS ADJUST para obtener la lectura mínima. u) Determinar la polaridad según el inciso s). v) Cuando el signo de las dos lecturas sea diferente, restarlas y el resultado dividirlo entre dos. Registrar el promedio, así como el multiplicador en la hoja de reporte correspondiente. Cuando las dos lecturas sean del mismo signo deben sumarse y obtener el promedio. NOTA: Las dos lecturas de Watts deben ser tomadas con el mismo multiplicador y su promedio algebraico normalmente es positivo. Si esto no se cumple, puede significar que existe excesiva interferencia electrostática. w) Colocar el SELECTOR en CHECK y el control de tensión en cero. x) Colocar los multiplicadores en su posición máxima. Si se va a probar algún equipo similar, dejar los multiplicadores como están. y) Los interruptores del operador local y remoto con extensión deben desactivarse y el interruptor principal debe quedar abierto.


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120 VOLTS. 60 HZ.

5 AMP.

25 AMP.

BR

LV

TERMINALS

ON

OFF

REVERSING

VOLTAGE

LOWER

RAISE

RETURN TO ZERO

POWER

GROUND

RELAY

HIGH

VOLTAGE

R,B -

R B

B R

GUARD

GRO

UND

GST

GST

GROUND

R,B

UST M

EASURE

RB-

GUARD

BRR,B

LV SW

ITCH

HIGH

VOL

TAGE

CIR

CUIT

BRE

AKER

FIG

. 2.1

1 E

QU

IPO

DE

PRU

EBA

DE

FAC

TO

R D

E PO

TEN

CIA

DE

10 k

V

PAN

EL D

E LA

UN

IDA

D D

EL T

RA

NSFO

RM

AD

OR


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0

20

40

50

80

100

CURRENT & WATTS AT

10 KV.

KILOVOLTS

A.C.

10

86

4

2

0

TEST

METER ADJ.

POLARITY

2435

12

10

21

.2

10

.02.1.2

12

10 20 100

PICOFARADS

WATTS ADJUST

SELECTOR

ICHECK

W

HIGH

LOW

TYPE M2H

INSULATION

TEST SET

WATTS

MULTIPLIER

MICROAMPS.

OK

CAP

MULT.

0 0 0

I C C

FIG

. 2.1

2 E

QU

IPO

DE

PRU

EBA

DE

FAC

TO

R D

E PO

TEN

CIA

DE

10 k

V

PAN

EL D

E LA

UN

IDA

D D

E M

EDIC

IÓN


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GSTATERRIZA

R,B(4)

(5) R,B

(6) R B

(7) B R

GUARDA ATERRIZA

GST

SWITCHLV

UST

MIDEATERRIZA

BR(1)

RB(2)

-(3) R,B -

R - ROJO B - AZUL

POSICION LV R CONECTA LV B CONECTA

1 ATERRIZA UST

2 UST ATERRIZA

3 UST UST

4 ATERRIZA ATERRIZA

5 GUARDA GUARDA

6 GUARDA ATERRIZA

7 ATERRIZA GUARDA

FIG. 2.13 SELECTOR DE POSICIONES DE LOS CABLES DE BAJA TENSIÓN (LV) DEL

EQUIPO DE FACTOR DE POTENCIA


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INTERFERENCIA ELECTROSTÁTICA.- Al aplicar la prueba a equipos expuestos a interferencia electrostática por su cercanía a líneas de alta tensión, es necesario hacer dos lecturas de miliamperes (I), una para cada posición del interruptor inversor (REVERSING) y calcular su promedio para obtener la lectura final, la cual se registra en la hoja de reporte. Ambas lecturas deben ser leídas con el mismo rango multiplicador para evitar errores de escala. Para el registro de miliamperes, también se deben tomar dos lecturas, una para cada posición del interruptor inversor (REVERSING). Cuando se cambie a la segunda posición, reajustar la perilla WATTS ADJUST para obtener la mínima deflexión del medidor, ambas lecturas deben ser leídas con el mismo rango multiplicador para evitar errores de escala. Es posible que alguna de estas lecturas sean negativas por lo que se recomienda determinar su polaridad. Para ello basta con observar el signo en la carátula de burbuja. El promedio de watts de ambas lecturas debe registrarse como lectura final en la hoja de reporte. Cuando ambas lecturas son del mismo signo, el promedio se obtiene sumando las lecturas y dividiendo entre dos el resultado. Si las lecturas son de signo diferente se restan y el resultado se divide entre dos. Es importante señalar que este equipo cuenta, con un circuito de cancelación de interferencia electrostática (ICC); para su verificación y aplicación referirse al punto 2.3.3.9 inciso 3. MEDICIÓN DE LA CAPACITANCIA.- El medidor de factor de potencia de 10 KV está equipado con un indicador calibrado para obtener la lectura de capacitancia. Dicha lectura se obtiene en cuatro dígitos (000.0). El indicador muestra directamente en picofaradios (pf) y ésta, se debe de afectar por el respectivo multiplicador de capacitancia (CAP MULT). Cada vez que se tomen lecturas de watts se deben registrar lecturas de capacitancia. Para dos lecturas de diferente polaridad se debe obtener el promedio algebraico y este multiplicarlo por su rango. CÁLCULO DE LA CAPACITANCIA.- Cuando el espécimen bajo prueba tiene un factor de potencia menor a 15% se puede obtener una capacitancia aproximada utilizando las siguientes fórmulas:

Capacitancia (pf) = (265) (miliamperes)


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CÁLCULO DE LA RESISTENCIA:

WER

2

=

Donde: R = Resistencia en ohms E = Tensión en volts W = Pérdidas en watts Si la tensión de prueba son 10 kV, la resistencia se obtiene en megohms:

wattsmegohmsR 100)( =

CÁLCULO DEL FACTOR DE POTENCIA:

totalcorrientepruebadevoltajewattspotenciadeFactor

×=

ItEwattspotenciadeFactor×

=

ItEwattspotenciadeFactor

××

=100%

Si la tensión de prueba es 10 KV, la corriente se obtiene en miliamperes.

1000000,10

100..%smiliampere

wattsPF×

×=

smiliamperewattsPF 10..% ×

=

esmicroamperwatts

esmicroamperwattsPF 000,10

1000

10..% ×=

×=


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PRUEBAS A TENSIONES MENORES DE 10 KV Y MAYORES DE 2 KV.- A veces se tienen que realizar pruebas a tensiones menores a 10 KV, puede ser por requerimiento del equipo bajo prueba o porque la capacitancia del aislamiento es muy alta. Si se requiere probar con una tensión comprendida entre 2 y 10 KV, se tienen que aplicar los siguientes pasos: a) Energizar el espécimen con la tensión deseada. b) Ajustar la aguja indicadora de Miliamperes y Watts hasta máxima escala (100 Divisiones). Esto realizarlo en posición neutral. c) Realizar la prueba y mediciones de forma tradicional. PRUEBAS A TENSIONES MENORES DE 2 KV.- Si se requiere probar con una tensión menor a 2 kV, se tienen que seguir los siguientes pasos: NOTA: Abajo de 2 kV, puede ser que no se logre llevar la aguja hasta las 100 divisiones por tanto: a) Energizar el espécimen a tensión deseada. b) Ajustar la aguja indicadora de mA y watts hasta la mitad de la escala (50 divisiones). Esto realizarlo en posición neutral. c) Realizar la prueba y mediciones en forma tradicional como se indica en los incisos anteriores. Ejemplo: Medición a media escala (50 divisiones). Lectura de mA = 42.5 Multiplicador = 0.1 mA = 4.25 Lectura de Watts = 12.5 Multiplicador = 0.02 Watts = 0.250 Corriente de carga:

10042.5 0.1 8.550

miliamperes mA⎛ ⎞= =⎜ ⎟⎝ ⎠


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Pérdidas:

10012.5 0.02 0.5050

watts W⎛ ⎞= =⎜ ⎟⎝ ⎠

CONVERSIÓN DE VALORES DE MILIAMPERES Y WATTS OBTENIDOS A MENOR TENSIÓN A SUS EQUIVALENTES A 10 KV. A = Valor de miliamperes equivalente a 10 kV. B = Valor obtenido de miliamperes a una tensión diferente a 10 kV. C = Valor obtenido de watts a una tensión diferente a 10 kV. D = Valor de watts equivalente a 10 kV. E = Tensión (kV) de prueba, diferente a 10 kV.

2

10 10E EA B D C⎛ ⎞ ⎛ ⎞= =⎜ ⎟ ⎜ ⎟

⎝ ⎠ ⎝ ⎠

Los valores de mA y watts equivalentes a 10 kV obtenidos de las fórmulas anteriores, se tienen que aplicar a la ecuación original para obtener el factor de potencia:

% . . 100wattsF Pvoltaje de prueba corriente

= ××

100% . . ( )

1000

wattsF P corriente mAvoltaje de prueba

×=

×

COMPARACIÓN DE LAS LECTURAS TOMADAS CON EL EQUIPO DE 2.5 KV CONTRA EL EQUIPO DE 10 KV: Miliamperes a 10 kV = MVA a 2.5 kV / 625 MVA a 2.5 kV = 625 (miliamperes a 10 kV) Watts a 10 kV = MW a 2.5 kV / 62.5 MW a 2.5 = 62.5(Watts a 10 kV). NOTA: Cabe señalar que independientemente del equipo utilizado (sea de 2.5 KV o de 10 KV), el valor del factor de potencia debe permanecer constante.


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2.3.3.6.3 MEDIDOR DE FACTOR DE POTENCIA MICROPROCESADO HASTA 12 KV.

En la figura 2.14 se muestra las diferentes opciones de menú correspondientes a la pantalla del controlador (PC uso rudo) que forma parte del equipo medidor de factor de potencia, misma que se utiliza para operarlo y controlarlo a través de su propio software. En la figura 2.15 se muestra una vista completa del equipo, en la figura 2.16 se tiene una vista frontal de las diferentes conexiones del equipo de prueba y a continuación se mencionan las recomendaciones y particularidades de operación para cierto tipo de medidor: a) Colocar el medidor de Factor de Potencia sobre una base firme y nivelada, enseguida conectar al medidor sus cables: tierra, HV y LV (roja y azul), cable de interfase para la comunicación con el controlador y los cables de accesorios (lámpara estroboscopica y sensor de temperatura y humedad). Insertar el cable de alimentación de corriente alterna y los cables de seguridad manual NOTA: Para la correcta operación del equipo, es muy importante la adecuada polarización (fase, neutro y tierra física) de la fuente de alimentación. b) Conectar el cable de alta tensión (HV) a la terminal del equipo bajo prueba. c) Conectar los cables de baja tensión (LV) a las terminales del equipo bajo prueba. Es importante mencionar que este equipo cuenta con 2 cables de baja tensión (LV) rojo y azul, las posiciones con que se cuenta son las mostradas en la figura 2.13. d) Encender el instrumento y el controlador (se recomienda alimentarlo por medio de un regulador de tensión) e) Una vez encendido el controlador, automaticamente despliega la pantalla del programa de operación. Con el comando <ENTER> se inicia el uso del programa. NOTA: En caso de que el programa no inicie automaticamente se debe accesar desde la barra de INICIO, seleccionando secuencialmente PROGRAMAS/DOBLE/DTAFW, iniciandose de esta forma el programa. f) Dentro del programa aparecen en una ventana las opciones siguientes:

LIST ALL CREATE NEW EXIT

Para realizar pruebas a un equipo por primera vez, siempre se debe seleccionar la opcion CREATE NEW (crear nuevo), apareciendo una lista de todos los equipos que


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se pueden probar con este probador . g) Seleccionar el equipo a probar. h) Llenar el formato de acuerdo a los datos de placa requeridos, seleccionar la(s) prueba(s) a efectuar, registrar la tensión de prueba a aplicar. i) Presionar los interruptores de seguridad y oprimir <ENTER> para iniciar la(s) prueba(s). j) Una vez terminada la prueba soltar los interruptores de seguridad y presionar <F5> para aceptar resultados. NOTA: Para ver la lista de los equipos que se han probado seleccionar LIST ALL, apareciendo todos los equipos que se han probado. Seleccionar el equipo por revisar y automáticamente se despliegan los datos del equipo probado. Para poder ver las siguientes pruebas oprimir <page dn> o <page up> k) Para salir del programa seleccionar file/exit. l) Para apagar el sistema seleccionar inicio/shut down y automáticamente aparece una leyenda de confirmación.. CONSIDERACIONES Y RESULTADOS.- Este probador no se ve afectado por la interferencia electrostática por aplicar tensiones de prueba con frecuencias diferentes a 60 Hz. Todos los resultados de prueba obtenidos son referidos automáticamente a 10 KV, independientemente de la tensión de prueba aplicada. El equipo es capaz de medir y registrar los siguientes parámetros de manera automática: Factor de potencia, Capacitancia, Corriente de carga (miliamperes), Pérdidas (watts) y Factor de disipación (tangente ∂). 2.3.3.7 COMPROBACIÓN EN CAMPO DE MEDIDORES DE FACTOR DE POTENCIA. 1) MEDIDOR DE FACTOR DE POTENCIA DE 2.5 KV. Muchas de las dificultades encontradas en los cables del medidor son de naturaleza mecánica, identificables fácilmente por inspección visual. Las mediciones de resistencia son útiles para localizar defectos internos que pueden causar variaciones o resultados anormales de las pruebas, por lo que se verifica lo siguiente. CONTINUIDAD.- La resistencia de cada cable de prueba, medida con un ohmetro de baja tensión debe ser inferior a 1 ohm.


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RESISTENCIA DE AISLAMIENTO.- La resistencia de aislamiento de los cables de prueba, medida con un ohmetro de baja tensión entre el conductor central y su blindaje debe ser superior a 100 megaohms. Si se observa una resistencia de aislamiento baja, revise las condiciones del aislamiento entre el blindaje y el conductor central en el extremo de la mordaza. La Terminal LV (baja tensión) del medidor de 2.5 KV es un cable conductor rodeado por un blindaje, con una clavija en un extremo y mordaza en el otro. NOTA: Para la prueba de resistencia de aislamiento de los cables, estos deben estar desconectados del medidor. AMPLIFICADOR.- Una indicación de que el amplificador esta funcionando adecuadamente, la da el comportamiento del medidor MVA y MW cuando se conecta el cable de alimentación de 127 volts al medidor. La aguja debe saltar hacia el máximo de la escala y fluctuar antes de bajar a cero, hasta que varios capacitores se hayan cargado. Las siguientes pruebas son útiles para confirmar que el amplificador esta funcionando correctamente. GANANCIA.- Con el medidor listo para operar (sin el cable de alta tensión), determine la mínima tensión de prueba, al cual el medidor se puede verificar, esto es: con la perilla de METER ADJ. girada hasta el tope en sentido de las manecillas del reloj y el switch selector en Check, empiece en cero e incremente la tensión de prueba hasta que el medidor MVA y MW indique la escala completa, ocurriendo esto a 500 volts o menos, si la tensión mínima es apreciablemente superior a los 500 volts deben revisarse los bulbos del amplificador y cambiarse si es necesario. Si los bulbos están en buenas condiciones, revise y mida la tensión de cátodo del condensador de by-pass (50 o 100 mfd y 6 volts). TENSIONES.- Las tensiones de alimentación del filamento y placa deben medirse en la siguiente forma: 1.- Retirar el bulbo 12 AU7 del chasis del amplificador. 2.- la tensión medida entre las terminales 4 y 9 (contando en sentido de las manecillas del reloj) del portabulbo es la tensión de filamento; la tensión medida entre la terminal 1 y el chasis es la tensión de alimentación de placa. Las tensiones normales medidos usando un vóltmetro de CD de 20,000 ohms/volt deben ser:


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Filamento 30 a 40 Volts. Placa 250 a 260 Volts. NOTA: Las actividades de revisión de bulbos, medición de tensión de cátodo del condensador de bypass y los incisos 1 y 2 anteriores, son exclusivas para realizarse en laboratorio o talleres de servicio especializado. RECTIFICADOR DEL MEDIDOR.- El aumento de la deflexión de la aguja del medidor MVA y MW es lineal con el incremento del potencial de prueba (en la posición Check). Esta linealidad puede ser afectada por un rectificador parcialmente deteriorado. Puede verificarse en la siguiente forma: Con el switch selector en Check, ajustar el medidor MVA y MW para que marque la escala completa (100) a 2.5 KV, cuando reduzca la tensión a 2.0, 1.5, 1 y 0.5 KV las lecturas correspondientes del medidor MVA y MW deberán ser 80, 60, 40 y 20 respectivamente. Cualquier diferencia apreciable (mayor que una división de la escala de estos valores), indica la posibilidad de un rectificador dañado. RANGOS Y MULTIPLICADORES DE MVA y MW.- El medidor tiene tres rangos, si se obtienen lecturas dudosas en uno de ellos o usando en particular algún multiplicador, estos deben ser verificados utilizando alguno de los otros. Es conveniente en estos casos verificar las resistencias de rango o multiplicadoras de escala. Las mediciones de las resistencias de rango pueden efectuarse entre la terminal LV y tierra, considerando la resistencia del cable LV. Las resistencias medidas deben ser las siguientes:

LV SWITCH

RANGER OHMS

GUARD ó UST HIGH 2.5 GUARD ó UST MED 25.0 GUARD ó UST LOW 250.0

Si las resistencias medidas no corresponden a las posiciones de rango mostradas anteriormente, el problema puede ser debido a que se haya deslizado el disco de bronce ranurado en el eje del switch range. Las resistencias del multiplicador de escala pueden revisarse por medición directa, un


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método más sencillo es el siguiente: a) Con el equipo armado (sin el cable de alta tensión) y el switch selector en Check, ajustar el medidor MVA y MW a que indique la escala completa utilizando el control METER ADJ. b) Girar la perilla MW ADJ. hasta el tope en sentido contrario a las manecillas del reloj, colocar el switch range en la posición LOW, el switch selector en el lado MW y el switch multiplicador MW en 0.2. c) Variando la posición del control MW ADJ. ajustar el medidor MVA y MW a escala completa. d) Girar el switch multiplicador MW a la posición 1, la lectura del medidor MVA y MW debe bajar a 20. e) Si el procedimiento descrito en c) y d) se repite para múltiplos MW sucesivamente más altos, se deben registrar los siguientes resultados.

AJUSTE A ESCALA COMPLETA

MULTIPLICADOR DE MW EN:

CAMBIA A:

LECTURA

0.2 1 20 1.0 2 50 2.0 10 20 10.0 20 50

Si las mediciones se efectúan cuidadosamente y no existe dificultad, las diferencias entre los valores listados y los valores registrados deben ser menores que una división de la escala (debido al error del medidor). Cualquier diferencia apreciable indicará una resistencia defectuosa. Una lectura baja, por ejemplo 18 o menor en lugar de 20 puede ser debida a un rectificador del medidor parcialmente dañado. TRANSFORMADOR DE ALTA TENSIÓN.- La continuidad de los devanados del Transformador de Alta Tensión puede probarse utilizando un ohmetro de baja tensión. Las mediciones del devanado de alta tensión pueden hacerse en las terminales de guarda y alta tensión del cable de prueba. Las mediciones de baja tensión pueden efectuarse en sus terminales en la tablilla montada en la pared posterior de la caja del medidor. Las terminales del devanado de baja tensión son las dos últimas en el extremo derecho de la tablilla.


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La resistencia medida depende del tipo de transformador utilizado en el medidor. Los valores normales para los tres tipos posibles son:

TRANSFORMADOR * TIPO No.

DEVANADO DE ALTA TENSIÓN

OHMS

DEVANADO DE BAJA TENSIÓN

OHMS

7798 2000 1.5 4065 3500 3.0

4065A 3500 3.0 (*) Este número se encuentra en la placa montada en el núcleo. La resistencia de aislamiento entre devanados debe ser 100 megaohms o mayor cuando se mida con un medidor de baja tensión. CALIBRACIÓN.- La calibración del medidor de 2.5 KV puede comprobarse en el campo de varias formas dependiendo de los medios disponibles. La experiencia ha mostrado que una revisión adecuada puede hacerse utilizando la celda de aceite suministrada con el medidor y una o dos resistencias suplementarias con valor del orden de 0.5 y 1.0 megaohms en la siguiente forma: a) Medir MVA y MW a 2.5 KV en una celda de aceite seca y limpia. b) Conectar una resistencia de 0.5 megaohms (1/2 watt o mayor) entre las terminales de alta tensión de prueba y la celda de aceite. Mida MVA y MW a 2.5 KV. c) Llenar la celda con aceite en buenas condiciones, y mida MVA y MW a 2.5 KV. d) Conectar una resistencia de 0.5 megaohms entre las terminales del cable de prueba (HV) y la celda llena de aceite. Medir MVA y MW a 2.5 KV. e) Los MVA medidos en los pasos B y D, después de la adición, de la resistencia de 0.5 megaohms no cambian apreciablemente de los medidos en a y c respectivamente. Los MW, en cambio deben incrementarse en una cantidad aproximadamente igual a (MVA)²(R)/6250, donde R es el valor en megaohms de la resistencia en serie, los valores normales para las mediciones descritas son las siguientes:

a) a 2.5 KV MVA = 285 MW = 0.5


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b) a 2.5 KV MVA = 290 MW = 7.5

Incremento en MW = 7.0 (MVA)² R/ 6250 = (290)² (0.555)/6250 = 7.5 MW.

c) a 2.5 KV MVA = 610 MW = 1.5 d) a 2.5 KV MVA = 612 MW = 36.0

Incremento en MW = 34.5

(MVA)² R/ 6250 = (612)² (0.555)/6250 = 33.2 MW. Las pruebas descritas dan puntos de referencia para la calibración a factores de potencia a 0, 2.5 y 5%. Notar que los valores óhmicos de las resistencias utilizadas deben ser conocidas con algún grado de exactitud. Esto no sería necesario si estas mediciones se hicieran cuando el medidor se recibiera nuevo y pudiera suponerse calibrado, los resultados así registrados podrían ser archivados para tenerlos como comparación para verificaciones subsecuentes.


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2) MEDIDOR DE FACTOR DE POTENCIA DE 10 KV. VERIFICACIÓN DE LOS MULTIPLICADORES DE CORRIENTE Y WATTS. a) Con el equipo ensamblado, los cables HV y LV desconectados y el selector en posición Check, incrementar la tensión de prueba hasta 10 KV y ajustar el medidor (METER ADJ.) de corriente y watts hasta máxima escala (100 divisiones). b) Accionar la perilla de ajuste de la capacitancia en contra de las manecillas del reloj hasta que la lectura indique 000.0, colocar el multiplicador de corriente en 10 microamperes y el multiplicador de watts en 0.002 y la palanca selectora del lado de watts. c) Accionar el control de ajuste de Watts (WATTS ADJ.), desplazando la aguja indicadora a la máxima escala de corriente y watts (100 divisiones). d) Cambiar la perilla multiplicadora de rango de Watts a la posición de 0.01. Se tiene que leer 20 divisiones en la escala de lectura de corriente y watts. e) Si el proceso seguido en los pasos c) y d) es repetido sucesivamente para multiplicadores a watts más altos, se deben obtener las siguientes lecturas:

AJUSTE A ESCALA COMPLETA

MULTIPLICADOR DE MW EN:

SWITCH MULT.

WATTS A:

LECTURA OBTENIDA

0.002 0.01 20 0.01 0.02 50 0.02 0.10 20

Si las mediciones son hechas con cuidado y no existen dificultades, la diferencia entre los valores listados en la tercer columna de la tabla anterior, y aquellos obtenidos, no deben ser menores en dos divisiones. NOTA: Esta prueba se puede realizar para los otros multiplicadores de corriente siguiendo los pasos anteriores. Una vez ejecutada esta prueba realizar lo siguiente: 1) Volver a colocar la lectura de capacitancia en 000.0, los multiplicadores de corriente y watts en 10 microamperes y 0.002 watts respectivamente y accionar la palanca selectora hacia la posición de watts.


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2) Accionar el control de ajuste de watts (WATTS ADJ), desplazando la aguja indicadora a la máxima escala de corriente y watts (100 Divisiones). 3) Girar el multiplicador de corriente hacia los siguientes múltiplos y observar las lecturas de acuerdo a la siguiente tabla:

MULTIPLICADOR DE CORRIENTE

(mA)

MULTIPLICADORDE WATTS

LECTURA

0.010 0.002 100 0.020 0.01 40 0.1 0.02 100 0.2 0.1 40 1.0 0.2 100 2.0 1.0 40 10.0 2.0 100 20.0 10.0 40 100.0 20.0 100

Comprobación de la correcta operación del control de capacitancia. La lectura mostrada debe ser de 000.0 pF, cuando el potenciómetro de ajuste de watts se haya girado totalmente en contra de las manecillas del reloj. RECTIFICADOR DEL MEDIDOR.- El aumento de la deflexión de la aguja del medidor MVA y MW es lineal con el incremento del potencial de prueba (en la posición Check). Esta linealidad puede ser afectada por un rectificador parcialmente deteriorado. Puede verificarse en la siguiente forma: Con el switch selector en Check, ajustar el medidor mA y watts para que marque la escala completa (100) a 10 kV, cuando se reduce la tensión a 8.0, 6.0 y 2.0 kV las lecturas correspondientes del medidor mA y Watts deben ser 80, 60, 40 y 20 respectivamente. Cualquier diferencia apreciable (mayor que una división de la escala de estos valores), indica la posibilidad de un rectificador dañado. MEDICIONES EFECTUADAS BAJO LA INTERVENCIÓN DE UNA CORRIENTE RESULTANTE DE UNA INTERFERENCIA ELECTROSTÁTICA ALTA. El equipo de 10 KV cuenta con un dispositivo capaz de cancelar esta interferencia, el ICC (Circuito de cancelación de interferencia).


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MEDICIÓN DE LA CORRIENTE POR INTERFERENCIA ELECTROSTÁTICA: Las corrientes por interferencia causan tensiones que se introducen en el circuito de medición del medidor y esto se produce en dos lugares, el más importante interviene en los resistores de rango que están asociados con el multiplicador de corriente. El segundo lugar es afuera del inductor mutuo asociado con el ajuste de watts. El ICC es capaz de inyectar una tensión dentro del amplificador de medición, esencialmente una tensión mínima de activación introducido en el circuito por donde circula la corriente por interferencia. En algunas ocasiones cuando la interferencia electrostática es muy grande, nos puede interesar medir esta corriente resultante de la interferencia, la cual circula a través de los resistores de rango. A continuación se dan los pasos a seguir para su medición: 1.- Conectar las puntas de prueba al equipo bajo prueba. 2.- Colocar el control del cable de baja tensión en la posición que se requiera para llevar a cabo la medición. 3.- Elevar la tensión hasta 10 kV y ajuste la escala a 100 divisiones utilizando el control de ajuste de escala, esto realizarlo en la posición neutral. 4.- Girar el control de tensión hasta el cero. 5.- Comprobar que el ICC este fuera y el control de reversa este dentro en cualquiera de las dos posiciones. 6.- No oprimir los controles de seguridad y remotos. 7.- Mover el control hacia la posición de corriente y girar el multiplicador de corriente, observándose una alta deflexión de aguja escala arriba en el medidor de corriente y watts. La magnitud de esta corriente es el número de divisiones por el multiplicador y esta es la que está circulando a través de los resistores de rango del medidor. La corriente resultante de la interferencia electrostática que circula a través de los resistores de rango varía con la posición del control del LV. Por lo tanto hay que repetir la prueba para las otras posiciones del LV que se tengan que utilizar y también esta con otro tipo de conexión.


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CUANDO SE DEBE USAR EL CIRCUITO DE CANCELACIÓN DE INTERFERENCIA Cuando la corriente resultante de la interferencia electrostática pase a través del circuito de medición del equipo de prueba y esta resulta ser bastante alta en comparación con la corriente total del espécimen bajo prueba, de este modo puede ser deseable utilizar el ICC. En general el ICC no debe ser usado para condiciones normales de prueba, a menos que se presente los siguientes casos: 1.- Cuando para una de las dos lecturas de los watts, el control de ajuste de watts, llegue al final de su ajuste antes de haber obtenido una mínima lectura. 2.- Cuando una o ambas lecturas de watts no puedan ser obtenidas con la mayor sensibilidad teniendo el más bajo multiplicador, se asume que las pérdidas del espécimen ya en si son relativamente bajas de modo que normalmente si pueden ser registradas con la mayor sensibilidad de multiplicador de watts, en ausencia de la interferencia electrostática. 3.- Cuando las dos lecturas de watts son registradas y una de ellas resulta positiva y la otra negativa y la diferencia absoluta de esas dos magnitudes resulta ser menor de cuatro divisiones. Para el primero de los casos mencionados anteriormente el ICC se debe utilizar y para el segundo y tercero se debería utilizar cuando la interferencia electrostática es extremadamente alta. Como beneficio adicional se pueden desenergizar todos los cables que se encuentran cercanos a las terminales del equipo bajo prueba y aterrizar todos los objetos cercanos no incluidos en la medición. PASOS A SEGUIR PARA VERIFICAR LA CORRECTA OPERACIÓN DEL CIRCUITO DE CANCELACIÓN DE INTERFERENCIA: 1.- Con el ICC en posición OFF, energizar el equipo de prueba a 10 kV. Verificar que el cable de alta tensión se encuentre desconectado del equipo de prueba. 2.- Teniendo el control selector en posición neutral, ajustar la aguja indicadora de corriente y watts hasta las 100 divisiones. 3.- Girar el control de tensión hasta cero volts. 4.- Colocar el control del ICC en posición HIGH.


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5.- Mover el control del selector hacia la posición de corriente y colocar su multiplicador en 0.2 miliamperes. 6.- Oprimir el botón blanco (botón de prueba de ICC) la aguja indicadora debe deflexionarse aproximadamente 50 divisiones (10 miliamperes). 7.- Dejar de oprimir el botón de prueba del ICC y colocar el control de este en posición LOW. 8.- Colocar el multiplicador de corriente en 0.1 miliamperes. 9.- Oprimir el botón de prueba del ICC, la aguja indicadora debe indicar aproximadamente 20 divisiones (2.0 miliamperes). 10.- Regresar el control ICC a posición OFF. 3) MEDIDOR DE FACTOR DE POTENCIA MICROPROCESADO HASTA 12 KV. El software del controlador incluye una opción de autodiagnóstico con la cual, el equipo puede efectuar un análisis de las condiciones del sistema operativo residente en el controlador. Posee también una segunda opción para verificar todas las condiciones operativas y físicas del equipo y sus componentes y accesorios, pudiendo determinar el daño en cualquiera de ellos, y por tanto la confiabilidad de cada prueba. La calibración de este tipo de equipos es efectuada por el propio fabricante en su planta. Algunos equipos pueden disponer de hardware y software opcionales para verificar la calibración. 2.3.4 PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN. 2.3.4.1 TEORÍA GENERAL. La medición de la Corriente de Excitación en transformadores, determina la existencia de espiras en corto circuito, desplazamiento de devanados y núcleo, conexiones defectuosas, etc. La Corriente de Excitación de un transformador, es aquella que se obtiene en el devanado primario al aplicar a éste una tensión, manteniendo el devanado secundario en circuito abierto. La Corriente de Excitación consta de dos componentes: Una en cuadratura (IL) y la


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otra en fase (IR). La componente en cuadratura corresponde a la corriente reactiva magnetizante del núcleo, mientras la componente en fase incluye pérdidas en el núcleo, cobre y aislamiento.

0

LI

RI

EI

FIG. 2.14. DIAGRAMA VECTORIAL DE CORRIENTES. donde:

IE.- Corriente de Excitación del devanado del transformador. IL.- Corriente Reactiva Magnetizante. IR.- Corriente Resistiva de Pérdidas.

La magnitud de la Corriente de Excitación, depende en parte de la tensión aplicada, del número de vueltas en el devanado, de las dimensiones del devanado, de la reluctancia y de otras condiciones tanto geométricas como eléctricas que existen en el transformador. 2.3.4.2 FACTORES QUE AFECTAN LA PRUEBA. De acuerdo con experiencias en las pruebas de Corriente de Excitación el factor que afecta las lecturas, en forma relevante, es el magnetismo remanente en el núcleo del transformador y la inducción electromagnética; el magnetismo es indeseable por dos razones: a) Al volver a conectar un transformador con magnetismo remanente, la corriente de magnetización o de "arranque" (INRUSH), que súbitamente demanda el transformador; aumenta considerablemente. b) Puede originar valores anormales de Corriente de Excitación durante las pruebas,


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al analizar las condiciones de los devanados o alguno en especial. De ser detectado este efecto de magnetismo remanente en el núcleo se pueden realizar las siguientes consideraciones como se indica a continuación: El magnetismo normalmente es indeseable por dos razones:

• Al volverse a conectar un transformador con magnetismo remanente la corriente de Inrush aumenta considerablemente.

• Durante la realización de pruebas de corriente de excitación es común que se

obtengan valores falsos que puedan ocasionar suposición de falla en alguno de los devanados.

2.3.4.2.1 NEUTRALIZACIÓN DE MAGNETISMO REMANENTE EN TRANSFORMADORES. En un transformador trifásico es común que quede magnetizado debido al desplazamiento de 120° entre las corrientes de cada una de las fases y por lo tanto dos piernas del núcleo quedan con magnetismo, partiendo de la suposición siguiente; si una de las corrientes esta en 0° las otras dos quedaran en 120° o 240° respectivamente lo que ocasiona el magnetismo remanente. Existen diferentes métodos para desmagnetizar núcleos de transformadores, ya sean de instrumentos, distribución o potencia. En un transformador monofasico es difícil que ocurra el fenómeno mencionado y de existir su valor es inapreciable. Este magnetismo remanente se origina principalmente cuando se desconecta un transformador de su fuente de alimentación. No existe un método simple para detectar o medir el magnetismo remanente, sin embargo indirectamente es posible hacerlo y detectarlo ya que cambia la corriente de Inrush, así como, los valores de corriente de excitación en los devanados. El valor y la polaridad del magnetismo remanente cambian dependiendo del punto de la curva de histéresis en la cual se interrumpe la corriente que magnetiza el transformador. a) METODOS PARA DESMAGNETIZAR NUCLEOS DE TRANSFORMADORES

1.- Un método consiste en aplicar una tensión alta de corriente alterna a uno de los devanados y llevar la corriente de excitación a cero o muy próxima a esta, pero resulta peligroso debido a que los rangos de flujo son muy altos y dificulta el control de corrientes de altos valores a valores bajos.


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2.- Otro método mas simple y más seguro consiste en aplicar una corriente directa al devanado e invertir su polaridad. Este método se fundamenta en la baja resistencia de los devanados del transformador a corriente directa, por lo que al inyectar una pequeña tensión de CD se obtienen corrientes altas, que bien pueden ser inyectadas al transformador por mediio de un acumulador. Se pueden aplicar tensiones de 6, 12 o 24 VCD, que se pueden obtener de acumuladores de vehículos de transporte, de ahí la ventaja y facilidad del uso de este método. En complemento a lo anterior solo es necesario contar con un ampermetro, un reóstato y un interruptor de doble polo, doble tiro para realizar la desmagnetización del núcleo de un transformador. Los métodos de uso que se describen a continuación serán aplicables al tipo de conexión que tenga el transformador ya sea en DELTA o bien en ESTRELLA de la conexión de alta tensión. b) DESMAGNETIZACIÓN EN ESTRELLA Ante la imposibilidad de desconectar cada uno de los devanados para lograr su desmagnetización, esta conexión facilita su ejecución. Esto no quiere decir que la desmagnetización en devanados conectados en estrella sea fácil en virtud que cada núcleo magnético queda sujeto a las mismas Amper-vueltas desmagnetizantes, para este caso observar figuras 1 y 2. Método que muestra las conexiones para inyectar corriente directa inversa y lograr una desmagnetización del núcleo. Es importante señalar que el neutro de la estrella deberá desconectarse, la fuente se conecta entre H1 Y H0, conectando el positivo en H1 y el negativo en H0, tal y como se muestra en la figura No. 2.

21

1' 2'

a b3

3'

c

H2HIH3

HO

I

FUENTE DE C.D.-+

+ (1-1')

I I

FIGURA 2 Nucleo devanados, corrientes

y flujos de figura 1.

FIGURA 1 Desmagnetizacion aplicada

al devanado (2’-1)

I

FUENTE DE C.D.-+

+

HI

a

c

b

O

H3H2 3

H

2

I

1

I


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En la que el flujo corresponde a la dirección de la corriente y aplicando la regla de la mano derecha (ley de OERSTED), o saca corcho los Amper- Vuelta producen un flujo hacia arriba en la pierna “A”, retorna la mitad de dicho flujo a través de las piernas “B” y “C”. Con esto puede verse que las tres piernas se someten a una desmagnetización simultánea pero es más fuerte en la pierna “A” que en las otras. En las figuras 3 y 4 pueden verse las conexiones para desmagnetizar la pierna “B”, con el mismo efecto descrito anteriormente para las piernas “A” y “C”.

I

F U E N T E D E C . D .

-+

+

H I

a

c

b

O

H 3

H 2 3

H

2

I

1

I

21

1' 2'

a b

3

3'

c

H2H3 HO

I

FUENTE DE C.D.

-+

+

(2'-2)

I

HI

-

c) DOS DEVANADOS EN SERIE EN UNA CONEXIÓN ESTRELLA En las figuras 5 y 6 se muestran las conexiones para desmagnetizar dos piernas al mismo tiempo (“A” y “B”), debiendo conectar el positivo de la batería a la Terminal H1 y el negativo a la Terminal H2. El flujo que se produce en estas condiciones conforme se muestra en la figura 6 se direccionala hacia arriba, con lo que se obtendrá una suma de flujos al aplicar nuevamente la ley de OERSTED.

FIGURA 3 Desmagnetizacion aplicada al

devanado (2’-1)

FIGURA 4 Nucleo, devanados, corrientes y flujos

de figura 3


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I

FUENTE DE C.D.

-+

+

-

HI

a

c

b

H3H2 2

1

I

I H0

3

21

1' 2'

a b

3

3'

c

H2H3 HO

I

FUENTE DE C.D.

-+

+

(1'-1)

I

HI

-(2'-2)

I

Es importante resaltar que en la pierna “C” no circula ningún flujo, por lo que tendrá que aplicarse uno. Desmagnetización a la pierna “B” en sentido contrario como se muestra en las figuras 7 y 8, donde se apreciara que ahora por la pierna “A” no circula ningún flujo desmagnetizante.

I-+

+

I

a

c

b

H3H23

2

I

1

I

I

H0

-

21

1' 2'

a b

3

3'

c

H2H3 HO

I

FUENTE DE C.D.

-+

+

(2'-2)

I

HI

-

(3'-3)

I

I

Conforme a la experiencia en pruebas realizadas y a fin de equilibrar los magnetismos residuales, deberán realizarse tres desmagnetizaciones, es decir entre H1 y H2, entre H2 y H3 y finalmente entre H3 y H1.

FIGURA 5 Desmagnetizacion aplicada a

devanados 1’-1’ y 2’-2 en serie.

FIGURA 6 Nucleo, devanados, corrientes




FIGURA 7 Desmagnetizacion aplicada a

devanados 2-2’ y 3-3’ en serie.


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d) DESMAGNETIZACIÓN DEL NÚCLEO DE UN TRANSFORMADOR UTILIZANDO UNA CONEXIÓN SERIE PARALELO EN DEVANADOS CONECTADOS EN ESTRELLA

Las figuras 9, 10, 11 y 12 muestran las conexiones para desmagnetizar un núcleo con una combinación de devanados conectados en serie paralelo, en la cual el flujo desmagnetizante circulará por la pierna “A” y la mitad de dicho flujo circulará por “B” y “C”.

I

FUENTE DE C.D.

+

HI

a

cb

O

H3H2 3

H

2

1

21

1' 2'

a b

3

3'

c

H2H3 HO

I

FUENTE DE C.D.

-+

+

(1'-1),(3'-3)

I

HI

-(2'-2)

I/2

FUENTE DE C.D.

-+

+

I

a

cb

O

H3H2

3

H

2

1

I

21

1' 2'

a b

3

3'

c

H2

H3 HO

I

FUENTE DE C.D.

-+

+

(2'-2)

I

HI

-

(1'-1),(3'-3)I/2

I

I

I

I/2 I/2


en serie-paralelo




en serie-paralelo

FIGURA 12 Nucleos devanados corrientes y flujos

de figura 11


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Es recomendable desmagnetizar las tres piernas de forma que un arreglo inicial seria conectar H2 y H3 siendo positivo H1 en la segunda prueba se deberá conectar H3 – H1 siendo positivo H2 y en la tercera H1 – H2 siendo positivo H3 e) DESMAGNETIZACIÓN DE NÚCLEO DE UN TRANSFORMADOR CONECTADO EN

DELTA Cuando un transformador tiene conectados sus devanados en delta, no es posible desmagnetizar cada uno de ellos, por lo que se debe de dividir la corriente entre dos devanados y la distribución del flujo en su núcleo depende de la conexión que aplique al conectar la tensión de corriente directa en sus terminales. Las figuras 13 y 14 muestran las conexiones y distribución de flujos para la desmagnetización de su núcleo, en donde se interconectaron H2 con H3 con el polo negativo y H1 al polo positivo. En estas condiciones la mitad de la corriente aplicada circula por la pierna”A” y la otra mitad por la pierna “C” pero en la pierna “B” no circula ninguna corriente.

FUENTE DE C.D.

-+

+

-

H1 3'

I/2 I/2

a c

1'3H2 b H3

2 2'

I +

-

I

21

1' 2'

a b

3

3'

c

I

FUENTE DE C.D.

-+

+

(3'-3)

-(1-1')

I

I/2I/2 I/2

I/2

H2 H3H1

En las figuras 15 y 16 se indican las condiciones para interconectar H1 y H2 con el polo negativo y H3 con el positivo, continuando posteriormente con la interconexión de H3 y H1 con el polo negativo y H2 al positivo, de forma que se logre desmagnetizar a si las tres piernas del núcleo

FIGURA 14 Nucleo, devanados, corientes

y flujos de figura 13

FIGURA 13 Desmagnetizacion aplicada a devanados

conectados en paralelo


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FUENTE DE C.D.

-+

+

-

H1 3'

I/2

I/2

a c

1'3H2 b H 3

2 2'

1

II

21

1' 2'

a b

3

3'

c

I

FUENTE DE C.D.

-+

+

(2'-2)

-

(3-3')I/2H1 H2 H3 I

I/2

I/2

I/2

I/2

FIGURA 15

Desmagnetizacion aplicada a devanados conectados en paralelos




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f) DESMAGNETIZACIÓN DEL NÚCLEO DE UN TRANSFORMADOR INTERCONECTADO, DEVANADOS EN PARALELO CON DOS EN SERIE EN UNA CONEXIÓN DELTA

En las figuras 17 y 18 se muestran las conexiones para desmagnetizar el núcleo de un transformador conectando un devanado en paralelo con dos en serie. Para este caso la corriente desmagnetizante circulara con sus dos terceras partes en el devanado en paralelo y una tercera parte por los devanados en serie, y con esto se estará desmagnetizando la pierna “A” donde circulara dos terceras partes de la corriente total y en las “B” Y “C” un tercio de dicha corriente, en resumen es necesario hacer tres desmagnetizaciones iniciando con el devanado comprendido entre H1 y H2, quedando en paralelo con una serie H1 – H3 con H3 – H2. Posteriormente el devanado en paralelo será H2 – H3 y quedara en serie H3 – H1 con el H1 – H2 y por ultimo el devanado H1 – H3 será el devanado en paralelo con la serie H1 – H2 y H2 – H3

FUENTE DE C.D.

-+

+

-

H1 3'

1/3

I/3

a c

1'3H2 b H3

2 2'

1

I

I

+

I

21

1' 2'

a b

3

3'

c

I

FUENTE DE C.D.

-+

+(2-2'),(3-3')

-

(1-1')

IHI H2 H3

2.3.4.3 METODOS DE MEDICIÓN. En el caso de un transformador monofásico, bastará conectar directamente un ampérmetro en uno de los extremos del devanado energizado. En un transformador trifásico conectado en estrella, la Corriente de Excitación puede medirse aplicando tensión independientemente a cada una de las fases y conectando un ampérmetro en serie entre el neutro y tierra, en este caso se puede observar que la corriente de la fase central es menor que las otras dos fases, debido a que la reluctancia del circuito magnético es menor.




en serie-paralelo


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Para devanados conectados en delta, se analiza e incluye una descripción de la distribución del flujo en el núcleo para cada una de las fases, así como sus efectos en la apreciación de la medición. La figura 2.15 nos muestra el núcleo de un transformador trifásico con una bobina en cada fase. La bobina 1-1', está devanada en la fase "A" la bobina 2-2' en la fase "B", y la bobina 3-3' en la fase "C".

A CB

a b c

2 31

1' 2' 3'

a b c

0 0 0

FIG. 2.15 TRANSFORMADOR DE COLUMNAS CON NÚCLEO, DEVANADO Y FLUJO La figura 2.16 nos muestra el diagrama vectorial del mismo transformador conectado en delta.

a

b c

IcIb

Ia1 1'

2 3'

H1

2' 3

Ia Ib Ic

A B C

FIG. 2.16 CONEXIÓN DE DEVANADOS EN UN TRANSFORMADOR TRIFÁSICO.


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Suponiendo que las tensiones aplicables a las fases A, B y C están balanceados, la corriente en cada devanado será la Corriente de Excitación en cada fase, teniendo entre la tensión y la corriente aplicada, un ángulo muy próximo a los 90 grados. La suma de las corrientes instantáneas en cualquier instante será igual a cero; así mismo, la suma de las 3 tensiones también será cero.

1 23

3' 1' 2'

c a b

M

1-1'3-3'

10KV.APARATO

H1

H2 H3

FIG. 2.17 NÚCLEO, DEVANADOS Y FLUJOS

CORRESPONDIENTES A LA FIG. 2.18

32'

H3H1

H2

3'2

cb

a

CORRIENTEINDUCIDA

M

2'-2 DEVANADO MEDIDO1'-1 DEVANADO ENERGIZADO

10 KV.APARATO

FIG. 2.18

En las figuras 2.17 y 2.18, a) la tensión de prueba es de 10 kVrms. b) La tensión en terminales es de valor máximo positivo en ese instante. c) Por lo tanto, la magnitud y dirección de los flujos en el núcleo, se basan en las dos condiciones anteriores. La figura 2.17, muestra al flujo producido en el núcleo por la corriente en los dos devanados, la dirección puede determinarse fácilmente aplicando la regla del sacacorcho o de la mano derecha. El devanado 2-2' produce un flujo hacia abajo en la fase central "b", dividido por igual en las otras dos fases. La corriente en el devanado 1-1' produce un flujo hacia arriba en la fase "a", que regresa a través de las fases "b" y "c". Una gran parte de este flujo va a través de la fase "b", en virtud de que su trayectoria es más corta que para la fase "c", nótese que ambos flujos son del mismo sentido y se suman en las


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fases "b" y "a", siendo el coeficiente de acoplamiento de un alto valor; en la fase "c" los dos flujos se encuentran en oposición por lo que el flujo resultante inducido en el devanado 3-3' en la fase "c" es menor. Refiriendonos a la figura 2.18. El devanado de la fase "c", el medidor y la tierra, constituyen una malla o circuito cerrado, y circula una corriente inducida de un valor desconocido por la fuente del aparato pasando por el medidor. Bajo estas condiciones de prueba es común caer en el error de considerar que la corriente medida sea la corriente de excitación. Para la medición de la corriente de excitación, podemos decir como conclusión, que la interrelación de flujos en los tres devanados, juegan un papel de mucha importancia. Asimismo no debe olvidarse, que se producirán los siguientes fenómenos: a) En devanados trifásicos al aplicar la tensión en el devanado bajo prueba, se produce un flujo que a su vez inducirá otro en los devanados adyacentes. La resultante de estos últimos será prácticamente igual al flujo original o de prueba y casi igual al otro devanado que no esta en prueba, pero que esta aterrizado en un extremo y energizado en el otro. b) El total de ampervueltas para el devanado medido, producirá el flujo que se requiera para la condición anterior. c) La suma de flujos en las tres fases deberá ser cero. Otro método para analizar los resultados de prueba de la corriente de excitación en transformadores trifásicos emplea la teoría magnética simplificada. En este método se considera que el núcleo se compone de secciones de fase, cada una identificada por su valor de reluctancia. De manera que para el núcleo de tipo columna común las secciones son R1, R2 y R3, como se muestra en la figura 2.19. Por construcción se puede decir que R1 debe ser muy similar a R3 y R2 es casi un 50% de R1 o R3. Las magnitudes de la reluctancia y de la corriente de excitación se relacionan directamente. La corriente de excitación debe suministrar la fuerza magnetomotriz que permite al flujo generado por la tensión de prueba. Superar la reluctancia del núcleo. Una falla aumenta la reluctancia del núcleo y se requiere un incremento de la corriente de excitación para mantener el flujo en un valor apropiado. La prueba de Corriente de Excitación se realiza en el campo de manera práctica con


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equipos medidores de Factor de Potencia, con tensiones de prueba de 2.5 o 10 KV. Los mejores resultados se obtienen con el equipo de 10 KV.

FIG. 2.19 CIRCUITO MAGNETICO DE UN NUCLEO TIPO COLUMNAS

2.3.5 PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Y POLARIDAD. 2.3.5.1 TEORÍA GENERAL. La relación de transformación se define como la relación de vueltas o de tensiones del primario al secundario, o la relación de corrientes del secundario al primario en los transformadores y se obtiene por la relación:

Np Vp IsRTNs Vs Ip

= = =

Mediante la aplicación de esta prueba es posible detectar corto circuito entre espiras, falsos contactos, circuitos abiertos, etc. Respecto a la polaridad, es importante conocerla, porque permite verificar el diagrama de conexión de los transformadores monofásicos y trifásicos, más aun, cuando se tengan transformadores cuya placa se ha extraviado. 2.3.5.2 MÉTODO MONOFÁSICO MANUAL-ANALÓGICO. El método mas utilizado para llevar a cabo estas pruebas es con el medidor de


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relación de vueltas, Transformer Turn Ratio (T.T.R.), que opera bajo el conocido principio de que cuando dos transformadores que nominalmente tienen la misma relación de transformación y polaridad, y se excitan en paralelo, con la mas pequeña diferencia en la relación de alguno de ellos, se produce una corriente circulante entre ambos relativamente alta. El equipo para medición de relación de transformación (ver figura 2.20), está formado básicamente; por un transformador de referencia con relación ajustable desde “0” hasta “130”, una fuente de excitación de corriente alterna, un galvanómetro detector de cero corriente, un vóltmetro, un ampermetro y un juego de terminales de prueba, contenidos en una caja metálica o de fibra de plástico. Para relaciones de transformación mayores de 130, a este equipo se le acoplan transformadores auxiliares.


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FIG

. 2.2

0 C

IRC

UIT

O E

LEC

TRIC

O S

IMPL

IFIC

AD

O D

E U

N

PRO

BA

DO

R D

E REL

AC

ION

(T.T

.R.)


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2.3.5.3 MÉTODO DIGITAL. En la actualidad existen medidores de relación de transformación diseñados a base de microprocesadores que nos permiten realizar la prueba de relación de transformación a transformadores trifásicos o monofásicos en menor tiempo, por su característica digital. Además cuenta con un sistema programado para su autoverificación; con este equipo se pueden hacer mediciones de relación de 0.08 a 2700. 2.3.5.4 MÉTODO POR COMPARACIÓN DE CAPACITANCIAS. Un método para determinar la relación de transformación, es usando un probador de factor de potencia..Este metodo permite que la relación pueda ser medida con tensiones hasta de10 KV. El metodo tambien puede ser usadas con otros equipos pero reduce la precisión. La medición de la relación de tensión de un transformador usando un probador de factor de potencia de 10 KV requiere de un capacitor auxiliar de rango y estabilidad adecuado. La capacitancia actual del capacitor auxiliar no es critica, sin embargo, esta podria ser del orden de los 10 nanofaradios. Es muy importante que el valor de la capacitancia no varie con los cambios de temperatura entre la prueba inicial y la final . Por esta razón, cuando la relación de transformación se determina mediante la medicion de capacitancias usando este metodo, todas las pruebas deben ser realizadas en el menor tiempo posible. El metodo consiste en la medición y registro de la capacitancia actual (C1) del capacitor auxiliar (alrededor de 10,000 picofaradios) antes de conectarlo al transformador. El valor de la capacitancia del capacitor auxiliar podría no cambiar significativamente sobre el rango de temperatura encontrado durante el periodo de la prueba normal. Si la capacitancia medida en el capacitor auxiliar difiere de la de placa en un 0.1%, no se debe realizar la prueba con este metodo. En la siguiente figura se muestra la conexión del capacitor auxiliar a las terminales del equipo de factor de potencia para medir la capacitancia real o identificada como C1


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CABLE DE PRUEBA DE ALTA TENSIÓN

(UST)

GUARDA

V1

ATERRIZADA

M2H

CORRIENTE Y PERDIDASMEDIDOR

TRANSFORMADOR

I1

Da

LV 1:N

N>1

HV

CABLE DE PRUEBA DE BAJA TENSIÓN

FIG. 2.21 MEDICIÓN DEL CAPACITOR DE REFERENCIA

La manera de calcular la relacion de transformacion es la siguiente: 1 1 1I V w C= ∗ ∗

2 2 2I V w C= ∗ ∗

1 21 1 2 22 1

I NI N I N NI N

∗ = ∗ = =

Remplazando ecuaciones:

1 1 12 2 2

V W C VNV W C V

∗ ∗= =

∗ ∗

I1 = V1 * w * c 1

I2 = V2 * W * C2 I1 * N1 = I2 * N2 I1 / I2 = N2 / N1 = N


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Relación de transformación N = I1 / I2


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Reemplazando ecuaciones N = V1 * W * C1 / V2 * W * C1 = V1 / V2

V2 = V1 / N I2 = (V1 /N) * W *C1 = V1 * C1 / N * W C1 / N = C2 I2= V1*C2*W ; I1= V1*C1*W; N=I1/I2=C1/C2 N = C1 / C2 2.3.5.5 COMPROBACIÓN DEL MEDIDOR DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN. En este procedimiento se describe la comprobación del medidor con capacidad de relación hasta 130. Hay tres formas para la comprobación del correcto funcionamiento del medidor, con esas, se detecta en forma rápida, cualquier alteración en las partes más vulnerables como son: las terminales y sus conectores, el circuito detector, y los medidores, etc. El medidor cuenta con cuatro terminales para realizar las pruebas; dos de ellas denominadas de excitación (X1,X2), se identifican, porque el conductor es de sección grande y en sus extremos tiene un conector tipo "C" con tornillo para su sujeción y conducción; las otras dos terminales, se identifican porque el conductor es de sección pequeña y se denominan secundarias (H1,H2) y en sus extremos tienen conectores tipo mordaza. a) COMPROBACIÓN DE BALANCE.- Colocar los selectores en cero. Conectar entre sí H1 y H2. Asegúrese que los tornillos de los conectores "C" (X1, X2) no hagan contacto con el tope ni se toquen entre sí. Gire la manivela del generador hasta obtener 8 volts de excitación. Observe el galvanómetro detector, la aguja deberá permanecer al centro de la escala sobre la marca del cero. Si es necesario, ajuste a cero la aguja con un destornillador manteniendo los 8 volts de excitación, suelte la manivela y observe el galvanómetro detector. La aguja puede quedar ligeramente desviada de la marca cero; si ésta es mayor que 1/16", consultar el manual del


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medidor en la sección de mantenimiento. b) COMPROBACIÓN DE LA RELACIÓN CERO.- En las terminales de excitación (X1, X2), apriete los tornillos hasta el tope, hasta que hagan buen contacto con la cara opuesta, si es necesario coloque una arandela de cobre. Mantenga separadas las terminales X1 y X2 y deje las terminales H1 y H2 conectadas entre sí y los selectores en cero. Gire la manivela hasta obtener 8 volts; mientras gira observe el galvanómetro, ajuste el cuarto selector hasta lograrlo, manteniendo los 8 volts de excitación. El cuarto selector deberá indicar una desviación no mayor de 1/2 división. Esta comprobación puede hacerse aún cuando las terminales de excitación se tengan conectadas a un transformador bajo prueba. c) COMPROBACIÓN DE RELACIÓN UNITARIA.- Efectué el mismo proceso para las terminales de excitación del punto anterior. Conecte la terminal secundaria negra H1 a la terminal negra de excitación X1 y la terminal secundaria roja H2 a la terminal roja de excitación X2. Coloque los selectores en la lectura 1.000. Gire la manivela hasta obtener 8 volts de excitación y simultáneamente observe el galvanómetro, si la lectura no es uno exactamente ajustarla con el cuarto selector sin dejar de girar la manivela. Sí el cuarto selector indica lectura menor de cero, cambie los selectores hasta obtener una lectura de 0.9999; otra vez ajuste el cuarto selector hasta que la aguja marque cero. El equipo deberá leer 1,000 con casi la mitad de una división en el cuarto selector. 2.3.5.6 COMPROBACIÓN DE POLARIDAD. Conectado el medidor al transformador, coloque las carátulas del medidor en ceros y gire la manivela un cuarto de vuelta. Si la aguja del galvanómetro se desvía a la izquierda, la polaridad es substractiva, si desvía a la derecha, la polaridad es aditiva; en caso de polaridad aditiva, deberán intercambiarse las terminales H1 y H2, para adecuar el medidor a un transformador de esa polaridad. 2.3.6 PRUEBA DE RESISTENCIA OHMICA DE DEVANADOS. 2.3.6.1 TEORÍA GENERAL. La resistencia, es una propiedad (de los conductores) de un circuito eléctrico, que determina la proporción en que la energía eléctrica es convertida en calor y tiene un valor tal que, multiplicado por el cuadrado de la corriente, da el coeficiente de


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conversión de energía. La relación física por la que puede ser calculada la resistencia de un material de sección uniforme es:

R= (∂ L)/A Donde:

R = resistencia en ohms. ∂ = resistividad específica del material en Ohm-cm. L= longitud en centímetros A= área de la sección transversal en cm².

Esta prueba es aplicable a transformadores de potencia, de instrumento, autotransformadores, reguladores, reactores. Y nos sirve también para calcular las pérdidas en el cobre (I²R). 2.3.6.2 FACTORES QUE AFECTAN LA PRUEBA. Los factores que afectan la prueba son: cables de pruebas en mal estado, suciedad en terminales del equipo bajo prueba y los puntos de alta resistencia. 2.3.6.3 METODOS DE MEDICIÓN. Puesto que la Resistencia de un circuito es la relación entre la diferencia de potencial aplicado entre sus extremos y la intensidad de la corriente resultante. El método más inmediato para medir la resistencia de un circuito, es conectarlo a una fuente de corriente directa tal como una batería y medir la intensidad de corriente por medio de un ampérmetro. Cuando se emplee este método, es importante seleccionar una tensión adecuada para el equipo de que se trate, ya que valores grandes de corriente pueden causar calentamiento y cambia el valor de la resistencia. El segundo método para la medición de Resistencia Ohmica es utilizando un medidor de indicación directa llamado ohmetro, su principio de operación es el mismo del vóltmetro y ampérmetro con una fuente de corriente directa, integrada en el medidor.


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Para las mediciones de Resistencia Ohmica, existen equipos de prueba específicamente diseñados para ello, como son los puentes de Wheatstone y Kelvin; su aplicación no presenta mayor problema ya que en sí, son ohmetros prácticamente comunes en cuanto a la forma de conexión. Los principios de operación para ambos equipos, se basan en la medición de una corriente resultante del desequilibrio entre las tensiones presentadas en un circuito formado por resistencias de valor conocido, y por una resistencia de valor por determinar (que corresponde a la del devanado por medir). Lo anterior se efectúa mediante una fuente incorporada al equipo, circulando por tanto una corriente a través del circuito, cuyo valor es registrado por el galvanómetro. 2.3.7 PRUEBA DE REACTANCIA DE DISPERSIÓN. 2.3.7.1 TEORIA GENERAL. Los procesos de transferencia de energía en un transformador implican pérdidas, que ocurren debido a los siguientes factores presentes en este tipo de equipos: Resistencia de los devanados Pérdida de flujo magnético. Corriente para producir flujo magnético. Pérdidas por histérisis y por corrientes de Eddy en el núcleo. Pérdidas en el circuito dieléctrico. Para el análisis de transformadores de dos devanados se utiliza un circuito equivalente, como el mostrado en la figura 2.22 , donde para propósitos prácticos se supone una relación de 1:1


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FIG. 2.22 CIRCUITO EQUIVALENTE PARA UN TRANSFORMADOR DE DOS

DEVANADOS Donde: RP–dc y RS–dc : Resistencia en CD para los devanados primario y secundario. RL : Pérdidas por corrientes de Eddy, causadas por el flujo disperso en ambos

devanados y partes estructurales (tanque, herrajes y núcleo). X : Caída de tensión debido a pérdidas de flujo. gC: Componente de la corriente de excitación en fase (se refiere a las corrientes

por pérdidas de histéresis y de Eddy en el núcleo). bm : Componente inductiva de la corriente de excitación (corresponde a la corriente

que magnetiza al núcleo). Es conveniente mostrar RL y X en el secundario, ya que las pérdidas de flujo se presentan solamente cuando el transformador está con carga. Para efectos de análisis de pérdidas dieléctricas el aislamiento es representado usualmente por la combinación de una resistencia y capacitancia, donde la resistencia representa la habilidad del aislamiento para disipar la energía eléctrica, y el capacitor la capacidad para almacenarla. A la frecuencia nominal del sistema esas pérdidas son usualmente ignoradas, por lo que no se muestran en el circuito equivalente, sin embargo son muy útiles para el diagnostico de fallas en un transformador.

Rs – dc + R1

X

Bm Gc V1 V2


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SIGNIFICADO DE LAS PÉRDIDAS POR REACTANCIA. Es comun describir el fenómeno de pérdidas de flujo en transformadores separándolo en dos componentes: La primera debido a la corriente en el devanado primario que no induce al secundario, y la segunda el flujo en el secundario que no induce al primario, aunque en realidad el fenómeno es mas complejo. Sin aplicar carga, la corriente de excitación en el devanado energizado crea un flujo de magnetización, el cual esta casi enteramente confinado al núcleo. Con la carga presente la corriente primaria se incrementa y la corriente en el secundario crea un flujo neto en el núcleo (el cual tiende a oponerse al flujo magnetizante) lo suficientemente grande para balancear la tensión aplicada al primario . Al mismo tiempo la acción combinada de ambas corrientes presenta un flujo en el espacio de permeabilidad (aire/aceite) que incluye los espacios entre los devanados, dentro de los devanados y entre los devanados y el tanque (o pantalla del tanque). El flujo que no es confinado al núcleo para toda la longitud de su camino, puede ser definido como flujo disperso y se considera como una pérdida. Como se muestra en la figura 2.23 algunas de las perdidas de flujo magnético forman círculos en algunas de las espiras del devanado primario (línea A), mientras que otra porción une todo el devanado primario (línea B). Así mismo para el secundario (líneas C y D). Puede observarse también que el devanado primario esta unido así en su totalidad por el flujo magnetizante, mientras que el devanado secundario muestra pocas pérdidas por el flujo. Esto es debido a que el devanado primario tiene una mayor tensión inducida en cada una de sus espiras bajo carga, que el secundario.

B

A

D

C


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FIG. 2.23 DISTRIBUCIÓN DEL FLUJO DE DISPERSIÓN MAGNÉTICA El flujo magnetizante en un transformador con núcleo de hierro, es confinado al núcleo. Debido al magnetismo no lineal del hierro, este flujo no es directamente proporcional a la corriente que lo produce. El flujo parásito, ocurre en el medio aislante (aceite o aire) en una parte considerable de su camino, ya que la reluctancia del hierro es menor que la del medio aislante. Por lo anterior se tiene que la reluctancia que el flujo parásito encuentra, esta determinada en su mayor parte por la porción de aislante que existe en su trayectoria. El flujo parásito es proporcional a la corriente que lo produce. Debido a la relación lineal entre los flujos parásitos y la corriente, la relación ΔL / I es independiente del valor de la corriente. ΔL es la diferencia de perdida de flujo (o Flujo parásito) entre dos devanados. Como la formula es igual a la de la autoinductancia, es conveniente introducir los parámetros de inductancia para el calculo de caída de tensión debido al flujo parásito.

L = ΔL / I La correspondiente pérdida de Reactancia X es obtenida multiplicando L por 2πf. En resumen, el flujo parásito para todos los propósitos prácticos es proporcional a la corriente que lo produce y la caída de tensión debida a estas pérdidas de flujo, puede ser calculado introduciendo una Reactancia serie en el circuito equivalente del transformador. Las pérdidas por Reactancias para la mayoría de los transformadores son constantes y pueden ser medidas sin la presencia del flujo, debido a la carga total admisible, permitiéndo llevar a cabo la medición mediante la aplicación de valores bajos de corriente y tensión. Las trayectorias del flujo parásito incluyen a la región ocupada por los devanados. Estos flujos son sensibles a variaciónes por deformaciones en el devanado. 2.3.7.2 METODOS DE MEDICIÓN La medición de la Reactancia de Dispersión es una prueba complementaria para verificar la geometria del conjunto nucleo-bobinas del transformador, mediante la


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variación de la Reactancia en el canal de dispersión. Esta variación esta especialmente ligada al flujo magnético y puede generarse por cambios físicos o modificaciones en el circuito magnético. A través de la variación de su magnitud es posible detectar problemas asociados con cortos circuitos entre espiras, espiras abiertas, problemas en núcleo, etc., sin embargo es especialmente sensible a cambios físicos en la geometria del transformador, que son comúnmente derivados de: a) Deformaciones en Devanados o desplazamientos de los mismos. b) Perdida de apriete en la sujeción mecanica del conjunto nucleo-bobinas. La prueba para medición de la Reactancia de dispersión se lleva a cabo energizando a tensión reducida, el devanado de alta tensión del transformador y manteniendo en corto circuito el devanado de media tensión, con ello se mide la impedancia (Resistencia y Reactancia) que resultan del flujo magnético que circula en trayectorias de fuga o dispersión. La Reactancia de fuga es sensible a cambios geométricos en la trayectoria del flujo de Dispersión el cual incluye predominantemente el espacio entre los devanados y el espacio entre los devanados y el tanque, no es sensible a la temperatura, y no es influenciada por la presencia de contaminación en los aislamientos. DESCRIPCIÓN DE LA PRUEBA.

El canal de Dispersión es el espacio confinado entre la superficie interna del devanado interior, la superficie externa del devanado exterior y los yugos superior e inferior. Cuando ocurre una distorsión de los devanados cambia la reluctancia de la trayectoria del flujo magnético, resultando en un cambio en la Reactancia de Dispersión Medida.


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FIG. 2.24. CIRCUITO REPRESENTATIVO DE UN TRANSFORMADOR DE DOS

DEVANADOS

Para simplificar aun mas la interpretación del circuito de la figura 2.24, en la figura 2.25 se muestra un circuito equivalente simplificado del transformador, en donde Xm y X son las Reactancias magnetizante y de fuga respectivamente (la resistencia del devanado es insignificante y se puede despreciar).

FIG. 2.25 CIRCUITOS SIMPLIFICADOS EQUIVALENTES PARA LA PRUEBA (a)

PRUEBA DE CORTO CIRCUITO, (b) SIMPLIFICADO DE PRUEBA DE CORTO CIRCUITO, (c) PRUEBA A CIRCUITO ABIERTO

Un método conveniente para medir la Reactancia de corto circuito de un transformador es el método voltmetro - ampermetro. Este método es aplicable para probar transformadores monofásicos y trifásicos. Una fuente de poder se utiliza para

V

N1 N2

i1

R1

e11 L`m e1 e22 e2

R2

i2

V2

Ideal

N2 i3 N1

Xm

X X

Xm

X (a)

(c)

(b)


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inyectar corriente a través de la impedancia. La corriente y la tensión en la impedancia se miden simultáneamente. La impedancia es entonces dada por el cociente entre la tension medida y la corriente.

En un transformador de dos devanados, generalmente se cortocircuita el devanado de media tensión, aplicando tensión a la frecuencia nominal al devanado de alta. La tensión aplicada se ajusta para que circule una corriente del orden de 0.5 a 1.0% de la corriente nominal del devanado o de 2 a10 Amperes, dependiendo de la capacidad del transformador bajo prueba y de la fuente a utilizar, cuidando siempre que la forma de onda sea lo más pura posible, sin contenido de armónicas.

Para mediciones precisas, el voltmetro debe estar conectado directamente a las terminales del transformador para evitar la caída de tensión en los cables. La corriente y la tensión deben de leerse simultáneamente.

La impedancia en porciento (%Z) de un transformador monofásico se puede calcular usando la siguiente formula:

%Z1φ = Em (kVAn ) / 10 Im (kVn)2

Donde:

Em es la tensión medida Im es la corriente medida KVAn es la capacidad nominal del transformador en kilovoltamperes KVn es la tensión nominal del devanado en kilovolts. 2.3.7.3 RECOMENDACIONES PARA LA MEDICIÓN DE LA REACTANCIA. Los conductores para cortocircuitar los devanados del transformador deben ser de baja impedancia de un calibre 8 AWG como mínimo. Estos deben ser tan cortos como sea posible y mantenerse alejados de campos magnéticos. Los contactos deben estar limpios y apretados. Estas precauciones son de importancia para evitar medir impedancias extrañas y perdidas que puedan afectar las mediciones. Debe de tenerse cuidado en limitar la corriente de prueba de manera tal que no cause que la forma de onda de la tensión se distorsione debido a sobrecarga. Se puede usar un osciloscopio para observar la forma de onda durante la prueba.


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2.3.7.4 OPCIONES DE PRUEBA.

Existen dos opciones: la prueba de equivalente trifásico y la prueba por fase. 2.3.7.4.1 PRUEBA DE EQUIVALENTE TRIFASICO. PARA UN TRANSFORMADOR

TRIFÁSICO La Reactancia de dispersión resultante en % es calculada de la manera siguiente: %XM =[(1/60)ΣXM][S3φ / V2

L-L ] …….(1) Donde: ΣXM = Suma de las Reactancias por cada fase, medida en ohms. S3φ = La potencia trifásica base en KVA, obtenida de los datos de placa. VL-L = La tensión de línea – línea base en kV, de los devanados donde la medición es realizada, obtenida de los datos de placa. 2.3.7.4.2 PRUEBA POR FASE PARA UN TRANSFORMADOR TRIFÁSICO La Reactancia de dispersión resultante en % es calculada de la manera siguiente: Para la prueba realizada en un devanado con conexión en delta:

%XM =[(1/30) XM][S3φ / V2

L-L ] …….(2) Para la prueba realizada en un devanado con conexión en estrella:

%XM =[(1/10) XM][S3φ / V2

L-L ] …….(3)

Donde: XM = Reactancia medida en ohms. S3φ = La potencia trifasica base en kVA, obtenida de los datos de placa. VL-L = La tensión de línea –línea base en kV, de los devanados donde la medición es


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realizada, obtenido de los datos de placa.


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2.3.7.4.3 PRUEBA PARA UN TRANSFORMADOR MONOFÁSICO La Reactancia de dispersión resultante en % es calculada de la manera siguiente: %XM =[(1/10) XM][ S / V2

] …….(4) Donde: XM = Reactancia medida en ohms S = La potencia base en kVA, obtenida de los datos de placa V = La tensión de línea –tierra base en kV, del devanado donde la medición es

realizada, obtenido de los datos de placa . 2.3.8 PRUEBA DE RESPUESTA A LA FRECUENCIA. 2.3.8.1 TEORÍA GENERAL. La prueba del análisis de Respuesta a la Frecuencia (FRA) se ha convertido en una herramienta poderosa para verificar la integridad geométrica de los equipos eléctricos, especialmente en transformadores. Los transformadores de potencia no se especifican para soportar las fuerzas mecánicas que se presentan durante el transporte y las fallas a que se ven sometidos subsecuentemente cuando estan en servicio. Los daños debidos al transporte pueden ocurrir si las condiciones del mismo son inadecuadas; estos daños pueden conducir al movimiento de la base y de las bobinas. Los esfuerzos en servicio más severos se presentan de fallas del sistema, y son axiales y radiaesl en naturaleza. Si las fuerzas son excesivas, la parte radial que abrocha o deformación axial puede ocurrir. Con un diseño de forma de la base las fuerzas principales se dirigen radialmente, mientras que en una unidad de la forma de la carcaza se dirigen axialmente, y esta diferencia es probable influenciar los tipos de daño encontrados. La técnica del análisis de Respuesta a la Frecuencia FRA proporciona información interna de diagnostico y es una medición que ofrece exactitud y repetibilidad. Existe una relación directa entre la configuración geométrica y la distribución de los elementos eléctricos, conocida como red RLC, del ensamble de los devanados y el núcleo.


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La red RLC puede ser identificada mediante su función de transferencia dependiente de la frecuencia. El análisis de Respuesta a la Frecuencia puede realizarse con la prueba. Se detectan cambios en la configuración geométrica altera la red RLC, y en consecuencia altera la función de transferencia, y estos cambios en la función de transferencia pueden revelar un amplio rango de tipo de falla. El objetivo principal del análisis de Respuesta a la Frecuencia FRA es determinar como se comporta la impedancia de un equipo bajo prueba bajo un rango especifico de frecuencias. El cambio de la impedancia versus frecuencia en muchos de los casos puede ser dramático. El objetivo principal del “método de la frecuencia de barrido (SFRA)” es determinar la impedancia de prueba de un equipo, de cómo se comporta al excedente de una gama especificada de frecuencias. La impedancia es una red de distribución de componentes eléctricos reales y reactivos. Los componentes son pasivos en naturaleza, y se pueden modelar por los resistores, los inductores, y los capacitores. Las características reactivas de un equipo dado de la prueba son dependientes sobre los sensibles cambios en la frecuencia. El cambio en impedancia contra frecuencia puede ser dramático en muchos casos. Este comportamiento llega a ser evidente cuando modelamos la impedancia en función de frecuencia. El resultado es una representación de la función de la transferencia de la red de RLC en el dominio de la frecuencia. 2.3.8.2 METODOS DE MEDICIÓN. Hay una relación directa entre la configuración geométrica y los elementos eléctricos distribuidos, conocida como redes de RLC, de una bobina y de una asamblea de la base. Esta red de RLC se puede identificar por su función dependiente de la frecuencia de la transferencia. La prueba del análisis de la respuesta de frecuencia se puede lograr por el “método de la frecuencia de barrido (SFRA)”. Los cambios en la configuración geométrica alteran la red de la impedancia, y alternadamente alteran la función de la transferencia. Los cambios en la función de la transferencia revelarán una amplia gama de los tipos de falla. Cuando un transformador se somete al “método de la frecuencia de barrido (SFRA)”en esta prueba, se configuran los plomos de manera que se utilicen cuatro


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terminales. Estos cuatro terminales se pueden dividir en dos pares únicos, un par por cada uno para la entrada y la salida. Estos terminales se pueden modelar en un par del dos - terminal o una configuración de red dos puertos. La figura 2.26 ilustra una red dos puertos.


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FIG. 2.26 RED DE DOS PUERTOS Las impedancias, Z11, Z22, Z12, y Z21, son formadas solucionando la impedancia del circuito abierto para cada uno lumped del elemento. Debe ser observado que las terminales negativas se cortocircuitan cuando el transformador es probado. La función de transferencia de una red de RLC es el cociente de las respuestas de frecuencia de la salida y de la entrada cuando las condiciones iniciales de la red son cero. La magnitud y las relaciones de la fase se pueden extraer de la función de transferencia. La función de transferencia nos ayuda mejor a entender la relación de la entrada - salida de una red lineal. La función de transferencia también representa las características fundamentales de una red, y es una herramienta útil en modelar tal sistema. La función de transferencia se representa en el dominio de la frecuencia y es denotada por la variable de Fourier H(jω), donde (j.) denota la presencia de una función dependiente de la frecuencia, y ω = 2πf. La relación de Fourier para la función de la transferencia de la entrada - salida se obtiene:

El objetivo principal del “método de la frecuencia de barrido (SFRA)” es medir el modelo de la impedancia del equipo sujeto a la prueba. Cuando medimos la función de transferencia H(jω), no aísla la verdadera impedancia Z(jω). La impedancia del equipo verdadera Z(jω) es la red de RLC, que se coloca entre los conectores del instrumento, y no incluye ninguna impedancia provista por el instrumento de la prueba. Debe ser observado que cuando usa la relación de tensión, H(jω) siempre no se relaciona directamente con Z(jω). Para Z(jω) sea relacionado directamente con H(jω), una corriente se debe substituir por la tensión de la salida y entonces la ley de los ohmios puede ser observada. Sin embargo, el “método de la frecuencia de barrido (SFRA)” utiliza la relación del cociente de la tensión para H(jω). Puesto que la prueba


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del “método de la frecuencia de barrido (SFRA)” utiliza un sistema que mide la impedancia de 50 ohmios, la impedancia de 50 ohmios se debe incorporar en H(jω). La ecuación siguiente demuestra la relación de Z(jω) y H(jω):

CONSIDERACIONES DE LA PRUEBA: El tanque del transformador es común para las terminales negativas o de baja tensión. El tanque del transformador y el cable de guarda se deben conectar juntos para alcanzar una medida común. Esto asegura que no se mide ninguna impedancia externa. La aplicación de la conexión de este modo ayuda a reducir los efectos del ruido. Es muy importante obtener una impedancia cero entre los terminales de baja o negativas para asegurar una medida repetible. De la interpretación de los datos, el circuito equivalente del transformador de energía es una red muy complicada de elementos resistivos, capacitivos e inductivos distribuidos (ver figura 2.27). Éstos incluyen: Capacitancia entre las vueltas vecinas de la misma bobina. Capacitancia entre las vueltas de diversas bobinas. Capacitancia entre las vueltas y la tierra. Da vuelta a autoinductancia. Da vuelta a inductancia mutua. Resistencia de C.C. del conductor. Resistencia que considera pérdidas dieléctricas en aislamiento. Resistencia que considera en pérdidas de Eddy del conductor y los componentes magnéticos. Dependiendo de la conexión de los bornes de prueba, el circuito equivalente


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implicado en la medida representa una fase individual de la bobina, del espacio entre las fases en una bobina dada o del espacio entre las bobinas. El tamaño de los conductores, de los diámetros de las bobinas, de la distancia entre las bobinas, del número de vueltas, del tipo de la base, de la configuración que enrolla, del tipo y del grueso del aislamiento, de la geometría y del tamaño del material de soporte está entre los factores que definen los elementos del circuito equivalente. Además, cada elemento es específico al diseño del transformador e incluso influenciado por la capacidad de la tienda de la fabricación de replegar las unidades igual diseño. Por lo tanto, hay una relación directa entre la geometría de la configuración de núcleo - bobina y de la red de elementos resistentes, capacitivos e inductivos distribuidos. Puesto que la Reactancia de elementos capacitivos e inductivos es dependiente de la frecuencia, la contribución de cada elemento a la impedancia total de la red varía con la frecuencia que hace el circuito equivalente único en cada frecuencia. Por lo tanto, la firma que representa la serie continua que cambia de la impedancia de la red con frecuencia describe únicamente la geometría de la configuración del núcleo - bobina para una unidad dada y lleva una abundancia de la información de diagnóstico. La impedancia de la red, que es el cociente de las señales de la salida y de entrada, se refiere a menudo como la función de la transferencia. El análisis de la respuesta de frecuencia (SFRA) utiliza el excedente del comportamiento de la función de la transferencia la gama especificada de frecuencias como la firma del diagnóstico del transformador. Siendo una variable compleja por la función de la transferencia es descrita la magnitud y el ángulo de la fase. RECOMENDACIONES

• Realizar pruebas de respuesta de la frecuencia en todas las posiciones del TAP,

para contar con la “Huella Digital” del equipo.

• Iniciar un programa de seguimiento para contar con el historial de pruebas y verificar el comportamiento de los resultados.


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•

FIG. 2.27 CIRCUITO EQUIVALENTE DE UN TRANSFORMADOR DE DOS DEVANADOS RED DE DOS PUERTOS

Finalmente en las figuras 2.28, 2.29 y 2.30 se ilustran los diagramas de conexiones para las diferentes pruebas de respuesta a la frecuencia en un transformador trifásico conexión delta-estrella.

ME100 ME100 ME100

FIG. 2.28 DIAGRAMAS DE CONEXIONES PARA PRUEBAS DE RESPUESTA A LA FRECUENCIA POR FASE EN DEVANADO DE ALTA TENSIÓN DE UN

TRANSFORMADOR DELTA-ESTRELLA

CH CH CH CT CT

RH LH RH

RL LL

CHL CHL CHL

CL CL CL CT CT

DEVANADO DE A.T.

DEVANADO DE M.T. TENSIÓN

LV Winding

LH

RL LL

ACOPLAMIENTO ENTRE DEVANADOS


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ME100 ME100 ME100

FIG. 2.29 DIAGRAMAS DE CONEXIONES PARA PRUEBAS DE RESPUESTA A LA

FRECUENCIA POR FASE EN DEVANADO DE MEDIA TENSIÓN DE UN TRANSFORMADOR DELTA-ESTRELLA

ME100 ME100 ME100

FIG. 2.30 DIAGRAMAS DE CONEXIONES PARA PRUEBAS DE RESPUESTA A LA

FRECUENCIA ENTRE DEVANADOS DE ALTA Y MEDIA TENSIÓN DE UN TRANSFORMADOR DELTA-ESTRELLA


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2.3.9 PRUEBA DE RESISTENCIA DE CONTACTOS. Los puntos con alta resistencia en partes de conducción, son fuente de problemas en los circuitos eléctricos, ya que originan caídas de tensión, fuentes de calor, pérdidas de potencia, etc.; ésta prueba nos detecta esos puntos de alta resistencia que pueden dar origen a un punto caliente que pudiera ocasionar daños al equipo. En general, ésta se utiliza en todo circuito eléctrico en el que existen puntos de contacto a presión deslizables, tales circuitos se encuentran en interruptores, restauradores, dedos de contacto de reguladores, o de cambiadores de derivaciones y cuchillas seccionadoras. 2.3.10 PRUEBAS DE TIEMPO DE OPERACIÓN Y SIMULTANEIDAD DE CIERRE Y

APERTURA EN INTERRUPTORES. El objetivo de esta prueba es la determinación de los tiempos de operación de interruptores de potencia, es sus diferentes formas de maniobra, así como la verificación del sincronismo de sus polos o fases. Lo anterior permite comprobar si estas características se mantienen durante su operación dentro de los límites permitidos o garantizados por el fabricante o bien lo establecido por las normas correspondientes, de no ser así, será posible entonces programar para efectuar ajustes al interruptor para recuperar sus valores o límites originales. Estas comprobaciones deberán efectuarse en forma periódica a todos los interruptores de potencia, de acuerdo a lo establecido por manuales y guías de mantenimiento. El principio de esta prueba es en base a una referencia trazada sobre el papel de equipo de prueba, se obtienen los trazos de los instantes en que los diferentes contactos de un interruptor se tocan o separan, a partir de las señales de apertura y cierre de los dispositivos de mando del interruptor, estas señales de mando también son registradas sobre la gráfica, la señal de referencia permite entonces medir en tiempo y secuencia los eventos anteriores. Para tener una referencia sobre las diferentes velocidades de graficado disponibles en los equipos de prueba comúnmente empleados para esta verificación, en la siguiente página se incluye la Tabla 2.1 donde se muestran las principales características para dichos equipos.


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TABLA 2.1


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TABLA 2.2 PRUEBAS APLICABLES AL EQUIPO


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TABLA 2.2 PRUEBAS APLICABLES AL EQUIPO (CONTINUACIÓN)


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TABLA 2.2 PRUEBAS APLICABLES AL EQUIPO (CONTINUACIÓN)


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C A P I T U L O 3

TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE POTENCIA.

3.1 PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. Esta prueba es de gran utilidad para dar una idea rápida y confiable de las condiciones del aislamiento total del transformador bajo prueba. La medición de esta resistencia independientemente de ser cuantitativa también es relativa, ya que el hecho de estar influenciada por aislamientos, tales como porcelana, papel, aceite, barnices, etc., la convierte en indicadora de la presencia de humedad y suciedad en esos materiales. La prueba se efectúa con el medidor de resistencia de aislamiento a una tensión mínima de 1,000 volts, recomendándose realizarla a 2500 ó 5000 volts y durante 10 minutos. 3.1.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA DE RESISTENCIA

DE AISLAMIENTO. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1, sobre recomendaciones generales para realizar pruebas eléctricas al equipo primario. b) El transformador a probar debe aislarse totalmente de las líneas, buses o barras, para lo cual es necesario desconectar y retirar los conductores de todas las terminales de boquillas, incluyendo el o los neutros de los devanados del sistema de tierra. c) Limpiar la porcelana de las boquillas quitando el polvo, suciedad, etc. d) Colocar puentes entre las terminales de las boquillas de cada devanado; primario, secundario y en su caso el terciario. e) Colocar el instrumento de prueba sobre una base firme a una distancia tal del equipo a probar, que permita el buen manejo de los cables de prueba. f) Nivelar el medidor centrando la burbuja con los tornillos de ajuste (en el caso del medidor de resistencia de aislamiento analogico).


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g) Conectar adecuadamente las terminales de prueba al transformador que se va a probar, girar el selector a la posición de prueba hasta el valor de tension preseleccionado y encender el equipo. En todos los medidores de resistencia de aislamiento se debe usar cable de prueba blindado en la terminal de Línea y conectar este blindaje a la terminal de guarda, para no medir la corriente de fuga en las terminales o a través del aislamiento del cable. h) Para cada prueba anotar las lecturas de 15, 30, 45 y 60 segundos, así como a 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 y 10 minutos. i) Al terminar la prueba, poner fuera de servicio el medidor, regresar el selector a la posición de descarga manteniendolo en esta condición por 10 minutos. j) Registrar el porciento de humedad relativa. Efectuar las pruebas cuando la humedad sea menor del 75%. k) Registrar la temperatura del aceite y del devanado. 3.1.2 COMPROBACIÓN DEL MEDIDOR DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. a) Para verificar la posición de la aguja indicadora en la marca de infinito del medidor analógico, poner en operación el equipo y mover si es necesario el tornillo de ajuste hasta que la aguja se posicione en la marca de Infinito. Realizar este ajuste bajo condiciones ambientales controladas. Para medidores microprocesados al encender el equipo, automaticamente este realiza su rutina de autoprueba. b) Para verificar los cables de prueba conectar estos al medidor cuidando que no exista contacto entre ellos y seleccionar la tensión de prueba, misma que se recomienda sea de 2500 ó 5000 volts. Encender el equipo y comprobar la posición de la aguja indicadora en la marca de infinito. No ajustar la aguja al infinito por pequeñas desviaciones provocadas por las corrientes de fuga de los cables de prueba. c) Para comprobar la posición cero, conectar entre si las terminales de los cables de prueba (Línea y Tierra), girar la manivela un cuarto de vuelta estando el selector de prueba en 500 o 1000 volts, la aguja debe moverse a la marca de cero.


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3.1.3 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. Al efectuar las pruebas de resistencia de aislamiento a los transformadores, hay diferentes criterios en cuanto al uso de la terminal de guarda del medidor. El propósito de la terminal de guarda es para efectuar mediciones en mallas con tres elementos, (devanado de A.T., devanado de B.T. y tanque). La corriente de fuga de un aislamiento, conectada a la terminal de guarda, no interviene en la medición. Si no se desea utilizar la terminal de guarda del medidor, el tercer elemento se conecta a través del tanque a la terminal de tierra del medidor, la corriente de fuga solamente tiene la trayectoria del devanado en prueba a tierra. Con el objeto de unificar la manera de probar los transformadores de potencia y para fines prácticos, en éste procedimiento se considera la utilización de la terminal de guarda del medidor. Lo anterior permite el discriminar aquellos elementos y partes que se desea no intervengan en las mediciones, resultando estas más exactas, precisas y confiables. Las conexiones para transformadores de 2 o 3 devanados, autotransformadores, y reactores se muestran en las figuras No. 3.1, 3.2, 3.3 y 3.4 respectivamente.


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Fig. 3.1 TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOS PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-03-01


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L G T

EJEMPLO: PRUEBA 1 MEGOHMETRO

BAJA

TERCIAR

RX

RYTANQUE YNUCLEO

RXY

PRUEBA CONEXIONES DE PRUEBA MIDE

1L G TH X+Y+Tq RH + RHX + RHY

2 H X RHX

3 H Y RHY

EL TANQUE DEBE ESTAR ATERRIZADOTq= TANQUE

Y1 Y2 Y3

HO

H1 H2 H3

XO X1 X2 X3

RHALTA

RHY

RHX

RY + RHY + RXYH+X+TqY6

RXYYX5

RX + RHX + RXYH+Y+TqX4

Y,Tq

X, Tq

H, Tx

PANTALLA DELCABLE DE LINEA

Fig. 3.2 TRANSFORMADORES DE TRES DEVANADOS PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO



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L G T

EJEMPLO: PRUEBA 1MEGOMETRO

BAJA

TERCIARIO

RY TANQUE Y

NUCLEO

R(HX)Y


1L G T

H X Tq + Y R(HX) + (HX)Y

2 H X Y R(HX)Y

3 Y HX+Tq RY + R(HX)Y

NOTA: CUANDO EL TRANSF. NO DISPONGA DE BOQUILLAS PARA EL DEVANADOTERCIARIO, SOLAMENTE SE REALIZA LA PRUEBA Nº 1 (RH) CONECTANDO

Y1 Y2 Y3

HO XO

H1 H2 H3

X1 X2 X3

ALTA

Tq

LA TERMINAL "T" AL TANQUE

R(HX)



Fig. 3.3 AUTOTRANSFORMADORES PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO



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L G T

EJEMPLO: PRUEBA 1

MEGOHMETRO

DEVANADORH

Y


1L G TH Tq RH


HO

H1 H2 H3

Fig. 3.4 REACTORES

PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-03-01


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3.1.4 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS DE PRUEBA PARA LA EVALUACIÓN DE LAS CONDICIONES DEL AISLAMIENTO.

A continuación se dan algunas recomendaciones para auxiliar al personal de campo en la evaluación de los resultados obtenidos en la prueba de resistencia de aislamiento. De ninguna manera se pretende sustituir el criterio y experiencia del personal técnico que tiene bajo su responsabilidad el mantenimiento del equipo. Para evaluar las condiciones del aislamiento de los transformadores de potencia, es conveniente analizar la tendencia de los valores que se obtengan en las pruebas periódicas. Para facilitar este análisis se recomienda graficar las lecturas, para obtener las curvas de absorción dieléctrica; las pendientes de las curvas indican las condiciones del aislamiento, una pendiente baja indica que el aislamiento esta húmedo o sucio. Para un mejor análisis de los aislamientos, las pruebas deben hacerse al mismo potencial, las lecturas corregidas a una misma base (200 C) y en lo posible, efectuar las pruebas bajo las mismas condiciones ambientales, en general se recomienda como mínimo el valor en MΩ, corregido a 20°C, que corresponde al resultante de multiplicar por 27 el valor de kVf-f- del equipo. (ver tabla 3.1). En la evaluación de las condiciones de los aislamientos, deben calcularse los índices de absorción y polarización, ya que tienen relación con la curva de absorción. El índice de absorción se obtiene de la división del valor de la resistencia a 1 minuto entre el valor de ½ minuto y el índice de polarización se obtiene dividiendo el valor de la resistencia a 10 minutos entre el valor de 1 minuto. Los valores mínimos de los índices deben ser de 1.2 para el índice de absorción y 1.5 para el índice de polarización, para considerar el transformador aceptable. El envejecimiento de los aislamientos o el requerimiento de mantenimiento, provocan un aumento en la corriente de absorción que toma el aislamiento y se detecta con un decremento gradual de la resistencia de aislamiento. Para obtener el valor de una sola resistencia (RH, RX, RY, etc.) es necesario guardar uno o más devanados, considerando esto como pruebas complementarias. En la tabla No. 3.1, se proporcionan los valores mínimos de resistencia de aislamiento a 20 ºC de los transformadores según su tension de operación. La tabla No. 3.2, proporciona los factores de corrección por temperatura.


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Tabla No. 3.1

RESISTENCIA MÍNIMA DE AISLAMIENTO EN ACEITE A 20°C

TENSIÓN ENTRE MEGAOHMS TENSIÓN ENTRE MEGAOHMS FASES kV. FASES kV. 1.2 32 92 2480 2.5 68 115 3100 5.0 135 138 3720 8.66 230 161 4350 15.0 410 196 5300 25.0 670 230 6200 34.5 930 287 7750 69.0 1860 400 10800

Tabla No. 3.2 CORRECCIÓN POR TEMPERATURA PARA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO *TEMP.ºC DEL FACTOR DE *TEMP.ºC DEL FACTOR DE TRANSFORMADOR CORRECCIÓN TRANSFORMADOR CORRECCIÓN

95 89 35 2.5 90 66 30 1.8 85 49 25 1.3 80 36.2 20 1.0 75 26.8 15 0.73 70 20 10 0.54 65 14.8 5 0.40 60 11 0 0.30 55 8.1 -5 0.22 50 6 -10 0.16 45 4.5 -15 0.12

40 3.3

* Temperatura del aceite.


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3.2 PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO DEL NUCLEO. La prueba se realiza a transformadores que se preparan para su puesta en servicio, con el objeto de verificar la resistencia de aislamiento del núcleo y su correcto aterrizamiento en un solo punto, comprobando al mismo tiempo la adecuada geometría del núcleo, y asegurando que no haya existido desplazamiento del mismo durante las maniobras de transporte. La prueba es aplicable también a trasformadores en operación que presenten sobrecalentamiento sin llegar a su capacidad nominal. Para realizar la prueba, se utiliza un medidor de resistencia de aislamiento, aplicando una tensión de 1000 volts durante un minuto. 3.2.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1, sobre recomendaciones generales para realizar pruebas eléctricas al equipo primario. b) Para transformadores llenos de aceite, reducir el nivel a lo necesario para tener acceso a la conexión del núcleo y tanque; si el transformador tiene presión de nitrógeno, liberarlo por seguridad personal. c) Retirar la tapa de registro (entrada-hombre). d) Desconectar la conexión a tierra del núcleo (generalmente localizada en la parte superior del tanque). e) Preparar el equipo de prueba. 3.2.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Conectar la terminal de línea del medidor de resistencia de aislamiento al núcleo. b) Conectar la terminal tierra del medidor de resistencia de aislamiento al tanque del transformador. c) Efectuar la prueba y registrar el valor de la resistencia. d) Las conexiones de prueba se muestran en la figura No. 3.5.


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L G T

MEGOHMETRO

NUCLEORN

TANQUE


1L G T

NUCLEO * Tq RN


TAPA DE REGISTRO HOMBRE

COLILLA DE CONEXION DEL NUCLEO A TIERRA

H H H

* PARA LA PRUEBA, LA COLILLA QUE ATERRIZA EL NUCLEO DEBE DE DESCONECTARSE DE LA TAPA DEL TRANSFORMADOR.

X X X X

Fig. 3.5 TRANSFORMADORES DE POTENCIA PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO DEL NUCLEO



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3.2.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. El valor de la resistencia de aislamiento del núcleo, debe ser conforme a lo establecido en las especificaciónes correspondientes con una tension de aplicación de 500 Volts para obtener un valor minimo de 200 MΩ. 3.3 PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO. El Factor de Potencia del aislamiento es otra manera de evaluar y juzgar las condiciones del aislamiento de los devanados de transformadores, autotransformadores y reactores, es recomendado para detectar humedad y suciedad en los mismos. Los equipos que se utilizan para realizar la prueba, pueden ser de varias marcas, entre las cuales pueden citarse: James G. Biddle, Nansen y Doble Engineering Co., de esta última, en sus modelos MEU-2.5 kV, M2H-10 kV y M4000-10kV; el ETP de SMC-10kV ó el Delta 2000 de AVO, entre otros. Como el Factor de Potencia aumenta directamente con la temperatura del transformador, se deben referir los resultados a una temperatura base de 20 ºC , para fines de comparación. En la tabla 3.3 se muestran los factores de corrección tanto para transformadores, como para líquidos aislantes y boquillas.


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Tabla 3.3.- FACTORES DE CORRECCION POR TEMPERATURA A 20 ºC PARA FACTOR DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES, LIQUIDOS AISLANTES Y BOQUILLAS.

MICANITE AND GENERAL ELECTRIC ASEA BROWN BOVERI LAPP INSULATORS CO.

Tipos Tipos Tipos Tipo TEMPERATURAS Tipos CTF Tipos CTF Clase Clase ClaseTipo Tipo L, LC OF, OFI S, SI Tipo GO DE PRUEBA y CTKF y CTKF ERC PRC POC Mayor de

B F LI y LM y OFM y SM U 25-765 kV °C °F 20-60 kV 85-330 kV 15-23 kV 15-69 kV 15-765 kV 25-69 kV 69 kV1.09 0.93 1.00 1.18 1.26 1.02 0.79 0 32.0 1.24 1.00 0.90 0.81 1.00 1.55 1.131.09 0.95 1.00 1.16 1.24 1.02 0.81 2 35.6 1.22 1.00 0.91 0.83 1.00 1.49 1.111.09 0.97 1.00 1.05 1.21 1.02 0.83 4 39.2 1.20 1.00 0.92 0.86 1.00 1.43 1.101.08 0.98 1.00 1.13 1.19 1.01 0.85 6 42.8 1.17 1.00 0.93 0.88 1.00 1.37 1.081.08 0.99 1.00 1.11 1.16 1.01 0.87 8 46.4 1.15 1.00 0.94 0.89 1.00 1.31 1.071.07 0.99 1.00 1.10 1.14 1.01 0.89 10 50.0 1.12 1.00 0.95 0.92 1.00 1.25 1.061.06 0.99 1.00 1.08 1.11 1.01 0.92 12 53.6 1.10 1.00 0.96 0.94 1.00 1.20 1.051.05 1.00 1.00 1.06 1.08 1.01 0.94 14 57.2 1.06 1.00 0.97 0.95 1.00 1.15 1.041.04 1.00 1.00 1.04 1.06 1.00 0.95 16 60.8 1.05 1.00 0.98 0.97 1.00 1.10 1.021.02 1.00 1.00 1.02 1.03 1.00 0.98 18 64.4 1.03 1.00 0.99 0.98 1.00 1.05 1.011.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 20 68.0 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.000.97 0.99 0.99 0.97 0.97 1.00 1.03 22 71.6 0.98 1.00 1.00 1.00 1.00 0.96 0.990.93 0.97 0.99 0.94 0.93 1.00 1.05 24 75.2 0.96 1.00 1.01 1.03 1.00 0.91 0.980.90 0.96 0.98 0.91 0.90 0.99 1.07 26 78.8 0.94 1.00 1.02 1.05 1.00 0.87 0.960.85 0.94 0.97 0.88 0.87 0.99 1.09 28 82.4 0.91 1.00 1.02 1.07 1.00 0.84 0.950.81 0.92 0.96 0.86 0.84 0.98 1.12 30 86.0 0.88 1.00 1.03 1.10 1.00 0.80 0.940.77 0.89 0.95 0.83 0.81 0.97 1.14 32 89.6 0.86 1.00 1.03 1.11 1.00 0.77 0.930.73 0.87 0.94 0.80 0.77 0.97 1.17 34 93.2 0.84 1.00 1.04 1.12 1.00 0.74 0.920.69 0.84 0.93 0.77 0.74 0.96 1.19 36 96.8 0.82 1.00 1.04 1.13 1.00 0.70 0.900.65 0.81 0.91 0.74 0.70 0.95 1.21 38 100.4 0.80 1.00 1.05 1.14 1.00 0.67 0.890.61 0.78 0.89 0.70 0.67 0.94 1.23 40 104.0 0.78 1.00 1.05 1.15 1.00 0.64 0.88

0.74 0.87 0.67 0.63 0.93 1.26 42 107.6 0.76 1.00 1.05 1.15 1.00 0.61 0.870.70 0.85 0.63 0.60 0.91 1.28 44 111.2 0.74 1.00 1.06 1.15 1.00 0.58 0.860.64 0.83 0.61 0.56 0.89 1.30 46 114.8 0.72 1.00 1.06 1.15 1.00 0.55 0.850.58 0.82 0.58 0.53 0.87 1.31 48 118.4 0.70 1.00 1.07 1.14 1.00 0.52 0.840.52 0.80 0.56 0.50 0.86 1.33 50 122.0 0.68 1.00 1.07 1.13 1.00 0.50 0.83

0.79 0.53 0.47 0.84 1.34 52 125.6 0.66 1.00 1.07 1.11 1.000.78 0.51 0.44 0.82 1.36 54 129.2 0.64 1.00 1.08 1.09 1.000.77 0.49 0.41 0.79 1.37 56 132.8 0.62 1.00 1.08 1.07 1.000.76 0.46 0.38 0.77 1.37 58 136.4 0.60 1.00 1.07 1.06 1.000.74 0.44 0.36 0.75 1.38 60 140.0 0.58 1.00 1.07 1.05 1.00

BOQUILLAS


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Tabla 3.3.- FACTORES DE CORRECCIÓN POR TEMPERATURA A 20 ºC PARA FACTOR DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES, LIQUIDOS AISLANTES Y BOQUILLAS (CONTINUACIÓN).

Trans. de potencia

Aceite y Trans. llenados con aceite

McGRAW- PASSONI de potencia (Tipos Sellados, Pre-

EDISON MICAFIL VILLA Askarel llenados con aceite surizados con gas y Promedio de Trans. de

Tipos Clase Clase Clase Clase Condensa- Tipo Tipos PTAO y Trans. (Tipos de Libre Conservador moderno) 230 kV y ma- instrumen-

P, PA G y L L GK LK dor Excepto Tipo O Tipos y 3 PV.F llenados respiración y Mayor de 161 kV yor, más de to llenados

y PB 46-138 kV 7.5-34.5 kV 15-500 kV 15-69 kV Tipo O O Plus °C °F WTxF 25-230 kV con askarel Conservador viejo) hasta 750 kV NBI ( * ) 750 kV NBI con aceite

0.68 1.54 1.29 0.90 0.85 1.61 0.88 0.87 0 32.0 0.65 1.56 1.57 0.95 1.670.70 1.47 1.26 0.91 0.86 1.52 0.89 0.89 2 35.6 0.69 1.52 1.50 0.96 1.610.72 1.40 1.24 0.91 0.87 1.44 0.90 0.91 4 39.2 0.74 1.48 1.44 0.98 1.550.76 1.34 1.21 0.92 0.89 1.36 0.91 0.92 6 42.8 0.78 1.45 1.37 0.98 1.490.79 1.29 1.19 0.92 0.90 1.30 0.93 0.93 8 46.4 0.82 1.43 1.31 0.99 1.430.82 1.24 1.16 0.93 0.92 1.23 0.94 0.94 10 50.0 0.86 1.38 1.25 0.99 1.360.85 1.18 1.12 0.94 0.93 1.18 0.95 0.95 12 53.6 0.89 1.31 1.19 1.00 1.300.87 1.14 1.09 0.95 0.95 1.13 0.96 0.96 14 57.2 1.00 0.92 1.24 1.14 1.01 1.230.93 1.09 1.06 0.97 0.96 1.09 0.98 0.98 16 60.8 1.00 0.95 1.16 1.09 1.01 1.160.96 1.04 1.03 0.98 0.98 1.04 0.99 0.99 18 64.4 1.00 0.97 1.08 1.05 1.00 1.081.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 20 68.0 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.001.02 0.95 0.97 1.02 1.02 0.96 1.01 1.01 22 71.6 1.00 1.02 0.90 0.91 0.96 0.99 0.931.10 0.91 0.94 1.04 1.04 0.92 1.02 1.02 24 75.2 1.00 1.05 0.81 0.83 0.92 0.98 0.861.14 0.88 0.91 1.06 1.06 0.88 1.04 1.03 26 78.8 1.00 1.07 0.72 0.76 0.88 0.97 0.801.18 0.84 0.88 1.09 1.08 0.84 1.05 1.04 28 82.4 1.00 1.09 0.64 0.70 0.84 0.96 0.741.24 0.80 0.86 1.11 1.10 0.81 1.06 1.05 30 86.0 1.00 1.11 0.56 0.63 0.80 0.95 0.691.29 0.77 0.83 1.13 1.12 0.77 1.07 1.06 32 89.6 1.00 1.13 0.51 0.58 0.76 0.94 0.651.32 0.74 0.80 1.15 1.14 0.74 1.08 1.07 34 93.2 1.00 1.16 0.46 0.53 0.73 0.93 0.601.36 0.71 0.78 1.17 1.15 0.70 1.08 1.07 36 96.8 1.00 1.17 0.42 0.49 0.70 0.91 0.561.41 0.68 0.75 1.19 1.17 0.67 1.09 1.08 38 100.4 0.99 1.18 0.39 0.45 0.67 0.90 0.521.45 0.65 0.72 1.21 1.18 0.64 1.09 1.08 40 104.0 0.98 1.18 0.35 0.42 0.65 0.89 0.481.50 1.22 1.19 0.62 1.10 1.09 42 107.6 0.98 1.20 0.33 0.38 0.62 0.87 0.451.55 1.24 1.20 0.59 1.11 1.10 44 111.2 0.97 1.22 0.30 0.36 0.59 0.86 0.421.58 1.26 1.21 0.56 1.11 1.10 46 114.8 0.97 1.24 0.28 0.33 0.56 0.841.61 1.27 1.21 0.53 1.10 1.11 48 118.4 0.96 1.24 0.26 0.30 0.54 0.831.65 1.29 1.22 0.51 1.10 1.11 50 122.0 0.95 1.25 0.24 0.28 0.51 0.811.67 1.30 1.22 0.50 1.10 1.11 52 125.6 0.94 1.26 0.22 0.26 0.49 0.791.67 1.31 1.22 0.48 1.09 1.11 54 129.2 0.94 1.26 0.21 0.23 0.47 0.771.67 1.33 1.22 0.47 1.08 1.11 56 132.8 0.90 1.26 0.19 0.21 0.45 0.751.68 1.34 1.21 0.46 1.07 1.12 58 136.4 0.90 1.26 0.18 0.19 0.43 0.721.68 1.35 1.21 0.45 1.06 1.12 60 140.0 0.92 1.25 0.16 0.17 0.41 0.70

( * ) TAMBIÉN USAR PARA TODO TIPO DE TRANSFORMADORES CON SILICON

OHIO BRASS WESTINGHOUSE

TEMPERATURAS

DE PRUEBA

BOQUILLAS LIQUIDO Y TRANSFORMADOR CON AISLAMIENTO


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RECOMENDACIONES GENERALES PARA REALIZAR PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre recomendaciones generales para las pruebas. b) El transformador a probar debe aislarse totalmente de las líneas, buses o barras, para lo cual es necesario desconectar y retirar los conductores de todas las terminales de boquillas, incluyendo el o los neutros de los devanados del sistema de tierra. c) La superficie de las boquillas deben de estar limpias y secas. d) Colocar puentes entre las terminales de las boquillas de cada devanado: primario, secundario y en su caso el terciario. e) Colocar el instrumento de prueba sobre una base firme y nivelada a una distancia tal del equipo a probar, que permita el buen manejo de los cables de prueba. f) Antes de conectar el medidor a la fuente de alimentación, verificar su correcto aterrizamiento. g) Los cambiadores de derivaciones de los transformadores para operar bajo carga o sin carga, deben colocarse en la posición (1) para probar los devanados completos. h) Efectuar las pruebas cuando la humedad relativa sea menor del 75%. 3.3.1 TENSIONES DE PRUEBA. 3.3.1.1 TENSIONES RECOMENDADOS PARA LA PRUEBA DE FACTOR DE

POTENCIA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN Y POTENCIA LLENOS CON ACEITE.

RANGO DE TENSIÓN DEL TENSIÓN DE PRUEBA DEVANADO (kV) (kV)

12 ó MAS 10 4.04 A 8.72 5 2.4 a 4.8 2 abajo de 2.4 1


3-16 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

3.3.1.2 TENSIONES DE PRUEBA RECOMENDADOS PARA

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN Y POTENCIA SUMERGIDOS EN ACEITE, QUE SE DESEAN PROBAR EN LA AUSENCIA DE ESTE.

En general la tension aplicada debe estar entre los límites del 5% al 10% de la tension nominal del aislamiento (ANSI/IEEE C57.12.00-1980). RANGO DE TENSIÓN DEL TENSIÓN DE PRUEBA DEVANADO EN DELTA (kV) (kV) 161 ó Más 10 115 a 138 5 34 a 69 2 12 a 25 1 abajo de 12 0.5 RANGO DE TENSIÓN DEL TENSIÓN DE PRUEBA DEVANADO EN ESTRELLA (kV) (kV) 12 ó Más 1 abajo del 12 0.5 Se puede probar bajo presión atmosférica de aire o nitrógeno, pero nunca bajo vacío.


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3.3.1.3 TENSIONES RECOMENDADAS PARA PRUEBA DE TRANSFORMADORES

DEL TIPO SECO. RANGO DE TENSIÓN DEL TENSIÓN DE PRUEBA DEVANADO (kV) (kV)

DEVANADOS EN DELTA Y ESTRELLA NO ATERRIZADA Arriba de 14.4 2 y 10 12 a 14.4 * 2 y 10 5.04 a 8.72 2 y 5 2.4 a 4.8 2 abajo de 2.4 1 * tensión de operación de línea a tierra

DEVANADOS EN ESTRELLA ATERRIZADA 2.4 ó más 2 abajo de 2.4 1 3.3.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. Estando ya preparado el medidor, conectar las terminales de prueba del equipo al transformador. La terminal de alta tensión del medidor, conectarla al devanado por probar y la terminal de baja tensión a otro devanado. Las instrucciones de operación de los medidores de Factor de Potencia pueden consultarse en los incisos 2.3.3.7, 2.3.3.8 y 2.3.3.9. En las figuras 3.6, 3.7, 3.8 y 3.9 se indican las conexiones de los circuitos de prueba de Factor de Potencia para transformadores de dos y tres devanados, autotransformadores y reactores, respectivamente.


3-18 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

EJEMPLO: PRUEBA 1

ALTA

BAJA

CH

CXTANQUE

YNUCLEO

CHX


1T.A.T. T.B.T. SELECTORH GROUND CH+CHX

2 H GUARDA CH

3 X GROUND CX+CHX

EL TANQUE DEBE ESTAR ATERRIZADO

F.P.

CXGUARDAX4 H

H

X

X

(HV)T.A.T.

(LV)T.B.T.

H1 H2 H3

X0 X1 X2 X3

5 H USTX CHX

Fig. 3.6 TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOS

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-03-02 PARA 2.5 kV ó

FORMATO DE PRUEBA SE-03-03 PARA 10 kV.


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BAJA

TERCIAR

CHY

CXYTANQUE YNUCLEO CY


Y1 Y2 Y3

H0

H1 H2 H3

X0 X1 X2 X3

CHX

ALTA

CX

CH

GUARDATERMINAL

T.B.T.( LV )

T.A.T.( HV )

CONEXIONES DE PRUEBAT.B.T.

XX+YYH+YHH+XXYH

H

YX

X

YY

X

HH

T.A.T.

Y ( TIERRA )

X ( TIERRA )H ( TIERRA )

H

X

Y

GUARDA

UST

USTUST

GROUND

GROUNDGUARDA

GUARDA

GROUNDGUARDA

SELECTOR

CHX

CHYCXY

CX+CXY

CY+CHYCY

CX

CH+CHXCH

MIDE

7

98

3

56

4

12

PRUEBA

EJEMPLO : PRUEBA 1

F.P.

Fig. 3.7 TRANSFORMADORES DE TRES DEVANADOS

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO

UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-03-04 PARA 2.5 kV ó FORMATO DE PRUEBA SE-03-05 PARA 10 kV.


3-20 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

BAJA

TERCIAR

C+(HX)YTANQUE YNUCLEO

CY

NOTA: CUANDO EL TRANSF. NO DISPONGA DE BOQUILLAS PARA

PRUEBA Nº 1 (CH) CONECTANDO LA T.B.T. AL TANQUE.

Y1 Y2 Y3

H0 X0

H1 H2 H3

X1 X2 X3

ALTAC ( HX )

F.P.

T.B.T.( LV )

T.A.T.( HV )


YYHXHXY

Y

HXY

H XH X

T.A.T.

GROUND

USTGUARDA

GROUNDGUARDA

SELECTOR

CY+C(HX)Y

C(HX)YCY

C(HX)+C(HX)YCHX

MIDE

3

54

12

PRUEBA

EJEMPLO : PRUEBA 1

EL DEVANADO TERCIARIO, SOLAMENTE SE REALIZA LA


Fig. 3.8 AUTRANSFORMADORES PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO



3-21 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

EJEMPLO: PRUEBA 1

DEVANADOCH

Y

PRUEBACONEXIONES DE PRUEBA

MIDE

1

T.A.T. .T.B.T. SELECTOR

H GROUND CH


HO

H1 H2 H3

F.P.

TqT.

B.T

(LV)

T.A.

T. (H

V)

Fig. 3.9 REACTORES PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO



3-22 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

3.3.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS PARA LA EVALUACIÓN DE LAS CONDICIONES DEL AISLAMIENTO.

En la figura 3.10 se muestra esquemáticamente en cada uno de sus incisos, la representación de los aislamientos que constituyen a los transformadores de potencia de dos y tres devanados, autotransformadores y reactores respectivamente, en donde las consideraciones para todos ellos (monofásicos o trifásicos) son las mismas.

CH

NUCLEOTANQUE Y

CHX

CX

Y DEVANADONUCLEO

TANQUE CH

CHY

NUCLEO YTANQUE

CY

CX

CXY

CH

CHX

CY

CHX

YTANQUENUCLEO

CHX(Y)

ALTABAJA

TERCIARIO

BAJA

ALTA

ALTA

BAJA

TERCIARIO

TRANSFORMADOR DE 2 DAVANADOS TRANSFORMADOR DE 3 DAVANADOS

AUTOTRANSFORMADOR REACTOR

Fig. 3.10 REPRESENTACIÓN ESQUEMÁTICA PARA AISLAMIENTOS DE TRANSFORMADORES, AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES


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Los aislamientos representados como CH, CX y CY, son respectivamente los aislamientos entre el devanado de alta tensión y tierra, el devanado de baja tensión y tierra, y el devanado terciario y tierra. Los aislamientos representados como CHX, CXY y CHY, son los aislamientos entre devanados. CH- Se refiere al aislamiento entre los conductores de alto voltaje y las partes aterrizadas (tanque y núcleo), incluyendo boquillas, aislamiento del devanado, aislamiento de elementos de soporte y aceite. CX- Se refiere al aislamiento entre los conductores de bajo voltaje y las partes aterrizadas (tanque y núcleo), incluyendo boquillas, aislamiento del devanado, aislamiento de elementos de soporte y aceite. CY- Se refiere al aislamiento entre los conductores del terciario y las partes aterrizadas (tanque y núcleo) incluyendo boquillas, aislamiento de devanado, aislamiento de elementos de soporte y aceite. CHX, CHY y CXY- Se refieren al aislamiento de los dos devanados correspondientes, barreras y aceite entre los devanados. El criterio a utilizar para considerar un valor de Factor de Potencia aceptable, para un transformador con aislamiento clase "A" y sumergido en aceite, el valor debe ser de 0.5 a 1.0 %, a una temperatura de 20 ºC. Para valores mayores al 1.0 % de Factor de Potencia, se recomienda investigar la causa que lo origina, que puede ser provocada por degradación del aceite aislante, humedad y/o suciedad en los aislamientos o por posible deficiencia de alguna de las boquillas. Revisar la estadística de valores obtenidos en pruebas anteriores, con el objeto de analizar la tendencia en el comportamiento de dichos valores. Si se detecta que éstos se han ido incrementando, debe programarse un mantenimiento general.


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3.4 PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN. La prueba de Corriente de Excitación, en los transformadores de potencia, permite detectar daños o cambios en la geometría de núcleo y devanados; así como espiras en cortocircuito y juntas o terminales con mala calidad desde su construcción. Las pruebas de corriente de excitación se realizan con el medidor de factor de potencia que se disponga. 3.4.1 RECOMENDACIONES PARA EFECTUAR LA PRUEBA DE CORRIENTE DE

EXCITACIÓN. a) Tomar en cuenta lo establecido en el punto 2.3.1, sobre recomendaciones generales de prueba. b) Retirar los conductores de la llegada a las boquillas. c) Todas las pruebas de Corriente de Excitación deben efectuarse en el devanado de mayor tensión. d) Cada devanado debe medirse en dos direcciones, es decir, primero se energiza una terminal, se registran sus lecturas y enseguida se energiza la otra terminal registrando también sus lecturas; esto con la finalidad de verificar el devanado en sus extremos y corroborar la consistencia de la prueba. e) En conexión estrella desconectar el neutro del devanado que se encuentra bajo prueba debiendo permanecer aterrizado el neutro del devanado de menor tensión (caso estrella-estrella). f) Asegurar que los devanados no energizados en la prueba, están libres de toda proximidad de personal, cables, etc. en virtud de que al energizar el devanado bajo prueba, se induce un potencial en el resto de los devanados. g) La tensión de prueba en los devanados conectados en Estrella no debe exceder la tensión nominal de línea a neutro del transformador. h) La tension de prueba en los devanados conectados en Delta no debe exceder la tensión nominal de línea a línea del transformador.


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i) Antes de efectuar cualquier medición, al ajustar la tensión de prueba con el selector en posición Check, verificar que se estabilice la aguja del medidor (en medidores analogicos). j) Si al efectuar las mediciones se presentan problemas para obtener los valores esperados en la prueba, puede existir magnetismo remanente en el núcleo, recomendándose desmagnetizar a este de acuerdo con el tipo de conexión que se tenga en el devanado primario. Otra causa de inestabilidad de la aguja puede deberse a interferencia electromagnética. k) Se recomienda para equipo nuevo o reparado, que se prepara para entrar en servicio, efectuar esta prueba en todas las posiciones (tap's) del cambiador de derivaciones; Para transformadores en operación que son librados para efectuar pruebas eléctricas, se recomienda efectuar la prueba de corriente de excitación única-mente en la posición de operación del cambiador. La razón de esto es que en caso de un desajuste en el cambiador originado por el accionamiento del mismo, el transformador no podría volver a energizarse. l) Debido al comportamiento no lineal de la Corriente de Excitación a bajas tensiones, es importante que las pruebas se realicen a valores lo más exactos posibles en cuanto a la tension aplicada y la lectura de corriente, para poder comparar los resultados con pruebas anteriores. 3.4.2 FACTOR QUE AFECTA A LA PRUEBA. En la prueba de Corriente de Excitación un factor que afecta las lecturas, en forma relevante, es el magnetismo remanente en el núcleo del transformador bajo prueba y se debe eliminar conforme a lo indicado en el capitulo 2 sección 2.3.4.2.1. 3.4.3 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En las figuras, de la 3.11 a la 3.16, se muestran las conexiones de prueba de corriente de excitación para los transformadores de dos y tres devanados, autotransformadores y reactores. Las pruebas se realizan con el selector (LV) en la posición de UST. El medidor de 2.5 kV da el resultado en mVA que al dividirlo entre la tensión de prueba de 2500 volts, se obtiene la corriente de excitación. Los medidores de 10 kV y 12 kV dan la lectura en mA directamente.


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H2,Xo

H3,Xo

H1,XoH2

H1

H3

H3

H2

H1

3

2

1

UST

UST

UST

I C-B

I B-A

I A-C

ATERRIZARPRUEBA T.A.T. T.B.T. MIDESELECTORCONEXIONES DE PRUEBA

F.P.

X2

X3

X1

H2

H3H1-X0

T.B.T.(LV)

T.A.T.(HV)

X1 X2 X3X0

H1 H2 H3

EJEMPLO: PRUEBA 1


Fig. 3.11 TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOS PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACION

TRANSFORMADOR CON DEVANADO DE A.T. EN DELTA UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-03-08


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EJEMPLO: PRUEBA 1


H0

H1

3 H3 H0

T.A.T.PRUEBA

1

2

X1

H3

H2 X2

H1

H2

H0

H0

X3

H1

H0X1

UST IC

F.P.

SELECTOR

UST

UST

MIDE

IA

IB

T.A.T.

T.B.T.

H3H2

X2 X3

(LV)

(HV)

Fig. 3.12 TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOS PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN

TRANSFORMADOR CON DEVANADO DE A.T. EN ESTRELLA UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-03-09


3-28 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

Y3

H0H1 H2 H3

X0 X1 X2 X3

T.B.T. ( LV )

T.A.T. ( HV )

EJEMPLO : PRUEBA 1

F.P.H0H1

Y2

Y1

H3

H2

Y3



3 H3 H0

T.A.T.PRUEBA

1

2

H1

H2

H0

H0

UST I C

SELECTOR

UST

UST

MIDE

I A

I B

X1 X0

X3

X2

Y2Y1

ATERRIZAR

X0

X0

X0

Fig. 3.13 TRANSFORMADORES DE TRES DEVANADOS PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACION



3-29 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

Y3

H0 X0H1 H2 H3

X1 X2 X3

T.B.T. ( LV )

T.A.T. ( HV )

EJEMPLO : PRUEBA 1

F.P.Y2

Y1 Y3



3 H3

T.A.T.PRUEBA

1

2

H1

H2

H0 X0

UST I C

SELECTOR

UST

UST

MIDE

I A

I B

H1 HO X0

H3

H2

Y2Y1

X1

X2

X3

H0 X0

H0 X0

Fig. 3.14 AUTOTRANSFORMADORES PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACION



3-30 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

EJEMPLO: PRUEBA 1

H1

F.P.

T.B.T.(LV)

T.A.T.(HV)

H0H1

H3

H2



3 H3 H0

T.A.T.PRUEBA

1

2

H1

H2

H0

H0

UST I C

SELECTOR

UST

UST

MIDE

I A

I B

H2 H3

HO

Fig. 3.15 REACTORES

PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACION UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-03-09


3-31 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

H1 H2

X2

T.B.T. ( LV )

T.A.T. ( HV )

EJEMPLO : PRUEBA 1

F.P.


CONEXIONES DE PRUEBAT.B.T.T.A.T.PRUEBA

1

2

H1

H2

H2

H1

SELECTOR

UST

UST

MIDE

I A-B

I B-A

X2

X1

ATERRIZAR

Tq

Tq

X1

H1

H2

Fig. 3.16 TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACION



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3.4.4 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Una corriente excesiva puede deberse a un corto circuito entre dos o varias espiras del devanado cuyo valor se adiciona a la corriente normal de excitación. También el exceso de corriente puede deberse a defectos dentro del circuito magnético como pueden ser fallas en el aislamiento de los tornillos de sujeción del núcleo o entre laminaciones. Se recomienda que los resultados se comparen entre unidades similares cuando se carezca de datos anteriores o de alguna estadística sobre el equipo bajo prueba, que permita efectuar dicha comparación. Otra manera para evaluar los resultados de las pruebas en transformadores con conexión delta en alta tensión, es que el valor de corriente obtenido en la medición de la fase central (H2-H1) debe ser aproximadamente la mitad del valor de las fases adyacentes (H1-H3), (H3-H2). Para transformadores con conexión estrella, el valor de la corriente en la fase central (H2-H0), debe ser ligeramente menor al valor de las corrientes en las fases adyacentes (H1-H0), (H3-H0). En transformadores de potencia que cuentan con cambiador de derivaciones bajo carga, pueden existir algunas excepciones al realizar esta prueba, ya que algunas veces es posible excitar a 10 kV cuando el autotransformador de prevención asociado con cada fase del cambiador de derivaciones no esta incluido en la medición, de otra manera será posible excitar el devanado con una relativa baja tensión (por ejemplo 2 kV) cuando la posición del cambiador es tal que el autotransformador preventivo esta incluido en el circuito del devanado. Por consiguiente, esta es una de las situaciones en donde se realizan pruebas de corriente de excitación a tensiones de10 kV en posiciones en las cuales no esta incluido el autotransformador preventivo y en algunas pruebas se debe utilizar una menor tensión cuando el autotransformador preventivo esta incluido en el circuito del devanado bajo prueba. 3.4.5 VALORES CARACTERÍSTICOS PARA LA PRUEBA DE CORRIENTE DE

EXCITACIÓN. Es importante considerar los criterios de valoración para la prueba de corriente de excitación, más que contar con una base de datos de valores típicos de la corriente de excitación en transformadores de potencia.


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La prueba, como se ha mencionado con anterioridad, consiste en determinar la corriente (en miliamperes) que circula en una fase o fases del devanado de alta tensión de un transformador bajo prueba, con el devanado de media tensión flotando, pero con la conexión de la terminal X0 conectada a tierra (por la conexión estrella del devanado secundario) La prueba siempre debe realizarse en el devanado de mayor tensión, independientemente del tipo de transformador que se trate, ya sea elevador o reductor. Siempre de debe realizar la prueba de corriente de excitación aplicando la misma tensión de prueba para todas las fases, además de aplicarlo en un extremo del devanado y posteriormente aplicarlo en sentido inverso, para descartar con esto un problema en los extremos del devanado bajo prueba y efectuar la medición en los dos sentidos de flujo magnético. El análisis de los resultados de la prueba de corriente de excitación define que para un transformador monofásico, la lectura de corriente en un sentido debe ser igual al valor de corriente en sentido inverso. Para la transformadores trifásicos conectados en delta del lado de alta tensión, el modelo en las lecturas de corriente esperados debe ser similar en las fases A y C; la fase B debe tener una lectura mas baja, estadísticamente con un valor casi de la mitad comparativamente al de las dos primeras. Ello por la ubicación física y eléctrica de esta bobina con respecto a las otras dos. En transformadores de potencia con cambiador de derivaciones para operar sin carga, en el devanado de alta tensión, es necesario realizar la prueba de corriente de excitación en cada una de sus derivaciones, para las pruebas de puesta en servicio, con el objeto de contar con los valores de referencia del transformador. Para transformadores en servicio debe efectuarse únicamente en el tap de operación en forma rutinaria. Una evaluación rápida de estas lecturas toma el criterio de que a mayor tensión de operación del devanado de alta tensión se debe esperar menos corriente en la medición; es decir, al iniciar la prueba en el tap número 1 se deben obtener valores cada vez mayores hasta llegar al tap número 5, estos valores medidos de la corriente de excitación deben compararse con valores obtenidos en pruebas efectuadas con anterioridad o de puesta en servicio. La prueba de corriente de excitación también se realiza a transformadores que cuentan con cambiadores de derivaciones para operar con carga.


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Cuando se tiene un cambiador de derivaciones para operar bajo carga en el devanado de media tensión, las lecturas pueden diferir para las varias derivaciones, esperándose que la relación entre ellas permanezca inalterada para cada derivación. Las lecturas para las pruebas en las posiciones impares deben tender a ser iguales. Las lecturas para las pruebas en las posiciones pares deben tender a ser iguales. En este tipo de transformadores es necesario realizar la prueba de corriente de excitación en sus posiciones pares, los valores de lectura deben de ser muy similares considerando el modelo que se tiene para transformadores trifásicos. Un valor de lectura diferente no siempre es indicio de que exista un problema en el devanado, puede ser que exista magnetismo remanente en el núcleo del transformador bajo prueba, por lo que se sugiere investigar la causa y complementarla con otras pruebas. Algunas veces en las posiciones impares no es posible obtener lectura de corriente de excitación, lo cual no significa que exista un problema en el devanado, si no que en esta posición intervienen elementos tales como el reactor, el transformador serie, etc., los cuales demandan una mayor corriente (mas de 300 miliamperes) que la mayoría de los equipos de prueba no pueden registrar. En caso de que esto suceda, debe verificarse la correcta operación de estas derivaciones, con la prueba de relación de transformación. Las tablas 3.4 que se presentan a continuación, muestran algunos valores típicos de corriente de excitación obtenidos de transformadores que se encuentran en operación, mismos que no pretenden establecer una regla en cuanto al comportamiento de los mismos, sino más bien una guía auxiliar con valores de referencia obtenidos en campo.


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TABLA 3.4 PRUEBA CORRIENTE DE EXCITACIÓN (VALORES DE REFERENCIA)

69.3-23.8 1 44.20 17.27 44.80

66.0-23.8 3 48.65 19.95 49.15

62.5-23.8 5 53.35 22.10 54.10

69.3-23.8 1 19.00 11.00 19.25

66.0-23.8 3 20.50 11.10 20.10

62.7-23.8 5 22.25 12.10 22.00

70.7-23.8 1 33.05 15.35 34.10

69.0-23.8 2 34.45 15.95 35.70

63.8-23.8 5 39.45 18.05 40.70

70.7-23.8 1 33.82 15.12 34.72

69.0-23.8 2 34.83 16.00 35.70

63.8-23.8 5 39.45 17.95 39.80

70.7-23.8 1 37.90 16.50 34.60

69.0-23.8 2 39.50 17.10 35.90

63.8-23.8 5 45.70 19.20 41.55

70.7-23.8 1 39.00 16.05 39.65

69.0-23.8 2 39.50 16.10 39.20

63.8-23.8 5 45.55 18.55 45.50

70.7-23.8 1 38.00 16.80 39.60

69.0-23.8 2 39.40 17.30 40.50

63.8-23.8 5 44.60 19.50 46.50

70.7-23.8 1 35.00 15.45 36.25

69.0-23.8 2 36.60 16.17 38.00

63.8-23.8 5 41.60 18.35 42.90

70.7-23.8 1 29.30 11.75 29.40

69.0-23.8 2 30.55 12.27 30.65

63.8-23.8 5 42.40 13.90 34.85

70.7-23.8 1 29.88 12.40 29.68

69.0-23.8 2 31.13 12.91 30.90

63.8-23.8 5 35.23 14.53 35.01

70.7-23.8 1 35.35 15.70 34.7

69.0-23.8 2 36.80 16.40 36.15

63.8-23.8 5 42.80 18.95 41.90

MARCA RELACION MVA CONEXIÓN TAP H1-H0 H1-H3

H2-H0 H2-H1

H3-H0 H3-H2

IEM 24/32/40 D-Y

24/32/40 D-Y

PROLEC 24/32/40 D-Y

PROLEC

24/32/40 D-Y

PICMSA 24/32/40 D-Y

IEM

24/32/40 D-Y

IEM 24/32/40 D-Y

IEM

24/32/40 D-Y

IEM 24/32/40 D-Y

12/16/20 D-Y

24/32/40 D-Y

PRUEBAS DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN A TRANSFORMADORES (mA)

IEM

IESA

IEM


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TABLA 3.4 PRUEBACORRIENTE DE EXCITACIÓN (VALORES DE REFERENCIA

70.7-23.8 1 42.35 19.92 40.90

69.0-23.8 2 44.55 20.95 43.20

63.8-23.8 5 50.55 23.80 49.20

70.7-23.8 1 38.75 17.05 39.60

69.0-23.8 2 40.17 17.60 40.65

63.8-23.8 5 45.50 19.70 46.22

70.7-22.9 1 36.17 14.90 34.47

69.0-22.9 2 37.50 15.40 35.75

63.8-22.9 5 42.40 17.27 40.55

70.7-23.9 1 44.00 19.02 43.10

69.0-22.9 2 45.50 19.95 44.70

63.8-22.9 5 51.27 22.67 50.40

IEM 70.7-23.8 12/16/20 D-Y 1 20.50 10.17 20.10

70.72-23.8 1 20.30 9.55 18.97

69.0-23.8 2 21.78 10.35 20.19

63.82-23.8 5 24.23 11.30 22.63

70.72-23.8 1 23.41 9.14 23.32

69.0-23.8 2 24.38 9.53 24.30

63.82-23.8 5 27.88 10.78 27.75

70.72-23.8 1 28.15 11.30 28.05

69.0-23.8 2 29.30 11.90 29.05

63.82-23.8 5 33.70 13.70 33.40

72.6-23.8 1 30.50 12.60 31.45

66.0-23.8 17 36.10 14.75 36.15

59.4-23.8 33 44.20 17.50 43.60

115.5-23.8 1 6.92 2.96 6.63

110.0-23.8 3 7.39 3.13 7.11

104.5-23.8 5 7.94 3.35 7.67

115.0-23.8 1 8.11 3.05 6.64

110.0-23.8 3 8.71 3.14 7.08

104.5-23.8 5 9.00 3.24 7.66

117.8-13.8 1 10.29 4.69 10.65

115.0-13.8 2 10.75 4.90 10.92

106.2-13.8 5 12.20 5.50 12.38

TAP H1-H0 H1-H3

H2-H0 H2-H1

H3-H0 H3-H2MARCA RELACION

IEM 12/16/20 D-Y

ACEC 10/12.5 D-Y

PICMSA 24/32/40 D-Y

IEM 12/16/20 D-Y

IEM 12/16720 D-Y

PROLEC 24/32/40 D-Y

OSAKA 20/25 D-Y

PROLEC 12/16/20 D-Y

IEM 24/32/40 D-Y

IEM 20/25 D-Y

IEM 24/32/40 D-Y

MVA CONEXIÓN



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TABLA 3.4 PRUEBACORRIENTE DE EXCITACIÓN (VALORES DE REFERENCIA

117.8-23.8 1 12.25 5.30 10.10

115.0-23.8 2 12.55 5.40 10.50

105.5-23.8 5 14.10 6.10 14.10

VOLTRAN 115.5-23.8 12/16/20 D-Y 3 7.75 3.04 7.63

IEM 115.5-23.8 12/16/20 D-Y 3 7.04 2.39 6.58

117.8-13.8 1 6.37 3.13 6.63

115.0-13.8 2 6.65 3.27 6.89

106.3-13.8 5 7.61 3.71 7.90

117.8-23.0 1 7.81 3.72 7.72

115.0-23.0 2 8.15 3.87 8.06

106.3-23.0 5 9.31 4.41 9.19

117.8-23.0 1 9.97 4.02 10.67

115.0-23.0 2 10.41 4.19 11.16

106.3-23.0 5 11.86 4.77 12.68

24.15-13.8 1 78.17 52.52 75.54

23.00-13.8 3 86.27 57.80 83.41

21.85-13.8 5 95.92 64.10 92.74

IESA 21.85-13.8 3.5 Y-Y 4 115.20 74.03 112.70

TAP H1-H0 H1-H3

H2-H0 H2-H1

H3-H0 H3-H2MARCA RELACION MVA CONEXIÓN

VOLTRAN 5.0/6.25 Y-Y

PROLEC 18/24/30 D-Y

PROLEC 18/24/30 D-Y

IEM 18/24/30 D-Y

PROLEC 12/16/20 D-Y



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3.4.6 METODO ALTERNO PARA LA PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN. Al realizar esta prueba a transformadores conectados en delta en el devanado de alta tensión, es posible realizarla de diferentes formas y el resultado tiene que ser el mismo. A continuación se describen a detalle estos tres métodos con base en el diagrama vectorial de la siguiente figura:

FASE B

FASE A

FASE C

H1

H2

H3

Fig. 3.17 DIAGRAMA VECTORIAL PARA UN DEVANADO CONEXIÓN DELTA

PRIMER METODO

FASE

CABLE HV

CABLE LV

TIERRA

DIRECCION

A

H3

H1

H2,Xo

H3-H1

B

H1

H2

H3,Xo

H1-H2

C

H2

H3

H1,Xo

H2-H3

* POSICIÓN DEL CABLE LV EN UST.


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SEGUNDO MÉTODO

FASE

CABLE HV

CABLE LV

TIERRA

DIRECCION

A

H1

H3

H2,Xo

H1-H3

B

H2

H1

H3,Xo

H2-H1

C

H3

H2

H1,Xo

H3-H2

• POSICION DEL CABLE LV EN UST.

TERCER METODO

CABLE HV

CABLE LV

TIERRA

DIRECCION

H1

H2,H3

Xo

(H1-H2) + (H1-H3)

H2

H3,H1

Xo

(H2-H3) + (H2-H1)

H3

H1,H2

Xo

(H3-H1) + (H3-H2)

* POSICIÓN DEL CABLE LV EN UST. Si se sustituyen las direcciones por las fases medidas, se tiene lo siguiente:

PRUEBA

CABLE HV

CABLE LV

TIERRA

FASES MEDIDAS

1

H1

H2,H3

Xo

B+A

2

H2

H3,H1

Xo

C+B

3

H3

H1,H2

Xo

A+C

• POSICIÓN DEL CABLE LV EN UST.


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Para obtener la corriente de la fase B: Sumar pruebas 1 y 2, restar prueba 3 y dividir entre 2. (1) B + A (R) 2B + C + A + - (2) C + B (3) ( A + C ) _ (R) 2B + C + A 2B 2B / 2 = B Para obtener la corriente de la fase C: Sumar pruebas 2 y 3, restar prueba 1 y dividir entre 2. (2) C + B ( 2 ) (R) 2C + B + A + - (3) A + C ( 3 ) (1) ( B + A ) _ (R) 2C + B + A 2C 2 C / 2 = C Para obtener la corriente de la fase A: Sumar pruebas 3 y 1, restar prueba 2 y dividir entre 2. (3) A + C (R) 2A + C + B + - (1) B + A (2) ( C + B ) _ (R) 2A + C + B 2A

2 A / 2 = A


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3.5 PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN. Se debe realizar la prueba de relacion de transformación en todas las posiciones del cambiador de derivaciones antes de la puesta en servicio del transformador. Para transformadores en servicio, efectuar la prueba en la posicion de operación o cuando se lleva a cabo un cambio de derivaciòn. Tambien se realiza cada vez que las conexiones internas son removidas debido a la reparación de los devanados, reemplazo de bushings, mantenimiento al cambiador de derivaciones, etc. La prueba determina:

• Las condiciones del transformador después de la operación de protecciónes primarias tales como: diferencial, buchholz, fusibles de potencia, etc.

• Identificación de espiras en corto circuito.

• Investigación de problemas relacionados con corrientes circulantes y

distribución de carga en transformadores en paralelo.

• Cantidad de espiras en bobinas de transformadores.

• Circuito abierto (espiras, cambiador, conexiones hacia boquillas, etc.) 3.5.1 PRUEBA APLICANDO 10 kV Y UTILIZANDO UN CAPACITOR AUXILIAR. Existe un método alternativo para determinar la relación de vueltas en un transformador aplicando una tension de 10 kV, este método utiliza un capacitor auxiliar de 10 kV. La prueba consiste en efectuar la medición de la capacitancia de este dispositivo auxiliar en forma independiente (C1), y su capacitancia aparente (C2) cuando es conectado en el lado del devanado de menor tensión. 3.5.1.1 PRINCIPIO DE LA PRUEBA. El principio del método para la medición de la relación de transformación se muestra en las figuras 3.18 y 3.19. donde se puede observar que el capacitor auxiliar (Ca), es fundamental para la medición.


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CABLE DE BAJA TENCION

ATERRIZADAGUARDA

V1

CABLE DE PRUEBA DE ALTA TENSION

MEDIDOR

TRANSFORMADOR

CORRIENTE Y PERDIDAS

M2H (UST)I1

Da

N>1

1:N

HV

LV

Ca

Fig. 3.18 MEDICIÓN DE C1 De la figura anterior: I1=V1/XCa De donde XCa = 1/2πfC1 La capacitancia medida Ca es identificada como C1. Para la medición de la capacitancia (Ca) del capacitor auxiliar, con el equipo de prueba y el capacitor conectado como se muestra en la figura 3.18, se mide el valor de la capacitancia C1. Cuando el capacitor auxiliar se prueba de manera independiente, se encuentra bajo la tensión total de prueba V1, y una corriente de carga I1 de acuerdo con la ecuación anterior. Esta corriente es esencialmente capacitiva debido a que el capacitor tiene un diseño estable. Cuando el capacitor esta conectado a las boquillas del lado del devanado de menor tensión tal como se muestra en la figura 3.19, se tiene una nueva medición de capacitancia C2. En otras palabras, cuando se conecta en uno de los extremos del devanado de menor tension del transformador y no directamente a la tension de prueba V1, se tiene un valor en el capacitor inferior al valor de capacitancia de C1. La capacitancia C2 es obtenida como se muestra en la figura 3.19.


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RELACION DE TRANSFORMACION N =I - V Ca

MEDIDOR

TRANSFORMADOR

CABLE DE PRUEBA DE ALTA TENSIÓN

GUARDA

V1

ATERRIZADA

(UST)

2 2

CORRIENTE Y PERDIDAS

M2H

1VV 2

CABLE DE BAJA TENSIÓN

I2

V2

Ca

BT 1:N

AT

DE TRANSFORMACION PORPRUEBA DE RELACION

N>1

V1EL METODO ALTA TENSIÓN

Fig. 3.19 MEDICIÓN DE C2 Por otra parte es importante señalar que la tensión de prueba no debe exceder la tensión de operación de los devanados del transformador. Para devanados con conexión estrella, la tensión de prueba no debe de exceder la tensión de línea a neutro. Todas las mediciones de relación de transformación se realizan en el devanado de alta tensión y el capacitor auxiliar se conecta al devanado de menor tensión. En el caso que se requiera realizar la prueba a un transformador de tres devanados, se realizan tres series de pruebas. Comenzando entre el devanado primario y el devanado secundario, después entre el devanado primario y el devanado terciario y por ultimo entre el devanado secundario y el devanado terciario. 3.5.1.2 CORRECCIÓN POR TEMPERATURA. La variacion de la capacitancia del capacitor auxiliar esta en funcion de la temperatura cuando ha sido medida sobre el rango de –20ºC a +50ºC. Los resultados se muestran en la gráfica de la figura 3. 20.


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Fig. 3.20 VARIACIÓN DE LA CAPACITANCIA CON LA

TEMPERATURA De la gráfica anterior se puede observar que la capacitancia se incrementa aproximadamente 0.25% por cada 10 ºC. Por esta razón cuando el capacitor sea expuesto directamente al sol es recomendable realizar la prueba en el menor tiempo posible.

CAP.

PF

C

10200

10100

10000

9900

-0.5

+0.5

-1.0

0

+1.0%

-10 6040200-20

TEMP. °C


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3.5.2 RECOMENDACIONES GENERALES PARA LA PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Y POLARIDAD.

a) Tomar en cuenta lo establecido en el punto 2.3.1, sobre recomendaciones generales de prueba. b) Colocar el medidor sobre una superficie firme y nivelada, tal que la manivela pueda ser operada sin interrupciones y aterrizar el equipo. c) Anotar los datos de placa y diagrama vectorial del equipo a probar. El diagrama vectorial es la referencia para conectar el medidor adecuadamente. d) Calcular la relación teórica, tomando en cuenta que la relación a medir es por fase correspondiente de alta y baja tensión de los transformadores trifásicos. e) Para probadores monofasicos manuales-analogicos:

• Conectar las terminales de excitación del TTR, GN y GR al devanado de baja tensión del transformador bajo prueba, y las terminales secundarias CN y CR se deben conectar al devanado de alta tensión.

• Los valores de relación teóricos calculados sirven de base para seleccionar el valor esperado en el medidor.

• Accionar la manivela manteniendo 8 volts de excitación y operar los selectores de menor rango hasta lograr la deflexión nula en el galvanómetro. (Solo para probadores monofasicos manuales-analogicos).

• En caso de no contar con datos de placa del transformador actuar de la siguiente manera: Girar el primer selector un paso en el sentido de las manecillas del reloj, accionar la manivela del generador 1/4 de vuelta y observar el galvanómetro; si aun se deflexiona hacia la izquierda, continuar girando el selector en el sentido de las manecillas del reloj hasta que finalmente en uno de los pasos, la aguja del galvanómetro se deflexione hacia la derecha, mientras tanto, continuar girando la manivela. Regresar un paso el selector, la aguja del galvanómetro se deflexiona hacia la izquierda. Repetir el procedimiento para el segundo y tercer selector. Accionar lentamente el cuarto selector (potenciometro) en el sentido de las manecillas del reloj hasta que la deflexión de la aguja del galvanómetro sea mínima y continuar girando lentamente la manivela del generador. Incrementar su velocidad hasta obtener una lectura de 8 volts, en ese momento ajustar el cuarto selector hasta que la aguja del galvanómetro no se deflexione fuera de la marca central de balance.


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f) Para el metodo de capacitancias:

• Retirar los conductores de llegada a las boquillas, sin desconectar el bajante de la terminal X0 o H0-X0 según el transformador bajo prueba.

• Realizar la prueba del capacitor auxiliar en forma independiente y anotar su valor en caso de utilizar un factor de potencia que no sea automático.

• Analizar el diagrama vectorial para realizar la prueba correctamente. • Antes de conectar el capacitor auxiliar al transformador, conectar la terminal

de bajo voltaje del equipo de factor de potencia (LV) a la terminal de bajo voltaje del capacitor auxiliar.

• Conectar la terminal de alto voltaje del capacitor auxiliar a la terminal de baja tension del transformador a probar.

• El equipo de factor de potencia debe posicionarse en el modo UST • Con el capacitor auxiliar conectado apropiadamente al transformador y el

canbiador de derivaciones en la posisión que se desea medir, se aplica una tension de 10 kV, si no se puede aplicar esta tension entonces seleccionar uno mas bajo.

• Se obtiene el valor de C2. • La tension mayor de prueba no debe exceder el rango de tension de los

devanados. • Registrar el valor de la capacitancia en cada una de las pruebas. • La relación de transformación se calcula de la siguiente manera: se divide el

valor de capacitancia obtenido en la prueba independiente del capacitor entre el valor de la capacitancia obtenido en la medición del capacitor conectado en el lado de menor tensión de los devanados del transformador.

g) Efectuar las mediciones y registrar las lecturas en el formato correspondiente. h) Al terminar la prueba, poner fuera de servicio el medidor. 3.5.3 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En las figuras de la 3.21 a la 3.24 se presentan los diagramas de conexión de circuitos de prueba de transformadores utilizando medidores manuales-analogicos o digitales. Por otra parte en las figuras de la 3.25 y 3.29 se muestran los diagramas de conexión para los circuitos de prueba de transformadores utilizando el método de capacitancias.


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GN , GR = TERMINALES DE EXCITACION NEGRA Y ROJACN , CR = TERMINALES SECUNDARIAS NEGRA Y ROJA


CONEXIONES DE PRUEBACN

H2

H3

H1

CRPRUEBA

3

1

2

H3

H2

H1

EJEMPLO: PRUEBA 1

H2

X0 X1

H1

X2 X3

H3

0 C

0 B

0 A

MIDEGNGR

X3

X1

X2

XO

XO

XO

GN

CR

CN

GR

DIAGRAMA VECTORIAL

H1 H3

H2

X1

X3

-X0

X2


PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TRANSFORMADOR EN DELTA-ESTRELLA

UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-03-12 SE-03-14


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GNGR

CN

CR

DIAGRAMA VECTORIAL

H0

H0

H0

CNCONEXIONES DE PRUEBA


PRUEBA

1

2

3

H1

H2

H3

CR MIDEGNGR

X1

X2

X3

X3

X1

X2

0 A

0 B

0 C

H1 H2 H3

X3X2X1HO

X2

X3X1

H1

H2

H0

H3

CN , CR = TERMINALES SECUNDARIAS NEGRA Y ROJAGN , GR = TERMINALES DE EXCITACION NEGRA Y ROJA

EJEMPLO: PRUEBA 1

Fig. 3.22 TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOS PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN

TRANSFORMADOR EN ESTRELLA-DELTA UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-03-12 SE-03-14


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GNGR

CN

CR

DIAGRAMA VECTORIAL

H0H0

H0

CNCONEXIONES DE PRUEBA


PRUEBA123

H1H2H3

CR MIDEGNGRX1

X2X3

X0X0X0

H-X O AH-X O BH-X O C

Y2

Y3Y1

X1

X2

X0

X3


EJEMPLO : PRUEBA 1

H1

H3

H2

H0

H0H0H04

65

H1

H3H2

H-Y 0 CH-Y O BH-Y O AY1

Y3Y2

Y3

Y2Y1

X0X0X07

98

X1

X3X2

X-Y O CX-Y 0 BX-Y 0 AY1

Y3Y2

Y3

Y2Y1

X3X2X1X0

Y3Y2Y1

H1 H2 H3H0

Fig. 3.23 TRANSFORMADORES DE TRES DEVANADOS PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN



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GNGR

CNCR

DIAGRAMA VECTORIAL

H0-X0CN

CONEXIONES DE PRUEBAPRUEBA

123

H1H2H3

CR MIDEGNGRX1X2X3

H-X O AH-X O BH-X O C


EJEMPLO : PRUEBA 1

4

65

H1

H3H2

H-Y 0 CH-Y O BH-Y O AY1

Y3Y2

Y3

Y2Y1

7

98

X1

X3X2

X-Y O CX-Y 0 BX-Y 0 AY1

Y3Y2

Y3

Y2Y1

X3X2X1

X0

Y3Y2Y1

H1 H2 H3H0X2

H1

Y1 Y3

Y2

X1

H3

H0 X0

X3

H2

H0-X0H0-X0H0-X0H0-X0H0-X0H0-X0H0-X0H0-X0

H0-X0H0-X0H0-X0

Fig. 3.24 AUTOTRANSFORMADORES PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN



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Fig. 3.25 PRUEBA DEL CAPACITOR AUXILIAR

PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN UTILIZANDO CAPACITOR AUXILIAR



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Fig. 3.26 TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOS PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN

UTILIZANDO CAPACITOR AUXILIAR UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-03-12

SE-03-14


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Fig. 3.28 TRANSFORMADORES DE TRES DEVANADOS PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN

UTILIZANDO CAPACITOR AUXILIAR UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-03-11 SE-03-13


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Fig. 3.29 AUTOTRANSFORMADORES




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3.5.4 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Para medidores manuales-analogicos, si la aguja del ampérmetro se deflexiona a plena escala y para la aguja del voltmetro no se aprecia deflexión, es indicación que el transformador bajo prueba esta tomando demasiada corriente de excitación; en este momento la manivela resulta difícil de girar y hay razón para sospechar de un corto circuito entre espiras. Si en el transformador bajo prueba, no se logra obtener el balance, el problema puede considerarse como un corto circuito o un circuito abierto en los devanados; una corriente excesiva de excitación y una tension pequeña, son indicativos de un corto circuito en uno de los devanados. Cuando se tienen corriente y tension de excitación normales, pero sin deflexión en la aguja del galvanómetro, es indicio de que se tiene un circuito abierto. Es posible determinar cual de los dos devanados se encuentra abierto desconectando las dos terminales secundarias CN y CR, abriendo una de las mordazas de excitación GN ó GR e insertando una pieza de fibra aislante entre la terminal del transformador y la pieza que es tope del tornillo, la cual va conectada al cable grueso que conecta el transformador de referencia del TTR. Apretar el tornillo nuevamente contra el conector de la boquilla y girar la manivela del generador. Si el devanado secundario esta abierto, no se tiene indicación de corriente en el ampérmetro. Si el ampermetro indica una corriente de excitación normal, se puede concluir que el devanado primario está abierto. Para el método basado en la medición de la capacitancia de un capacitor auxiliar, la incertidumbre de la medición es de ± 0.5% con un nivel de seguridad de 99.7%. Cuando existe magnetismo remanente en el núcleo la relación de transformación en esta prueba se incrementa aproximadamente en un 0.14%. La prueba de medición de relación por este método aplica solo para transformadores de potencia y no puede proporcionar la misma exactitud para transformadores de potencial del tipo inductivo o capacitivo. Independientemente del metodo de prueba utilizado, para calcular la diferencia entre la relación teórica y la relación medida, se utiliza la siguiente fórmula: % Diferencia = (Rel. Teórica - Rel. Medida) X 100 / Rel. Teórica La diferencia maxima permitida por el area de Distribucion de la Comisión Federal de Electricidad es del 0.4%. Sin embargo en la normativa internacional se aceptan diferencias hasta del 0.5%.


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3.6 VERIFICACIÓN DE IMPEDANCIA. La prueba es importante para determinar en campo la impedancia de transformadores de potencia. Una alternativa para verificar la impedancia del transformador es realizar las pruebas de reactancia de dispercion indicadas en el inciso 3.8 En transformadores reparados, se puede comprobar si el valor de impedancia es el mismo que el original y en transformadores nuevos, se puede verificar el valor de placa. La prueba es utilizada también para calcular la impedancia de aquellos equipos sin placa de datos. Por este método es posible obtener únicamente la impedancia del transformador en la capacidad (OA). La prueba consiste en aplicar baja tension en uno de los devanados del transformador (generalmente el de menor tensión nominal), mientras el otro devanado se mantiene cortocircuitado; de ninguna manera se debe aplicar la tension nominal del devanado. Para determinar el valor de la llamada tensión de corto circuito (impedancia) requerido para la prueba, es posible utilizar la siguiente ecuación. VZ = (V nom. del devanado x Z)/100 Al aplicar la tension calculada, debe circular la corriente nominal del devanado, lo que se debe comprobar midiendo la corriente de cada fase. Si la corriente medida durante la prueba, es igual a la nominal, es indicio que la impedancia en placa del transformador es correcta. Por el contrario, si la corriente medida, es diferente a la nominal, el valor de la impedancia marcado en la placa es incorrecto. Dado que en el campo no es factible disponer de una fuente regulada que proporcione exactamente el valor de la tensión de corto circuito (impedancia), la práctica común es aplicar la tensión disponible en los servicios propios de la subestación; por lo que la tensión que se dispone es por lo general de 220 volts trifásicos. EJEMPLO: Se requiere comprobar la impedancia de un transformador de potencia con las siguientes características:


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Capacidad: 7.5/9.375 MVA Relación de voltaje: 110 - 23.8 kV Tipo de enfriamiento: OA/FA1 Impedancia: 7.88/9.44 %

PRIMER CASO.- Si se cortocircuitan las terminales del devanado de baja tensión y se aplica la tensión de prueba al devanado de alta tensión, el valor de tensión de corto circuito (impedancia) es:

VZ = (V devanado x Z)/100 VZ = (110 000 x 7.88)/100 = 8 668 volts

Como resultado de la aplicación de este valor, debe circular la corriente nominal equivalente por el devanado primario para la capacidad de 7 500 kVA y que debe ser:

I nominal = 7 500/ ( 3 x 110) = 39.364 Amperes Dado que la tensión disponible en campo es de 220 volts, es necesario determinar la corriente de manera proporcional a la tensión aplicada, por lo que se tiene:

8 668 Volts ----- 39.364 Amperes 220 Volts ----- X

de donde:

X = (220 x 39 364/8 668) = 0.999 Amperes. Al aplicar la tensión de 220 volts, se debe obtener aproximadamente la corriente anterior si la impedancia del transformador es la indicada en su placa. SEGUNDO CASO.- Como variante del caso anterior si se cortocircuitan las terminales de devanado de alta tensión y se aplica la tensión de prueba al devanado de baja tensión, el valor de la tensión de corto circuito (impedancia) es:

VZ = (V devanado x Z)/100 VZ = (23 800 x 7.88)/100 = 1 875.44 volts

Como resultado de la aplicación de este valor, debe circular la corriente nominal equivalente por el devanado secundario para la capacidad de 7 500 kVA y que debe ser:


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I nominal = 7 500/ ( 3 x 23.8) = 181.93 Amperes Con la tension disponible de 220 volts, es necesario determinar la corriente de manera proporcional a la tensión aplicada, por lo que se tiene:

1 875.44 Volts ----- 181.93 Amperes 220 Volts ----- X

de donde:

X = (220 x 181.93)/1 875.44 = 21.34 Amperes Valor aproximado de la corriente que se debe obtener, si la impedancia marcada en la placa de datos es la correcta. Analizando los dos casos anteriores se puede concluir que es mejor utilizar el segundo, en virtud de que la corriente calculada es significativamente mayor y por tanto es posible tener una mejor medición y una mas fácil lectura de la misma. Por otra parte si la corriente medida fuese diferente a la calculada, por ejemplo de 19 amperes, ello es indicativo que el valor de la impedancia del transformador no es el marcado en placa. Si es así, entonces es posible determinar su valor real de la siguiente manera:

220 Volts ----- 19 Amperes X ----- 181.93 Amperes

de donde:

X = (220 x 181.93)/19 = 2 106.55 Volts Sustituyendo este valor en la ecuación que define la tensión de corto circuito (impedancia):

VZ = ( V devanado x Z)/100 Se tiene:

Z = 100 (VZ / V devanado) Z = 100 (2 106.55/23 800) = 8.85


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Por lo que el valor real de la impedancia del transformador es:

Z = 8.85 % De la misma manera puede determinarse el valor de la impedancia para transformadores que no disponen del mismo en su placa de datos. 3.6.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. b) La fuente de alimentación debe tener capacidad suficiente para realizar la prueba. c) Debe protegerse el circuito de prueba con un interruptor termomagnético trifásico seleccionado con base en los cálculos previos. d) Los cables de prueba, deben ser de un calibre adecuado a la corriente por circular. 3.6.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En la figura No. 3.30 se ilustra la forma de hacer las conexiones para realizar la prueba.


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CortoCircuito

V

A

ALIMENTACIONDE PRUEBA220 VOLTS

3 Ø

TENSIONBAJA ALTA

TENSIONA

V

DE PRUEBAALIMENTACION

NEUTROHo Xo

Y1

Y2 TERCIARIO (ABIERTO)

DE PUEBAALIMENTACION

A

V

Y2

Y1 ZH-Y2ª PRUEBA

TERCIARIOHo Xo

1ª PRUEBAZH-X

Corto CircuitoX

x

A

V Corto Circuito

Y1

Y2

3ª PRUEBAZX-Y

Ho Xo

H

ALIMENTACIONDE PUEBA

A

V

H1 X1

H2 X2

Corto Circuito

TRANSFORMADOR TRIFASICO

AUTOTRANSFORMADOR MONOFASICO

TRANSFORMADORES MONOFASICOS Y POTENCIALES

X BAJA

CircuitoCorto

TACIONDE

ALIMEN

PRUEBA

H

ALIMENTACION

Fig. 3.30 COMPROBACIÓN DE IMPEDANCIA A

TRANSFORMADORES DE POTENCIA Y TP’s UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-03-15


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3.6.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Si la corriente obtenida durante la prueba difiere del valor previamente calculado, significa que la impedancia del transformador es diferente a la indicada en la placa, si el resultado es mayor al especificado en las normas o referencias, puede ser indicativo de deficiencias en devanados y núcleo. 3.7 PRUEBA DE RESISTENCIA OHMICA A DEVANADOS. Esta prueba es utilizada para conocer el valor de la resistencia ohmica de los devanados de un transformador. Es auxiliar para conocer el valor de pérdidas en el cobre (I²R) y detectar falsos contactos en conexiones de boquillas, cambiadores de derivaciones, soldaduras deficientes y hasta alguna falla incipiente en los devanados. La corriente empleada en la medición no debe exceder el 15% del valor nominal del devanado, ya que con valores mayores pueden obtenerse resultados inexactos causados por variación en la resistencia debido a calentamiento del devanado. Un puente de Wheastone puede medir valores de orden de 1 míliohm a 11.110 megaohms; el puente de Kelvin es susceptible de medir resistencia del orden de 0.1 microohms a 111 ohms. Para la operación de estos equipos es muy conveniente tomar en consideración el estado de sus baterías, para poder realizar mediciones lo más consistentes posibles. 3.7.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA DE RESISTENCIA

OHMICA DE DEVANADOS. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. b) Retirar los conductores de llegada a las boquillas. c) Desconectar los neutros del sistema de tierra en una conexión estrella. d) Limpiar las terminales perfectamente, a fin de que cuando se efectúe la conexión al medidor se asegure un buen contacto.


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e) Como no se conoce la resistencia óhmica del transformador bajo prueba, el multiplicador y las perillas de medición (décadas) deben colocarse en su valor más alto. f) Al circular la corriente directa por el devanado bajo prueba, se origina un flujo magnético que de acuerdo a la Ley de Lenz induce un potencial el cual produce flujos opuestos. Lo anterior se refleja en el galvanómetro por la impedancia que tiene el devanado. Pasado un cierto tiempo la aguja del galvanómetro se mueve hacia la izquierda, esto es debido a que comienza a estabilizarse la corriente en la medición de la resistencia. A continuacion es necesario accionar primero el multiplicador del medidor y obtener la lectura de la resistencia por medio de las perillas de medición hasta lograr que la aguja del galvanómetro quede al centro de su carátula. g) Medir la Resistencia de cada devanado y en cada posición del cambiador de derivaciones, registrando las lecturas en el formato de prueba. Para equipos en operación que sean librados para efectuarles pruebas eléctricas, se recomienda realizar la prueba de resistencia óhmica a los devanados, únicamente en la posición de operación del cambiador. La razón de esto es para evitar que en caso de un posible desajuste en el cambiador originado por el accionamiento del mismo, el transformador no pudiese volver a energizarse. 3.7.2 INSTRUCCIONES PARA EL USO DEL MEDIDOR DE RESISTENCIA

OHMICA PUENTE DE WHEASTONE. Entre los equipos comúnmente utilizados para la medición de resistencia óhmica se tinen el puente de Kelvin y el puente de Wheastone. A continuación, se realcionan algunas recomendaciones para el uso de este último. a) Asegurar que los bordes de conexión EXT GA estén cortocircuitados. b) Verificar el galvanómetro presionando el botón BA, la aguja debe posicionarse en cero; si esto no sucede, con un destornillador debe ajustarse en la posición cero; para lo cual el botón GA debe estar fuera. c) Comprobar que las baterías estén en buen estado, ya que si se encuentran con baja capacidad, la prueba tiene una duración mayor a lo normal.


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d) Conectar la resistencia de los devanados a medir en las terminales RX, colocar la perilla multiplicadora en el rango más alto y las perillas de las décadas en 9 (nueve). Presionar el botón BA y enseguida el botón GA. e) Con lo anterior, la aguja del galvanómetro se mueve a la derecha (+), y pasado un tiempo esta se mueve lentamente a la izquierda (-). Posteriormente debe disminuirse el rango de la perilla multiplicadora hasta observar que la aguja oscile cerca del cero. f) Para obtener la medición, accionar las perillas de las décadas, iniciando con la de mayor valor, hasta lograr que la aguja se posicione en cero. El valor de la resistencia se obtiene de las perillas mencionadas. g) Registrar en el formato de prueba el valor de la resistencia y el rango del multiplicador utilizado. h) Liberar los botones BA y GA. Se recomienda utilizar cables de pruebas calibre No. 6 AWG para evitar al máximo la caída de tensión en los mismos. Medir la resistencia de los cables de prueba y anotarla en el formato para fines analíticos de los valores de resistencia medidos. 3.7.3 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En las figuras de la 3.31 a la 3.35 se ilustran las conexiones de circuitos de prueba de resistencia óhmica de devanados para transformadores de dos y tres devanados, autotransformadores y reactores respectivamente.


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X0 X1 X2 X3

H1 H2 H3

OHMETRO O PUENTE

X1

X2

X3

-X0

H2

H1 H3

2 3

1

4

5

6

CONEXIONES DE PRUEBA

H33

X2X3

X156

4

RX (1)

H2H1

PRUEBA12

H2 3,1+2

X0X0

X0 456

H1H3

RX (2)

2,3+11,2+3MIDE

2Rx1

Fig. 3.31 TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOS PRUEBA DE RESISTENCIA OHMICA DE DEVANADOS

CONEXIÓN DELTA-ESTRELLA UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-03-16


3-66 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

H0 X1 X2 X3

H1 H2 H3

OHMETRO O PUENTE

H1

H2

H3

H0

X2

X1 X3

5 6

4

1

2

3


H33

X2X3

X156

4

RX (1)

H2H1

PRUEBA12

H0 3

X1X2

X3 4, 5+65, 6+46, 4+5

H0H0

RX (2)

21(r)

2Rx1

MIDE

EJEMPLO: PRUEBA 1

NOTA: EL TANQUE DEBE ESTAR ATERRIZADO

Fig. 3.32 TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOS PRUEBA DE RESISTENCIA OHMICA DE DEVANADOS

CONEXIÓN ESTRELLA-DELTA UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-03-17


3-67 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

OHMETRO O PUENTE

H1

H2

H3

H0

Y2

Y1 Y3

8 9

7

1

2

3


H33

X2X3

X156

4

RX (1)

H2H1

PRUEBA12

H0 3

X0X0

X0 456

H0H0

RX (2)

21

MIDE

2Rx1

H0 H1

EJEMPLO : PRUEBA 1

Y2Y1

H2

Y3

X0 X1 X2 X3

H3

Y289 Y3

78,9+7Y1

Y2 9,7+8

7,8+9Y1 Y3

X3

5

4X1 X0

6

X2

( r )

Fig. 3.33 TRANSFORMADORES DE TRES DEVANADOS PRUEBA DE RESISTENCIA OHMICA DE DEVANADOS



3-68 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

OHMETRO O PUENTE

H1

H2

H3

H0 X0

Y2

Y1 Y3

5 6

4

X1

X2

X3


H33

X2X3

X156

4

RX (1)

H2H1

PRUEBA12

31'2'3'

H0(X0)RX (2)

21(r)

2Rx1

H1

EJEMPLO : PRUEBA 1

Y2Y1

H2

Y3

X1 X2 X3

H3

Y289 Y3

75,6+4Y1

Y2 6,4+5

4,5+6Y1 Y3

2

1

3

1'3'

2'

*

* NOTA: CUANDO SE DISPONGA DE BOQUILLAS PARA EL DEVANADOTERCIARIO (AMORTIGUADOR) EFECTUAR TAMBIEN LA PRUEBA.

H0(X0)H0(X0)H0(X0)H0(X0)H0(X0)

MIDE

H0 X0

Fig. 3.34 AUTOTRANSFORMADORES PRUEBA DE RESISTENCIA OHMICA DE DEVANADOS



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EJEMPLO: PRUEBA 1

H1

H0H1

H3

H2


H2 H3

1Rx2

OHMETRO O PUENTE

12

3


1

32

RX (1)H1

H3H2

H0H0

RX (2)H0 1

32

MIDE(r)

HO

Fig. 3.35 REACTORES PRUEBA DE RESISTENCIA OHMICA DEL DEVANADO



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3.7.4 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. En conexión delta de transformadores, el valor de la resistencia implica la medición de una fase en paralelo con la resistencia en serie de las otras dos fases. Por lo anterior al realizar la medición, en las tres fases se obtienen valores similares. En caso de que se tenga un devanado fallado, dos fases dan valores similares. Para transformadores en conexión estrella el valor es similar en las tres fases, por lo que se puede determinar con precisión cual es la fase fallada. En transformadores monofásicos, se comprueba fácilmente el daño del devanado fallado. Es recomendable que los valores de puesta en servicio se tengan como referencia para comparaciones con pruebas posteriores. 3.8 PRUEBA DE REACTANCIA DE DISPERSIÓN. La prueba de reactancia de dispersión en los transformadores de potencia, es un auxiliar para detectar problemas realacionados con el cambio fisico en la geometría del conjunto nucleo-bobinas. 3.8.1 TEORÍA GENERAL. Es una prueba que está influenciada por el canal de dispersión en los transformadores de potencia y es indicativa para detectar deformación o distorsión de los devanados y sus sistemas de sujecion en un transformador, debido a:

Impactos y movimientos severos durante su transporte o maniobra.

Esfuerzos mecánicos por fallas externas de cortocircuito soportadas por el

transformador. Defectos derivados del diseño, fabricacion o reparacion del transformador.

La mayoria de las fallas de transformadores se inician como problemas mecánicos y eventualmente ocurren directamente por razones eléctricas. Cuando se presentan fallas de cortocircuito externas, el transformador puede sufrir modificaciones en su geometria física y permanecer en servicio con los devanados y/o los sistemas de sujecion parcialmente distorsionados, reduciendose la confiabilidad y la vida util del transformador.


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Dentro de las pruebas periódicas de mantenimiento al transformador, se recomienda realizar esta prueba. Los cambios en el parámetro de reactancia son un indicador confiable para determinar una posible distorsión de los devanados y/o sus sistemas de sujeción. 3.8.2 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA DE REACTANCIA DE

DISPERSIÓN. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1, sobre recomendaciones generales para realizar pruebas eléctricas al equipo primario b) Desconectar los neutros de los devanados del sistema de tierra. c) Colocar puentes entre las terminales de las boquillas del devanado secundario o terciario, si éste es el caso. d) Conectar adecuadamente las terminales de prueba al transformador que se va a probar y encender el medidor. e) Realizar inicialmente la prueba en el equivalente trifásico. En caso de obtenerse valores anormales, la prueba debe realizarse por cada una de las fases. f) Para todos los transformadores nuevos o reparados se debe realizar la prueba en todas las posiciones del cambiador de derivaciones. Para los equipos que se encuentran en servicio se hace unicamente en la posicion de operacion. g) Contar con la información necesaria para la realización e interpretación de la prueba como es:

% de Impedancia La capacidad base a que se encuentra referida esta impedancia en kVA o MVA La tension base de línea a línea para la posicion del cambiador de derivaciones

durante la prueba, en kV Si se disponen, los antecedentes de las pruebas.

h) Seleccionar una tensión adecuada que permita la medición con exactitud. i) Medir simultaneamente la corriente y la tensión. j) Existen equipos que hacen las mediciones automáticamente y que disponen de un modulo de medicion de Reactancia de Dispersión.


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3.8.3 INSTRUCCIONES PARA EL USO DE DIFERENTES MEDIDORES DE

REACTANCIA DE DISPERSIÓN. Considerando que se trata de una prueba aún en desarrollo y que es aplicada tanto como prueba de rutina como prueba opcinal a los transformadores de potencia, a continuacion se describen las particularidades de algunos equipos disponibles en el mercado. 3.8.3.1 EQUIPO M4000 CON MÓDULO M4110. El equipo M4000 requiere adicionalmente del modulo 4110 para realizar la prueba. El modulo de Reactancia de dispersión M4110 proporciona una corriente máxima de prueba de 25 amperes durante 3 a 5 minutos antes de disparar el interruptor de salida. El rango máximo continuo de la corriente de operación es de 9.5 amperes. El modulo esta equipado con un circuito de protección térmico, el cual evita que se tenga salida de potencia cuando la temperatura del autotransformador o variac ha excedido el limite de operación segura. La luz roja al encenderse indica una sobrecarga. Una vez que se han cargado los datos de placa del transformador y la información inicial de prueba, el M4000 calcula y sugiere la corriente de prueba. 3.8.3.2 EQUIPO M4000 CON MÓDULO M4130. El equipo M4000 requiere adicionalmente del modulo 4130 y de un variac externo para realizar la prueba. El modulo de Reactancia de dispersión M4130 proporciona una corriente de prueba de magnitud dependiente de la capacidad del variac externo. La proteccion de sobrecarga debe estar asociada al variac externo. Una vez que se ha proporcionado la información de los datos de placa del transformador y la información inicial de prueba, el M4000 calcula y sugiere la corriente de prueba. 3.8.3.3 EQUIPO ETP CON MÓDULO UM5B. El equipo ETP requiere adicionalmente del modulo UM5B para realizar la prueba. El modulo UM5B puede proporcionar tensiones hasta de 250 volts durante las pruebas. Una vez que se ha proporcionado la información de los datos de placa del transformador y la información inicial de prueba, el ETP determina y aplica la corriente y la tensión de prueba de manera automatica a traves del modulo UM5B.


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3.8.4 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. Para el medidor con el módulo 4110, las figuras No. 3.36 y 3.37 muestran de manera resumida, la metodológia de conexión para la realización de las pruebas tanto por fase como del equivalente trifásico respectivamente. De menera mas específica y con el mismo equipo, las conexiones de prueba para transformadores de dos devanados con diversas conexiones y para autotransformadores se muestran en las figuras de la 3.38 a la 3.42. Finalmente la figura 3.43 muestra de manera ilustrativa la prueba de un transformador conexión Delta-Estrella con el medidor ETP. En razón de que este equipo indica en la pantalla de su PC asociada, las conexiones necesarias para realizar la prueba en transformadores con diferentes conexiones; no se incluyen mas figuras para otras conexiones de transformadores.


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Fig 3.36 PRUEBAS POR FASE PRUEBA DE REACTANCIA DE DISPERSION

CONEXIÓN DELTA-ESTRELLA UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-03-18


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Fig 3.37 PRUEBAS DE EQUIVALENTES TRIFÁSICOS

PRUEBA DE REACTANCIA DE DISPERSION CONEXIÓN DELTA-ESTRELLA



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PRUEBA NEGRO/NEGRO ROJA/BLANCO CONEXIONES EN BAJA

MIDE

1 H1 H3 X1-X0 Z1 2 H2 H1 X2-X0 Z2 3 H3 H2 X3-X0 Z3 4 H1 H2 X1-X2-X3 Z3φ

Fig 3.38 TRANSFORMADOR DE DOS DEVANADOS

PRUEBA DE REACTANCIA DE DISPERSIÓN CONEXIÓN DELTA-ESTRELLA


Terminal (Roja) de bajo voltaje del M4100

Terminal (Azul) de bajo voltaje del M4100

Terminal de fuente de voltaje M4100 (Negro)

Terminal de Sensado de voltaje del M4100

Terminal de fuente de voltaje del M4100 (Roja)

Terminal Blanco

ATTACH ALL LEADS REFORE ENERGIZING

H1 H2 H3

X0 X1 X2 X3

EJEMPLO PRUEBA 1


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MIDE



PRUEBA DE REACTANCIA DE DISPERSION CONEXIÓN ESTRELLA-DELTA


Terminal de fuente de voltaje del M4100 (Roja)

H1 H2 H3

X1 X2 X3

H0

EJEMPLO PRUEBA 1




Terminal de Sensado de voltaje del M4100 Negro Blanco



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PRUEBA NEGRO/NEGRO ROJA/BLANCO CONEXIONES

EN BAJA MIDE

1 H1 H3 X1-X3 Z1 2 H2 H1 X2-X1 Z2 3 H3 H2 X3-X2 Z3 4 H1-H2-H3 H1-H2-H3 X1-X2-X3 Z3φ


PRUEBA DE REACTANCIA DE DISPERSIÓN CONEXIÓN DELTA-DELTA


H1 H2 H3

X1 X2 X3 EJEMPLO PRUEBA 1






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PRUEBA NEGRO/NEGRO ROJA/BLANCO CONEXIONES

EN BAJA MIDE



PRUEBA DE REACTANCIA DE DISPERSIÓN CONEXIÓN ESTRELLA-ESTRELLA


EJEMPLO PRUEBA 1

H1 H2 H3

X1 X2 X3

H0

X0







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MIDE

1 H1 H0-X0 X1-H0-X0 Z1 2 H2 H0-X0 X2-H0-X0 Z2 3 H3 H0-X0 X3-H0-X0 Z3 4 H1 H2 X1-X2-X3 Z3φ

Fig 3.42 AUTOTRANSFORMADOR

PRUEBA DE REACTANCIA DE DISPERSIÓN UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-03-18

H1 H2 H3

X1 X2 X3 H0X0 EJEMPLO PRUEBA 1







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PRUEBA NEGRO ROJO

AMARILLO CONEXIONES EN BAJA

MIDE

1 H1 H2 H3 X0-X1 Z1 2 H1 H2 H3 X0-X2 Z2 3 H1 H2 H3 X0-X3 Z3


PRUEBA DE REACTANCIA DE DISPERSIÓN CONEXIÓN DELTA-ESTRELLA


UM5B

RED ELECTRICA

H1 H2 H3

X0 X1 X2 X3

AZUL NEGRO AMARILLO ROJO


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3.8.5 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Debido a que es una prueba de reciente desarrollo y aplicación, no existe aun un criterio definido para evaluar los resultados. A la fecha se evaluan las variaciones en la impedancia de placa del transformador; considerandose permisibles aquellas desviaciones entre el 3% y el 5% dentro de las cuales se considera que un equipo se encuentra en buen estado (valores que corresponden a los criterios americano y europeo respectivamente) . Es importante tomar en cuenta que esta no es una prueba determinante para evaluar el estado de un transformador de potencia, sus resultados deben considerarse sobre todo en las tendencias de variacion historica o como complemento a otro tipo de pruebas (Relacion de transformacion, Corriente de excitación, Resistencia ohmica y Capacitancia). Para ello es de suma importancia contar con valores iniciales de prueba, previos al embarque del equipo y a su puesta en servicio. Una variacion en el porciento de la reactancia de dispersion (mayor a la de los criterios indicados anteriormente) entre una prueba anterior y una posterior puede ser indicativo de un cambio en la geometria de la parte activa del transformador, lo cual puede interpretarse como una probable falla incipiente en el conjunto nucleo-bobinas con una posibilidad de evolucionar hacia una probable falla mayor futura. Al no existir un valor limite de la prueba, la determinacion de que un transformador pueda seguir operando o dejarse fuera de servicio, depende más de la variacion historica presentada en pruebas anteriores, que del valor de una sola prueba.


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3.9 PRUEBA DE RESPUESTA A LA FRECUENCIA. La prueba de respuesta a la frecuencia en los transformadores de potencia es un auxiliar para la detección de posibles problemas fisicos en la geometria de los transformadores. Podría ser considerada como de prototipo, y actualmente en campo es opcional, debido a que esta sujeta a la disposicion de equipos de prueba y a que su proceso de desarrollo como herramienta de diagnóstico se encuentra en sus primeras etapas. Por tal razón solo se le incluye para aspectos de conocimiento teorico en el Capitulo 2. 3.10 DETERMINACIÓN DE LA HUMEDAD RESIDUAL EN TRANSFORMADORES

DE POTENCIA. Esta sección describe los procedimientos de campo recomendados para la determinación de la humedad residual, en aislamientos sólidos de Transformadores de Potencia y Reactores; y su objetivo es proporcionar los elementos necesarios para unificar criterios en la determinación de la humedad residual que guardan los aislamientos de equipos nuevos y al efectuar el mantenimiento completo de equipos en operación. En forma general se describe cómo afecta el agua contenida en los aislamientos, en detrimento de sus propiedades ante elementos como el calor y los esfuerzos eléctricos. 3.10.1 TEORÍA GENERAL. Los aislamientos sólidos de los transformadores de potencia están compuestos principalmente por papel, cartón y madera; generalmente un 95% de estos aislamientos son papel Kraft y cartón (Press Board), los cuales tienen como principal componente la celulosa, la que desde el punto de vista químico está considerada como una cadena de glucosa. Los tipos de papel utilizados en transformadores son el Kraft y Crepé con sus variantes, dependiendo del fabricante, el cual los somete a diferentes tratamientos a fin de reforzar determinadas características; entre ellas están la resistencia dieléctrica, resistencia al desgarre, temperatura de utilización, envejecimiento, etc. El papel crepé dada su forma, facilita enormemente el encintado de formas irregulares, teniendo también excelentes características mecánicas y una relativa permeabilidad al aire.


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Actualmente algunos fabricantes están utilizando dos tipos de papel especialmente tratados para los encintados de las bobinas; el papel de las capas interiores tiene buenas propiedades dieléctricas y el de las capas exteriores es de magníficas características mecánicas. La función principal de los aislamientos sólidos en transformadores es formar una barrera dieléctrica, capaz de soportar la diferencia de potencial a que están sujetas las diferentes partes del equipo, así como mantener el flujo de corriente principal por una trayectoria predeterminada, con el objeto de evitar flujos de corrientes no deseadas (Corto Circuito). Con las tensiones de transmisión cada vez más elevadas, el secado adecuado de los transformadores ha tomado una importancia vital para la instalación y operación de los mismos. La finalidad del proceso de secado en transformadores, es eliminar el agua residual hasta valores permisibles en los aislamientos. El método de secado en fábrica varía según el constructor, estando entre los más comunes: aire caliente y vacío; vapores calientes y vacío; asi como aceite caliente y vacío. Todos los métodos deben tender a reducir la humedad a 0.3 % por peso de los aislamientos secos conforme a lo establecido en la especificación CFE-K0000-13 “TRANSFORMADORES DE POTENCIA PARA SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION”; en fábrica la temperatura del transformador se mantiene entre 85 y 95 ºC no excediendo los 100 ºC y se aplica un alto vacío de fracciones de mm. de Hg., hasta que la humedad que se extrae diariamente (colectada en una trampa de hielo seco) es insignificante. La presencia de agua afecta considerablemente la rigidez dieléctrica, tanto del papel como del aceite, pudiendo disminuir hasta límites peligrosos dentro de los esfuerzos a que están sometidos estos materiales. Los efectos sobre las características dieléctricas del papel y del aceite se muestran en las gráficas de las figuras 3.44 y 3.45. En la figura 3.45 se observa la afectación del Factor de Potencia del papel Kraft de acuerdo a su contenido de humedad y variación de la temperatura. En la figura 3.44 se muestra como varía la rigidez dieléctrica del aceite según el contenido de agua. El calor provoca degradación tanto en el papel como en el aceite y es originada por cambios químicos (pirolisis) que afectan la estabilidad de sus propiedades mecánicas y eléctricas. Esta degradación depende de muchos factores: la habilidad del papel para resistir la degradación térmica es disminuida por la presencia de contaminantes


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orgánicos, la retención de productos originados por su propia degradación, por la naturaleza del medio y por la presencia de humedad. Los efectos de la degradación, conocida como envejecimiento, sobre las propiedades mecánicas del papel según su contenido de humedad, se pueden ver claramente en las figuras 3.46 y 3.47. Para conocer el estado de los aislamientos, normalmente se efectúan pruebas eléctricas, como resistencia de aislamiento y Factor de Potencia; conforme a los resultados y a las tensiones de operación del equipo, se determina si están en buenas condiciones; estas pruebas dan cierta seguridad a los aislamientos ante esfuerzos eléctricos, no siendo así en lo que se refiere a la degradación térmica de los mismos, ya que éste es dependiente de la humedad contenida en ellos. En virtud de lo anterior, es necesario disminuir al mínimo el contenido de agua de los aislamientos, así como el desarrollo de métodos para la determinación exacta de la humedad residual, tanto en solidos como en el aceite. 3.10.2 METODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE HUMEDAD RESIDUAL. Se entiende por Humedad Residual a la cantidad de agua expresada en porciento del peso total de los aislamientos sólidos, que permanece en ellos al final de un proceso de secado; actualmente para su determinación se usan dos métodos: el que la determina a partir de la presión de vapor producida por la humedad en un medio al vacío (el propio tanque del transformador) y el que utiliza la medición del punto de rocío de un gas en contacto con los aislamientos. Los métodos anteriores se describen con detalle a continuación. 3.10.2.1 MÉTODO DEL ABATIMIENTO DE VACIO. La presión absoluta dentro de un transformador es originada por el movimiento molecular de un gas, en éste caso el vapor de agua desprendido por los aislamientos. Con la medición de esta presión y de la temperatura de los devanados, se puede determinar el porciento de humedad residual contenido en los aislamientos. Al terminarse el armado del transformador, asi como su sellado y comunicados con el tanque conservador y radiadores, sin aceite, se aplica nitrógeno a una presión de 8 lbs/pgda² durante 24 horas, si no existen fugas, continuar de acuerdo a lo paso siguiente.


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Conectar el equipo de vacío y el vacuómetro de mercurio (ver figura No. 3.50) y proceder a efectuar vacío, registrándose las lecturas en intervalos de tiempo preestablecidos, hasta alcanzar un valor estable, durante 4 horas o más. Con esta condición, se toma una última lectura de vacío, se procede a cerrar la válvula entre el tanque del transformador y el equipo de vacío, y se toman lecturas de vacío cada cinco minutos por un lapso de una hora como mínimo. Cuando tres lecturas sucesivas tienen el mismo valor, ésta es la presión de vapor producida por la humedad residual, a la temperatura en que se encuentran los devanados del transformador. En el caso de que las lecturas de vacío no se estabilicen y se salgan del rango del vacuómetro, se tiene el transformador húmedo o en su defecto con fugas. Se determina la temperatura de los devanados, preferentemente por el método de medición de resistencia óhmica. Con los valores de presión de vapor y temperatura, se determina la Humedad Residual de los aislamientos sólidos del transformador, utilizando la gráfica de la figura No. 3.48. 3.10.2.2 RECOMENDACIONES. Es necesario probar a brida ciega el equipo de vacío a fin de conocer el vacío que puede alcanzar y con el objeto de saber si a la temperatura a que están los devanados, es capaz de obtener el vacío correspondiente para la humedad recomendada (0.3 %). Esta prueba se realiza a la temperatura ambiente (10 a 40 ºC) y el equipo debe ser capaz de obtener un vacío entre 5 y 75 micrones (ver figura No. 3.50). Para la medición de la resistencia óhmica se debe utilizar un óhmetro para bajas resistencias, recomendándose el uso del doble puente de Kelvin. 3.10.2.3 MÉTODO DEL PUNTO DE ROCIO DEL GAS (NITRÓGENO O AIRE). El Punto de Rocío de un gas es, por definición, la temperatura a la cual la humedad presente (vapor de agua contenido en el gas) comienza a condensarse sobre la superficie en contacto con el gas. Con base en este valor se puede determinar sobre un volumen conocido, la cantidad total de agua contenida en él, así como su


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Humedad Relativa. La cantidad de agua en el papel se determina como una función de la Humedad Relativa del gas con el cual está en contacto cuando está expuesto, hasta alcanzar condiciones de equilibrio entre sus respectivas humedades. En la actualidad existe la suficiente experiencia como para decir que la técnica de determinación de humedad por este método es adecuada y con suficiente precisión. El procedimiento general consiste en llenar el transformador con un gas seco (aire o nitrógeno), de tal manera que al cabo de un cierto tiempo, en el cual se alcance el estado de equilibrio en humedad, se mide el Punto de Rocío del gas y con este valor poder determinar la Humedad Residual en los aislamientos. A continuación se detallan los pasos necesarios para efectuar la determinación de la Humedad Residual. a) Al terminar con el armado del transformador, comunicados tanque conservador y radiadores, extraer todo el aceite y con el transformador debidamente sellado, se procede a efectuar vacío hasta alcanzar un valor de 100 micrones o menos, manteniéndose en estas condiciones por cuatro horas.

1 mm de Hg = 1000 micrones. b) Al término fijado en el punto anterior romper el vacío con aire o nitrógeno seco, con un Punto de Rocío de –45 ºC o menor. Presurizar el transformador a 5 lbs/pgda² y mantener en estas condiciones por 24 horas, tiempo suficiente para alcanzar el punto de equilibrio. c) Transcurrido dicho tiempo, efectuar la medición del Punto de Rocío del gas. d) Determinar la temperatura de los devanados, preferentemente por el método de medición de resistencia óhmica. e) Con el valor de Punto de Rocío obtenido y la presión del gas dentro del transformador, determinar la presión de vapor (ver gráfica de la Figura No. 3.49). f) Con la presión de vapor y la temperatura de devanados determinar la Humedad Residual con la gráfica de la Figura No. 3.48. Para la determinación del Punto de Rocío, se puede usar cualquier higrómetro de los que existen en el mercado; los más utilizados son el de Hielo Seco y los de Alnor y Panametrics entre otras marcas. A continuación se describe la metodológia empleada para esos equipos.


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3.10.2.3.1 HIGROMETRO DE HIELO SECO. 1) Teniendo el transformador presurizado, se desconecta la manguera del tanque de Nitrógeno y se conecta a la entrada del Higrómetro, verificando que estén cerradas sus válvulas de entrada y salida del medidor (ver Figura No. 3.52). 2) Determinar la temperatura de los devanados como se indica en el inciso (d) del punto 3.8.2.2. 3) Desarmar el Higrómetro y limpiar perfectamente la superficie exterior cromada del vaso. 4) Registrar la presión del tanque del transformador y abrir las válvulas del Higrómetro y del tanque del transformador, con lo que se produce un flujo de gas a través del Higrómetro hacia la atmósfera. 5) Dentro del vaso del higrómetro colocar un termómetro de laboratorio con escala de –50 ºC a 100 ºC, el bulbo del termómetro se coloca a la altura donde el flujo de gas choca con la superficie exterior del vaso; se vierte acetona pura hasta la mitad del vaso aproximadamente y se van agregando trozos pequeños de hielo seco (CO2), teniendo cuidado de no poner muchos trozos a la vez, debido a que se produce efervescencia en la acetona y se puede derramar. 6) Al inicio de la prueba, el vaso del higrómetro se nota completamente brillante; esto se puede comprobar mirando a través del cristal transparente (ver Figura No. 3.51). 7) Agregar continuamente hielo seco, observando la temperatura de la acetona, ya que llega un momento en el cual el vaso del higrómetro se torna opaco. Tomar la lectura de temperatura en ese instante y ésta es la temperatura del Punto de Rocío del gas, a la presión del tanque del transformador. Para determinar la Humedad Residual, referirse a los incisos (e) y (f) del punto 3.8.2.2. 3.10.2.3.2 HIGRÓMETRO ALNOR. El higrómetro de la marca Alnor se usa para determinar el Punto de Rocío de algunos gases. El más adecuado para la aplicación en transformadores de potencia es el tipo No. 7000 U de 115 VCA 50/60 Hz. y 7.5 VCD para las pruebas en campo. 1) Seguir los pasos 1 y 2 del procedimiento del higrómetro de hielo seco.


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2) Conectar el medidor a una fuente de 115 VCA o bien usar la batería. 3) Antes de la prueba el medidor debe ser ajustado como sigue:

• Colocar la válvula de operación en posición fuera. • Abrir la válvula de purga para asegurar que no existe presión en el medidor. • Oprimir la válvula del medidor y girar el tornillo de ajuste hasta que el

menisco de la columna de aceite, coincida con el 1 de la escala. • Liberar la válvula del medidor. • Cerrar la válvula de purga y bombear hasta que el medidor alcance una

lectura de 0.5, abrir la válvula de purga y el menisco debe regresar en unos cuantos segundos a el 1 de la escala, en caso de que no regrese, repetir los pasos anteriores.

4) Se recomienda que la conexión entre el tanque del transformador y el medidor, sea de cobre flexible y lo más corta posible. Verificar la limpieza de ésta, sus conexiones deben estar bien apretadas, con un filtro externo entre el medidor y el tanque del transformador. 5) Nunca oprimir la válvula del medidor a menos que la válvula de operación esté fuera, la válvula de purga abierta y la válvula de corte cerrada. 6) Abrir la válvula de purga, colocar la válvula de operación en posición fuera y abrir la válvula del transformador, dejar fluir el gas a través del medidor, operando la bomba de émbolo repetidas veces, con objeto de efectuar un barrido que desaloje el aire que contiene el medidor. 7) Cerrar la válvula de purga y bombear la muestra del gas en el medidor hasta obtener un valor de 0.5 en la escala. Observar dentro de la ventana de la cámara de niebla y presionar hacia abajo la válvula de operación sin dejar de ver por la ventana; si se forma niebla en el cono de luz, es necesario probar a un valor más alto en la escala. Repetir la prueba hasta encontrar dos valores en la escala contiguos, con una diferencia no mayor de 0.01, donde se presente y no la niebla en la cámara. El valor intermedio entre estos dos, es el valor correcto de la relación de presión. 8) Con este valor de Relación de Presión y la temperatura del gas (leída en el termómetro del medidor), entrar al calculador de Punto de Rocío (suministrado junto


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con el medidor) y obtener el valor de temperatura de Punto de Rocío. Es necesario ubicar en el calculador, el valor de la constante “Q" del gas utilizado (nitrógeno). 3.10.2.3.2.1 RECOMENDACIONES AL APLICAR EL MÉTODO DESCRITO. a) La instalación de la conexión del higrómetro debe hacerse sobre el tanque principal del transformador, de tal manera que quede completamente expuesta al gas. b) Para transformadores nuevos o reparados, se debe determinar el Punto de Rocío del nitrógeno que contiene el transformador desde fábrica y que debe mantenerse durante su transporte. Esta medición se hace antes de cualquier maniobra de inspección interna y del armado. El valor de humedad determinado es de utilidad para una apreciación preliminar del tiempo necesario para la puesta en servicio del transformador. c) No se debe tomar como temperatura de los devanados la temperatura de los termómetros propios del transformador, ya que éste se encuentra sin aceite y sus instrumentos dan valores erróneos. 3.10.2.3.3 HIGRÓMETRO PANAMETRICS - 2000. Con base en la experiencia de campo de los ingenieros de mantenimiento del área de Distribución de CFE, se ha llegado a la conclusión de que éste equipo no es adecuado para utilizarse en el campo, debido a que sus celdas sensoras pierden calibración con el uso en campo y no existen en el país los medios para su calibración. Así entonces, el uso de este equipo queda limitado para transformadores ubicados en fábricas, laboratorios y talleres de reparación o servicio.


3-91 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

3.10.3 VALORES ACEPTABLES DE HUMEDAD RESIDUAL EN AISLAMIENTOS

SOLIDOS DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA. Los fabricantes de transformadores y reactores de potencia recomiendan que el secado de estos equipos sea menor de 0.5% de Humedad Residual. Un contenido de humedad de entre 0.2 y 0.4 % es un buen valor de trabajo. Humedades Residuales por debajo de 0.1 %, además de ser difíciles de obtener, no se recomiendan por la posible pérdida de vida del aislamiento. Se ha demostrado por varios investigadores, que el contenido de agua en un aislamiento fibroso se equilibra a un nivel gobernado por la presión de vapor y la temperatura del medio aislante; la gráfica o carta de equilibrio de la figura No. 3.48 muestra esta relación. Como conclusión general, se recomienda que un valor aceptable de Humedad Residual en aislamientos solidos para transformadores y reactores de potencia, debe ser del 0.3 %.


3-92 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

0 20 40 80

35

40

45

PPM H O

KV

260

30

Fig. 3.44 VARIACIÓN DE LA RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE CON SU CONTENIDO DE AGUA

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.40

2

4

6

8

10

12

14

% H O

30°C

75°C

% FA

CTOR

DE

POTE

NCIA

2

Fig. 3.45 VARIACIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA DEL PAPEL KRAFT CON SU CONTENIDO DE AGUA


3-93 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

Fig. 3.46 EFECTO DE LA HUMEDAD EN EL PAPEL SOMETIDO A ENVEJECIMIENTO A UNA TEMPERATURA DE 150 ºC

Fig. 3.47 ENVEJECIMIENTO DE PAPEL IMPREGNADO EN ACEITE, A UNA TEMPERATURA DE 130 ºC


3-94 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

100,000

10 0008 0006 0004 000

2 000

1 000800600400

200

100806040

30

10864

2

180 70 60 50 40 30 20 10 0

0.10%

0.15%

0.2%0.25%

0.3%

0.4%

0.5% 0.6%

0.7% 0.8%

0.9% 1.0%

1.5%

2.0%

2.5% 3.0%

TEMPERATURA °C

PRESIO

N V

ALOR

, M

ICRO

NES

Fig. 3.48 GRÁFICA DE EQUILIBRIO DE HUMEDAD


3-95 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

PRESION VALOR EN MICRONES

-70

2 5 10 20 40 60 100 200 400 600 1000

2000 10 000

5 Psi

0 Psi

-40

-30

-20

-10

0

+10

+20

-50

-60

PUNT

O DE

ROCIO

PUNT

O DE

CONGE

LACION

°C

PRESION EN TRANSFORMADOR

Fig. 3.49 CONVERSIÓN DE PUNTO DE ROCIO A PRESIÓN DE VAPOR


3-96 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

Equipo de vacíoBombaBooster

Manguera

Válvula

Vacuo-metro.

VálvulaBoquillas

TanqueConservador

TRANSFORMADOR Fig. 3.50

SOPORTE DEL TERMOMETRO

TERMOMETRO ESCALA -60° A 150°C

VASO DE COBRE CROMADO.

VENTANA O MIRILLA

ACETONA

HIELO SECO (CO2)

SALIDA DEL GASENTRADA DEL GAS

HIGROMETRO DE HIELO SECO

Fig. 3.51

ConservadorTanque

Boquillas

Manómetro

HigrometroHielo seco

TRANSFORMADOR

Fig. 3.52


3-97 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

55

MULTIPLI CADA

CORREGIDA A 20 °C MEDIDA CORREGIDA A

20 °C

69.0046.6034.50

MEGAOHMS A 1000 VOLTS.

1240

FACTOR DE CORRECCIÓN UTILIZADO:

8.665.002.50

MEDIDA

2.501.801.30

CORRECCIÓN POR TEMPERATURA PARA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO.

RESISTENCIA MÍNIMA DE AISLAMIENTO EN ACEITE A 20 °C.

MULTIPLI CADA

FECHA ÚLTIMA PRUEBA:REPORTE No.:TRANSFORMADORESDIVISIÓN:ZONA:

B.T.

SUBESTACIÓN:

CONDICIONES METEREOLÓGICAS:

14.8011.00

1.000.730.540.400.30

89.00

78910

6

TIPO:

L E C T U R A S L E C T U R A S

12

5

TIEMPO DE LA PRUEBA (MIN) CORREGIDA A

20 °C

34

MULTIPLI CADA

GUARDALINEA

C O N E X I O N E S D E P R U E B A

%

PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

EQUIPO (CLAVE):No. DE SERIE:VOLTAJE (kv) A.T

FECHA:MARCA:CAPACIDAD:TER.: %

MVAIMPEDANCIA:

TEMP. DEV.: TEMP. ACEITE:

26.80

1/41/23/4

L E C T U R A SMEDIDA

ESCALA:

TIERRA

MULTIPLICADOR: MARCA:TEMP. AMB.: °C H.R.:

MEGGER No. DE SERIE°C °C

R XH

1/1/2

INDICES

10/1

10/11/1/2

R H

R X

10/11/1/2

DIAGRAMAFASORIAL

REVISÓ:

OBSERVACIONES:

PROBÓ:

5045

70

66.0049.0036.20

20.00

908580

1510 10/1 = 1.5

3.30

8.106.004.50

0.220.160.12

-5-10

1/1/2 = 1.2

50

VOLTAJE ENTRE FASES (kv)

FACTOR DE CORRECCIÓN

* TEMP. DEL TRANSFORMADOR

95 1.20INDICES DE

POLARIZACIÓN Y ABSORCIÓN

MEGAHOMS

92.00 2480

40

* TEMP. DEL TRANSFORMADOR

FACTOR DE CORRECCIÓN

353025

75 410

115

MEGAHOMS VOLTAJE ENTRE FASES (kv)

3268135230

670930 7750

1860345 9300

3100138 3720161 4350

5300230 6200287

196

FORMATO SE-03-01

* TEMPERATURA DEL ACEITE

VALOR DE LA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO DEL NÚCLEO A TIERRA

PROMEDIO MÍNIMO20

-15

6560

15.0025.00


3-98 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

°C °C °C %

1

2 CH =

3 CHX =

4

5 CX =

CHX =

CHX =

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DE AISLAMIENTOTRANSFORMADOR DOS DEVANADOS

TEMP. AMB:

TIPO:FECHA:MARCA:

IMPEDANCIA:

No. DE SERIE:

COND. AMBIENTE:

MODELO:H.R.:

EQUIPO DE PRUEBA MARCA:

VOLTAJE (kv):TEMP. DEV.:

A.T.: B.T.:

SUBESTACIÓN:EQUIPO (CLAVE):

TRANSFORMADOR EN ASKAREL

NUEVO 0.05 %

BUENO MÁX. 0.5 % FACTOR DE POTENCIA MÁXIMO A 20 °C = 3 %

EXCELENTE £ 0.5 %

LÍMITE £ 1.0 %

ACEITETRANSFORMADOR EN ACEITE

PRUEBA AL ACEITE

REPORTE No.FECHA ÚLTIMA PRUEBA

PR

UE

BA CONEX. PARA PRUEBAS

kv DE PRUEBA

MILIVOLTAMPERESCABLE ALTO

VOLTAJE

CABLE BAJO

VOLTAJE

SELECTOR EN

% FACTOR DE POTENCIA

MEDIDO CORR. A 20 °C

ALTA BAJA TIERRA

ALTA BAJA GUARDA

BAJA ALTA

ALTA BAJA

ALTABAJA

UST

TIERRA

GUARDA

RESULTADOS CALCULADOS (PRUEBA 4 MENOS

PRUEBA 5)

CAPACITANCIA EN DEVANADOS

INICIALES P / COND. AISL.B = BUENO

D = DEFECTUOSO I = INVESTIGAR

M = MALO

COND. DE AISL

°C

(PRUEBA 1 MENOS PRUEBA 2)

PRUEBA A 2.5 kv.

LECTURA MEDICIÓN

MULTIPLICADOR MVA

LECTURA MEDICIÓN

MULTIPLICADOR MW

ENVIAR COPIAS A:

OBSERVACIONES

PROBÓ:

NÚMERO DE SERIE:

REVISÓ:

TEMP. ACEITE

FORMATO SE-03-02

TEMP. ACEITE

Los valores MVA y MW deben compararse con los valores CHX

DIAGRAMA FASORIAL

MVA

PRUEBA CON ACEITE Y BOQUILLAS. FACTOR DE CORRECCIÓN:

DIVISIÓNZONA

FACTOR DE POTENCIA A 20 °C


CAPACIDAD:

MILIWATTS


3-99 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

°C °C °C %

1

2 CH =

3 CHX =

4

5 CX =

CHX =

CHX =

DIVISIÓNZONA

CAPACIDAD:

WATTS

PRUEBA A 10 kv.

LECTURA MEDICIÓN

FORMATO SE-03-03

TEMP. ACEITE

Los valores Ma y W deben compararse con los valores CHX

DIAGRAMA FASORIAL

MVA

PRUEBA CON ACEITE Y BOQUILLAS. FACTOR DE CORRECCIÓN:

NÚMERO DE SERIE:

REVISÓ:

TEMP. ACEITE

ENVIAR COPIAS A:

OBSERVACIONES

PROBÓ:


°C




M = MALO

COND. DE AISL


PRUEBA 5)

UST

TIERRA

GUARDABAJA ALTA

ALTA BAJA

ALTABAJA

ALTA BAJA TIERRA

ALTA BAJA GUARDA

MULTIPLICADOR W

MULTIPLICADOR Ma

LECTURA MEDICIÓN


MEDIDO CORR. A 20 °CP

RU

EB

A CONEX. PARA PRUEBASkv DE

PRUEBAMILIAMPERESCABLE

ALTO VOLTAJE

CABLE BAJO

VOLTAJE

SELECTOR EN

TRANSFORMADOR DOS DEVANADOSFECHA ÚLTIMA PRUEBA

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DE AISLAMIENTO

PRUEBA AL ACEITE

REPORTE No.


EXCELENTE £ 0.5 %

LÍMITE £ 1.0 %

ACEITETRANSFORMADOR EN ACEITE TRANSFORMADOR EN ASKAREL


NUEVO 0.05 %

BUENO MÁX. 0.5 % FACTOR DE POTENCIA MÁXIMO A 20 °C = 3 %



VOLTAJE (kv):TEMP. DEV.:

A.T.: B.T.:

No. DE SERIE:

COND. AMBIENTE:

MODELO:H.R.:

FECHA:MARCA:

IMPEDANCIA:TEMP. AMB:

TIPO:


3-100 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

°C °C °C %

1

2 CH =

3 CHX =

4

5 CX =

6 CXY =

7

8 CY =

9 CHY =

CHX=

CXY=

CHY=


FORMATO SE-03-04

VOLTAJE (kv): A.T.: B.T.: TER:

Los valores MVA y MW deben compararse con los valores CHX , CXY y CHY

TEMP. AMB:

DIVISIÓNZONA

REPORTE No.

FECHA:MARCA:

IMPEDANCIA:

TIPO:

COND. AMBIENTE:

MODELO:TEMP. ACEITE.:

No. DE SERIE:

PRUEBA AL ACEITE

MVA

H.R.:EQUIPO DE PRUEBA MARCA:TEMP. DEV.:

PR

UEB

A CONEX. PARA PRUEBASkv DE

PRUEBAMILIVOLTAMPERESCABLE

ALTO VOLTAJE

ACEITETRANSFORMADOR EN ACEITEFACTOR DE POTENCIA

A 20 °CNUEVO 0.05 %

BUENO MÁX. 0.5 %


EXCELENTE £ 0.5 %

LÍMITE £ 1.0 %

FACTOR DE CORRECCIÓN:

COND. DE

AISL

MW



M = MALO

% DE FACTOR DE POTENCIA

MEDIDOCORR. A

20 °C

CAPACIDAD:

MILIWATTS

PRUEBA A 2.5 kv.

TRANSFORMADOR TRES DEVANADOSFECHA ÚLTIMA PRUEBA


ALTA

BAJA

BAJA

ALTA TER TIERRA

BAJA

DIAGRAMA FASORIAL

TER

TER

TER

BAJA TIERRA



LECTURA MEDICIÓN

MULTIPLICADOR MVA

LECTURA MEDICIÓN

MULTIPLICADOR


TEMP. ACEITE

PROBÓ:


FACTOR DE POTENCIA MÁXIMO A 20 °C = 3 %

°C

NÚMERO DE SERIE:

REVISÓ:

ENVIAR COPIAS A:

RESULTADOS CALCULADOS

PRUEBA CON ACEITE Y BOQUILLAS.

ALTA


BAJA UST

ALTA GUARDA

CONEXIONES EN LOSOTROS DEVANADOS

BAJA TIERRA

TER GUARDA

BAJA - TER GUARDA

OBSERVACIONES

ALTA UST

ALTA - TER GUARDA

TER TIERRA

ALTA TIERRA

ALTA - BAJA GUARDA

ALTA TIERRA

TER UST

BAJA GUARDA


3-101 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

°C °C °C %

1

2 CH =

3 CHX =

4

5 CX =

6 CXY =

7

8 CY =

9 CHY =

CHX=

CXY=

CHY=

ALTA UST

ALTA - TER GUARDA

TER TIERRA

ALTA TIERRA

ALTA - BAJA GUARDA

ALTA TIERRA

TER UST

BAJA GUARDA

OBSERVACIONES

CONEXIONES EN LOSOTROS DEVANADOS

BAJA TIERRA

TER GUARDA

BAJA - TER GUARDA

BAJA UST

ALTA GUARDA

NÚMERO DE SERIE:

REVISÓ:

ENVIAR COPIAS A:

RESULTADOS CALCULADOS


ALTA


PROBÓ:


FACTOR DE POTENCIA MÁXIMO A 20 °C = 3 %

°CTEMP. ACEITE


LECTURA MEDICIÓN

MULTIPLICADOR Ma

LECTURA MEDICIÓN

MULTIPLICADOR



BAJA

DIAGRAMA FASORIAL

TER

TER

TER

BAJA TIERRA

BAJA

BAJA

ALTA TER TIERRA

ALTA

FECHA ÚLTIMA PRUEBA



MEDIDOCORR. A

20 °C

CAPACIDAD:

WATTS

PRUEBA A 10 kv.


COND. DE

AISL

W



M = MALO

ACEITETRANSFORMADOR EN ACEITE


NUEVO 0.05 %

BUENO MÁX. 0.5 %


EXCELENTE £ 0.5 %

LÍMITE £ 1.0 %

PR

UE


kv DE PRUEBA

MILIAMPERESCABLE ALTO

VOLTAJE

PRUEBA AL ACEITE

MVA

H.R.:EQUIPO DE PRUEBA MARCA:TEMP. DEV.:

MODELO:TEMP. ACEITE.:

No. DE SERIE:

FECHA:MARCA:

IMPEDANCIA:

TIPO:

COND. AMBIENTE:

DIVISIÓNZONA

REPORTE No.PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DE AISLAMIENTO

TRANSFORMADOR TRES DEVANADOS

FORMATO SE-03-05

VOLTAJE (kv): A.T.: B.T.: TER:

Los valores Ma y W deben compararse con los valores CHX , CXY y CHY

TEMP. AMB:


3-102 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

°C °C °C %

1

2 C(HX)=

3 C(HX)Y=

4

5 CY=

C(HX)Y=

C(HX)Y=


Los valores MVA y MW deben compararse con los valores C(HX)Y

FORMATO SE-03-06


DIAGRAMA FASORIAL1.- Cuando el transformador no disponga de boquillas para el devanado

terciario, solamente se realiza la prueba 1. (CH) conectando la terminL.V. al tanque.

2.- Este formato también se utiliza para la prueba de reactores, utilizand


OBSERVACIONES

MULTIPLICADOR

MULTIPLICADOR

NOTAS:

PROBÓ:

ENVIAR COPIAS A:

REVISÓ:

el renglón de la prueba 1, conectando la terminal L.V. al tanque


TEMP. AMB:

NÚMERO DE SERIE:

MILIWATTS

PRUEBA A 2.5 kv.

LECTURA MEDICIÓN MVA

LECTURA MEDICIÓN MW

°CTEMP. ACEITE




M = MALO

COND. DE

AISL


PRUEBA 5)

ALTA BAJA

TER

TER - UST

TER

ALTA BAJA

ALTA BAJATER

ALTA BAJA TER

ALTA BAJA


MEDIDOCORR. A

20 °CPR

UE


kv DE PRUEBA

MILIVOLTAMPERESDEVANADO

ENERGIZADODEVANADO A TIERRA

DEVANADO A GUARDA

DIVISIÓNZONA

AUTOTRANSFORMADORFECHA ÚLTIMA PRUEBA


PRUEBA AL ACEITE

REPORTE No.

EXCELENTE £ 0.5 %

LÍMITE £ 1.0 %

ACEITEAUTOTRANSFORMADOR EN ACEITE


AUTOTRANSFORMADOR EN ASKARELNUEVO 0.05 %

BUENO MÁX. 0.5 % FACTOR DE POTENCIA MÁXIMO A 20 °C 3 %


EQUIPO DE PRUEBA MARCA:TEMP. DEV.:

A.T.: B.T.:VOLTAJE (kv):TEMP. ACEITE:

No. DE SERIE:

COND. AMBIENTE:

MODELO:H.R.:

FECHA:MARCA:

IMPEDANCIA:TER:CAPACIDAD:

TIPO:MVA


3-103 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

°C °C °C %

1

2 C(HX)=

3 C(HX)Y=

4

5 CY=

C(HX)Y=

C(HX)Y=


TIPO:MVA

FECHA:MARCA:

IMPEDANCIA:TER:CAPACIDAD:

No. DE SERIE:

COND. AMBIENTE:

MODELO:H.R.:

A.T.: B.T.:VOLTAJE (kv):TEMP. ACEITE:

FACTOR DE POTENCIA MÁXIMO A 20 °C 3 %


EQUIPO DE PRUEBA MARCA:TEMP. DEV.:

EXCELENTE £ 0.5 %

LÍMITE £ 1.0 %

ACEITEAUTOTRANSFORMADOR EN ACEITEFACTOR DE POTENCIA

A 20 °CNUEVO 0.05 %

BUENO MÁX. 0.5 %

PRUEBA AL ACEITE

REPORTE No.DIVISIÓNZONA

FECHA ÚLTIMA PRUEBAAUTOTRANSFORMADOR

PR

UE


kv DE PRUEBA

MILIAMPERESDEVANADO

ENERGIZADODEVANADO A TIERRA

DEVANADO A GUARDA


MEDIDOCORR. A

20 °CALTA BAJA TER

ALTA BAJA

TER

ALTA BAJA

ALTA BAJATER

ALTA BAJA

TER

TER - UST


PRUEBA 5)




M = MALO

COND. DE

AISL

°CTEMP. ACEITE

TEMP. AMB:

NÚMERO DE SERIE:

el renglón de la prueba 1, conectando la terminal L.V. al tanque


AUTOTRANSFORMADOR EN ASKAREL

PROBÓ:

ENVIAR COPIAS A:

REVISÓ:

OBSERVACIONES

MULTIPLICADOR

MULTIPLICADOR

NOTAS:


WATTS

PRUEBA A 10 kv.

LECTURA MEDICIÓN Ma

LECTURA MEDICIÓN W


Los valores MVA y MW deben compararse con los valores C(HX)Y

FORMATO SE-03-07


DIAGRAMA FASORIAL1.- Cuando el transformador no disponga de boquillas para el devanado

terciario, solamente se realiza la prueba 1. (CH) conectando la terminL.V. al tanque.

2.- Este formato también se utiliza para la prueba de reactores, utilizand


3-104 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

FECHA ÚLTIMA PRUEBAREPORTE No.DIVISIÓNZONA

TIPO:MVA%

%

L R LVALOR ACTUAL ANTERIOR

L R L RR L

H3

H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0












USTUSTUSTUST

USTUSTUSTUST

USTUSTUSTUST

USTUSTUSTUST

USTUSTUSTUST

USTUSTUSTUST

USTUSTUSTUST

USTUSTUSTUST

USTUSTUSTUST

USTUSTUSTUST

USTUSTUSTUST

USTUSTUSTUST

H2H2H2H2

H2H2H2H2

H2H2H2H2

H1H2H2H2

H1H1H1H1

H1H1H1H1

H1H1H1H1

H3H1H1H1

H3H3H3H3

H3H3H3H3

H3H3H3H3

H3H3H3H3

H3H3H3H3

H2H3H3

H2H2H2H2

H2H2H2H2

H2H2H2H2

HIH2H2H2

HIHIHIHI

HIHIHIHI

HIHIHIHI

789

13

101112

3456

15N12

11121314

789

10

3456

15N12

11121314

789

10

PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN (* )

T. A . T. T. B . T. ATERRIZAR SELECTOR

PROBÓ: REVISÓ:

H.R.:

TRANSFORMADORES

1415

H3H3H3H3

H3 H2


OBSERVACIONES:

T A P

DEVANADO DE ALTA TENSIÓN EN DELTA (*)

N1

No. DE SERIE: TIPO:

MILIAMPERES Ie (mA)MILIVOLTAMPERES

LECTURA MULT.R

KV PRUEBA

2

HIHIHI

H3H3H3

NOTA:

A.T.: B.T.:

°CCONDICIONES ATMOSFÉRICAS

FORMATO SE-03-08

MILIVOLTAMPERE EQUIPO DE 2.5 KMILIAMPERE EQUIPO DE 10 K

PROBADOR F. P. MARCA:

TEMPERATURA AMB.: TEMP. ACEITE: TEMP. DEV:°C°C

MARCA:CAPACIDAD:IMPEDANCIA:

EQUIPO (CLAVE):NÚMERO DE SERIE:VOLTAJE (kv):

SUBESTACIÓN: FECHA:

3456


3-105 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30


TIPO:MVA%

%

56

FECHA:

34



°C°C °CCONDICIONES ATMOSFÉRICAS

FORMATO SE-03-09

MILIVOLTAMPERE EQUIPO DE 2.5 KMILIAMPERES EQUIPO DE 10


TEMPERATURA AMB.: TEMP. ACEITE: TEMP. DEV:

A.T.: B.T.:

NOTA:

R

KV PRUEBA

2

HIHIHI

H3H3H3


LECTURA MULT.

No. DE SERIE: TIPO:


OBSERVACIONES:

T A P

DEVANADO DE ALTA TENSIÓN EN ESTRELLA (*)

N1

H3 H2

1415

H3H3H3

TRANSFORMADORES

H3

H.R.:

PROBÓ: REVISÓ:

PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN (*)


SUBESTACIÓN:

789

101112131415N123456789

101112131415N123456789

13

101112

HIHIHIHIHIHIHIHIHIHIHIHIHIH2H2H2H2H2H2H2H2H2H2H2H2H2H2H2H2H3H3

H3H3H3H3H3H3H3H3

H3H3H3H3H3H3H3H3H3H3H3H3H3H1H1H1H1H1H1H1H1H1H1H1H1H1H1H1H1H2H2H2

H2H2H2H2H2H2H2H2H2H2H2H2

USTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUST

H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H3 X0H3 X0H3 X0H3 X0H3 X0H3 X0H3 X0H3 X0H3 X0H3 X0H3 X0H3 X0

H1 X0


H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0

H3

H1 X0H1 X0H1 X0

R L L R L R L R LVALOR ACTUAL ANTERIOR


3-106 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30


TIPO:MVA%

%

56

FECHA:

34



°C°C °CCONDICIONES ATMOSFÉRICAS

FORMATO SE-03-10

MILIVOLTAMPERE EQUIPO DE 2.5 KMILIAMPERE EQUIPO DE 10 K


TEMPERATURA AMB.: TEMP. ACEITE: TEMP. DEV:

A.T.: B.T.:

NOTA:

R

KV PRUEBA

2

HIHIHI

H3H3H3


LECTURA MULT.

No. DE SERIE: TIPO:


OBSERVACIONES:

T A P

TRANSFORMADOR MANOFASICO

N1

H3 H2

1415

H3H3H3

TRANSFORMADORES

H3

H.R.:

PROBÓ: REVISÓ:

PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN (*)


SUBESTACIÓN:

789

101112131415N123456789

13

101112

HIHIHIHIHIHIHIHIHIHIHIHIHIH3H3

H3H3H3H3H3H3H3H3

H3H3H3H3H3H3H3H3H3H3H3H3H3H2H2H2

H2H2H2H2H2H2H2H2H2H2H2H2

USTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUSTUST

H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0H2 X0

H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0H1 X0

H3

H1 X0H1 X0H1 X0

R L L R L R L R LVALOR ACTUAL ANTERIOR


3-107 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

REPORTE NUMERO FECHA DE PRUEBAFECHA DE LA ULTIMA PRUEBA

(MVA) OA FA1 FA2

SERIE

NOTA: En pruebas de rutina para transformadores en servicio, realizar la prueba unicamente con el tap de operación

FORMATO SE-03.11

EQ. DE PRUEBA MARCA

CAMBIADOR DE DERIVACIONES

TRANSFORMADOR TRIFASICO DE TRES DEVANADOSY CAMBIADOR DE DERIVACIONES BAJO CARGA

PRUEBA DE RELACION DE TRANSFORMACION

DIAGRAMA VECTORIAL

CAPACIDAD:TRANSFORMADOR

SUBESTACIÓN: DIVISIÓN:

MARCA: SERIE No.:

MARCASERIE

TIPO

TENSION NOMINAL (KV DEV. H

7R

AÑO DE FABRICACIÓN: DEV. X DEV. YZHXZHYZXY

MVAMVAMVA

BAJA TENSIONALTA TENSION

TERCIARIO

H- H-

DATOS DE PLACA

X- X-

RELAC. NOMH- H- H- H- H- H-

X- X- P1 P2 P3Y- Y- Y- Y- Y- Y- Y- Y- Y- Y- Y- Y-V V V X- X-

11R10R9R

15R14R13R12R

TAP

DEVAN. H

DEVAN. X

DEVAN. Y

H-X H-Y X-YX- X- % DIFERENCIA MAXIMA

PRUEBA H-X PRUEBA H-Y PRUEBA X-YVALORES MEDIDOS (RELACION)

H- H- H- H- X- X- X- X-

8R

6R5R4R3R2R1RNR

MLNR

1L2L3L4L5L6L7L8L9L10L11L12L13L14L

15L

OBSERVACIONES

PROBO

REVISO

ENVIAR COPIAS A


3-108 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

FECHA DE LA PRUEBASUBESTACIÓN DIVISIÓN FECHA ÚLTIMA PRUEBA

TRANSFORMADOR MARCA SERIE OA FA1 FA2

AÑO DE FABRICACIÓN TENSIÓN NOMINAL (KV) DEV H DEV. X DEV. YINPEDANCIA (%) ZHX MVA

ZHY MVAZXY MVA

EQ. DE PRUEBA MARCA SERIE

CAMBIADOR DE DERIVACIONESTIPO Δ Y

Δ YΔ Y

H - H - H - H - H - H - H - H - H - H - H - H - X- X- X- X- X- X- V V V X- X- X- X- X- X- Y- Y- Y- Y- Y- Y- Y- Y- Y- Y- Y- Y- P1 P2 P3

15R14R13R12R11R10R9R8R7R6R5R4R3R2R1RNR N NL 1L2L3L4L5L6L7L8L9L10L11L12L13L14L15L

OBSERVACIONES

PROBO: REVISÓ:

ENVIAR COPIAS A:

RELAC. NOM.

PRUEBA H-X

X-Y

ALTA TENSIÓN

% DIFERENCIA MÁXIMAPRUEBA H-Y PRUEBA X-YVALORES MEDIDOS (RELACIÓN)

BAJA TENSIÓNTERCIARIO

REPORTE NÚMERO

SERIE

FORMATO SE - 03 - 11

TRANSFORMADOR TRIFASICO DE TRES DEVANADOS

PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Y CAMBIADOR DE DERIVACIONES BAJO CARGA

MARCA

CAPACIDAD (MVA)

DIAGRAMA VECTORIAL

V NOM. DEVAN. H

TAP

DATOS DE PLACAV NOM.

DEVAN. YV NOM.

DEVAN. X H-X

NOTA: en pruebas de rutina para transformadores en servicio, realizar la prueba unicamente en el tap de operación

H-Y


3-109 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

FECHA DE LA PRUEBASUBESTACIÓN DIVISIÓN FECHA ÚLTIMA PRUEBA

TRANSFORMADOR MARCA SERIE OA FA1 FA2

AÑO DE FABRICACIÓN TENSIÓN NOMINAL (KV) DEV H DEV. XINPEDANCIA (%) ZHX MVA


CAMBIADOR DE DERIVACIONES TIPO Δ Y

Δ Y

PRUEBA 1 PRUEBA 2 PRUEBA 3H - H - H - H - X- X-X- X- Y- Y- Y- Y- P1 P2 P3

15R14R13R12R11R10R9R8R7R6R5R4R3R2R1RNR N

NL 1L 2L 3L 4L 5L 6L 7L 8L 9L

10L11L12L13L14L15L

OBSERVACIONES

PROBO:

REVISÓ:

ENVIAR COPIAS A:

FORMATO : SE - 03 - 12

V

V PRIM

V

REPORTE NÚMERO

CAPACIDAD (MVA)

TRANSFORMADOR TRIFASICO DE DOS DEVANADOSY CAMBIADOR DE DERIVACIONES BAJO CARGA

PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN

MARCA ALTA TENSIÓN

SERIE BAJA TENSIÓN

DIAGRAMA VECTORIAL

% DIFERENCIA TAP REL.

NOM.

VALORES MEDIDOS (RELACIÓN)DATOS DE PLACA V SEC

NOTA: En pruebas de rutina para transformadores en servicio, realizar la prueba unicamente en el tap de operación


3-110 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

FECHA DE LA PRUEBASUBESTACIÓN DIVISIÓN FECHA ÚLTIMA PRUEBA TRANSFORMADOR MARCA SERIE OA FA1 FA2

AÑO DE FABRICACIÓN TENSIÓN NOMINAL (KV) DEV H DEV. XINPEDANCIA (%) ZHX MVA


CAMBIADOR DE DERIVACIONESTIPO

PRUEBA 1 PRUEBA 2 PRUEBA 3H - H - H - H - X- X-

V A V A X- X- Y- Y- Y- Y- P1 P2 P315R14R13R12R11R10R9R8R7R6R5R4R3R2R1RNR N NL1L 2L 3L 4L 5L 6L 7L 8L 9L 10L11L12L13L14L15L

OBSERVACIONES

PROBO:

REVISÓ:

ENVIAR COPIAS A:

MARCA SERIE

I SEC REL. NOM.TAP

I PRIM


REPORTE NÚMERO

CAPACIDAD (MVA)

TRANSFORMADOR TRIFASICO DE TRES DEVANADOS Y CAMBIADOR DE DERIVACIONES BAJO CARGA

% DIFERENCIA DATOS DE PLACA VALORES MEDIDOS (RELACIÓN)

V PRIM V SEC

NOTA: En pruebas de rutina para transformadores en servicio, realizar la prueba unicamente en el tap de operación FORMATO : SE - 03 - 13


3-111 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

FECHA DE LA PRUEBA SUBESTACIÓN DIVISIÓN FECHA ÚLTIMA PRUEBA TRANSFORMADOR MARCA SERIE OA FA1 FA2

AÑO DE FABRICACIÓN TENSIÓN NOMINAL (KV) DEV H DEV. X

INPEDANCIA (%) ZHX MVA


CAMBIADOR DE DERIVACIONESTIPO

V A V A P115R14R13R12R11R10R9R8R7R6R5R4R3R2R1RNR N

NL 1L2L3L4L5L6L7L8L9L10L11L12L13L14L15L

OBSERVACIONES

PROBO: REVISÓ:

ENVIAR COPIAS A:


REPORTE NÚMERO

CAPACIDAD (MVA)

MARCA SERIE

TRANSFORMADOR TRIFASICO DE DOS DEVANADOS Y CAMBIADOR DE DERIVACIONES BAJO CARGA

% DIFERENCIA

TAP V PRIM I PRIM V SEC I SEC REL. NOM.

PRUEBA 1H - H -X- X-


DATOS DE PLACA VALORES MEDIDOS

FORMATO : SE - 03 - 14


3-112 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

TIPO: MVA

%

TEMPERATURA AMB.:H.R.: %

( I PRUEBA )2

TAP


12 4.- CON LA LECTURA DEL WATTMETRO PODEMOS CALCULAR LA RESISTENCIA DEL DEVANADO EN EL TAP QUE SE ENCUENTRE.

PROBO:

REVISO:

VOLTAJES AMPERES R L R L

R L

1.- CALCULAR LA Z DE CADA UNO DE LOS TAPS CON LOS VALORES PROMEDIO DE VOLTAJE Y CORRIENTE

QUE SE OBTUVIERON EN LA PRUEBA. A ÉSTA Z SE LE LLAMA " Z P " ( IMPEDANCIA MEDIDA)

2.- CALCULAR OTRA Z DE CADA UNO DE LOS TAPS CON LOS VALORES DE VOLTAJE Y CORRIENTE QUE

VIENEN MARCADOS EN LOS DATOS DE PLACA, A ÉSTA NUEVA SE LE LLAMA " Zd " ( IMPEDANCIA DE DATOS ).

R L R LR LT A P

R L R R LL R R LC W A T T S

PROMEDIOVOLTAJES

A B

13 14 15

A - B N1 2 3 4

9 10 11 12

5 6 7 8

FECHA:

FECHA ÚLTIMA PRUEBAREPORTE No.

DIVISIÓNZONA

°CCONDICIONES ATMOSFÉRICAS:

TEMP. DEV:°CTEMP. ACEITE:°C

Z % =

Zp x 100

Zd

3.- AHORA CALCULAR EL % DE IMPEDANCIA DE LA SIGUIENTE MANERA:

ICON ÉSTA FÓRMULA:

OPCIONAL

Z =

MARCA:

VOLTAJE (kv): TERC.:B.T.:

C - A B - C L

CAPACIDAD:IMPEDANCIA:

RESULTADOS OBTENIDOS

A.T.:

USAR FUENTE DE ALIMENTACIÓN DE 220 v.

PROMEDIOAMPERES

3 4 5

COMPROBACIÓN DE IMPEDANCIA

1

V

NÚMERO DE SERIE: EQUIPO (CLAVE): SUBESTACIÓN:

TRANSFORMADORES

N

6 7 8 9 10 11

2

TAMBIÉN SE PUEDE OBTENER ÉSTE VALOR, CON UN PUENTE DE WHEATSTONE.

W A T T S

R =

14 13

DATOS DE PLACA

15


3-113 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30


B.T.:

RESISTENCIA DE LOS CABLES DE PRUEBA PROBÓ: EQUIPO DE PRUEBA MARCA:

REVISÓ: SERIE:


TRANSFORMADORES FECHA ÚLTIMA PRUEBA PRUEBA DE RESISTENCIA OHMICA DE DEVANADOS ( )

SUBESTACIÓN: FECHA: TIPO NÚMERO DE SERIE: CAPACIDAD:EQUIPO (CLAVE): MARCA: MVAVOLTAJE (kV): TIPO: IMPEDANCIA: %

TEMPERATURA AMB.: °C TEMP. ACEITE: °C TEMP. DEV: ºCH.R.: % CONDICIONES ATMOSFÉRICAS:

TAP DEVANADO DE ALTA TENSIÓN EN DELTA ( )

C O N E X I Ó N LECTURA MULTIPLICADOR VALOR (OHMS)R L R L R L

H 1 - H 3 H 1 - H 3

H 1 - H 3

H 1 - H 3 H 1 - H 3 H 1 - H 3 H 1 - H 3 H 1 - H 3

H 1 - H 3

H 1 - H 3 H 1 - H 3 H 1 - H 3 H 1 - H 3 H 1 - H 3

H 2 - H 1

H 1 - H 3 H 1 - H 3 H 2 - H 1 H 2 - H 1 H 2 - H 1

H 2 - H 1

H 2 - H 1 H 2 - H 1 H 2 - H 1 H 2 - H 1 H 2 - H 1

H 2 - H 1

H 2 - H 1 H 2 - H 1 H 2 - H 1 H 2 - H 1 H 2 - H 1

H 3 - H 2

H 3 - H 2 H 3 - H 2 H 3 - H 2 H 3 - H 2 H 3 - H 2

H 3 - H 2

H 3 - H 2 H 3 - H 2 H 3 - H 2 H 3 - H 2 H 3 - H 2

H 3 - H 2

H 3 - H 2 H 3 - H 2 H 3 - H 2

N 3

6

8

101112131415N 123456789101112131415N 1234567


8910

15

11121314


3-114 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30


B.T.:

RESISTENCIA DE LOS CABLES DE PRUEBA PROBÓ: EQUIPO DE PRUEBA MARCA:

REVISÓ: SERIE:


TRANSFORMADORES FECHA ÚLTIMA PRUEBA PRUEBA DE RESISTENCIA OHMICA DE DEVANADOS ( )

SUBESTACIÓN: FECHA: TIPO NÚMERO DE SERIE: CAPACIDAD:EQUIPO (CLAVE): MARCA: MVAVOLTAJE (kv): TIPO: IMPEDANCIA: %

TEMPERATURA AMB.: °C TEMP. ACEITE: °C TEMP. DEV: ºCH.R.: % CONDICIONES ATMOSFÉRICAS:

TAP DEVANADO DE ALTA TENSIÓN EN ESTRELLA ( )

C O N E X I Ó N LECTURA MULTIPLICADOR VALOR (OHMS)R L R L R L

H 1 - H 0 H 1 - H 0

H 1 - H 0 H 1 - H 0

H 1 - H 0

H 1 - H 0 H 1 - H 0

H 1 - H 0

H 1 - H 0 H 1 - H 0

H 1 - H 0

H 1 - H 0 H 1 - H 0

H 1 - H 0

H 1 - H 0 H 1 - H 0

H 2 - H 0

H 2 - H 0 H 2 - H 0

H 2 - H 0

H 2 - H 0 H 2 - H 0

H 2 - H 0

H 2 - H 0 H 2 - H 0

H 2 - H 0

H 2 - H 0 H 2 - H 0

H 2 - H 0

H 2 - H 0 H 2 - H 0

H 2 - H 0

H 3 - H 0 H 3 - H 0

H 3 - H 0

H 3 - H 0 H 3 - H 0

H 3 - H 0

H 3 - H 0 H 3 - H 0

H 3 - H 0

H 3 - H 0 H 3 - H 0

H 3 - H 0

H 3 - H 0

H 3 - H 0

H 3 - H 0 H 3 - H 0

X 1 - X 2 X 2 - X 3 X 3 - X 1

X 1 - X 0 X 2 - X 0 X 3 - X 0

Y 1 - Y 3 Y 2 - Y 1 Y 3 - Y 2

OHMS

N 1234567

89101112131415N 123456789101112131415N 1234567


8

131415

9101112


3-115 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

%

%

REVISÓ:

H 1

NEGRO ROJA/BLANCA

4

X1 - X0 H 1 H 0 X2 - X0 X3 - X0 H 3 H 0

X1 - X2 - X3

1 2 3

2 3 4

4

1

1 2 3

2 3 4

1 2 3 4

1

X1 - X2 - X3H1 - H2 - H3 H1 - H2 - H3 X2 - X1 H 2 H 1 X3 - X2

NEGRO ROJA/BLANCA

X1 - X3

X1 - X2 - X3H 1 H 2 X2 - X1 X3 - X2

H 2 H 0 H 3 H 0

X1 - X3 NEGRO ROJA/BLANCA

H 1 H 0

X3 - X0 X1 - X2 - X3

CORTO- CIRCUITAR

X1 - X0

CONEXIONES DE PRUEBATERMINALES DEL EQUIPO NEGRO

TRANSFORMADORES FECHA ÚLTIMA PRUEBAREPORTE No.DIVISIÓN

PRUEBA DE REACTANCIA DE DISPERSIÓN ZONA


MVAEQUIPO (CLAVE): MARCA:NÚMERO DE SERIE: CAPACIDAD:

TIPO: VOLTAJE (kV): A.T.: B.T.: IMPEDANCIA:

TEMPERATURA AMB.: °C TEMP. ACEITE: °C °CH.R.: CONDICIONES ATMOSFERICAS

X2 - X0

X2 - H0 - X0H 2 H0 - X0 X3 - H0 - X0X1 - X2 - X3

TRANSFORMADOR DE 2 DEVANADOS (CONEXIÓN ESTRELLA - ESTRELLA)

PRUEBA Vcc (%), Z% ó

medición de Fab. Δ( %)TERMINALES DEL EQUIPO CORTO-

CIRCUITAR

PRUEBA Vcc (%), Z% ó medición de Fab.

Δ( %)TERMINALES DEL EQUIPO CORTO- CIRCUITAR

PRUEBA TERMINALES DEL EQUIPO CORTO-

CIRCUITAR

H 2


PRUEBA

PROBÓ:

No. DE SERIE: TIPO: OBSERVACIONES:

PROBADOR MARCA:

ROJA/BLANCA

H 3 H 2 H 1 H 2

H 1 H 3 H 2 H 1

Δ( %)Vp (Volts)Ip

(Amp.)Z ( Ω ) Vcc (%), Z% ó

medición de Fab.

PRUEBA Vcc (%), Z% ó

medición de Fab. Δ( %)TERMINALES DEL EQUIPO CORTO-

CIRCUITAR

TRANSFORMADOR DE 2 DEVANADOS (CONEXIÓN DELTA - ESTRELLA)

TRANSFORMADOR DE 2 DEVANADOS (CONEXIÓN ESTRELLA - DELTA)CONEXIONES DE PRUEBA

Δ( %)Vp (Volts)Ip

(Amp.)Z ( Ω ) Vcc (%), Z% ó

medición de Fab.


Z ( Ω ) TRANSFORMADOR DE 2 DEVANADOS (CONEXIÓN DELTA - DELTA)

Vp (Volts)Ip

(Amp.)

H 1 H 3 H 3 H 2

Z ( Ω ) NEGRO ROJA/BLANCA

Vp (Volts)Ip

(Amp.)


H 2 H 0 H 1 H 2


Z ( Ω ) AUTOTRANSFORMADOR

Vp (Volts)Ip

(Amp.)

H 1 H0 - X0 X1 - H0 - X0

H 3 H0 - X0


3-116 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 02 05 25 07 01 30

%

REV

ISÓ

:

AU

TOR

IZÓ

:

F. P

. TA

P C

APA

CIT

IVO

.

Í N D

I C

E S

10 /

1

1 / 1

/ 2

MIL

IAM

PER

ES

H 0

H 1

H 2

H 3

X 0

X 1

X 2

X 3

OB

SER

VA

CIO

NES

:

54

RELA

CIÓ

N

NO

MIN

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TE

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CA

H

-

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-

X

H

-

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WA

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-

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X

-

X

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°C.

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03-1

9

REL

AC

IÓN

DE

TRA

NSF

OR

MA

CIÓ

N


4-1 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

CAPÍTULO 4 PRUEBAS A INTERRUPTORES DE POTENCIA

Un interruptor de potencia debe ser sometido a pruebas de diferente naturaleza, con el objeto de verificar el correcto estado de sus componentes. Así entonces, es necesario probar sus aislamientos, su mecanismo de operación, sus cámaras interruptivas, sus contactos y algunos accesorios como las resistencias de pre-inserción en los interruptores de GVA y los capacitores en los del tipo multi-cámara de PVA. Antes de describir las pruebas correspondientes a los aislamientos, y con el objeto de poder tener una mejor comprensión sobre las capacitancias y resistencias que influyen o intervienen en las diferentes pruebas mencionadas en este capitulo; se muestran a continuación dos diagramas con circuitos dieléctricos simplificados. El primero de ellos, corresponde al circuito establecido entre una boquilla energizada y tierra, con el interruptor en posición de ABIERTO, tal como se muestra en la figura 4.1. En el segundo, puede identificarse el circuito equivalente entre las distintas partes energizadas (boquillas, conductores internos, contactos) y tierra, cuando el interruptor se encuentra en posición de CERRADO, como puede observarse en la figura 4.2.


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BOQUILLA ENERGIZADA

CB = AISLAMIENTO DE BOQUILLAS CI = AISLADORES DEL BUS EXTERNO (DEBE DESCONECTARSE) C0 = ACEITE ENTRE LA BOQUILLA CONDUCTORA Y TIERRA RCG = MONTAJE DE LA GUIA CRUZADA (COMO OPUESTA A “V” O CAJA GUIA-VER RG) RCA = MONTAJE DE CONTACTOS RCR = GRADIENTE DE LA RESISTENCIA DEL MONTAJE DE CONTACTOS O RESISTENCIA DE LA

PINTURA COC = ACEITE ENTRE EL MONTAJE DE CONTACTOS Y TIERRA COG = ACEITE ENTRE LA BOQUILLA CONDUCTORA Y LA GUIA DE LA BARRA DE ELEVACION

(EXCEPTO PARA GUIA DE CRUZADAS, RCG) RG = GUIA DE LA BARRA DE ELEVACION (EXCEPTO PARA GUIAS CRUZADAS, RCG) CG = CAPACITANCIA DISTRIBUIDA ENTRE LA GUIA DE A BARRA DE ELEVACION Y TIERRA COL = ACEITE ENTRE LA BOQUILLA CONDUCTORA Y LA BARRA DE ELEVACION RL = BARRA DE ELEVACION CL = CAPACITANCIA DISTRIBUIDA ENTRE LA BARRA DE ELEVACION Y TIERRA COT = ACEITE ENTRE LA BOQUILLA CONDUCTORA Y LA CUBIERTA DEL TANQUE RT = CUBIERTA (O FORRO) DEL TANQUE.

FIG. 4.1 DIAGRAMA SIMPLIFICADO DEL CIRCUITO DIELÉCTRICO ENTRE UNA BOQUILLA ENERGIZADA Y TIERRA, CON EL INTERRUPTOR ABIERTO


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CONDUCTORES ENERGIZADOS

C´B = LAS DOS BOQUILLAS C´1 = AISLAMIENTO DEL BUS EXTERNO (DEBE DESCONECTARSE) C´0 = ACEITE ENTRE CONDUCTORES ENERGIZADOS Y TIERRA RĆA = MONTAJES DE LOS CONTACTOS CONECTADOS A LAS DOS BOQUILLAS CÓC = ACEITE ENTRE LOS DOS MONTAJES DE CONTACTOS Y TIERRA CÓG = ACEITE ENTRE CONDUCTORES ENERGIZADOS Y LA GUIA DE LA BARRA DE ELEVACIÓN R´G = GUIA DE LA BARRA DE ELEVACIÓN C´G = CAPACITANCIA DISTRIBUIDA ENTRE LA GUÍA DE A BARRA DE ELEVACIÓN Y TIERRA R´L = BARRA DE ELEVACIÓN CÓT = ACEITE ENTRE CONDUCTORES ENERGIZADOS Y LA CUBIERTA (O FORRO) DEL TANQUE R´T = CUBIERTA (O FORRO) DEL TANQUE CÁ = AISLADORES SOPORTE DE LOS CONTACTOS AUXILIARES

FIG. 4.2 DIAGRAMA SIMPLIFICADO DEL CIRCUITO DIELÉCTRICO ENTRE LAS BOQUILLAS ENERGIZADAS, LOS CONDUCTORES INTERNOS, CONTACTOS Y TIERRA

CON EL INTERRUPTOR CERRADO


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4.1 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. Las pruebas de resistencia de aislamiento en interruptores de potencia son importantes, para conocer las condiciones de sus aislamientos. En los interruptores de gran volumen de aceite se tienen elementos aislantes de materiales higroscópicos, como son el aceite, la barra de operación y algunos otros que intervienen en el soporte de las cámaras de arqueo; también la carbonización del aceite causada por las operaciones del interruptor y la extinción del arco eléctrico, ocasionan contaminación de estos elementos, y por consiguiente una reducción en la resistencia del aislamiento. La prueba de resistencia de aislamiento se aplica a otros tipos de interruptores, como los de pequeño volumen de aceite, de vacío y SF6 en los que normalmente se usa porcelana como aislamiento. Los resultados de estas pruebas a equipos con medio de extinción en SF6 no determinan el estado del gas, para conocer la condición de este es necesario realizar las pruebas indicadas en el capitulo 18 punto 18.1. 4.1.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones generales

para realizar pruebas. b) Limpiar perfectamente la porcelana de las boquillas, quitando polvo, humedad o

agentes contaminantes. c) Conecte al tanque o estructura la terminal de tierra del medidor. d) Efectuar la prueba cuando la humedad relativa sea menor de 75%. e) Evitar que los rayos solares incidan directamente en la carátula del equipo de

prueba a fin de evitar afectación de lecturas y daños al equipo de prueba.

4.1.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En las figuras de la 4.3 a la 4.6, se muestran las formas de conexión para la prueba de resistencia de aislamiento.


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FIG. 4.3 INTERRUPTORES DE GRAN VOLUMEN DE ACEITE



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V3

E=ESTRUCTURA S=SECCION

NOTA: LAS PRUEBAS SE REALIZAN CON INTERRUPTOR EN POSICION DE ABIERTO.

EJEMPLO: PRUEBA 1EJEMPLO: PRUEBA 1

13

5

2

46

FUENTE: 1,3,5CARGA: 2,4,6

5 3 1

6 42

121-2V134

3-4V256

5-6V3

L

7

12

1011

98

2

56

43

PRUEBA1

E

E

V3E

EV3

V1

V2V2

EE

TV1

-

-

--

--

-

--

--

CONEXIONG-

POLO COMPLETO

S INFERIOR

S SUPERIOR 6POLO COMPLETO

S INFERIORS SUPERIOR 5

S SUPERIOR 2

S SUPERIOR 3S SUPERIOR 4

POLO COMPLETOS INFERIOR

MIDES. SUPERIOR 1

1

2

3

32

557

398

6

PRUEBA

1

2

11

12

456

3

34

L

- 6

--

EE

CONEXIONES

--

---

-

G2E

EE

4E

T MIDES. SUPERIORPOLO COMPLETOS. INFERIOR

POLO COMPLETOS. SUPERIOR

S. INFERIOR


S. INFERIOR

UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-04-02 UTILIZARE FORMATO DE PRUEBA SE-04-03

V1

V2

FIG. 4.4 INTERRUPTORES DE BAJO VOLUMEN DE ACEITE, SF6 Y CIRCUIT SWITCHER



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5

6

4

4

1

2

E=ESTRUCTURA Boq.=BOQUILLA As=AISLADOR SOPORTE Ba=BARRA DE ACCIONAMIENTO

MEC.

FUENTE

CARGA

EJEMPLO: PRUEBA 1

MIDETGLINTERRUPTOR

PRUEBA

2ABIERTO1 E Boq. 1, As1243346556-1-2CERRADO7-3-48-5-69

POSICION

ABIERTO EABIERTO EABIERTO EABIERTO EABIERTO E

ECERRADO E

CERRADO E

56

4321

Boq. 2, AsBoq. 3, AsBoq. 4, AsBoq. 5, AsBoq. 6, As

Boq. 1-2, As,BaBoq. 3-4, As.BaBoq. 5-6, As,Ba

CONEXIONES


6

5 3 1

24

CAMARA DE VACIO

FIG. 4.5 INTERRUPTORES DE VACIO PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-04-03


4-8 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

1 3 5

642

MECANISMO 3POLO

2POLO

1POLO

Tq Tq Tq

E

MEGOHMETRO

5

64

31

2

MEC.

E=ESTRUCTURA

MIDETIERRAGUARDALINESINTERRUPTOR

PRUEBA

P (1-2)ABIERTO1 E Boq. 1P (2-1)2P (3-4)3P (4-3)4P (5-6)5P (6-5)6

POSICION

" EEEEE

56

4321

Boq. 2Boq. 3Boq. 4Boq. 5Boq. 6

CONEXIONES

""""

CONEXIONES

P= PORCELANATq= TANQUE

CARGA

FUENTE

P3

P4

P1

P2

P5

P6

POLO

1

2

3

MEGOHMETRO

FIG. 4.6 INTERRUPTORES DE TANQUE MUERTO PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-04-04


4-9 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

MIDETGLINTERRUPTOR

PRUEBA

P2ABIERTO1 E SOPORTE AP12

3

PASA-PASB4

POSICION

ABIERTO EE

P2P1

P3P2P1

SOPORTE BSOPORTE CAISLAMIENTO

CONEXIONES

MEGOHMETRO

ABIERTO

ABIERTO

ASCASBASA

P1

1,4,7

CAMARA

P2 CUCHILLA

2,5,8

3,6,9

POLO

1

P5ABIERTO5 EP46

7

PASA-PASB8

ABIERTO EE

P5P4

P6P5P4

AISLAMIENTOABIERTO

ABIERTO

2

P8ABIERTO9 EP710

11

PASA-PASB12

ABIERTO EE

P8P7

P9P8P7

AISLAMIENTOABIERTO

ABIERTO

3

SOPORTE ASOPORTE BSOPORTE C


CAMARA 1

CAMARA 2

CAMARA 3

MECANISMO

FIG. 4.7 INTERRUPTORES CIRCUIT SWITCHER MARC V PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-04-02


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4.1.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS PARA LA EVALUACIÓN DEL AISLAMIENTO.

Las lecturas de resistencia de aislamiento en interruptores, por lo general son altas sin tener, absorción ni polarización, por estar constituido su aislamiento, en mayor parte por porcelana; una lectura baja es indicación de deterioro del mismo. a) En interruptores de gran volumen de aceite los valores mínimos de aislamiento deben ser de 10,000 MΩ a temperatura ambiente. Si este es inferior, efectuar pruebas dieléctricas al aceite aislante. Si los valores de prueba del aceite aislante resultan inferiores a los recomendados, se deberá reacondicionar o reemplazar el mismo. Si persisten los valores bajos de resistencia de aislamiento, efectuar una inspección interna al interruptor para investigar, efectuando pruebas individuales a cada uno de los componentes con el fin de determinar el causante del bajo valor de resistencia del aislamiento y corregir éstas; las causas pueden ser contaminación de los aislamientos internos como la barra elevadora, el cartón aislante y cámaras de interrupción o altas perdidas dieléctricas en las boquillas, que pueden ser determinadas con las pruebas de factor de potencia. b) En Interruptores en bajo volumen de aceite, un bajo valor de aislamiento, puede ser originado por contaminación del aceite aislante, altas pérdidas dieléctricas en los aislamientos soportes o aislamiento de las cámaras de interrupción. c) En los interruptores en vacío y SF6, el aislamiento está formado por las boquillas y aislamientos soportes, los bajos valores de aislamiento se deben a deterioro de alguno de ellos. Los resultados de estas pruebas a equipos con medio de extinción en SF6 no determinan el estado del gas, para conocer la condición de este es necesario realizar las pruebas indicadas en el capitulo 18 punto 18.1. Para interruptores monopolares, como es el caso de los puntos b) y c) incluyendo los Circuit Switchers, los valores de resistencia de aislamiento deben ser superiores a los 100,000 MΩ si los componentes aislantes están en buenas condiciones; para casos de valores bajos de aislamiento, se requieren pruebas de factor de potencia para complementar el análisis de las condiciones del aislamiento. 4.2 FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO. Al efectuar las pruebas de Factor de Potencia, intervienen las boquillas, y los otros materiales que forman parte del aislamiento (aceite aislante, gas SF6, vacío, etc). Al efectuar la prueba de Factor de Potencia el método consiste en aplicar el potencial de prueba a cada una de las terminales del interruptor.


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Las pérdidas dieléctricas de los aislamientos no son las mismas estando el interruptor abierto que cerrado, porque intervienen diferentes aislamientos. Con el interruptor cerrado intervienen dependiendo del tipo de interruptor, las pérdidas en boquillas y de otros aislamientos auxiliares. Con el interruptor abierto intervienen también dependiendo del tipo de interruptor, las pérdidas en boquillas y del aceite aislante. 4.2.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. b) Limpiar perfectamente la porcelana de las boquillas, quitando polvo, humedad o agentes contaminantes. c) Conecte al tanque la tierra del medidor. d) Procurar efectuar la prueba cuando la humedad relativa sea menor de 75%. e) Para el caso de interruptores de gran volumen de aceite (GVA) , que cuenten con resistencias de pre-inserción, es recomendable verificar el valor de las mismas con respecto a los datos del instructivo y con un medidor de rango adecuado. Para ello las resistencias deben desconectarse para efectuar la medición en forma independiente. Los valores medidos deben registrarse en la parte de observaciones del formato correspondiente a la prueba de factor de potencia. f) Para el caso de interruptores tipo columna multi-cámara de pequeño volumen de aceite (PVA) , que cuenten con capacitores, es recomendable verificar la capacitancia de los mismos con respecto a su dato de placa y con un medidor de rango adecuado. Para ello los capacitores deben desmontarse para efectuar la medición en forma independiente Los valores medidos debe registrarse en la parte de observaciones del formato correspondiente a la prueba de factor de potencia. 4.2.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En las figuras 4.7 a la 4.10 se ilustran los diagramas de conexión de los circuitos de prueba de factor de potencia para interruptores.


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FIG. 4.8 INTERRUPTORES DE GRAN VOLUMEN DE ACEITE PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO

UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-04-05 (para 2.5 KV) Y SE-04-06 (para 10 KV)


4-13 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

6

5 3 1

24

VACIO

5

6

3

4

1

2

E=ESTRUCTURA Boq.=BOQUILLAAs=AISLADOR SOPORTEBa=BARRA DE ACCIONAMIENTO

MEC.

FUENTE

CARGA

EJEMPLO: PRUEBA 1

MIDESELECTORT.B.T.T.A.T.INTERRUPTOR

PRUEBA

EABIERTO1 GROUND B1, AsE2E3E4E5E6217438659

POSICION

" """""

UST""

56

4321

B2, As, BaB3, As

B4, As, BaB5, As

B6, As, BaCvCvCv

CONEXIONES

F.P.(L.V.)T.B.T.

(H.V.)T.A.T.

CAMARA DE

Cv=CAMARA DE VACIO

"""""""

FIG. 4.9 INTERRUPTORES DE VACIO PRUEBA FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO

UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-04-07 (para 2.5 KV) Y SE-04-08 (para 10 KV)


4-14 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

6

V1

V2

4

2

FUENTE 1,3,5CARGA 2,4,6

""""""""""

"

""

"

"""

"

S INFERIOR

S INFERIOR

UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-04-12 ( para 2.5 kV )UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-04-13 ( para 10 kV )

UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-04-10 ( para 2.5 kV )UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-04-11 ( para 10 kV )

E=ESTRUCTURA S=SECCION

NOTA: LAS PRUEBAS SE REALIZAN CON INTERRUPTOR EN POSICION DE ABIERTO.

EJEMPLO: PRUEBA 1

5 3 1

6 42

12

1-2V1343-4V2565-6V3

T.A.T.

7

12

1011

98

2

56

43

PRUEBA1

E

E

V3E

EV3

V1

V2V2

EE

SELECTV1

"

CONEXIONT.B.T.

GROUND

POLO COMPLETO

S SUPERIOR 6POLO COMPLETO

S SUPERIOR 5

S SUPERIOR 2

S SUPERIOR 3S SUPERIOR 4

POLO COMPLETOS INFERIOR

MIDE

S. SUPERIOR 11

2

3

32

557

398

6

PRUEBA

1

2

11

12

456

3

34

T.A.T.

6

EE

CONEXIONES

GROUNDT.B.T.

2E

EE

4E

SELECT MIDES. SUPERIORPOLO COMPLETOS. INFERIOR+Ba


S. INFERIOR+Ba


S. INFERIOR+Ba

F.P.F.P.

T.B.T.

T.A.T.

(L.V.)

(H.V.) (H.V.)T.A.T.

(L.V.)T.B.T.

EJEMPLO: PRUEBA 1

35

V3

1

FIG. 4.10 INTERRUPTORES DE PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE, GAS SF6 Y CIRCUIT SWITCHER

PRUEBA FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-04-11 (para 2.5 KV) Y SE-04-12 (para 10 KV)


4-15 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

MIDESELECTORT.B.T.T.A.T.INTERRUPTOR

PRUEBA

EABIERTO1 GROUND SOPORTE AE2

3

24

POSICION

ABIERTO GROUNDGROUND

UST1

321

SOPORTE BSOPORTE CAISLAMIENTO

CONEXIONES

ABIERTO

ABIERTO

AS3AS2ASAS1A

P1

1,4,7

CAMARA

P2 CUCHILLA

2,5,8

3,6,9

POLO

1

EABIERTO5 GROUNDE6

7

58


UST4

654

AISLAMIENTOABIERTO

ABIERTO

2

EABIERTO9 GROUNDE10

11

812


UST7

987

AISLAMIENTOABIERTO

ABIERTO

3



CAMARA 1

CAMARA 2

CAMARA 3

F.P.

E

E

E

T.A.T.

T.B.T.

MECANISMO

FIG. 4.11 INTERRUPTORES CIRCUIT SWITCHER MARC V

PRUEBA FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA SE-04-14


4-16 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

1 3 5

642

MECANISMO 3POLO

2POLO

1POLO

Tq Tq Tq

E

5

64

31

2

MEC.

MODO

CABLE DE

INTERRUPTORPRUEBA

EABIERTO1 GROUNDE2E3E4E5E6

POSICION

" GROUNDGROUNDGROUNDGROUNDGROUND

56

4321

""""

CARGA

FUENTE

P3

P4

P1

P2

P5

P6

POLO

E=ESTRUCTURA

E7E8E9

USTUSTUST

56

4"""

P= PORCELANATq= TANQUE

789

1

3

5

ALTOVOLTAJE(H.V)

CABLES DEALTO

VOLTAJE(H.V)

rojo-azulPRUEBAKV

101010101010101010

FIG. 4.12 INTERRUPTORES DE TANQUE MUERTO PRUEBA FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO



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4.2.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS PARA LA EVALUACIÓN DEL AISLAMIENTO.

Para la interpretación de resultados de factor de potencia en los interruptores de gran volumen de aceite, se recomienda analizar y comparar las pérdidas dieléctricas que resulten de las pruebas con interruptor en posición de abierto y cerrado. La diferencia de las pérdidas obtenidas en la prueba con el interruptor cerrado menos la suma de las pérdidas de la misma fase con interruptor abierto, se utilizan para analizar las condiciones del aislamiento (se le denomina índices de pérdidas del tanque). I.P.T. = (pérdidas con interruptor cerrado)-(suma de pérdidas con interruptor abierto). I.P.T. = Índice de Pérdidas de Tanque. GUIA PARA EL ANÁLISIS DEL VALOR OBTENIDO EN EL ÍNDICE DE PÉRDIDAS DEL TANQUE: CONDICIÓN NORMAL -10 mW a + 7.5 mW 2500 Volts -0.10 W a + 0.05 W 10000 Volts CONDICIÓN ANORMAL NO PELIGROSA entre -10 mW y -15 mW 2500 Volts entre -0.10 W y -0.20 W 10000 Volts Se recomienda realizar pruebas con mayor frecuencia al conjunto de la barra guía de elevación, contactos y parte superior de la barra de elevación. CONDICIÓN ANORMAL PELIGROSA mayor a -15 mW 2500 Volts mayor a -0.20 W 10000 Volts Se recomienda investigar el conjunto de la barra guía de elevación, contactos y parte superior de la barra de elevación. CONDICIÓN ANORMAL NO PELIGROSA entre +7.5 mW y +15 mW 2500 Volts


4-18 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

entre +0.05 W y +0.10 W 10000 Volts Se recomienda realizar pruebas con mayor frecuencia a la barra de elevación, al aceite, al aislamiento del tanque y al brazo aislado de soporte de contactos.

CONDICIÓN ANORMAL PELIGROSA mayor a +15 mW 2500 Volts mayor a +0.10 W 10000 Volts Se recomienda investigar la barra de elevación, el aceite, el aislamiento del tanque y el brazo aislado de soporte de contactos. INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS PARA LA EVALUACIÓN DEL AISLAMIENTO. PARA INTERRUPTORES EN VACÍO Y TANQUE MUERTO Para interruptores en vacío y hexafluoruro de Azufre (SF6) CONDICION NORMAL Menor 15 mW 2500 Volts Menor 0.10 W 10000 Volts CONDICIONE ANORMAL Mayor de 15 mW 2500 Volts Mayor de 0.10 W 10000 Volts


4-19 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

Tabla 4.1 Interpretación de resultados de la prueba de factor de potencia para interruptores de vacío, tanque vivo gas SF6 y tanque muerto gas SF6.

T.A.T. T.B.T. SELECTOR 0 A 0.0099 0.01 A 0.015 0.016 A 0.03 0.031 A 0.05 0.051 A 0.1 MAYOR A 0.1

TERM. 1,3,5 TERM. 2,4,6 GROUND 21 71.429% 23.810% 4.762% 0.000% 0.000% 0.000%TERM. 1,3,5 TIERRA GROUND 21 61.905% 28.571% 9.524% 0.000% 0.000% 0.000%TERM. 2,4,6 TIERRA GROUND 21 33.333% 28.571% 38.095% 0.000% 0.000% 0.000%

IIFS TERM. 1,3,5 GROUND 12 0.000% 0.000% 8.333% 50.000% 41.667% 0.000%IIFI TERM. 2,4,6 GROUND 12 0.000% 0.000% 100.000% 0.000% 0.000% 0.000%



TERMINAL TANQUE GROUND 24 0.000% 0.000% 50.000% 45.833% 4.167% 0.000%TERM. 1,3,5 TERM. 2,4,6 UST 12 83.333% 8.333% 8.333% 0.000% 0.000% 0.000%

IIFS TERMINALES GROUND 24 0.000% 50.000% 50.000% 0.000% 0.000% 0.000%


TERM. 1,3,5 TERM. 2,4,6 GUARDA 6 50.000% 50.000% 0.000% 0.000% 0.000% 0.000%TERM. 1,3,5 TERM. 2,4,6 GROUND 12 100.000% 0.000% 0.000% 0.000% 0.000% 0.000%TERM. 1,3,5 TERM. 2,4,6 UST 9 66.667% 0.000% 0.000% 0.000% 0.000% 33.333%IIFALDON TERMINALES GROUND 18 0.000% 50.000% 50.000% 0.000% 0.000% 0.000%

TERM. 1,3,5 TERM. 2,4,6 GROUND 30 0.000% 83.333% 16.667% 0.000% 0.000% 0.000%TERM. 1,3,5 TERM. 2,4,6 UST 15 20.000% 66.667% 13.333% 0.000% 0.000% 0.000%IIFALDON TERMINALES GROUND 30 3.333% 53.333% 30.000% 13.333% 0.000% 0.000%

NOTA 2: Estos valores fueron obtenidos en pruebas realizadas por el personal de la divisón Golfo Centro

RANGO DE TENSIÓN

(kV)

CONEXIONES DE PRUEBA NUMERO DE

PRUEBAS

TENSIÓN DE PRUEBA A 10 kV, PERDIDAS EN WATTS

INTERRUPTORES DE TANQUE VIVO GAS SF6

INTERRUPTORES DE VACIO

123

38

CONEXIONES DE PRUEBA RANGO DE TENSIÓN

(kV)

NUMERO DE

PRUEBAS


15.5

INTERRUPTORES DE TANQUE MUERTO GAS SF6

123

34.5

NOTA 1: Si los valores obtenidos por cada prueba rebasan los valores sombreados y en negritas de las tablas anteriores, debe investigarse la causa de estos resultados.

RANGO DE TENSIÓN

(kV)


PRUEBAS


(2, 4, 6)

(1, 3, 5)

E

1

CARGA

FUENTE

MEC

1

2

13

4

2

5

6

3


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4.3 RESISTENCIA DE CONTACTOS. Los puntos con alta resistencia en partes de conducción, originan caídas de voltaje, generación de calor, pérdidas de potencia, etc. La prueba se realiza en circuitos donde existen puntos de contacto a presión o deslizables, como es el caso en interruptores. Para medir la resistencia de contactos existen diferentes marcas de equipo, de diferentes rangos de medición que fluctúan entre 0 y 100 amperes para ésta prueba. Los equipos de prueba cuentan con una fuente de corriente directa que puede ser una batería o un rectificador.


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4.3.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones generales

para realizar pruebas. b) El equipo bajo prueba debe estar desenergizado y en la posición cerrado. c) Se debe aislar el equipo en lo posible contra la inducción electromagnética

mediante aterrizamiento temporal inmediato previo a la prueba para descargar la estática, ya que ésta produce errores en la medición y puede dañar el equipo de prueba.

d) Se deben limpiar perfectamente los conectores donde se van a colocar las

terminales del equipo de prueba a fin de asegurar un buen contacto y no afectar la medición.

e) Se debe poner atención en la colocación de las terminales del equipo de prueba,

algunos interruptores tiene una placa metálica auxiliar que se utiliza para adaptar la conexión de la terminal zapata del cable al interruptor. Cuando es el caso, se debe de efectuar dos mediciones, una tomando en cuenta la placa metálica y otra medición evitando la placa, esto con el objeto de verificar el estado de la placa metálica; si existe diferencia con los valores obtenidos, deben de desconectar la placa y efectuar limpieza.

4.3.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En las figuras de la 4.11 a la 4.14 se ilustran las conexiones de los circuitos de prueba para la medición de resistencia de contactos para diferentes tipos de interruptores.


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NOTA: LAS PRUEBAS SE REALIZAN CON EL INTERRUPTOR CERRADO

FIG. 4.13 INTERRUPTORES DE GRAN VOLUMEN DE ACEITE PRUEBA DE RESISTENCIA DE CONTACTOS

UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA No. SE-04-13


4-23 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

2

PRUEBA


M I D E P2C2P1

66554433

RESIST. CONTACTO POLO 12211

EJEMPLO: PRUEBA 1

5 3 1

6 4 2

C2 P2 C1 P1

BAJA RESISTENCIAOHMETRO PARA

C1

1

3RESIST. CONTACTO POLO 2RESIST. CONTACTO POLO 3


FIG. 4.14INTERRUPTORES DE BAJO VOLUMEN DE ACEITE, GAS SF6 Y CIRCUIT SWITCHERS.

PRUEBA DE RESISTENCIA DE CONTACTOS UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA No. SE-04-13


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2

PRUEBACONEXIONES DE PRUEBA

M I D E P2C2P1

V12V11

RESIST. CONTACTO21

C2 P2 C1 P1

BAJA RESISTENCIAOHMETRO PARA

C1

1

3

CAMARAS 1-2 FASE A

EJEMPLO: PRUEBA 1

13

5

V3

2

6

V1

V2

4

V246

4

5

3

3 V24

V369

7

8

5

5 V36

2

65

3

54

3

1

1V1

6

V3V3

V2V24

V12

RESIST. CONTACTO CAMARA 1 FASE ARESIST. CONTACTO CAMARA 2 FASE ARESIST. CONTACTO CAMARAS 1-2 FASE BRESIST. CONTACTO CAMARA 1 FASE BRESIST. CONTACTO CAMARA 2 FASE BRESIST. CONTACTO CAMARAS 1-2 FASE CRESIST. CONTACTO CAMARA 1 FASE CRESIST. CONTACTO CAMARA 2 FASE C


FIG. 4.15 INTERRUPTORES MULTICÁMARA BAJO VOLUMEN DE ACEITE ó GAS SF6



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6

5 3 124

VACIO

EJEMPLO: PRUEBA 1

CAMARA DE

BOQUILLAS 1,3,5 = FUENTEBOQUILLAS 2,4,6 = CARGA

OHMETRO PARABAJA RESISTENCIA

P2P1C1 C2

C2


23

PRUEBA

1

35

C1

1

3 45 6

P1

1 2

RESIST. CONTACTO FASE CRESIST. CONTACTO FASE BRESIST. CONTACTO FASE A

M I D E

46

P2

2


FIG. 4.16 INTERRUPTORES EN VACIO O GAS SF6 PRUEBA DE RESISTENCIA DE CONTACTOS



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1 3 5

642

MECANISMO 3POLO

2POLO

1POLO

Tq Tq Tq

E

5

64

31

2

MEC.

MIDE246

POLO 1POLO 2POLO 35

31

V (+)

CARGA

FUENTE

P3

P4

P1

P2

P5

P6

E=ESTRUCTURAP= PORCELANATq= TANQUE

12

(AMP)100100100


C1P2C2 P1

POSICION GROUNDI (+) I PRUEBA

CERRADOCERRADOCERRADO3

INTERRUPTORPRUEBA 1

1

V (+)I (+)1

1

FIG. 4.17 INTERRUPTORES DE TANQUE MUERTO



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4.3.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Esta prueba permite detectar oportunamente los problemas que se presentan por alta resistencia de contactos, que puede ser causada por cualquier elemento que forma el conjunto de contactos; desde el conector de la boquilla hasta los conectores fijos y móviles con todos sus accesorios. La resistencia de contactos varía de acuerdo al tipo y diseño del equipo, y debe ser de acuerdo a las normas correspondientes, los valores establecidos en los instructivos así como los obtenidos durante la puesta en servicio, nos sirven de referencia para pruebas posteriores. En algunos equipos el fabricante proporciona estos valores en milivolts (mV) de caída de tensión, por lo que será necesario hacer la conversión a micro-ohms (mΩ). Para interruptores en gran volumen de aceite, los valores son del orden de 100-300 micro-ohms. Para interruptores de los tipos pequeño volumen de aceite, vacío y gas SF6, los valores de resistencia de contactos aceptables son del orden de 30-100 micro-ohms. Este criterio es aplicable a los interruptores de gas SF6 en tanque vivo y tanque muerto. En el caso de aquellos interruptores que cuenten con indicador visual de desgaste de contactos, verificar su estado o posición como complemento de la prueba. 4.4 TIEMPO DE OPERACIÓN Y SIMULTANEIDAD DE CIERRE Y APERTURA. El objetivo de la prueba es determinar los tiempos de operación de los interruptores de potencia en sus diferentes formas de maniobra, así como la de verificar la simultaneidad de los polos o fases. El principio de la prueba se basa en una referencia conocida de tiempo trazado sobre el papel del equipo de prueba, se obtienen los trazos de los instantes en que los contactos de un interruptor se tocan o se separan a partir de las señales eléctricas de apertura y cierre de los dispositivos de mando del interruptor, estas señales de mando también son registradas sobre la gráfica, la señal de referencia permite medir el tiempo y la secuencia de los eventos anteriores. Existen varios tipos de instrumentos de prueba, los que utilizan dispositivos electromecánicos en los cuáles una señal eléctrica sobre una bobina, actúa mecánicamente sobre agujas que marcan un trazo sobre un papel tratado en su superficie; y los que utilizan galvanómetro que al accionar varían el punto de incidencia de un rayo luminoso sobre un papel fotosensible; en ambos tipos el movimiento del papel es efectuado por un motor de corriente directa a una velocidad constante.


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TIEMPO DE APERTURA.- Es el tiempo medido desde el instante que se energiza la bobina de disparo hasta el instante en que los contactos de arqueo se han separado. TIEMPO DE CIERRE.- Es el intervalo de tiempo medido desde el instante en que se energiza la bobina de cierre, hasta el instante en que se tocan los contactos primarios de arqueo en todos los polos. NOTA: En el caso de interruptores que presenten resistencias de pre-inserción, por lo general existe una diferencia entre los tiempos de cierre o apertura hasta el momento en que los contactos auxiliares en serie con las resistencias se tocan o se separan. EQUIPOS DE PRUEBA.- Existen varios tipos y marcas de equipos de prueba, distinguiéndose principalmente, los de tipo cronógrafo, oscilógrafo y registrador computarizado, las características generales de los equipos comúnmente usados se muestran en la tabla anexa, indicándose sobre la misma características de aplicación, así como ventajas y desventajas. Entre las características deseables de cualquier equipo se puede mencionar lo siguiente: a) a) Velocidad de papel.- Se considera que debe ser como mínimo de 1 m/seg a fin

de poder apreciar o medir con precisión tiempos del orden de milisegundos. b) Número de canales.- Dependiendo del tipo de interruptor por probar se requiere de

diferente número de canales, por lo que este deberá ser suficiente para poder probar por lo menos un polo.

c) Capacidad de almacenamiento de la información y plan de pruebas. d) Capacidad de entregar resultados en forma gráfica. e) Demanda de corriente de las bobinas de cierre y disparo de los interruptores. PRUEBAS NORMALES.- Las pruebas o mediciones que a continuación se indican son aquellas que se consideran normales, tanto para mantenimiento como para puesta en servicio de un interruptor. a) Determinación del tiempo de apertura. b) Determinación del tiempo de cierre


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c) Determinación del tiempo cierre-apertura en condición de disparo libre (trip-free) o sea el mando de una operación de cierre y uno de apertura en forma simultánea, se verifica además el dispositivo de antibombeo. d) Cantidad de rebotes al cierre de los contactos y su duración. e) Determinación de la simultaneidad entre contactos de una misma fase, tanto en cierre como apertura. f) Determinación de la diferencia en tiempo entre los contactos principales y contactos auxiliares de resistencia de pre-inserción, ya sean estos para apertura o cierre. g) Determinación de los tiempos de retraso en operación de recierre si el interruptor está previsto para este tipo de aplicación, ya sea recierre monopolar o tripolar. h) Distancia de recorrido, velocidad de cierre y apertura con el auxilio con transductor de movimiento lineal para determinación de penetración de contacto móvil. Las cuatro primeras pruebas son aplicables a todo tipo de interruptor mientras que las tres siguientes son aplicables a tipos específicos; la prueba e) a interruptores multi-cámaras, la f) a interruptores dotados de resistencia de pre-inserción y la g) a equipos aplicados con recierre. Las última prueba h) a interruptores de gas SF6 con accionamiento de biela mecánica. Dependiendo del interruptor por probar en lo que a número de cámaras se refiere, así como el número de canales disponibles en el equipo de prueba, es posible en algunos casos determinar dos o más de los tiempos anteriores simultáneamente en una sola operación. LIMITACIÓN.- Se pueden presentar casos en los cuales por razones específicas se requiere efectuar algunas pruebas diferentes a los normales o bien algunas variaciones de estas que le dan carácter de especial. Este tipo de pruebas son necesarias cuando se necesita una mayor investigación en algún problema específico y deberán diseñarse de acuerdo a lo que se desea investigar. Otro caso de prueba especial es aquella que requiere un determinado tipo de interruptor que por su diseño o arreglo de cámaras esté fuera de lo que pueda considerarse normal, como es el caso de algunos interruptores neumáticos Mitsubishi y modelos antiguos de Merlin & Gerin, en los cuales en serie con las cámaras de interrupción se tienen


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desconectadores cuya función exclusiva es dar aislamiento (no tienen capacidad de interrupción); para estos casos el sincronismo entre cámaras y desconectadores debe entonces ser verificado periódicamente. 4.4.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. b) Librar al interruptor completamente, asegurándose que las cuchillas seccionadoras respectivas se encuentran en posición abierta. c) Limpiar las terminales del interruptor donde se conectarán las terminales del equipo de prueba. 4.4.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. Las conexiones entre el equipo de prueba y el interruptor por probar, están determinadas en el instructivo de cada equipo de prueba en particular y en el conocimiento del arreglo físico de las cámaras y contactos del interruptor, así como del arreglo del circuito de control para el cierre y apertura del interruptor. Las figuras de la 4.15 a la 4.17, muestran las conexiones para la prueba de diferentes tipos de interruptores, utilizando el equipo de prueba Cronógrafo marca FAVAG.


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FIG. 4.18 INTERRUPTORES DE GRAN VOLUMEN DE ACEITE ó VACIO PRUEBA DE TIEMPOS DE OPERACIÓN Y SIMULTANEIDAD DE CONTACTOS



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FIG. 4.19 INTERRUPTORES DE PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE, GAS SF6 Y CIRCUIT SWITCHERS.

PRUEBA DE TIEMPOS DE OPERACIÓN Y SIMULTANEIDAD DE CONTACTOS UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA No. SE-04-13


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FIG. 4.20 INTERRUPTORES MULTICAMARA PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE ó GAS SF6



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1 3 5

642

MECANISMO 3POLO

2POLO

1POLO

Tq Tq Tq

E

5

64

31

2

MEC.

CARGA

FUENTE

P3

P4

P1

P2

P5

P6

E=ESTRUCTURAP= PORCELANATq= TANQUE

1

CONEXIONES

2

PRUEBA

+

110 V

220

5

110 V

4

220

+

110 V

3

220

+

110 V

2

220

+

1 1

+

_

PRUEBA

CIERRE

DISPARO

(+) FIRME

PUNTOSCANAL 1 CANAL 2 CANAL 3 CANAL 4

1 3 5 PUENTE

1 3 5

ENTRE 2,4,Y 6

PUENTEENTRE 2,4,Y 6

FIG. 4.21 INTERRUPTORES DE TANQUE MUERTO



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4.4.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. TIEMPO DE APERTURA. Se efectúa al interruptor registrando el instante de apertura de cada una de las fases y midiendo el intervalo en cada una, a partir de la señal de disparo del interruptor, que también queda registrada. Esta prueba es general e independiente del número de cámaras o contactos en serie que se tengan por fase, puesto que se mide la fase completa, que para el caso de varios contactos en serie, el registro en la gráfica corresponde al instante en que se abre el primer par. De esta misma prueba puede obtenerse además la simultaneidad entre fases del interruptor a la apertura. La figura siguiente muestra una gráfica típica para esta prueba.

TIEMPO DE CIERRE. Se efectúa al interruptor completo registrando el instante de cierre de cada una de las fases y midiendo el intervalo en cada una, a partir de la señal de cierre del interruptor, que también queda registrada. Esta prueba es general e independiente del número de cámaras o contactos en serie que se tengan por fase, puesto que se miden las tres fases completas. Debe tomarse en


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cuenta que en el caso de varios contactos en serie por fase, el registro en la gráfica corresponde al instante en que se cierra el último par. En la figura siguiente se muestra una gráfica típica para esta prueba.

VALORES DE PRUEBA. A continuación se hace referencia respecto a los valores de los tiempos anteriormente descritos para establecer un cierto criterio a modo de guía general, ya que los valores particulares para cada tipo de interruptor son una característica propia que generalmente proporciona el fabricante en sus instructivos. Los interruptores están clasificados en lo que se refiere a su tiempo de interrupción, en interruptores de 8, 5 y 3 ciclos, estos rangos están dados en base a las pruebas de prototipo que se efectúan y es el tiempo máximo obtenido dentro de toda la gama de pruebas efectuadas. Los tiempos de cierre son generalmente más largos que los de apertura y su importancia es relativamente menor, pueden variar dependiendo del tipo de interruptor, su mecanismo y el tamaño de sus partes en movimiento, por lo general los tiempos son del orden de 6 a 16 ciclos.


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Para evaluar la simultaneidad entre fases y entre contactos de una misma fase, es necesario considerar la máxima diferencia entre los instantes que se tocan los contactos durante el cierre o entre los instantes en que se separan durante la apertura, y no deberá exceder de 1/2 ciclo en base a la frecuencia nominal. La operación de contactos de un mismo polo debe ser prácticamente simultánea. Para los interruptores de tensión de diseño de 15,5 a 123 kV, que fueron adquiridos con referencia a la Especificación CFE- V5000-15 Edición 1992 y sus posteriores revisiones y actualmente con la Norma de referencia NRF-028-CFE-2004 (15 kV a 38 kV) los tiempos máximos son los indicados en la tabla 4.2. Para los interruptores de tensión de diseño de 123 a 400 kV, que fueron adquiridos con referencia a la Especificación CFE- V5000- 01 Edición 1981 y sus posteriores revisiones y actualmente con la Norma de referencia NRF-022-CFE-2002 (72,5 kV a 400 kV) los tiempos máximos son los indicados en la tabla 4.2. Para los interruptores que se adquirieron fuera de estas especificaciones, los tiempos de cierre pueden variar dependiendo del tipo de interruptor, su mecanismo y lo voluminoso de sus partes en movimiento; por lo anterior no se pueden establecer valores promedio. Se requiere en este caso basarse en los tiempos dados por el fabricante para cada modelo en particular, o bien a comparación entre interruptores similares Tabla.- 4.2.- Tiempos Máximos de Interrupción y de Cierre para interruptores con medio de extinción en vacío y SF6

Simultaneidad en la Operación de

los Polos en milisegundos

Tensión

Tiempo Máximo de

Cierre en milisegundos

Tiempo Máximo de

Interrupción en milisegundos

Cierre Apertura15 kV a 38kV 100 60 3 2

72,5 kV a 420 kV 160 50 4,16 2,77

4.5 RIGIDEZ DIELÉCTRICA DE CAMARAS DE INTERRUPCIÓN, PARA

INTERRUPTORES EN VACÍO O SF6. Para interruptores de potencia con cámaras de extinción de arco en vacío o gas SF6, se recomienda realizar la prueba de rigidez dieléctrica aplicando alta tensión de C.A. o C.D. Con esta prueba es posible verificar el estado de las cámaras en cuanto a su hermeticidad y estado del medio de extinción del arco, debiéndose consultar el manual del fabricante correspondiente para todo lo relativo a niveles de voltaje y duración de la prueba.


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4.5.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. b) Librar al interruptor completamente, asegurándose que las cuchillas seccionadoras respectivas se encuentran en posición abierta. c) Se recomienda en lo posible aplicar el potencial únicamente a las cámaras, sin que intervengan en el circuito de prueba las boquillas y soportes aislantes del interruptor. d) Se deben limpiar perfectamente los conectores donde se van a colocar las terminales del equipo de prueba. NOTA: Esta prueba se recomienda solo para puesta en servicio de los interruptores. 4.5.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. Las figuras 4.19 y 4.209 muestran las conexiones con detalle entre los equipos de prueba comúnmente utilizados y el interruptor por probar.


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6

5 3 124

VACIO

EJEMPLO: PRUEBA 1

CAMARA DE


23

PRUEBA1

35

H11

B.T. 127 V.C.A.A.T.

H2

46

2PRUEBA

5050

50*SEGUNDOS

33

3*INTERRUPTOR

ABIERTOABIERTO

ABIERTO

* PARA INTERRUPTORES CON VOLTAJE NOMINAL DE 15 KV. PARA LOS CASOS DEINTERRUPTORES DE 23 Y 34.5 KV, CONSULTAR EL MANUAL DEL FABRICANTE

KV POSICION

FIG. 4.22 INTERRUPTORES EN VACÍO ó SF6 PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DE CAMARAS DE INTERRUPCIÓN CON FUENTE

DE CORRIENTE ALTERNA DE 60 HZ. UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA No. SE-04-14


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6

5 3 124

VACIO

EJEMPLO: PRUEBA 1

CAMARA DE


23

PRUEBA1

35

LINEA1

TIERRA

46

2PRUEBA

7070

70*SEGUNDOS

33

3*INTERRUPTOR

ABIERTOABIERTO

ABIERTO

* PARA INTERRUPTORES CON VOLTAJE NOMINAL DE 15 KV. PARA LOS CASOS DEINTERRUPTORES DE 23 Y 34.5 KV, CONSULTAR EL MANUAL DEL FABRICANTE

TIEMPO POSICIONEN

KV

Fig. 4.23 INTERRUPTORES EN VACIO ó SF6 PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DE CAMARAS DE INTERRUPCIÓN

CON FUENTE DE CORRIENTE DIRECTA UTILIZAR PORMATO DE PRUEBA SE-04-14


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FECHA ULTIMA PRUEBA

INTERRUPTORES: G V A REPORTE No.

PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO DIVISION ZONA

SUBESTACION FECHAEQUIPO (CLAVE) MARCA TIPO VOLTAJE NOMINAL KV SERIE No.CORRIENTE NOMINAL AMPCORRIENTE DE INTERRUPCION KA CAPACIDAD INTERRUPTIVA MVA

TEMP. AMBIENTE oC EQUIPO DE PRUEBA : MARCAHUMEDAD RELATIVA % TIPO CONDICIONES DEL TIEMPO VOLTAJE DE PRUEBA VOLTS.

NUMERACION DE FASES Tq = TANQUE P = PORCELANA Y BOQUILLAS

OBSERVACIONES:

PROBO:

REVISO:

FORMATO SE-04-01

LECTURA MULTIPLICADA

( M Ω , GΩ Y TΩ )

3

ABIERTO " "

CERRADO ABIERTO 14

15

1

2

ABIERTO

P3P3-4

P1P1-P2

P2-1

P3-P4P3-P4

7 8

9 10 11 12 13

3 4 5 6

TqTq-2

1 2 P1-21

1

6 P6-5 Tq

1

5 P5-P6

5 P5-643

(MEGGER)

P R U E B A

CONEXIONES

SERIE No.

LINEA

5-6 P5-P6 Tq

Tq

5 P5 Tq-6

2

Tq-4Tq

Tq

60 SEG.

3

1-2

MULTIPLICADOR MEGGER: ____________________

LECTURAF A S E GUARDA TIERRA 60 SEG.

P1-P2TqTqTq

" CERRADO ABIERTO ABIERTO

POSICION INTERRUPTOR

ABIERTO "

P4-3 Tq

" "

CERRADO 3

3-4

Tq

Tq

MEC 1 2

3 4

5 6

C A R G A

F U E N T E


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PROBO:

REVISO:


MEGGER:

NOTA:LAS PRUEBAS SE REALIZAN CON INTERRUPTOREN POSICION DE ABIERTO.

MULTIPLICADORE = E S T R U C T U R A D E L I N T E R R U P T O R

FUENTE : 1, 3, 5CARGA : 2, 4, 6

OBSERVACIONES:

%TEMP. AMBIENTE HUMEDAD RELATIVA CONDICIONES DEL TIEMPO

SUBESTACION EQUIPO (CLAVE) VOLTAJE NOMINAL KV

FECHAMARCASERIE No.

TIPO

FECHA ULTIMA PRUEBA REPORTE No.DIVISIONZONA

CAPACIDAD INTERRUPTIVA MVA

TIPOVOLTS.

EQUIPO DE PRUEBA : MARCASERIE No.

E

L E C T U R A

60 SEG.

LECTUAR MULTIPLICADA ( MΩ, GΩ, TΩ )

60 SEG.

E E 6E

2E E 4

6

---------------------------

3 4 5 5

1 1 2 3

3

1 2 3 4 5 6 7 8 9

FASE PRUEBA

1

2

SF6 CIRCUIT - SWITCHER

CONEXIONES (MEGGER)

LINEA GUARDA TIERRA

INTERRUPTORES: BVA , SF6 , CS


TIPO BAJO VOLUMEN DE ACEITE

CORRIENTE NOMINAL CORRIENTE DE INTERRUPCION

AMPKA

VOLTAJE DE PRUEBA

ºC

(2, 4, 6)

(1, 3, 5)

E


4-43 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA REPORTE No.

PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO DIVISIONZONA

SUBESTACION FECHAEQUIPO (CLAVE) MARCA TIPOVOLTAJE NOMINAL KV SERIE No.CORRIENTE NOMINAL AMPCORRIENTE DE INTERRUPCION KA CAPACIDAD INTERRUPTIVA MVA

TEMP. AMBIENTE o C EQUIPO DE PRUEBA : MARCAHUMEDAD RELATIVA TIPOCONDICIONES DEL TIEMPO VOLTAJE DE PRUEBA VOLTS.

NUMERACION DE FASES MEGGER:Y BOQUILLAS

RIGIDEZ DIELECTRICA EN CAMARA DE VACIO O SF6 HASTA 34.5 KV NO SATISFACTORIO

OBSERVACIONES:

PROBO:

REVISO:FORMATO SE-04-03

( MΩ , GΩ Y TΩ )

6

"

5

1-23-4

3

FA S E GUARDA

PR U E B A

INTERRUPTOR


CONEXIONES

SERIE No.

MULTIPLICADOR MEGGER:____________________

LECTURA

TIERRA 60 SEG.LINEA 60 SEG.

4

(MEGGER)

E

3

12

212

ABIERTO "

9 E5-6

EEEEE

1 2

−−−−

78

3456 5

14

6

CERRADO "

" " " " 3

1 2 3

1

3 5 6

4

2

C A R GA

FU E N TE


4-44 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA

INTERRUPTOR TIPO TANQUE MUERTO REPORTE No.PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO DIVISION

ZONA

SUBESTACION FECHAEQUIPO (CLAVE) MARCA TIPOVOLTAJE NOMINAL KV SERIE No.CORRIENTE NOMINAL AMP CAPACIDAD INTERRUPTIVA KA

TEMP. AMBIENTE oC EQUIPO DE PRUEBA : MARCAHUMEDAD RELATIVA % TIPOCONDICIONES DEL TIEMPO VOLTAJE DE PRUEBA VOLTS.

NUMERACION DE FASES Tq = TANQUE P = PORCELANA E = ESTRUCTURA

Y BOQUILLAS

OBSERVACIONES:

PROBO:


1

2

3E

E

"

POSICION

INTERRUPTOR

ABIERTO

"

E

E

"

"

" 5

4

6

3

MULTIPLICADOR MEGGER: ____________________

LECTURAPOLO GUARDA TIERRA 60 SEG.

P (4-3)

60 SEG.

PRUEBA

CONEXIONES

SERIE No.

LINEA

(MEGGER)


( MΩ, GΩ Y TΩ )

E

E

1

2

P (1-2)1

2

3

4

5

6 P (6-5)

P (2-1)

P (3-4)

P (5-6)

135

6 4 2

MECANISMO3POLO

2POLO

1POLO

Tq Tq Tq

E


4-45 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA INTERRUPTORES: MULTICAMARA REPORTE No.PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO DIVISION

ZONA


TEMP. AMBIENTEoC EQUIPO DE PRUEBA : MARCA

HUMEDAD RELATIVA % TIPOCONDICIONES DEL TIEMPO VOLTAJE DE PRUEBA VOLTS.

TIPO BAJO VOLUMEN DE ACEITE SF6 AIRE COMPRIMIDO

FUENTE : 1, 3, 5 MULTIPLICADOR MEGGER: CARGA : 2, 4, 6

E = ESTRUCTURA DEL INTERRUPTOR

OBSERVACIONES:

NOTAS:1) LAS PRUEBAS SE REALIZAN CON INTERRUPTOR EN POSICION DE ABIERTO.2) AL REALIZAR LAS PRUEBAS, DESCONECTAR LOS CAPACITORES SHUNT.

PROBO:



( MΩ , GΩ Y TΩ )

60 SEG.

L E C T U R A

---

---

V3

V2 E

60 SEG.

E E V1 V1

(MEGGER)

LINEA GUARDA TIERRA 1 2

1 54

3

2 6

V1

CONEXIONES

SERIE No.

P OL O

1 2 3

4 3

PR U E B A

1

2

E ---

--- V2

V3 E E

3 ---------4 V3 3 5-6

---

43-4V2

---12

1-2---------

(V1, V2, V3)

(1, 3, 5) (2, 4, 6)

E


4-46 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBAINTERRUPTORES: GVA REPORTE No.

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DE AISLAMIENTO DIVISIONZONA

SUBESTACION FECHAEQUIPO (CLAVE) MARCA TIPOVOLTAJE NOMINAL KV SERIE No.CORRIENTE NOMINAL AMP CAPACIDAD INTERRUPTIVA MVACORRIENTE DE INTERRUPCION KA BOQUILLAS: MARCA TIPO

TEMP. AMBIENTE oC EQUIPO DE PRUEBA : MARCAHUMEDAD RELATIVA % TIPOCONDICIONES DEL TIEMPO

1 2 1 2 1 2 3 3 3

1 2 1 2 1 2

1 2 1 2 1 2

NUMERACION DE FASES Y BOQUILLAS Tq = TANQUE CONDICIONES DELII F= SEGUNDO FALDON AISLAMIENTO

B = BUENOPROBO: D = DETERIORADO

I = INVESTIGARREVISO: M = MALO

FORMATO SE-04-05

SERIE No.

F A S E

PR U EB A

POSICION CONEXIONES

T.A.T. T.B.T.INTERRUPTOR SERIE No.

BOQUILLAS

SELECTOR MULT. mVA

% FACTOR

LECT. MULT. mW MEDIDO

CONDIC. DEDE PRUEBA MILIVOLTAMPERES MILIWATTS DE POTENCIA

PRUEBAS A 2.5 KV

AISLAMIENTO

1ABIERTO 1 Tq GROUND

LECT.

" 2 " " 2

" 3 " "

" 4 " "

3 " 5 " "

" 6 " " 1 CERRADO 1-2 " " 2 " 3-4 " "3 " 5-6 " "

PRUEBA DE COLLAR CALIENTE A BOQUILLAS mVA mW

1 II F 1 GROUND " 2 " 2 " 3 " " 4 "

" 5 " " 6 " PRUEBA DE BOQUILLAS CON TAP CAPACITIVO

3

1 1 TAP UST 2 " "

2 3 " "

4 " " 3 5 " " 6 " "

MEDIDO

MEC

1

2 1

3

42

5

63


4-47 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA INTERRUPTORES: GVA REPORTE No.




121212333

121212

121212

NUMERACION DE FASES Y BOQUILLAS Tq = TANQUE CONDICIONES DELII F= SEGUNDO FALDON AISLAMIENTO

B = BUENOPROBO: D = DETERIORADO

I = INVESTIGARREVISO: M = MALO

FORMATO SE-04-06

6 " "3 5 " ""4 "2 3 " "

2 " "TAP UST1 1

PRUEBA DE BOQUILLAS CON TAP CAPACITIVO MEDIDO CORR.20 oC

" 6 "5 "3 " " 4 "2 " 3 "

" 2 "1 GROUND1

II FPRUEBA DE COLLAR CALIENTE A BOQUILLAS mA

W 3 " 5-6 " "

" "2 " 3-4 1 CERRADO 1-2 " "" 6 " "3 " 5 " "

"" 4 "2 " 3 " "" 2 " "

AISLAMIENTO20 oC

1 ABIERTO 1 Tq GROUND

CONDIC. DEDE PRUEBA MILIAMPERES WATTS DE POTENCIA

PRUEBAS A 10 KV

LECT.MULT. mA

% FACTOR

MEDIDO CORR.LECT.MULT. W

FA S E

PR U EB A

POSICION CONEXIONES

T.A.T. T.B.T.INTERRUPTOR SERIE No.

BOQUILLAS

SELECTOR

SERIE No.

ME C

1

21

3

42

5

63


4-48 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA INTERRUPTORES: VACIO REPORTE No.




1 2 1 2 1 2 3 3 3

1 2 1 2 1 2

1 2 1 2 1 2 NUMERACION DE FASES Y BOQUILLAS Tq = TANQUE CONDICIONES DEL

F U E N T E II F= SEGUNDO FALDON AISLAMIENTOB = BUENO

PROBO: D = DETERIORADOI = INVESTIGAR

REVISO: M = MALO

CARGA FORMATO SE-04-07

"" "

56

"

""""

MEDIDO CORR.20 oC

PRUEBA DE COLLAR CALIENTE A BOQUILLAS

PRUEBA DE BOQUILLAS CON TAP CAPACITIVO

1

"

234

56

TAP UST""

" ""

1234

GROUND""

" " " "

1

2

3

1

2

3

"24

"

U S T"

"

"

"""5

""""

234

135

II F

6

123

3 6

1

2

MEDIDO CORR.20 oC

ABIERTO 1 Tq GROUND

POSICION CONEXIONES

DE PRUEBA

PRUEBAS A 2.5 KV

SELECTORT.B.T.T.A.T.

M E C

mVA mW

FA S E

P R U E B A

MILIVOLTAMPERES MILIWATTS

% FACTOR

DE POTENCIA LECT. AISLAMIENTO

SERIE No.

CONDIC. DE

SERIE No.INTERRUPTOR BOQUILLAS

MULT. mVA LECT.MULT. mW

1 3 5

642


4-49 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA INTERRUPTORES: VACIO REPORTE No.




1 2 1 2 1 2 3 3 3

1 2 1 2 1 2

1 2 1 2 1 2 NUMERACION DE FASES Y BOQUILLAS Tq = TANQUE CONDICIONES DEL

F U E N T E II F= SEGUNDO FALDON AISLAMIENTOB = BUENO


REVISO: M = MALO

CARGA FORMATO SE-04-08

"" "

56

"

""""

MEDIDO CORR.20 oC

PRUEBA DE COLLAR CALIENTE A BOQUILLAS

PRUEBA DE BOQUILLAS CON TAP CAPACITIVO

1

"

234

56

TAP UST""

" ""

1234

GROUND""

" " " "

1

2

3

1

2

3

"24

"

U S T"

"

"

"""5

""""

234

135

II F

6

123

3 6

1

2

MEDIDO CORR.20 oC

ABIERTO 1 Tq GROUND

POSICION CONEXIONES

DE PRUEBA

PRUEBAS A 10 KV


M E C

mA W

FA S E

P R U E B A

MILIAMPERES WATTS

% FACTOR

DE POTENCIA LECT. AISLAMIENTO

SERIE No.

CONDIC. DE

SERIE No.INTERRUPTOR BOQUILLAS

MULT. mA LECT.MULT. W

1 3 5

642


4-50 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA INTERRUPTORES: MULTICAMARA REPORTE No.




TIPO BAJO VOLUMEN DE ACEITE SF6 AIRE COMPRIMIDO

II F C I = SEGUNDO FALDON CAMARA INTERRUPTIVAIIF A S = SEGUNDO FALDON AISLADOR SOPORTE

OBSERVACIONES:

CONDICIONES DELNOTAS: AISLAMIENTO

1) REALIZAR PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA CON B = BUENOINTERRUPTOR EN POSICION DE ABIERTO. D = DETERIORADO

2) REALIZAR PRUEBAS DE COLLAR CALIENTE CON I = INVESTIGARINTERRUPTOR EN POSICION DE CERRADO. M = MALO

PROBO:REVISO:

FORMATO SE-04-09

LECTURA

LECTURAS A 2.5 KV

MILIVOLTSAMPERES MILIWATTS

mVA

1 II FCIII FCI2

3

1 " "

II FAS 34

V 2" "

II FCIII FAS

"

LECTURA MULT.

" "

" "

4 V 2 " " "

"

" "

II FCIII FCIII FAS

12

V 1

56

V 3

II FCI

" " "

CONEXIONES

DE PRUEBA

3 V 2

T.A.T. 121

34

6

E E

V 3V 3E 3 E

565

1

F A S E

2

12

1234

1234

3 3

2312 "

MILIWATTS

PARTE SUPERIOR

mVA / mW

4E E 2

" 12

V IV I

CONDIC. DE DE POTENCIA

P R U E B A

GROUND MEDIDO CORR. AISLAMIENT

20 oCmWMULT.

3

T.B.T. SELECTOR

SERIE No.

% FACTOR

PRUEBA DE COLLAR CALIENTE

MILIVOLTSAMPERES

E

V (1, 2, 3)

(2, 4, 6)(1, 3, 5)


4-51 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA INTERRUPTORES: MULTICAMARA REPORTE No.



TEMP. AMBIENTE oC EQUIPO DE PRUEBA : MARCAHUMEDAD RELATIVA % TIPOCONDICIONES DEL TIEMPO TIPO BAJO VOLUMEN DE ACEITE SF6 AIRE COMPRIMIDO

II F C I = SEGUNDO FALDON CAMARA INTERRUPTIVA II F A S = SEGUNDO FALDON AISLADOR SOPORTE

OBSERVACIONES:

CONDICIONES DELNOTAS: AISLAMIENTO

1) REALIZAR PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA CON B = BUENOINTERRUPTOR EN POSICION DE ABIERTO. D = DETERIORADO

2) REALIZAR PRUEBAS DE COLLAR CALIENTE CON I = INVESTIGARINTERRUPTOR EN POSICION DE CERRADO. M = MALO

PROBO:REVISO:

FORMATO SE-04-10

LECTURA

LECTURAS A 10 KV

MILIAMPERES WATTS

mA

1II FCIII FCI2

3

1 " "

II FAS 3 4

V 2" "

II FCIII FAS

"

LECTURA MULT.

" "

" "

4 V 2 " " "

"

" "

II FCIII FCIII FAS

1 2

V 1

5 6

V 3

II FCI

" " "

CONEXIONES

DE PRUEBA

3 V 2

T.A.T. 1 2 1

3 4

6

EE

V 3V 3E3

E

5 6 5

1

F A S E

2

12

1234

1234

33

2312 "

WATTS

PARTE SUPERIOR

mA / W

4EE2

" 12

V IV I

CONDIC. DEDE POTENCIA

PR U EB A

GROUND MEDIDO CORR. AISLAMIENTO

20 oCWMULT.

3

T.B.T. SELECTOR

SERIE No.

% FACTOR


MILIAMPERES

E

V (1, 2, 3)

(2, 4, 6)(1, 3, 5)


4-52 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA INTERRUPTORES: BVA, SF6, CS. REPORTE No.



TEMP. AMBIENTE oC EQUIPO DE PRUEBA : MARCAHUMEDAD RELATIVA % TIPOCONDICIONES DEL TIEMPO TIPO BAJO VOLUMEN DE ACEITE SF6 CIRCUIT - SWITCHER


CONDICIONES DELOBSERVACIONES: AISLAMIENTO

B = BUENOD = DETERIORADO

NOTAS: I = INVESTIGAR1) REALIZAR PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA CON M = MALOINTERRUPTOR EN POSICION DE ABIERTO.2) REALIZAR PRUEBAS DE COLLAR CALIENTE CONINTERRUPTOR EN POSICION DE CERRADO.

PROBO:


1 II FCI

1

2

3

1

" "

3

2

21

II FAS II FCIII FAS

PARTE SUPERIORmVA / mW


3 4

"

5

"

6

GROUND " " " " "

1 2

"

CONEXIONES

DE PRUEBA

" " 2 EE

T.B.T. SELECTOR

II FCI

T.A.T. 1 1 2 3

II FAS

E

EE6 E5

3 4

6

P OL O

231

3

12

PR U EB A

2

1

5

2

3

4 "

21

LECTURA MULT. mVA

% FACTOR CONDIC. DE

DE POTENCIA PRUEBAS A 2.5 KV

MILIVOLTSAMPERES MILIWATTS

MEDIDO

SERIE No.

LECTURA

GROUND CORR. AISLAMIENTO20 oC

mWMULT.

(2, 4, 6)

(1, 3, 5)

E


4-53 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA INTERRUPTORES: BVA, SF6, CS. REPORTE No.



TEMP. AMBIENTE oC EQUIPO DE PRUEBA : MARCAHUMEDAD RELATIVA % TIPOCONDICIONES DEL TIEMPO TIPO BAJO VOLUMEN DE ACEITE SF6 CIRCUIT - SWITCHER


CONDICIONES DELOBSERVACIONES: AISLAMIENTO

B = BUENOD = DETERIORADO

NOTAS: I = INVESTIGAR1) REALIZAR PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA CON M = MALOINTERRUPTOR EN POSICION DE ABIERTO.2) REALIZAR PRUEBAS DE COLLAR CALIENTE CONINTERRUPTOR EN POSICION DE CERRADO.

PROBO:


1 II FCI

1

2

3

1

" "

3

2

21

II FAS II FCIII FAS

PARTE SUPERIORmA / W


34

"

5

"

6

GROUND " " " " "

12

"

CONEXIONES

DE PRUEBA

" " 2E E

T.B.T. SELECTOR

II FCI

T.A.T.

1 1 2 3

II FAS

E

E E 6E 5

3 4

6

P OL O

231

3

12

PR U EB A

2

1

5

2

3

4 "

21

LECTURA MULT. mA

% FACTOR CONDIC. DE

DE POTENCIA PRUEBAS A 10 KV

MILIAMPERES WATTS

MEDIDO

SERIE No.

LECTURA

GROUND CORR. AISLAMIENTO20 oC

WMULT.

(2, 4, 6)

(1, 3, 5)

E


4-54 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA

INTERRUPTOR TIPO TANQUE MUERTO REPORTE No.PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DIVISION

ZONA



NUMERACION DE FASES Tq = TANQUE P = PORCELANA E=ESTRUCTURAY BOQUILLAS

OBSERVACIONES:

PROBO:

REVISO:

FORMATO SE-04-15

POLO

12

PRUEBA

3

"89

ABIERTO"""

GroundGround

35

EEE5

64

E61

EE

2

SERIE No.

mA

101010

LECTURA

WATTS

MULT.

MULT.

LECTURA

% F.P.

CAPACITA

NCIA

1010

10

101010UST

KV

PRUEBA

CABLES DE ALTO

VOLTAJE (H.V.)

rojo-azul

CABLE DE ALTO

VOLTAJE (H.V.)

34

GroundGround

USTUST

POSICION INTERRUPTOR

MODO

12

GroundGround

""""

4567

9

1

3

5

78

135

6 4 2

MECANISMO3POLO

2POLO

1POLO

Tq Tq Tq

E


4-55 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA INTERRUPTORES REPORTE No.

PRUEBA DE RESISTENCIA DE CONTACTOS Y TIEM- DIVISIONPO DE OPERACIÓN ZONA

SUBESTACION FECHAEQUIPO (CLAVE) MARCA TIPONo. DE SERIE CAPACIDAD MVA VOLTAJE (KV) TEMP. AMB. oC H.R. % COND. METEOROLOGICAS

1.- R E S I S T E N C I A D E C O N T A C T O S

OHMETRO: TIPOMARCA: SERIE No.

1.1.- RESISTENCIA DE CONTACTOS . INTERRUPTORES MULTICAMARAOHMETRO: TIPO

MARCA: SERIE No.

2.- VELOCIDAD DE OPERACION C I C L O S ó M I L I S E G U N D O S P O R P O L O

CRONOGRAFO:MARCA TIPOSERIE No.

2.1.- VELOCIDAD DE OPERACIÓN . INTERRUPTORES MULTICAMARA C I C L O S ó M I L I S E G U N D O S P O R C A M A R A I N T E R R U P T I V A

CRONOGRAFO.- MARCA TIPO SERIE

3.- SIMULTANEIDAD. DIFERENCIA: C I C L O S ó M I L I S E G U N D O S

OBSERVACIONES: PROBOREVISO

FORMATO SE-04-13

M I C R O O H M S E N T R E T E R M I N A L E S D E P O L OPOLO . 1 (1-2) POLO . 2 (3-4) POLO . 3 (5-6)

POLO CAMARA 1 CAMARA 212

POLOS 2-3

CAMARA 2 A P E R T U R A

CAMARA 3 CAMARA 4

3

CIERRE APERTURAPOLO . 1 POLO . 2 POLO . 3 POLO . 1 POLO . 2 POLO . 3

CAMARA 4 CAMARA 1C I E R R E

POLO CAMARA 1 CAMARA 2 CAMARA 3 CAMARA 3 CAMARA 4123

POLOS 1-2 POLOS 2-3 POLOS 3-1 POLOS 1-2CIERRE APERTURA

POLOS 3-1


4-56 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA

INTERRUPTOR TIPO TANQUE MUERTO REPORTE No.PRUEBA DE RESISTENCIA DE CONTACTOS DIVISION

ZONA




OBSERVACIONES:

PROBO:

REVISO:

FORMATO SE-04-16

SERIE No.

POLO 2100

3 CERRADO 5 6 POLO 3100100

2 CERRADO 3 41 CERRADO 1 2 POLO 1

PRUEBA POSICION

INTERRUPTORI1 (+) V1(+)

I1 (-) V 1(-)

MIDE I PRUEBA (AMP)

LECTURA EN MICROHOMS

135

6 4 2

MECANISMO3POLO

2POLO

1POLO

Tq Tq Tq

E


4-57 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

KVAKA

%

CARGA

FUENTE

NUMERACION DE POLOS,BOQUILLAS Y CAMARAS

PRUEBA DE RIGIDEZ DIELECTRICA A CAMARASINTERRUPTORES SF6 Y VACIO

FECHA ULTIMA PRUEBA REPORTE No.DIVISION

TENSION NOMINAL CORRIENTE NOMINAL

ZONA

MVA

TEMP. AMBIENTE

CORRIENTE DE INTERRUPCION

FECHAINT. MARCASERIE No.CAPACIDAD INTERRUPTIVACAMARAS MARCA

SUBESTACION EQUIPO (CLAVE)

ºC EQUIPO DE PRUEBA : MARCASERIE No.

TIPO

TIPO

TIPO

TIPO: SF6 VACIO

HUMEDAD RELATIVA CONDICIONES DEL TIEMPO

CAMARA DEL POLO

No. PRUEBA

2 2 3 4 ABIERTO

1 1 1 22

ABIERTO

3

LINEA TIERRA

1 1 1 2

2 3 3

5

ABIERTO46

KV DE

PRUEBA

TIEMPO EN

SEGUNDOS


H1 H2

RESULTADO (SATISFACTORIO)

(NO SATISFACTORIO)

ABIERTOABIERTO

POSICION DEL

INTERRUPTOR

RESULTADO (SATISFACTORIO)

(NO SATISFACTORIO)

PRUEBA CON CORRIENTE ALTERNA

PRUEBA CON CORRIENTE DIRECTA

CAMARA DEL POLO

No. PRUEBA CONEXIONES DE PRUEBA KV DE

PRUEBA

TIEMPO EN

SEGUNDOS

POSICION DEL

INTERRUPTOR

OBSERVACIONES:

3 3 5 6 ABIERTO

FORMATO SE-04-14

PROBO:

REVISO:

1 3 5

2 4 6


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FECHA ULTIMA PRUEBA

INTERRUPTOR TIPO TANQUE MUERTO REPORTE No.PRUEBA DE TIEMPO DE OPERACIÓN DIVISION

Y VELOCIDAD DE CONTACTOS ZONA




OBSERVACIONES:

PROBO:

REVISO:

FORMATO SE-04-17

PRUEBA PUNTOS CONEXIONES VELOCIDAD EN MILISEGUNDOS

O CICLOSPRUEBADISCREPANCIA ENTRE POLOS

5

5

CANAL 4

PUENTE ENTRE 2, 4 Y 6

PUENTE ENTRE 2, 4 Y 6

CANAL 3

1

1

CANAL 2

3

3

CANAL 1

1

2

DISPARO

CIERRE

(+) FIRME

SERIE No.

135

6 4 2

MECANISMO3POLO

2POLO

1POLO

Tq Tq Tq

E


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FORMATO SE-30PRUEBAS DE PUESTAEN SERVICIO

PRUEBAS DE INSPECCION

PRUEBAS DESPUESDEL MANTENIMIENTO

SUBESTACION ZONA DIVISION FECHA

DATOS DE PLACA DEL INTERRUPTOR:MARCA TIPO SERIE No. AMPERESTIPO DE EXTINCION VOLTAJE DE OPERACIÓN CAPACIDAD INTERRUPTIVA MVA

* F.P. TAP. CAPACITIVOPROBO: OBSERVACIONES:

REVISO:

AUTORIZO:

123

6POLOS CIERRE APERTURA

A 20 oCMEGAOHMS

1-2 3-4 5-64 5 63

6045

ABIERTO

RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

30

1 2 3SEG.

FACTOR DE POTENCIA

ABIERTO CERRADO

4 515

6

A 20 oC

1 2

3-41-2CERRADO (Polos)

5-6

3 4 52

*1

3-45-6

RESISTENCIA DECONTACTOS

μ Ω1-2

MILIAMP.

VELOCIDAD DE OPERACIÓN

CICLOS ó MILISEGUNDOS

BOQUILLAS: MILIWATTS WATTSRIGIDEZ

F.P.RESIST. X 106 MΩ

%KV.

ACEITE AISLANTE

MILISEGUNDOS CICLOS ó

PRUEBA DE CAMARA DE VACIOó en SF6 RIG. DIELECTRICA (KV)

SIMULTANEIDAD: DIFERENCIA.

POLOS CIERRE APERTURA

F. POTENCIA

REPORTE DE PRUEBAS A INTERRUPTORES DE POTENCIA (RESUMEN)


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CAPÍTULO 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO

5.1 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. Los diferentes diseños en TC's y TP's y DP´s capacitivos requieren que la persona que debe probarlos analice con detenimiento su diagrama en particular, determine las conexiones que convenga seguir y las resistencias dieléctricas que están bajo prueba. Esta conexión deberá quedar asentada en el reporte de prueba del equipo. Invariablemente en fechas posteriores se harán pruebas con conexiones iguales, a fin de tener datos comparativos. Al probar un transformador de instrumento se determinan las condiciones del aislamiento entre los devanados primario y secundario contra tierra. Para la prueba del primario contra tierra, se utiliza el rango de mayor tensión del equipo de prueba, dependiendo de su tipo; y para la prueba del secundario contra tierra, se usa el rango del medidor para una tensión aproximada a la tensión nominal del equipo a probar, de 500 V. Existen dos tipos de TC's pedestal y dona. La prueba de aislamiento que se realiza tiene diferentes consideraciones. Los TC's tipo pedestal están por separado al equipo primario y se prueba el aislamiento formado por un pedestal de porcela o resina y un medio aislante de aceite o un envolvente de gas SF6. Los TC's sin devanado primario conocidos como tipo dona (bushing) estan integrados al equipo primario como transformadores e interruptores y se prueban las condiciones de su aislamiento exterior respecto a tierra del equipo asociado y la condición interna de su devanado. En los TC's tipo dona solo se hacen las pruebas de secundario a tierra, utilizando 500 volts con el equipo de prueba, como se indica en la figura 5.5 A partir de tensiones de 34.5 KV la gran mayoría de los transformadores de potencial con arreglos estrella – estrella son de aislamiento reducido en su terminal P2. La terminal P2 del devanado primario está conectada directamente a tierra. Al probar este tipo de TP's es necesario desconectar la terminal P2 de tierra con objeto de efectuar la prueba del devanado primario a tierra, teniendo el cuidado de limpiar perfectamente la terminal P2 y de no aplicar más de 2500 V, debido a que ésta terminal es de aislamiento reducido.


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En caso de no contar con acceso para la desconexión de la terminal P2, la prueba de resistencia del aislamiento no podrá ejecutarse. DISPOSITIVOS DE POTENCIAL (Acopladores capacitivos y resistivos). La prueba de resistencia de aislamiento en dispositivos de potencial (DP`s) se realiza uniendo las terminales de los devanados primario y secundario y aislando toda conexión a tierra y a tableros, siendo esto con el fin de que no intervengan en la prueba las capacitancias y /o resistencias integradas en el dispositivo; ésta prueba se efectúa únicamente a 500 V. En los DP´s Capactivos de 115 kV, en la mayoría de estos, los Transformadores de potencial vienen inmersos en un deposito con aceite aislante y a través de un pasamuro salen al exterior únicamente las terminales de los devanados secundarios por lo tanto solo se hacen las pruebas de secundario a tierra, utilizando 500 Volts con el equipo de prueba, como se indica en la figura 5.4 5.1.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. b) Desconectar cables de las terminales primaria y secundaria del transformador o dispositivo. c) Cortocircuitar terminales del devanado primario y secundario en forma independiente. d) Limpiar el aislamiento externo. 5.1.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. Para la prueba de transformadores de instrumento se tomarán las medidas de seguridad y se seguirán las instrucciones para el uso del probador de resistencia de aislamiento descritas en las secciones respectivas. Todas las pruebas se harán a 1 minuto aplicando el voltaje de prueba adecuado, conforme a lo descrito anteriormente.


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En las figuras 5.1 a la 5.5, se ilustran las conexiones para la prueba de resistencia de aislamiento a transformadores de instrumento.


P1, P2

S1, S2, S3, S4

1

2

PRUEBA L

PORCELANA

G

P1 P2

VOLTS

5000PRUEBAT

P1, P2

S1, S2, S3, S4

RSC

RP-RPCMIDE

500

MEGOHMETRO

L G T

Rp

Rsc

C

Rpc

Fig. 5.1 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO



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PORCELANA

CABLE DE LINEA (GUARDA)PANTALLA DEL


S4S1P2S2S3

S1, S2, S3, S4

PRUEBA

2

1 P1, P2

L G

P1

PRUEBA

PANTALLA DELCABLE DE LINEA (GUARDA)

S1, S2, S3, S4

P1, P2

T MIDERP-RPS

RP-RPS

MEGOHMETRO

L G

T

500

2500

VOLTS

RPS

S

P

RS

RP

Fig. 5.2 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO



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2

PRUEBA

1

S1 - S2

P1 - P2

L G

P1 P2

CABLE DE LINEA (GUARDA)PANTALLA DEL

VOLTSPRUEBA

P1- P2

S1 - S2

T

RP - RPS

RP - RPSMIDE

L

MEGOHMETRO

G T

500

5000

RPS

P

SRS

RP

S1 S2

Fig. 5.3 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO



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L G T1 P PORCELANA C RT 50002 X1,X2,X3 -------- C RSEC 5003 Y1,Y2,Y3 -------- C RSEC 500

PRUEBA CONEXIONES DE PRUEBA MIDE VOLTS DE PRUEBA

Fig. 5.4 DISPOSITIVO DE POTENCIAL CAPACITIVO PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA No. SE – 05 – 01


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Fig. 5.5 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE TIPO DONA (BUSHING)



S1

L G T

PANTALLA DEL CABLE DE LINEA (GUARDA)

MEGOHMETRO


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5.1.3 INTERPRETACIÓN DE LOS RESULTADOS. Por la experiencia en la diversidad de pruebas que se han realizado a este tipo de equipos, es recomendable que los valores que se obtengan en los aislamientos tanto de alta tensión como de baja tensión, deben ser superiores a 50,000 megaohms. Para valores inferiores a lo descrito anteriormente y con el objeto de analizar las condiciones del aislamiento, deberá complementarse ésta prueba con los valores de pérdidas dieléctricas que se obtienen con las pruebas de factor de potencia.


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5.2 FACTOR DE POTENCIA. Con la prueba de factor de potencia se determinan las pérdidas dieléctricas de los aislamientos de los devanados primario y secundario que integran a los transformadores de instrumento. Para realizar la prueba de factor de potencia a transformadores de potencial de baja tensión (14.4, 24.0 o 34.5 KV) se recomienda realizar las tres pruebas que se indican en la figura 5.6. Las dos últimas de éstas pruebas, se denominan "cruzadas" y determinan si algún problema está cercano a la terminal P1 o P2. De manera similar pueden probarse los T.P's. para esas mismas tensiones con conexión fase-tierra. En cuanto a los transformadores de corriente se refiere, estos tienen un devanado primario (devanado en alta tensión), el cual puede estar formado de una o varias espiras. Para realizar la prueba, debe cortocircuitarse el primario, aterrizandose el devanado secundario (devanado de baja tensión). Para transformadores que se encuentren almacenados, deberá tenerse especial cuidado en aterrizarlos lo mejor posible para efectuarles la prueba. La rutina llevada a cabo para realizar esta prueba, consiste en aplicar el voltaje al primario y registrar la corriente y las pérdidas con respecto a tierra, calculando con estos parámetros el factor de potencia. La medición de la capacitancia y el factor de potencia de los DP´s Capacitivos, es el medio mas confiable de determinar el estado dielectrico del capacitor. Estos valores tomados en campo, deben compararse con los valores reales de placa de cada módulo. Con el tiempo, se tendra la evolucion de cada modulo. Un aumento progresivo en el valor de factor de potencia, indica la presencia de humedad o bien la contaminacion por arqueo del dielectrico. Este tipo de equipos cuenta con una derivacion intermedia que no permite una medición directa de la capacitancia total del módulo. Para conocer este valor, es necesario medir las capacitancias sobre la parte superior del módulo y la toma intermedia C1 y la existente entre este punto y el final del modulo C2. mediante la siguiente expresión, se puede determinar el valor de la capacitancia total del módulo.

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

+ C2121

CxCCCT


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Para la determinación de las condiciones del aislamiento se deben realizar también las pruebas de collar caliente.


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5.2.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. b) Se debe limpiar el aislamiento externo. c) Para el devanado primario utilizar 2.5 kV para no fatigar el aislamiento de la terminal P2 , y para el devanado secundario aplicar un voltaje no mayor de 500 volts. d) La terminal P2 del devanado primario está conectada directamente a tierra. Al probar este tipo de T.P's es necesario desconectar la terminal P2 de tierra con objeto de efectuar la prueba del devanado primario a tierra, teniendo el cuidado de limpiar perfectamente la terminal P2 y de no aplicar más de 2500 V, debido a que ésta terminal es de aislamiento reducido. e) En caso de no contar con acceso para la desconexión de la terminal P2, la prueba de factor de potencia no podrá ejecutarse. f) En los transformadores de potencial capacitivo cerrar los interruptores de aterrizamiento de la caja del circuito de ferroresonancia, a fin de aterrizar las terminales interiores del capacitor. Cuando se realizan pruebas cruzadas, un extremo del devanado de alta tensión está a potencial cero y el otro extremo al máximo potencial, por lo que la distribución de tensión será de forma lineal decreciente, esto hace que la capacitancia que está a potencial cero no se mida, midiéndose alternadamente la capacitancia que tiene el potencial máximo y una porción del devanado primario. Este procedimiento se puede usar para transformadores en cascada, así como para transformadores de potencial convencionales. 5.2.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En las figuras 5.6 a la 5.9, se ilustran los diagramas de conexión para circuitos de prueba de factor de potencia a transformadores de instrumento.


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NOTA: TAMBIEN REALIZAR LA PRUEBA DE COLLAR CALIENTE

CONEXIONES DE PRUEBAT. A. T.

P1- P2

S1, S2, S3, S4

1

2

PRUEBA

S1, S2, S3, S4

P1- P2

T. B. T.

P1 P2

VOLTS

2500PRUEBASELECTOR

GROUND

GROUND

CSC

CP - CPC

MIDE

500

T.B.T. (LV)

T.A.T. (HV)

F.P.

CP

CSC

C

CPC

PANTALLA

Fig. 5.6 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO

UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA No. SE-05-02 (para 2.5 kV) SE-05-03 (para 10 kV)


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S1, S2, S3, S4


NOTA: TAMBIEN REALIZAR LA PRUEBA DE COLLAR CALIENTECONECTANDO T.A.T. AL SEGUNDO FALDON Y T.B.T. A P1

S4S1P2S2 S3

S1, S2, S3, S4

T. A. T.

P1 - P21

2

PRUEBA

P1 - P2

T. B. T.

T.B.T. (LV)

T.A.T. (HV)

P1

NOTA

0.5

PRUEBAkV

2.5

SELECTOR

GROUND

GROUND CS - CPS

CP - CPSMIDE

F.P.

CSS

Cps

PCP

Fig. 5.7 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL




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GUARDA

NOTA: TAMBIEN REALIZAR LA PRUEBA DE COLLAR CALIENTECONECTANDO T.A.T. AL SEGUNDO FALDON Y T.B.T. A P1

GUARDA

GROUND

SELECTOR

3 (CRUZADA)

PRUEBA

2 (CRUZADA)

1

T. B. T.

S1, S2


P1- P2

T. A. T.

P2

P1

P1

P2

S1

P1DEL CABLE DE ALTA TENSIÒN

S2

P2

ANILLO DE GUARDA

CS

* ATERRIZAR UN SOLO BORNE

PRUEBA

CP 2

CP 1

CP + CPSMIDE

10 o 2.5

10 o 2.5

10 o 2.5PRUEBA

kV

SI *

SI *

F.P.

Cps

CP

T.B.T. (LV)

T.A.T. (HV)


PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO PARA T.P´s CON 2 BOQUILLAS EN A.T.



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PRUEBA PRUEBAVOLTS DE MIDECONEXIONES DE PRUEBA

10000CCGROUNDPCOLLAR42000C2GROUNDB2B13

10000C1GROUNDB2P210000C1+C2GROUNDB1P1

SELECTORTBTTAT

Fig. 5.9 DISPOSITIVO DE POTENCIAL CAPACITIVO PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA Y CAPACITANCIAS

UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA No. SE – 05 – 02 (para 2.5Kv)

SE – 05 – 03 (para 10 Kv)


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5.2.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Un valor de factor de potencia mayor de 2 % y pérdidas dieléctricas en la prueba de collar caliente mayores de 6 mW a 2.5 KV o 0.1 watts a 10 KV, será indicativo de que existe un deterioro en el aislamiento del transformador, pudiendo ser la causa el aceite aislante de aquellos que lo contengan, o microfisuras en la resina del aislamiento tipo seco. Al obtener resultados con valores mayores, deberá investigarse y compararse con los datos estadísticos de equipos similares. Se tienen mayores pérdidas cuando se mide P1 que cuando se mide P2, las pérdidas en P2 se pueden atribuir a que el pasamuro de la terminal es muy pequeño y de resina epóxica, esto no impide la operación del transformador puesto que ésta terminal en operación normal tendrá una tensión de cero Volts. Puesto que los datos a monitoriar aquí serían la prueba completa y la prueba cruzada para P1. Para la mayoría de los T.P´s, los factores de potencia hechos en pruebas cruzadas, deberán de compararse con el factor de potencia de las pruebas completas. En algunas unidades de la prueba cruzada es mayor que la prueba completa. La prueba cruzada no da datos complementarios cuando los resultados de la prueba completa son cuestionables. En los Transformadores de Potencial Capacitivos el Factor de Potencia del aislamiento y la capacitancia de una unidad nueva debe ser comparada con los valores de placa cuando son dados y con otras unidades similares del mismo fabricante. Las unidades con factor de potencia y capacitancia mayor a la normal o que se hayan incrementado significativamente con respecto a los valores de puesta en servicio debe ser retirados de servicio. Unidades con factores de potencia superiores a 0.5 % indica que el capacitor se esta deteriorando por lo que deben ser retirados del servicio. Una variacion en el valor de la capacitancia e incremento de factor de potencia, es indicativo de riesgo de falla. La experiencia ha demostrado que no es necesario efectuar correciones por temperatura en los rangos en que se realizan las pruebas, ademas algunas unidades del mismo tipo y capacidad generalmente se prueban al mismo lapso de tiempo y temperatura.


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5.3 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Y POLARIDAD. Con el medidor de relación de transformación convencional, se pueden medir relaciones de transformación hasta 130, siendo esto útil para transformadores de corriente de relación hasta 600/5, y para transformadores de potencial con relación hasta 14400/120. Para relaciones mayores se debe utilizar el accesorio del medidor o acoplar un segundo TTR. Si se dispone del medidor trifásico no se tiene ningún problema ya que éste puede medir relaciones de hasta 2700. La prueba de relación de transformación a transformadores de corriente, también se realiza con un transformador de alta carga, un variac y dos ampérmetros. Para efectuarla es necesario puentear o cortocircuitar las terminales del devanado secundario de la relación a comprobar, aplicando al devanado primario diferentes valores de corriente pre-establecidos y midiendo las correspondientes corrientes en el devanado secundario figura 5.12. Conforme a los datos de placa, debe efectuarse la comprobación en las relaciones de que disponga el transformador. Para los TC's tipo dona de los interruptores de potencia , este sera el metodo que determina la relacion de transformacion y la conexión sera como en la figura 5.12 considerando P1 y P2 como las boquillas del interruptor en posicion de cerrado. Para los TC's tipo dona de los transformadores de potencia, en los cuales P1 y P2 nos se tiene acceso directo se utilizara se puede utilizar un método basado en la relación de transformación y la aplicación de voltaje en bajo rango. Calcular la relacion de transformacion con los valores de tension secundario (Vs) y voltaje primario (Vp) con la siguiente ecuacion y comparar con los datos de placa del TC figura 5.13 Para el caso de que el TC sea de relacion multiple, conectar de acuerdo a la figura 5.13. Calcular la relacion de transformacion con los valores de tension secundario (Vs) y voltaje primario (Vp) con la siguiente ecuacion y comparar con los datos de placa del TC

Rt = Vs

Vp

Rtd = Vs x Rt

Vs


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5.3.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. b) Metodo de relacion de transformacion por voltaje. Realice y verifique la conexión para la prueba de Relación de Transformación de acuerdo a lo indicado en el protocolo de pruebas del Transformador de Corriente. Poner en corto circuito el devanado opuesto al que sometera a prueba del transformador de potencia. Conecte el devanado primario y secundario del TC conectado respecto al la figura 5.13. Incrementar la tension hasta que la lectura del voltmetro en el secundario (Vs) no exceda de un volt por espira. Registrar el valor de la lectura de tension encada una de las derivaciones (Vd) Registrar el valor de la lectura de tension en el devanado primario (Vp) Tener la precaucion que el valor de tension de prueba depende de la relacion del TC y de la capacidad de la fuente de tension. 5.3.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En las figuras 5.10 a la 5.13 se muestran las conexiones para realizar esta prueba.


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DE LAS TERMINALES S1-S2 Y S3-S4 DE LOS DEVANADOS SECUNDARIOS.(127 VOLTS POR EJEMPLO) Y MEDIR CON UN VOLMETRO DE PRECISION LA TENSIÓN

INTERCALAR EL TRANSFORMADOR AUXILIAR PROPIO DEL EQUIPONOTAS: 1. SI POR EL RANGO DE MEDIDA DEL EQUIPO DE PRUEBA NO SE PUDIERA OBTENER LA RELACION,

2. OTRA MANERA DE CONOCER LA RELACION, ES APLICAR BAJA TENSIÓN

PRUEBA

S4

2

1

S1S2S3

P2P1

P1 P2


GN

GR

CR

CN

CN

P1

CR

EJEMPLO: PRUEBA 1

REL. DEVANADO 2

MIDEREL. DEVANADO 1S2S1

S3 S4

GR GN

CN, CR = TERMINALES SECUNDARIASNEGRA Y ROJA

NEGRA Y ROJAGN, GR = TERMINALES DE EXITACION

P2


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P2P1


CRPRUEBA CN

GR GN

C = TERMINALES SECUNDARIASG = TERMINALES DE EXITACION

P11 S2P2 S1

GN

CRCN

GR

S1 S2


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Fig. 5.11 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN

PARA T.P´s CON 2 BOQUILLAS EN A.T.


2A

X1

X2

X3

X4

X5

VARIAC. TRANSF.DE CARGAALTA

CORRIENTE X3-X4X2-X3X1-X2T C

X4-X5X1-X5

127

P2

P1

Fig. 5.12 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN



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Fig. 5.13 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE TIPO DONA RELACION MULTIPLE (METODO VOLTAJE)




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5.3.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. El porciento de diferencia en la relación de transformación medida con respecto a la teórica no debe ser mayor de 0.15 %. 5.4 PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN. Esta prueba se realiza para comprobar las condiciones del devanado principal y el núcleo. La prueba se puede realizar con el medidor de factor de potencia, energizando el devanado primario y obteniéndose la corriente de excitación en mVA o mA de acuerdo al equipo que se utilice. Si al estar aplicando el voltaje, el interruptor del medidor se abre, es indicación de problemas en el devanado al tenerse una corriente de excitación alta. 5.4.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. 5.4.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. Las conexiones para la prueba se muestran en las figuras 5.14 y 5.15.


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PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN

UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA No. SE-05-02 SE-05-03

S1 S2 S3 S4

P1

P2

T.A.T. (HV)

T.B.T. (LV)

F.P.

CONEXIONES DE PRUEBAT. B. T.PRUEBA T. A. T.

P11 P2MIDESELECTOR

UST Ie


5-26 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30


PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN

T.A.T. (HV)

T.B.T. (LV)

F.P.

CONEXIONES DE PRUEBAT. A. T.

P11

PRUEBA

P2

T. B. T. SELECTOR

UST S2ATERRIZAR

P1 P2

S1 S2

NOTA: SI POR LA ALTA CAPACITANCIA DEL DEVANADO PRIMARIO DEL TCSE ABRIERA EL INTERRUPTOR PRINCIPAL DEL EQUIPO DE PRUEBAAL APLICAR EL VOLTAJE, EFECTUAR LA PRUEBA A MENOR VOLTAJEQUE EL ESTABLECIDO.


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UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA No. SE-05-02 SE-05-03

5.5 PRUEBA DE SATURACIÓN. La prueba se realiza para determinar a que voltaje se satura el núcleo del transformador. EFECTO DE SATURACIÓN; el efecto representado por la disminución de impedancia de magnetización del núcleo es conocido normalmente como saturación. Este efecto debe ser considerado especialmente, pues provoca en la mayoría de los casos un retraso en la operación de las protecciones de sobrecorriente, ya que debido a las características del sistema y del “TC”, se presentará en el momento de la falla una respuesta similar a la existente en la energización brusca de un circuito inductivo.

Para obtener la curva de saturación de un TC, se requiere contar con una fuente variable de voltaje superior a la clase de precisión del mismo, un ampérmetro y un vóltmetro. Una vez efectuadas las conexión indicadas en la figura 5.16 y con el primario abierto asegurándose que la fuente de voltaje esté en 0 volts, se comienza a levantar el voltaje en pasos de 10 volts (más o menos según se requiera) y se mide la corriente que toma para el voltaje asignado. Se obtendrá una tabulación voltaje corriente que deberá graficarse obteniéndose una curva similar a la mostrada en la figura:

0,0,01 1

10

100

0,1 1,0 10,0

P1

A

V

S2

S1

A

V

P2


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Debe tenerse cuidado al efectuar la prueba ya que una vez que el TC llega a la saturación, a una pequeña variación de voltaje corresponde una muy grande de corriente. Si se efectúa la misma prueba a los cables que van a la carga de protección (fase-neutro) alimentado 5 Amp. Y leyendo el voltaje recibido medido, obtendremos el burden que representa, B = V/I para saber si éste es adecuado a la clase de precisión obtenida. 5.5.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. b) Realice y verifique la conexión para la prueba de Saturación, de acuerdo a lo indicado en el protocolo del Transformador de Corriente. c) Verificar que el Primario del Transformador de Corriente se encuentro abierto y la fuente de voltaje esté en cero Volts. d) Anote la clase del Transformador de Corriente en su Relación de Transformación Máxima. e) Calcule la clase del Transformador de Corriente en su Relación de Transformación a utilizar con la fórmula indicada en el Formato. f) Aplique voltaje según se requiera y mida la corriente que toma al voltaje asignado, se obtendrá una relación Voltaje-Corriente que deberá graficarse. Nota: Se deberá tener cuidado al efectuar la prueba ya que una vez que el Transformador

de Corriente llega a la saturación, a una pequeña variación de voltaje corresponde

una muy grande de corriente.


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5.5.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. Las conexiones para la prueba se muestran en la figura 5.16.

VARIAC.

X5

X1

T C

Vca.

220 2 V

A

I

Fig. 5.16 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE PRUEBA DE SATURACIÓN



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5.5.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. En la evaluación de los resultados de las pruebas de saturación de TC’s será muy útil contar con las curvas características que brinda el fabricante del equipo para comparar contra los resultados obtenidos. Dependiendo de los resultados de las pruebas que intervienen en la operación del Transformador de Corriente, se deberá evaluar la confiabilidad del mismo, así como también se deberá diagnosticar su estado (conforme, no conforme). En el formato de prueba, anotar, sólo si se considera necesario, comentarios generales de: ajustes, resultados de pruebas, consideraciones, anomalías y diagnóstico de la confiabilidad del Transformador de Corriente; así como también datos de los equipos de pruebas. Si el Transformador de Corriente bajo prueba se encuentra dañado o fuera de los rangos de operación establecidos, se procederá a reportar la Falla de Transformador de Corriente de Protección para realizar el análisis de falla y toma de las acciones preventivas y/o correctivas correspondientes.


5-31 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA

TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO REPORTE No.P R U E B A D E R E S I S T E N C I A D E A I S L A M I E N T O DIVISION

ZONA

SUBESTACION FECHAEQUIPO PROBADO MARCA TIPO

VOLTAJE NOMINAL


* CONSIDERADOSFORMA DE CONEXIÓN

(DIBUJAR) MULTIPLICADOR MEGGER:

FACTOR DE CORRECCIÓN POR TEM:

OBSERVACIONES:

PROBO:


GUARDA TIERRA 60 SEG. MEGAOHMS (MΩ) *

EQUIPO VOLTAJE DE PRUEBA

No. DE

PRUEBA

CONEXIONES LECTURAS VALOR

TIPO No. SERIE LINEA

SERIE No.


5-32 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

NÚMERO DE SERIE:

FASE No. DE SERIE: LECTURA MEDICIÓN

MULTIPLICADOR

VOLTAJE DE

PRUEBA

PRUEBAS A 2.5 kV.

mVA LECTURA MEDICIÓN

MULTIPLICADOR mW

CONDICIONES DE

AISLAMIENTOMILIVOLTAMPERES MILIWATTS

FECHA ÚLTIMA PRUEBATRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO REPORTE No.


HUMEDAD RELATIVA:TEMP. AMBIENTE: °C

DIVISIÓN

FORMATO SE-05-02

LECTURA MEDICIÓN

MULTIPLICADOR mVA LECTURA MEDICIÓN

MULTIPLICADOR mW MEDIDO

ZONA


EQUIPO DE PRUEBA MARCA:TIPO:No. DE SERIE:

FECHA:MARCA: TIPO:


No. DE SERIE:

EQUIPO CONDICIONES DE

AISLAMIENTOCORR. A 20 °CFASE

%

MILIWATTSMILIVOLTAMPERESPRUEBAS A 2.5 kV.

PRUEBA No.

SUPERIOR INFERIOR

mVA

COLLAR CALIENTE

EQUIPO mW

MULTIPLICADOR

ACTUAL ANTERIOR

CORRIENTE DE EXCITACIÓN

PRUEBA T. A. T. T. B. T. VALOR

kV. DE

PRUEBA

CONEXIONES DE PRUEBAMILIVOLTAMPERES

MILIAMPERES

SELECTOR LECTURA

REVISÓ:

Ie ( m A )

OBSERVACIONES: CONDICIONES DE AISLAMIENTO:

B = BUENO

D = DETERIORADO

I = INVESTIGAR

M = MALO

PROBÓ:


5-33 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

D = DETERIORADO

I = INVESTIGAR

M = MALO

PROBÓ:

REVISÓ:

Ie ( m A )

OBSERVACIONES: CONDICIONES DE AISLAMIENTO:

B = BUENO

PRUEBA T. A. T. T. B. T. VALOR

kV. DE

PRUEBA

CONEXIONES DE PRUEBAMILIVOLTAMPERES

MILIAMPERES

SELECTOR LECTURAMULTIPLICA

DORACTUAL ANTERIOR

CORRIENTE DE EXCITACIÓN

WmA

COLLAR CALIENTE

EQUIPO

SUPERIOR INFERIOR

%

MILIWATTSMILIVOLTAMPERESPRUEBAS A 10 kV.

PRUEBA No.

No. DE SERIE:

EQUIPO CONDICIONES DE

AISLAMIENTOCORR. A 20 °CFASE

ZONA


EQUIPO DE PRUEBA MARCA:TIPO:No. DE SERIE:

FECHA:MARCA: TIPO:


FORMATO SE-05-03

LECTURA MEDICIÓN

MULTIPLICADOR mVA LECTURA MEDICIÓN

MULTIPLICADOR mW MEDIDO

HUMEDAD RELATIVA:TEMP. AMBIENTE: °C

DIVISIÓN

FECHA ÚLTIMA PRUEBATRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO REPORTE No.


CONDICIONES DE

AISLAMIENTOMILIVOLTAMPERES MILIWATTS

FASE No. DE SERIE: LECTURA MEDICIÓN

MULTIPLICADOR

VOLTAJE DE

PRUEBA

PRUEBAS A 10 kV.

mVA LECTURA MEDICIÓN

MULTIPLICADOR mW

NÚMERO DE SERIE:


5-34 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

REVISÓ:

PROBÓ:

FORM ATO SE-05-04

NOTA:

CUANDO LA PRUEBA SE EFECTÚE CON UNA FUENTE

DE TENSIÓN ALTERNA, UTILIZAR LAS 5 COLUMNAS. SI LA

PRUEBA SE REALIZA CON UN MEDIDOR DE RELACIÓN,

ÚNICAMENTE UTILIZAR LAS COLUMNAS 1, 4 Y 5.

TERMINALES VOLTAJE VOLTAJE R. T. P.

TIPO:

TENSIONES SECUNDARIAS TERMINALES

FECHA ÚLTIMA PRUEBA:

DIVISIÓN:

ZONA:

REPORTE No.:

V

COND. AMBIENTE:

TERMINALES

NÚMERO DE SERIE:

A.T.:VOLTAJE (kv):

FECHA:

MARCA:

V

EQUIPO (CLAVE):

SUBESTACIÓN:

PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓNTRANSFORMADORES DE POTENCIAL

No. DE SERIE:

PRIMARIO SECUNDARIO NOMINAL MEDIDAR. T. P.

P R U E B A D E R E L A C I Ó N DIAGRAMA

MODELO:EQUIPO DE PRUEBA MARCA:

PRECISIÓN:


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FECHA:

MARCA:

PRECISIÓN:

MEDIDAR. T. P.TERMINALES

EQUIPO (CLAVE):

SUBESTACIÓN:

PRUEBAS DE RELACIÓN Y SATURACIÓNTRANSFORMADORES DE CORRIENTE

NÚMERO DE SERIE:

A.T.:VOLTAJE (kv):

TIPO:

FECHA ÚLTIMA PRUEBA:

DIVISIÓN:

ZONA:

REPORTE No.:

TEMP. AMBIENTE:

COND. AMBIENTE:

No. DE SERIE:

°C


R. T. P.SECUNDARIO NOMINALPRIMARIO

PRUEBA DE POLARIDAD

FORMATO SE-05-05

DIAGRAMA

MODELO:

P R U E B A D E R E L A C I Ó NCORRIENTE CORRIENTE

I SECE E I SEC

30

40

PRUEBA DE SATURACIÓN

1 80

E I SEC

50

60

70

5 90

100

110

10

20

140

150

120

170

180

190

200

210

220130

PROBÓ: REVISÓ:

160

P1 P2

S1 S2


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CAPÍTULO 6 BOQUILLAS (BUSHINGS)

6.1 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. La prueba de resistencia de aislamiento a boquillas sirve para detectar imperfecciones en la estructura de la misma. 6.1.1 PREPARACIÓN DE LA BOQUILLA PARA LA PRUEBA. Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. Limpiar perfectamente la boquilla y colocarla sobre una base firme en posición vertical y apoyada de su brida. 6.1.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. El tiempo de duración para las prueba es de un minuto, debido a que las boquillas no tienen absorción dieléctrica. Primera prueba.- Aterrizar la brida de la boquilla, conectar la terminal de Línea del Megger a la terminal de la boquilla y la terminal de Tierra a la brida de la boquilla. Segunda prueba.- Manteniendo aterrizada la brida, conectar la terminal de Línea del Megger a la terminal de la boquilla y la terminal de Tierra al Tap capacitivo. Nota: La tensión de prueba en este caso debe de ser de 500 volts. Precaución. Al terminar la prueba de aislamiento de las boquillas que tengan Tap capacitivo, verificar que éste, quede perfectamente aterrizado. En la figura No. 6.1, se ilustra la manera de realizar la prueba.


6-2 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

L G T

CONEXIONES DE PRUEBAGUARDAPRUEBA LINEA

T1

TIERRA

BRIDA

* CUANDO SE DISPONGA DE ESTE DISPOSITIVO.

2 T TAP. CAPACITIVO *

TAP CAPACITIVO

BRIDA

MEGOHMETRO

T

Fig. 6.1 BOQUILLAS (NO INSTALADAS)




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6.1.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Como una guía práctica para interpretación de resultados, los valores deben ser mayores de 40,000 Megaohms. En caso de no contar con valores de referencia, comparar los valores obtenidos con valores de boquillas similares. 6.2 FACTOR DE POTENCIA. A continuación se describe brevemente las pruebas que se realizan a los diferentes tipos de boquillas: a) Prueba en modo aterrizado (GROUND). Esta es una medición de las cualidades aislantes del aislamiento entre el conductor central de la boquilla y la brida de sujeción. La prueba se realiza energizando la terminal de la boquilla por medio del la terminal de alta tensión del medidor y la terminal de baja tensión del medidor a la brida de sujeción, la brida debe de estar aterrizada. Esta prueba se realiza a boquillas no instaladas. b) Prueba en modo no aterrizado (UST). Esta es una medición del aislamiento entre el conductor central y el tap capacitivo (C1). Esta prueba se aplica a boquillas que cuentan con un condensador devanado a lo largo de la boquilla. El objeto principal del capacitor, es controlar la distribución del campo eléctrico, tanto interno como externo de la boquilla. c) Prueba en modo guarda (GST). Esta es una medición del aislamiento entre el tap capacitivo y la brida de sujeción (C2). Esta prueba se aplica a boquillas que cuentan con un condensador devanado a lo largo de la boquilla. El objeto principal del capacitor, es controlar la distribución del campo eléctrico, tanto interno como externo de la boquilla. Nota: La tensión de prueba en este caso no deberá ser mayor de 500 volts Fig. 6.4. CAPACITANCIAS DE UNA BOQUILLA. La capacitancia C1 de una boquilla, es el valor expresado en picofaradios entre el conductor principal y el tap, La prueba incluye aislamiento principal C1 del nucleo. La capacitancia C2, es el valor expresado en picofaradios entre el tap y la brida, la prueba incluye, tap de aislamiento, aislamiento del nucleo entre la capa del tap y la manga de tierra del aislador, porcion del liquido o compound de relleno, porcion de barrera aislante.


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La capacitancia C, es el valor expresado en picofaradios entre el conductor principal y la brida.La prueba incluye, aislamiento principal C1 del nucleo, barrera de aislamiento, ventanilla, aislante inferior, porcion de liquido o compuesto de relleno. Los conceptos anteriores son ilustrados para mayor claridad en la figura 6.2. Para tensiones de 34.5 kV en adelante, se utilizan boquillas de tipo capacitor llenas o impregnadas de aceite.


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Fig. 6.2 DISEÑO TIPICO DE UNA BOQUILLA TIPO CONDENSADOR

H

CI

CJ

CK

CD

CB

2. EL TAP EN EL ELECTRODO ESNORMALMENTE ATERRIZADO ENSERVICIO, EXCEPTO LOS DISEÑOSY BOQUILLAS USADOS CON DISPO-SITIVO DE POTENCIA.

DE CONDUCTOR Y LA BRIDA ATERRIZADASCENTRAL ENERGIZADO A LAS CAPAS

A "CJ" DISTRIBUYEN EN FORMA1. LAS CAPACITANCIAS IGUALES DE "CA"

IGUAL EL VOLTAJE DESDE EL CONDUCTOR

NOTAS :

POTENCIA . LAS CAPACITANCIASBOQUILLAS CON TAP DE FACTOR DEES MUCHO MAYOR QUE "C1" PARAPOTENCIAL, LA CAPACITANCIA "C2"

3. PARA LAS BOQUILLAS CON TAPS DE

C1 Y C2 DEBERAN SER DE LA MISMAMAGNITUD.

CA CB CC CD CE CF CG CH CI CJ CK

V1 V2 V3 V4 V5 V6 V7 V8 V9 V10

VOLTAJE DEL SISTEMA LINEA A TIERRA

AISLAMIENTO PRINCIPAL "C1"

CONDUCTORCENTRAL

AISLAMIENTO DELTAP "C2"

BRIDA

ELECTRODODEL TAP

(NORMALMENTECERRADO)

ELECTRODO DEL TAP.

CAPAS DE FLANGEATERRIZADO ATERRIZADO

CAPAS DE FLANGE

CA

CC

CE

CF

CG

C


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6.2.1 PREPARACIÓN DE LA BOQUILLA PARA LA PRUEBA. Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. Limpiar perfectamente la boquilla y colocarla sobre una base firme en posición vertical apoyada en su brida. 6.2.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En las figuras 6.3 y 6.4 se ilustran las pruebas para determinar las capacitancias C1 y C2 de una boquilla tipo condensador. En las figuras 6.5 y 6.6, se muestran las conexiones para las pruebas de factor de potencia a boquillas.


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CABLE HV

(UST)

TERMINAL LV.GUARDAATERRIZADA

MEDIDORI & W

H H

C

C

C

I +I +IH2 CH` CHL

I CI

1 2

L

HL

H`

I +I +IH2 CH` CHL

CABLE HV.

I +I +I +IC1 H2 CH` CHL IC1

C1

C C CH2 H` L

CHL

TERMINAL LV.

(UST)

CHLCH`H2I +I +I2C

TAP DELBUSHING

H1

ESQUEMATICO

IC1

Fig. 6.3 MÉTODO DE PRUEBA UST PARA AISLAMIENTO

“C1” DE BOQUILLA EN TRANSFORMADOR


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Fig. 6.4 PRUEBA DE AISLAMIENTO DE LA TERMINAL DEL TAP CAPACITIVO “C2”

I

HV BUS

A GUARDA

I +I

CABLE HV

(GST)

I +I

GUARDA

MEDIDOR I&W

C1 e

C1 C2

I Ie C2

eAIREC

HV BUS

I

CONDUCTOR CENTRALDEL BUSHING

TAP DELBUSHING

C

CI

I

I +I

CABLE HV

I +I

I I

(GST)

e

C1 1

2C2

C1 e

C1 C2

e C2

ESQUEMATICO

* NO APLICAR MAS DE 500 VOLTS.


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ESQUEMATICO

TERMINAL HV CENTRALDEL BUSHING.

C1

TAP DELBUSHING

C2

TERMINAL LV

CI(UST)

IC1

F.P.

NOTA 2: PRUEBA 4, COLLAR EN 2° FALDON

PRUEBA

EJEMPLO : PRUEBA 1

T.A.T. (HV)

T.B.T. (LV)

T.A.T. T.B.T. SELECTOR PRUEBA MIDETAP CAPACITIVOTERM. BOQUILLA1 2.5 o 10 KVUST C1

BRIDATERM. BOQUILLA2 2.5 o 10 KVGROUND CTAP CAPACITIVO3 500 V.GUARDA C2

COLLAR4 2.5 o 10 KVGROUND PTERM. BOQUILLATERM. BOQUILLA

KV. DE

TAP CAPACITIVO

BRIDA

NOTA 1: PRUEBA 2, PARA BOQUILLA NO INSTALADA

CONDUCTOR

Fig. 6.5 PRUEBA FACTOR DE POTENCIA BOQUILLAS (TIPO CONDENSADOR)

UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA No. SE-06-02 (para 2.5 KV) SE-06-03 (para 10 KV)


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6.2.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Los siguientes valores de pérdidas se dan como una referencia general: VALOR KV. PRUEBA CONDICIÓN 0.05 a 9 mW 2.5 Buena 9 a 19 mW 2.5 Investigar Mayor de 19 mW 2.5 Sustituir 0.01 a 0.15 W 10 Buena 0.15 a 0.30 W 10 Investigar Mayor de 0.30 W 10 Sustituir En las pruebas de tap capacitivo, a partir de los miliamperes o milivoltamperes se determina la capacitancia. La capacitancia se obtiene multiplicando los MVA por 0.425 para tensión de prueba de 2.5 KV, y por 265 para tensiones de prueba de 10 KV. Para boquillas tipo condensador modernas, el valor del factor de potencia es del orden de 0.5 % después de realizar la corrección a 20 ºC. El valor de la capacitancia deberá estar entre el 5 y 10 % del valor de placa (referirse al valor de C1). Un incremento en el factor de potencia indica contaminación o deterioro del aislamiento del condensador; un aumento en el valor de la capacitancia indica la posibilidad de capas del condensador en cortocircuito. Una disminución en el valor de la capacitancia indica la posibilidad de una alta resistencia entre el tap capacitivo y tierra (deficiente aterrizamiento del tap). Un incremento en las pérdidas indica contaminación del aislamiento. Una disminución en las pérdidas indica, vías resistivas a tierra (efecto negativo). 6.2.4 REPOSICION DE ACEITE A BOQUILLAS DE ALTA TENSION. Cuando se presentan fugas de aceite en boquillas de alta tension disminuye el nivel de aceite de la boquilla, el cual representa un riesgo para el equipo que esta en operación, se recomienda respaldar la carga del transformador para desenergizarlo y realizar la reposicion de aceite de la siguiente manera:


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Esta reposicion de aceite no es recomendable realizarla en campo al menos que se tenga un ambiente controlado a traves de deshumidificadores para absorber la humedad del medio ambiente, ademas esta actividad se debe realizar en un lugar cerrado para evitar particulas que pudieran contaminar el aceite, en caso de cumplir con este punto se inicia con la reposición de aceite: 1.-El aceite debe de estar en condiciones optimas, de preferencia debe ser nuevo y debe cumplir con lo indicado en el CAPITULO 14 FLUIDOS AISLANTES de este procedimiento. 2.-El aceite se repone por la parte superior de la boquilla, aflojando el tornillo de drenado. 3.-Se inyecta aceite con jeringas que se usan para la cromatografia de gases. 4.-El nivel de aceite es controlado en algunas boquillas por el indicador de nivel de aceite donde tienen una marca de llenado, pero tambien existen boquillas que no cuentan con el indicador de nivel de nivel de aceite y el cual se debe controlar en forma visual. Se recomienda no llenar la boquilla de aceite en su totalidad, se debe dejar un espacio para la compresion y dilatacion del aceite. Es conveniente dejar reposar la boquilla durante un periodo minimo de 4 horas para que se disuelvan las burbujas que se originaron por la reposición de aceite. Al termino de este proceso se deben realizar pruebas de factor de potencia al aislamiento principal “C1”, al tap capacitivo “C2” y prueba de resistencia de aislamiento. Si el ambiente es desfavorable para realizar esta actividad se recomienda bajar nivel de aceite para desacoplar la boquilla del transformador de potencia y en un lugar apropiado aplicar los puntos anteriores para la reposicion de aceite. Para intervenir el transformador se debe de cumplir con lo especificado en el CAPITULO 3 TRANSFORMADORES,AUTOTRANSFORMADORES Y REACTORES DE POTENCIA.


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6.3 PRUEBA DE COLLAR CALIENTE A BOQUILLAS. Es una medición de la condición de una sección del aislamiento de la boquilla, entre la superficie de los faldones y el conductor. Se lleva a cabo energizando uno o mas collares situados alrededor de la porcelana de la boquilla y aterrizando el conductor central (terminal) de la misma. Esta prueba es de gran utilidad para detectar fisuras en la porcelana o bajo nivel del líquido o compound. Prueba de collar sencillo. Refleja información relacionada con la condición del aislamiento de la parte superior de la boquilla. Si se obtienen valores elevados de pérdidas, se recomienda hacer la prueba en cada faldón para analizar la magnitud de la falla. Prueba de collar múltiple. Proporciona información de la condición del aislamiento en general entre la brida y el conductor central. En las figuras 6.6 se muestran las conexiones para las pruebas de collar caliente a boquillas solidas.


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F.P.

T.B.T. (LV)

T.A.T. (HV)

TERM. BOQUILLAT.B.T.

COLLARESPRUEBA

1T.A.T. SELECTOR

GROUND

PRUEBA DE COLLAR CALIENTE MULTIPLE

EJEMPLO : PRUEBA 1



EJEMPLO : PRUEBA 1

PRUEBA DE COLLAR COLIENTE SENCILLO

1PRUEBA T.A.T.

COLLARES

2º FALDON

TERM. BOQUILLAT.B.T.

GROUNDSELECTOR

F.P.

T.B.T. (LV)

T.A.T. (HV)

BRIDA

Fig. 6.6 PRUEBAS DE COLLAR CALIENTE A BOQUILLAS SÓLIDAS

UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA No. SE-06-02 (para 2.5 KV) SE-06-03 (para 10 KV)


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6.3.1 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Una guía general para pruebas de collar caliente, es la de considerar como máximo 6.0 mW de pérdidas a 2.5 KV y 0.1 Watts de pérdidas a 10 KV. Valores de Watts (W) a 10KV: menores a 0.1 W Satisfactorio. De 0.11 W a 0.3 W Investigar. De 0.31 W a 0.5 W Cambiar boquilla. Valores de miliWatts (mW) a 2.5 KV: menor o igual a 6 mW Satisfactorio. De 6 a 19 mW Investigar. De 19 a 31 mW Cambiar boquilla. Los valores de referencia son para boquillas montadas o desmontadas.

6.4 PROBLEMAS QUE SE PRESENTAN EN LAS BOQUILLAS DE POTENCIA En las tablas que a continuación se muestran se pueden observar los tipos de fallas que ocurren en este tipo de boquillas, las cusas probables, las consecuencias que se tienen y los métodos de detección de las mismas, las cuales están divididas en fallas mecánicas y fallas eléctricas.


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Tabla 1.- Problemas mecánicos en boquillas de potencia del tipo porcelana sólida

TIPO DE FALLA CAUSA PROBABLE CONSECUENCIA DEL PROBLEMA

METODOS DE DETECCIÓN

1.- MANUFACTURA, EMPAQUES MAL COLOCADOS 1.- INGRESA HUMEDAD

1.- INSPECCIÓN VISUAL

2.- EMPAQUE NO COMPRIMIDOS UNIFORMEMENTE.

2.- FACTOR DE POTENCIA

3.- EXCESO DE COMPRESIÓN 3.- COLLAR CALIENTE4.- ESFUERZO CAPILAR POR MANUFACTURA5.- RUPTURA POR PIEDRA O DISPARO6.- ESFUERZOS POR CONEXIONES RIGIDAS7.- MANEJO O MONTAJE1.- CEMENTACIÓN INADECUADA2.- CEMENTACIÓN DETERIORADA3.- MATERIALES DEFECTUOSOS4.- INTERSTICIOS (POROS O GRIETAS)5.- CONTRACCIONES Y DILATACIONES

3.- COLLAR CALIENTE

1.- DETERIORO DE EMPAQUE 1.- INGRESA HUMEDAD 1.- INSPECCIÓN 2.- COMPRESIÓN NO UNIFORME 2.- FACTOR DE

POTENCIA3.- EMPAQUE MAL COLOCADO 3.- COLLAR CALIENTE

I. PORCELANA ROTA

II. DETERIORO DE JUNTAS CEMENTADAS



1.- INGRESA HUMEDAD

III. PÉRDIDA DE EMPAQUE

Tabla 2.- Problemas eléctricos en boquillas de potencia del tipo porcelana sólida.

TIPO DE FALLA CAUSA PROBABLE CONSECUENCIA DEL PROBLEMA

METODOS DE DETECCIÓN

1.- CONTAMINACION DE PORCELANA (ARQUEO HÚMEDO) 1.- RUPTURA O FRACTURA


2.- LIMPIEZA INADECUADA 2.- FALLA TOTAL BOQUILLA 2.- COLLAR CALIENTE3.- SELECCIÓN INNADECUADA (DISTANCIA DE FUGA)1.- SELECCIÓN INADECUADA (BIL) 1.- RUPTURA O FRACTURA 1.- INSPECCIÓN

2.- FALLA TOTAL BOQUILLA 2.- FACTOR DE POTENCIA

3.- DAÑO EN OTROS EQUIPOS

3.- COLLAR CALIENTE

3.- APARTARRAYOS MAL ATERRIZADO

1.- INSPECCIÓN 2.- FACTOR DE POTENCIA 3.- COLLAR CALIENTE 1.- INSPECCIÓN 2.- VOLTAJE DE RADIOINTERFERENCIA (RIV)

3.- TUBOS DE PORCELANA CONCÉNTRICOS, DESPLAZADOS

1.- COLLAR CALIENTE

4.- COJINES O ESPACIADORES FIELTRO CON HUMEDAD Y DESPLAZADOS

2.- VOLTAJE DE RADIOINTERFERENCIA (RIV)

III. EFECTO CORONA

I. ARQUEO ELÉCTRICO O FLAMEO

II. FALLA POR RAYO

2.- APARTARRAYOS ASOCIADO CON DEFECTO O MAL SELECCIONADO

1.- RADIOINTERFERENCIA

1.- HUMEDAD, VAPOR DE ACEITE, FALTA DE AJUSTE ENTRE CONDUCTOR Y PORCELANA (APRIETE)

1.- JABONES CORROSIVOS EN CONDUCTOR QUE ACELERAN EL EFECTO CORONA

2.- PEQUEÑOS GAPS ENTRE CONDUCTOR Y PORCELANA

1.- RADIOINTERFERENCIA


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Tabla 3.-Problemas mecánicos en boquillas de potencia cargadas con aceite,askarel o compound.compound.

TIPO DE FALLA CAUSA PROBABLE CONSECUENCIA DEL PROBLEMA METODOS DE DETECCIÓN

1.- INSPECCIÓN VISUAL2.- FACTOR DE POTENCIA3.- COLLAR CALIENTE.

1.- RUPTURA POR IMPACTO (PIEDRA, DISPARO, GOLPE, 1.- ENTRADA DE HUMEDAD 1.- INSPECCIÓN VISUAL

2..- FUGAS 2.- FACTOR DE POTENCIA 3.- COLLAR CALIENTE.

1.- ENTRADA DE HUMEDAD 1.- INSPECCIÓN VISUAL2.- FUGAS 2.- FACTOR DE

POTENCIA

2.- EXPANSIÓN DEL CEMENTO "TUMOR" EVENTUALMENTE DESTRUYE JUNTAS

3.- COLLAR CALIENTE.

1.- MATERIAL POBRE 1.- ENTRADA DE HUMEDAD 1.- INSPECCIÓN VISUAL

2.- INSTALACIÓN DEFECTUOSA 2.- FUGAS POR EMPAQUE EN BRIDAS


3.- EMPAQUE DELGADO3.- COLLAR CALIENTE PARA DETECION DE CAVIDADES

4.- APRIETE NO UNIFORME EN MONTAJE

4.- PRUEBA DE TAP CAPACITIVO CON FACTOR DE POTENCIA

1.- DEFECTO DE FABRICACIÓN 1.- ENTRADA DE HUMEDAD2.- DEFECTO DE MANEJO 2.- FUGAS3.- DEFECTO DE MONTAJE1.- DEFECTO DE FABRICACIÓN 1.- ACEITE DESCOLORIDO2.- INSPECCIÓN DEFICIENTE3.- FALLA DE MONTAJE Y/O MANEJO

1.- FACTOR DE POTENCIA MEDIANTE TIP-UP2.- PRUEBAS DE COLLAR CALIENTE (LA CORRIENTE VARIA ± 1.- INSPECCIÓN VISUAL2.- FACTOR DE POTENCIA 3.- COLLAR CALIENTE.

1.- ENTRADA DE HUMEDAD 1.- INSPECCIÓN VISUAL2.- FUGAS EXCESIVAS 2.- FACTOR DE

POTENCIA 2.- FUGAS DE ACEITE POR DEFECTOS

3.- COLLAR CALIENTE.

1.- FRACTURA DE MONTAJE 1.- DESCARGAS INTERNAS 1.- PRUEBA DE COLLAR CALIENTE

2.- MANEJO INADECUADO 2.- ACEITE DESCOLORIDO3.- VIBRACIÓN EXCESIVA

1.- CEMENTO DETERIORADO (INTERSTICIOS, CONTRACCIONES Y DILATACIONES

II. DETERIORO DE JUNTAS CEMENTADAS

IX. PANTALLA INTERNA DESPLAZADA

2.- FACTOR DE POTENCIA (PROBAR PREFERENTEMENTE LA PARTE SUPERIOR DE LA PORCELANA

1.- CONTAMINACIÓN DURANTE LA CARGA DE ACEITE O COMPOUD

1.- SELLOS DEFECTUOSOS

VIII. PERDIDA TOTAL DEL ACEITE

1.- ALMACENAMIENTO PROLONGADOEN POSICIÓN HORIZONTAL

1.- ENTRADA DE HUMEDAD1.- APRIETE NO UNIFORME DESDE EL MONTAJE

I. PORCELANA FRACTURADA O ROTA, PORCELANA ASTILLADA O AGRIETADA. 2.- EXPANSIÓN POR

CALENTAMIENTO (ROMPE UNIONES RIGIDAS)

III. DETERIORO DEL EMPAQUE

IV. PÉRDIDA DE SELLO SODADURA

VII. MIGRACIÓN DE ACEITE

2.- DESCARGAS DEL TANQUE DEL EQUIPO A LA BOQUILLA

V. RUPTURA DE LA CONEXIÓN A TIERRA DEL CAPACITOR A LA BRIDA

1.- FACTOR DE POTENCIA (BAJA CORRIENTE EN CARGA Y FLUCTUACIÓN EN LAS LECTURAS

VI. BURBUJA O CAVIDAD EN COMPOUD

1.- FUGA A TRAVEZ DEL EMPAQUE, MANO DE OBRA DEFCTUOSA EN LA CARGA DEL COMPOUD

1.- EFECTO CORONA INTERNO


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Tabla 4.- Problemas eléctricos en boquillas de potencia cargadas con aceite, askarel o compound.

TIPO DE FALLA CAUSA PROBABLE CONSECUENCIA DEL PROBLEMA METODOS DE DETECCIÓN

1.- CONTAMINACIÓN DE PORCELANA

1.- RUPTURA O FRACTURA DE PORCELANA 1.- INSPECIÓN VISUAL

2.- AISLADOR DE MENOR VOLTAJE

2.- FALLA COMPLETA DE BOQUILLA

2.- REVISAR ESPECIFICACIONES

3.- DISTANCIA DE FUGA INADECUADA

3.- PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA

4.- FALTA O FALSO CONTACTO EN LA RED DE TIERRA

4.- COLLAR CALIENTE

1.- SELECCIÓN INADECUADA (BIL)

1.- RUPTURA O FRACTURA DE PORCELANA


2.- FALLA DE APARTARRAYOS ASOCIADO

2.- FALLA COMPLETA DE BOQUILLA

2.- PRUEBA DE APARTARRAYOS

2.- MAL SELECCIÓN DEL APARTARRAYOS

3.- DAÑO EN OTROS EQUIPOS

1.- FRACTURA INTERNA 1.- MEDIR VOLTAJE DE RADIO INTERFERENCIA

2.- SEÑALES DE RADIO INTERFERENCIA

2.- FACTOR DE POTENCIA A TAP CAPACITIVO1.- MEDIR VOLTAJE DE RADIO INTERFERENCIA 2.- PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA

1.- CONTAMINACIÓN DE PORCELANA

1.- MEDIR VOLTAJE DE RADIO INTERFERENCIA

2.- SOBREESFUERZO DE AISLAMIENTO

2.- REVISAR ESPECIFICACIONES

3.- BAJO NIVEL BÁSICO DE IMPULSO

3.- PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA

4.- SELECCIÓN INADECUADA DE DISTANCIA DE FUGA

4.- COLLAR CALIENTE

1.- SOBREVOLTAJE POR RAYO O SWITCHEO.

1.- VARIACIÓN DE CAPACITANCIA.

1.- PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA EN TAP Y CAPACITANCIA

2.- HUMEDAD INTERNA 1.- VARIACIÓN DE VOLTAJE EN TAP.

1.- PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA EN TAP Y CAPACITANCIA

3.- CONTAMINACIÓN INTERNA O MANO D E OBRA DEFECTUOSA.

1.- ESFUERZO INTERNO DEL AISLAMIENTO ELÉCTRICO.

1.- PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA (PUEDE DISPARA TERMICO DE F1 POT.)

1.- RUPTURA O FALSO CONTACTO DE TERMINAL DE TAP.

1.- RADIO INTERFERENCIA

2.- SOBRECALENTAMIENTO DE BOQUILLA.

2.- RESULTADOS POBRES EN PRUEBAS DE AISLAMIENTO

3.- ALTA RESITENCIA EN BOQUILLA.4.- ALTA TEMPERATURA DE EQUIPO AL QUE ESTA MONTADO.

IV. CORTO CIRCUITO EN SECCIONES DEL CAPACITOR

V. ACEITE OBSCURO

1.- PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA (AL MEDIR MILIWATTS EXISTE FLUCTUACIONES)

2.- COLLAR CALIENTE CON FACTOR DE POTENCIA

1.- HUELLAS ARBOLADAS DE DESCARGA EN SUPERFICIE DEL PAPAEL CON RESULTADO FINAL DE ARQUEO INTERNO

1.- HUMEDAD Y/O CAVIDAD EN TAPON DE CARGA EN ACEITE

III. EFECTO CORONA

I. ARQUEO ELECTRICO O FLAMEO

II. FALLA POR RAYO

1.- CAVIDADES EN Y A TRAVÉS DEL AISLAMIENTO

1.- HUELLAS ARBOLADAS DE DESCARGA EN SUPERFICIE INTERNA


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FECHA ULTIMA PRUEBA

BOQUILLAS (BUSHING) REPORTE No.P R U E B A D E R E S I S T E N C I A D E A I S L A M I E N T O DIVISION

ZONA


VOLTAJE NOMINAL

TEMP. AMBIENT oC EQUIPO DE PRUEBA : MARCAHUMEDAD RELATIVA % TIPOCONDICIONES DEL TIEMPO

* CONSIDERADOS

MULTIPLICADORMEGGER:

FACTOR DE CORRECCIÓN POR TEM

OBSERVACIONES:

PROBO:

REVISOFORMATO SE-6-01

SERIE No.

EQUIPO VOLTAJE DE

PRUEBA

No. DE

PRUEBA


TIPO No. SERIE LINEA GUARDA TIERRA 60 SEG. MEGAOHMS (M≅ ) *

L G T

TAP CAPACITIVOBRIDA

MEGOHMETRO

TERMINAL


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FORMATO SE-06-02

PROBÓ:

REVISÓ.

OBSERVACIONES:

C1 AISLAMIENTO PRINCIPAL DE LA BOQUILLA. C2 AISLAMIENTO DEL TAP CAPACITIVO. C.C. COLLAR CALIENTE.

ENVIAR COPIAS A:

KV DE PRUEBA

LECTURA MEDICIÓN MVAMULTIPLICADOR

MILIVOLTAMPERES

SUBESTACIÓN:

TEMP. AMBIENTE: °C

EQUIPO (CLAVE):

MODELO:No. DE SERIE:


BOQUILLAS MONTADAS: SI: NO

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIABOQUILLAS

FAS

E

BO

QU

ILLA

No. DE SERIE

TERB.T.

PRUEBA A 2.5 KV.

MEDIDO


MW CORR. A 20 °C.

LECTURA MEDICIÓN MULTIPLICADOR

MILIWATTS CAPACITANCIA (pF )

COND. DE

AISLAM.

DIVISIÓNZONA

FECHA ÚLTIMA PRUEBAREPORTE No.

FECHA:

No. DE SERIE:

C1

C.C. C2

A.T.


6-20 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FORMATO SE-06-03

C1

C.C. C2

A.T.

FECHA:

No. DE SERIE:


CAPACITANCIA (pF )

COND. DE

AISLAM.

PRUEBA A 10 KV.

MEDIDO


W CORR. A 20 °C.

LECTURA MEDICIÓN MULTIPLICADOR

WATTS

FAS

E

BO

QU

ILLA

No. DE SERIE

TERB.T.

BOQUILLAS MONTADAS: SI: NO

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIABOQUILLAS

No. DE SERIE:EQUIPO DE PRUEBA MARCA:

SUBESTACIÓN:

TEMP. AMBIENTE: °C

EQUIPO (CLAVE):

MODELO:

KV DE PRUEBA

LECTURA MEDICIÓN MaMULTIPLICADOR

MILIAMPERES

C1 AISLAMIENTO PRINCIPAL DE LA BOQUILLA. C2 AISLAMIENTO DEL TAP CAPACITIVO. C.C. COLLAR CALIENTE.

ENVIAR COPIAS A:

OBSERVACIONES: PROBÓ:

REVISÓ.


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CAPÍTULO 7 APARTARRAYOS

7.1 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. Con el objeto de determinar mediante pruebas dieléctricas el posible deterioro o contaminación en apartarrayos de una sección, o de varias secciones de apartarrayos, se efectúan las pruebas de resistencia de aislamiento. Con la prueba de resistencia de aislamiento se detecta: a) Contaminación por humedad y/o suciedad en las superficies internas de porcelana. b) Entre-hierros corroídos. c) Depósitos de sales de aluminio, aparentemente causados por interacción entre la humedad y los productos resultantes del efecto corona. d) Porcelana fisurada, porosa o rota . e) Envolvente polimerico degradado, contaminado o fisurado. 7.1.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre las recomendaciones generales

para realizar pruebas. b) Drenar cargas estáticas, a traves de un conductor conectado solidamente a tierra. c) Limpiar perfectamente la porcelana o el envolvente polimerico y puntos de conexión para pruebas, quitando el polvo, humedad o agentes contaminantes. d) Preparar el equipo de prueba. e) Utilizar la mayor tensión de prueba del equipo (2.5 o 5 kv). f) Tomar la lectura al minuto y anotarla en el formato de prueba. g) En apartarrayos compuestos de varias secciones se debe utilizar la terminal de


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guarda para efectos de corrientes de fuga por la superficie, lo anterior, en las secciones que no se desean considerar en la prueba. 7.1.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En las figuras 7.1 y 7.2 se ilustran los diagramas de conexión de circuitos de prueba para determinar la resistencia de aislamiento de apartarrayos de una o varias secciones respectivamente.


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Fig. 7.1 APARTARRAYOS


APARTARRAYO EN UNA SECCIÓN

UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA NO. SE-07-01

B

A

L G T

MEGOHMETRO


7-4 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30


PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO APARTARRAYOS VARIAS SECCIONES


TIERRACONEXIONES DE PRUEBA

EJEMPLO: PRUEBA 1

PRUEBA

- BA2

43 B

C BA

DC

1 ALINEA

D

C

GUARDA- D

B

A

RAB 5000 VRBCRCD

VMIDE

RAD

PRUEBA

GL T

MEGOHMETRO


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7.1.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Los valores de resistencia de aislamiento en apartarrayos son variables; dependiendo de la marca y tipo, pudiendo ser desde 500 hasta 50,000 megaohms. Se recomienda efectuar comparaciones con apartarrayos de la misma marca, tipo, tensión y analizar la tendencia de sus valores historicos. En caso de desviación notoria en los valores, se requiere efectuar una investigación.


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7.2 FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO. GENERALIDADES. El objeto de efectuar la prueba de factor de potencia en apartarrayos es detectar las pérdidas dieléctricas, producidas por contaminación o suciedad en los elementos autovalvulares, porcelanas despostilladas, porosas, envolventes polimericos degradados etc. 7.2.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre las recomendaciones generales

para realizar pruebas. b) Drenar cargas estáticas, a traves de un conductor conectado solidamente a tierra. c) Limpiar perfectamente la porcelana o la envolvente polimerico, quitando polvo, humedad o agentes contaminantes. d) Preparar el equipo de prueba. 7.2.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En las figuras No. 7.3 y No. 7.4, se representan las conexiones para las pruebas de una o varias secciones respectivamente.


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PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA APARTARRAYOS EN UNA SECCION

UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA No. SE-07-02 (para 2.5 kV) No. SE-07-03 (para 10 kV)

F.P.

PRUEBA

EJEMPLO : PRUEBA 1

T.A.T. T.B.T. SELECTORMIDE

211 GROUND A1COLLAR2 GROUND PA


T.A.T. (HV)

T.B.T. (LV)

1

A

2

P= PORCELANA COLLAR :2º FALDON


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PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA

APARTARRAYOS EN VARIAS SECCIONES UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA No. SE-07-02 (para 2.5 kV)

No. SE-07-03 (para 10 kV)

F.P.

PRUEBA

EJEMPLO : PRUEBA 1

T.A.T. TIERRA SELECTORMIDE

1,421 GUARDA A1,422 UST B


T.A.T. (HV)

T.B.T. (LV)

1

2

P ,P ,P = PORCELANA DE LA SECCION A, B, C COLLAR :2º FALDON DE CADA SECCION

3 3 4 GUARDA C4 COLLAR EN A 1,2,4 GUARDA P5 COLLAR EN B 2,3,4 GUARDA P6 COLLAR EN C 3,4 GUARDA P

T.B.T.

12

3

32

3

A

B

C

3

4

B

C

A

A B C


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7.2.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Con las pruebas de factor de potencia se obtienen las pérdidas dieléctricas de los apartarrayos en Miliwatts o Watts dependiendo del equipo de prueba que se utilice. Debido a las diferencias de elementos de construcción de cada fabricante, no existen valores normalizados para su aceptación. En la página Web de la Doble Engineering, se proporciona información estadística con valores de pruebas de varias marcas y tipos de apartarrayos que sirven de base para comparar los resultados que se obtengan y para tener acceso a las mismas se debe seguir el siguiente procedimiento: PROCEDIMIENTO PARA ACCESO AL TEST DATA REFERENCE BOOK DE DOBLE

1. Acceder a la hoja http//www.doble.com

2. Acceder a LOGIN en el directorio de la parte superior izquierda 3. Proporcionar los siguientes datos:

a. Login Name : *********** b. Password:……… *********** En forma textual como lo indica el correo que se recibe DOBLE ENGINEERING Cada clave es personalizada, debe llegar por correo electrónico desde DOBLE a cada uno de los ingenieros conforme a la solicitud por el Departamento de Subestaciones y Líneas de la Subgerencia de Operación y Mantenimiento de la Coordinación de distribución a Doble. Las solicitudes se tramitan por encargo de la División Correspondiente

4. Al acceso a “login” aparecerán dos menús, en el menú inferior en la parte derecha el último renglón es de “The Power Factor Test Data Reference”

5. En ese momento estarán dentro de la versión PDF del “Test data Referente Book” 6. En el menú superior se encuentra la “Tabla de Contenido”, donde se indican por tipo de

equipo, al acceso e cualquiera de los equipos accesará a la sección correspondiente, y podrá consultar las tablas de los valores de resultados de pruebas de factor de potencia

La calificación de apartarrayos está basada en las pérdidas mW o W según el equipo y tensión de prueba, por lo que no es necesario calcular el factor de potencia, ni corregir los valores obtenidos por temperatura. De acuerdo al tipo:

Silicon Carbide: Pérdidas más altas que lo normal, la probable causa es contaminación por humedad y suciedad o corrosión.

Si las pérdidas son más altas de lo normal, la probable causa son resistores rotos, contacto deficiente o circuito abierto entre los elementos.


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Cambios en corrientes, la posible causa son daños mecánicos.

Oxido metálico: Pérdidas más altas de los normal, la posible causa es contaminación por humedad y suciedad, o entrehierros corroidos (diseño antiguo), los diseños modernos no tienen entrehierros. Pérdidas más bajas de lo normal, se refieren a falta de continuidad en la configuración eléctrica interna.


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FECHA ULTIMA PRUEBA

A P A R T A R R A Y O S REPORTE No.P R U E B A D E R E S I S T E N C I A D E A I S L A M I E N T O DIVISION

ZONA


VOLTAJE NOMINAL





OBSERVACIONES:

PROBO:

REVISO:

FORMATO SE-07-01

VALORLECTURASVOLTAJE DE

PRUEBA

EQUIPO


SERIE No.

GUARDA TIERRA MEGAOHMS (MΩ) *60 SEG.

No. DE

PRUEBA

CONEXIONES


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FECHA ULTIMA PRUEBA

APARTARRAYOS REPORTE No.PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO DIVISION

ZONA

SUBESTACION FECHAEQUIPO (CLAVE) MARCA TIPO

No. DE SERIE


OBSERVACIONES: CONDICIONES DELAISLAMIENTOB = BUENO


REVISO: M = MALOFORMATO SE-07-02

MWMVA

INF.LECTURA MEDICION

LECTURA MEDICION

EQUIPO

TIPO No. SERIE AISLAMIENTOMW MEDIDO CORR.20 oC

VOLTAJE DE PRUEBA

MULT.

SERIE No.

CONDIC. DE

TIPO No. SERIE MULT. MVA MULT. MW

C O L L A R C A L I E N T E

EQUIPOVOLTAJE DE

PRUEBA

PRUEBAS A 2.5 KV.CONDIC. DEMILIVOLTSAMPERES MILIWATTS

SUP. AISLAMIENTO

PRUEBAS A 2.5 KV. % FACTOR MILIVOLTSAMPERES MILIWATTS DE POTENCIA

LECTURA MEDICION MULT. MVA LECTURA

MEDICION


7-13 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA

APARTARRAYOS REPORTE No.PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO DIVISION

ZONA


No. DE SERIE

TEMP. AMBIENTE oC EQUIPO DE PRUEBA : MARCAHUMEDAD RELATIVA % TIPO



REVISO: M = MALO

FORMATO SE-07-03

WMA


LECTURA MEDICION

EQUIPO

TIPO No. SERIE AISLAMIENTOW MEDIDO CORR.20 oC

VOLTAJE DE PRUEBA LECTURA

MEDICION

SERIE No.

SUP. AISLAMIENTO

CONDIC. DE

TIPO No. SERIE MULT. MA MULT. W

LECTURA MEDICION



PRUEBAS A 10 KV. CONDIC. DEMILIAMPERES MILIWATTS

MULT.

PRUEBAS A 10 KV. % FACTOR MILIAMPERES MILIWATTS DE POTENCIA

MULT. MA


8-1 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

CAPÍTULO 8 CUCHILLAS DESCONECTADORAS

MONOPOLAR Y OPERACIÓN EN GRUPO

8.1 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. Esta prueba tiene como finalidad determinar las condiciones del aislamiento, para detectar pequeñas imperfecciones o fisuras en el mismo; así como detectar su degradación por envejecimiento. La prueba se lleva a cabo durante los trabajos de puesta en servicio y rutina en pruebas de campo. 8.1.1 PREPARACIÓN DE LAS CUCHILLAS PARA LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre las recomendaciones generales para realizar las pruebas. b) Limpiar perfectamente la superficie del aislamiento con el fin de evitar obtener valores erróneos, por suciedad o contaminación. c) Se debe aterrizar la base de la cuchilla. 8.1.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. La prueba de resistencia de aislamiento se realiza para las cuchillas en posición abierta y cerrada. La manera de conexión para las pruebas se indica en la figura No. 8.1.


8-2 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

DETERMINAR CUAL DE ELLOS ES EL DE BAJO VALORPROBAR EN FORMA IDEPENDIENTE CADA AISLADOR PARA

NOTA: SI EN LA PRUEBA 1 EL RESULTADO ES BAJO

GCONEXIONES DE PRUEBA

33

EJEMPLO: PRUEBA 1

PRUEBA12

L11

C B

ABIERTA

T

ABIERTACERRADACUCHILLA

A

13

2GL T

MEGOHMETRO

RC

MIDERA+RB+RCRB+RA

222

Fig. 8.1 CUCHILLAS DESCONECTADORAS




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8.1.3 INTERPRETACION DE RESULTADOS. De acuerdo a la experiencia acumulada en CFE, el valor de resistencia de aislamiento para cuchillas desconectadoras debe ser como referencia 40,000 megaohms como mínimo. Cuando no se disponga de valores de referencia, se recomienda complementar el análisis, con las pruebas de factor de potencia para dictaminar el estado de su aislamiento.


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8.2 FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO. El efectuar esta prueba a cuchillas desconectadoras, tiene por objeto detectar las pérdidas dieléctricas del aislamiento producidas por imperfecciones, degradación por envejecimiento y por contaminación. La prueba se lleva a cabo durante los trabajos de puesta en servicio y rutina en pruebas de campo. 8.2.1 PREPARACIÓN DE LAS CUCHILLAS PARA LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre las recomendaciones generales para realizar las pruebas. b) Limpiar perfectamente la superficie del aislamiento con el fin de evitar obtener valores erróneos, por suciedad o contaminación. c) Se debe aterrizar la base de la cuchilla. 8.2.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. Las pruebas de factor de potencia se realizan como se indica en la figura No. 8.2, donde se muestra el diagrama de conexiones y la metodología simplificada para las diferentes pruebas.


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T.B.T. (LV)

T.A.T. (HV)

22

DETERMINAR CUAL DE ELLOS ES EL DE BAJO VALORPROBAR EN FORMA INDEPENDIENTE CADA AISLADOR PARA

NOTA: SI EN LA PRUEBA 1 EL RESULTADO ES BAJO

T.B.T.CONEXIONES DE PRUEBA

2

33

EJEMPLO: PRUEBA 1

PRUEBA12

T.A.T.11

C B

F.P.

ABIERTAGROUNDGROUNDGROUNDSELECTOR

ABIERTACERRADACUCHILLA

A

13

2

CC

CA+CB+CCMIDE

CA+CB





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8.2.3 INTERPRETACION DE RESULTADOS. De acuerdo a la experiencia acumulada de CFE, para evaluar las condiciones del aislamiento en cuchillas desconectadoras, se consideran únicamente las pérdidas en el aislamiento. Valores de pérdidas inferiores a 9 miliwatts con voltaje de 2.5 KV, y a 0.1 watts a 10 KV se consideran aceptables


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8.3 RESISTENCIA DE CONTACTOS. El objeto de realizar esta prueba es verificar que se tenga un bajo valor de resistencia eléctrica entre los contactos respectivos de la cuchilla. 8.3.1 PREPARACIÓN DE LAS CUCHILLAS PARA LA PRUEBA. a) Librar completamente la cuchilla para realizar esta prueba, desconectándola de la línea. b) Limpiar perfectamente las terminales de conexión de la cuchilla para asegurar una buena conducción, y poder obtener el valor real de la resistencia de contactos en el equipo de prueba. 8.3.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. Las pruebas de resistencia de contactos para cuchillas desconectadoras se deben hacer de la manera indicada en la figura No. 8.3.


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PRUEBA DE RESISTENCIA DE CONTACTO


PRUEBA C1 C2 P2A+BA+B1 C C

CONEXIONES DE PRUEBAP1

ABC


C1 P2C2P1


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8.3.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Como referencia, un valor de resistencia de contactos de 100 microohms se considera aceptable para la confiabilidad en la operación de la cuchilla. Si resultaran valores superiores, se recomienda ajustar el mecanismo, así como limpiar y ajustar el área de contacto.


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8.4 PRUEBA DE COLLAR CALIENTE A CUCHILLAS. Es una medición de la condición de una sección del aislamiento, entre la superficie de sus faldones y el conductor. Se lleva a cabo energizando uno o mas collares situados alrededor del aislamiento y aterrizando el conductor central (terminal) de la misma. Esta prueba es de gran utilidad para detectar fisuras en el aislamiento. Prueba de collar sencillo.- Refleja información relacionada con la condición del aislamiento de la parte superior del aislamiento. Si se obtienen valores elevados de pérdidas, se recomienda hacer la prueba en cada faldón para analizar la magnitud de la falla. Prueba de collar múltiple.- Proporciona información de la condición del aislamiento en general entre la brida y el conductor central. 8.4.1 PREPARACIÓN DE LAS CUCHILLAS PARA LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre las recomendaciones generales para realizar las pruebas. b) Limpiar perfectamente la superficie del aislamiento con el fin de evitar obtener valores erróneos, por suciedad o contaminación. c) Se debe aterrizar la base de la cuchilla o bien la brida del aislamiento sólido. 8.4.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. Las pruebas de collar caliente se realizan como se indica en el capitulo 6 figura No. 6.6, donde se muestra el diagrama de conexiones y la metodología simplificada para las diferentes pruebas. Los resultados de estas pruebas deberán ser utilizando FORMATO DE PRUEBA No. SE-08-02 y SE-08-03. 8.4.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Debido a las diferencias de elementos de construcción de cada fabricante, no existen valores normalizados para su aceptación, sin embargo efectuando el análisis estadístico de pruebas de varias marcas y tipos de aislamiento podrá servir de base para juzgar los resultados que se obtengan.


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Otra herramienta que pudiera servir como parámetro para lo anterior son los resultados que se tienen resultado de las pruebas de collar caliente a boquillas considerando como máximo 6.0 mW de pérdidas a 2.5 KV y 0.1 Watts de pérdidas a 10 KV.


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FECHA ULTIMA PRUEBA

CUCHILLAS DESCONECTADORAS REPORTE No.P R U E B A D E R E S I S T E N C I A D E A I S L A M I E N T O DIVISION

ZONA


VOLTAJE NOMINAL





OBSERVACIONES:

PROBO:

REVISO:

FORMATO SE-08-01

SERIE No.


No. DE

PRUEBA


TIPO No. SERIE LINEA GUARDA TIERRA 60 SEG. MEGAOHMS (MΩ) *


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FECHA ULTIMA PRUEBA

CUCHILLAS DESCONECTADORAS REPORTE No. PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO DIVISION

ZONA


No. DE SERIE

TEMP. AMBIENTE o C EQUIPO DE PRUEBA : MARCAHUMEDAD RELATIVA % TIPO CONDICIONES DEL TIEMPO



REVISO: M = MALOFORMATO SE-08-02

PRUEBAS A 2.5 KV. % FACTOR MILIVOLTSAMPERES MILIWATTS DE POTENCIA

LECTURA MEDICION MULT. MVA

MW


EQUIPO VOLTAJE DE

PRUEBA

PRUEBAS A 2.5 KV. CONDIC.DE

AISLAMMILIVOLTSAMPERES MILIWATTS

SUP.

AISLAMENTO

TIPO No. SERIE MULT. MVA MULT.

SERIE No.

EQUIPO

TIPO No. SERIE AISLAMMW

VOLTAJE DE PRUEBA

MULT.LECTURA MEDICION MEDIDO

CONDIC.DE

MW MVA


LECTURA MEDICION


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FECHA ULTIMA PRUEBA

CUCHILLAS DESCONECTADORAS REPORTE No.PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO DIVISION

ZONA


No. DE SERIE

TEMP. AMBIENTE oC EQUIPO DE PRUEBA : MARCAHUMEDAD RELATIVA % TIPO



REVISO: M = MALO

FORMATO SE-08-03

WMA


LECTURA MEDICION

EQUIPO

TIPO No. SERIE AISLAMIENTOW MEDIDO CORR.20 oC

VOLTAJE DE PRUEBA

SERIE No.

SUP. AISLAMIENTO

CONDIC. DE

TIPO No. SERIE MULT. MA MULT. W

LECTURA MEDICION


EQUIPOVOLTAJE DE

PRUEBA

PRUEBAS A 10 KV. CONDIC. DEMILIAMPERES MILIWATTS

MULT.

PRUEBAS A 10 KV. % FACTOR MILIAMPERES MILIWATTS DE POTENCIA

LECTURA MEDICION MULT. MA


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FECHA ULTIMA PRUEBA

CUCHILLAS DESCONECTADORAS REPORTE No.P R U E B A D E R E S I S T E N C I A D E C O N T A C T O S DIVISION

ZONA

SUBESTACION FECHA

TEMP. AMBIENTE oC OHMETRO DE PRUEBA : MARCAHUMEDAD RELATIVA % TIPO

OBSERVACIONES: CONDICIONES DE LA RESISTENCIADE LOS CONTACTOS:

B= BUENOI= INVESTIGAR

PROBO: M= MALO

REVISO:

FORMATO SE-08-04

MARCAPOLO-1

LECTURAS ( MICROOHMS ENTRE TERMINALES )

EQUIPO

SERIE No.

CLAVE NUMERO DE SERIETIPO

POLO-2 POLO-3 POLO-1 POLO-2 POLO-3

CONDICIONES


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CAPÍTULO 9 RESTAURADORES

9.1 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. Las pruebas de resistencia de aislamiento en restauradores, sirven para conocer las condiciones de sus elementos aislantes y detectar la degradación de los mismos. En los restauradores se tienen materiales higroscópicos, como el aceite, la barra de operación y otros que intervienen como soporte de las cámaras interruptivas. Para el aislamiento a tierra, normalmente se utiliza porcelana por medio de boquillas tipo sólido. Además de los tipos en aceite, existen restauradores de vacío y en SF6. 9.1.1 PREPARACIÓN DEL RESTAURADOR PARA LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. b) Limpiar perfectamente la porcelana de las boquillas, quitando polvo, humedad o agentes contaminantes. c) Procurar efectuar la prueba cuando la humedad relativa sea menor de 75%. 9.1.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En la figura No. 9.1 se muestran las formas de conexión para la prueba de resistencia de aislamiento a restauradores.


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EJEMPLO: PRUEBA 1

PRUEBA

566

9

78 3-4

1-2

5-6

2

45

3

12

45

3

LINEA1

14

63

2GUARDA

2

1 64

35

""

""" CERRADO

""

TANQUETIERRA

"

""

"

POSICION

ABIERTORESTAURADOR

"

""

"

L G T

MEGOHMETRO

MIDE

B1 C1B2 C1B3 C1B4 C1B5 C1B6 C1

B1,B2,C1,C2B3,B4,C2,C3B5,B6,C4,C5

FIG. 9.1 RESTAURADORES




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9.1.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Los valores de resistencia de aislamiento recomendados para restauradores en aceite, por experiencia de pruebas realizadas con el tiempo:

• Para equipo con mas de un año en operación, se considera que el valor mínimo de resistencia de aislamiento debe ser de 5000 MΩ.

• Para equipos con menos de un año en operación, el valor mínimo es de 10,000 MΩ.

Si los valores obtenidos resultaran inferiores, es necesario efectuar las pruebas dieléctricas al aceite aislante y hacer la inspección interna del equipo para descubrir y corregir las causas que originan las altas pérdidas en el aislamiento. En restauradores aislados en gas SF6, por lo general las lecturas de resistencia de aislamiento que se obtienen, son de valores altos.


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9.2 FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO. En las pruebas de Factor de Potencia, de los restauradores intervienen sus elementos aislantes, como las boquillas, aislamientos auxiliares, aceite aislante; así como las partículas semiconductoras de carbón, formadas por la descomposición del aceite cuando se presenta el arco eléctrico. 9.2.1 PREPARACIÓN DEL RESTAURADOR PARA LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. b) Limpiar perfectamente la porcelana de las boquillas, quitando polvo, humedad o agentes contaminantes. c) Procurar efectuar la prueba cuando la humedad relativa sea menor de 75%. 9.2.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En la figura No. 9.2 se muestran las formas de conexión para la prueba de factor de potencia a restauradores.


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Fig. 9.2 RESTAURADORES



123456789

PRUEBA T.A.T.

5-6

4

1-23-4

65

23

1T.B.T.TANQUE

SELECTOR

"GROUND

RESTAURADOR

CERRADO

ABIERTO

POSICION

"""""""

"

""

""

""


EJEMPLO: PRUEBA 1


F.P.

T.B.T. (LV)

T.A.T. (HV)

"

"""

""

""

1

2

34

56


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9.2.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Las pérdidas de los aislamientos no son las mismas con el restaurador en posición de abierto que cerrado, porque el efecto del campo eléctrico en el aislamiento es diferente. La comparación de las pérdidas obtenidas en la prueba con el restaurador cerrado, y la suma de las pérdidas de la misma fase o polo con el restaurador abierto, pueden ser utilizadas para analizar las condiciones del aislamiento. Para el análisis de los resultados de las pérdidas, se recomienda proceder como se indica en el capitulo de interruptores. Cuando el factor de potencia sea mayor al 2%, en alguna fase o en todo el conjunto, es conveniente investigar la causa.


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9.3 RESISTENCIA DE CONTACTOS. Esta prueba se realiza para detectar alta resistencia entre los contactos fijos y móviles del restaurador. Una alta resistencia provocará calentamiento. 9.3.1 PREPARACIÓN DEL EQUIPO PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. b) Para realizar la medición de resistencia de contactos, las bobinas serie del restaurador no deben intervenir, debido a su impedancia, por lo anterior se debe abrir el restaurador para tener acceso al punto de medición. c) Se deben limpiar las partes donde se va a realizar la conexión del medidor a fin de que cuando ésta se efectúe, se asegure un buen contacto. 9.3.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En la figura No. 9.3 se ilustran las conexiones para realizar la prueba de resistencia de contactos. Aunque en dicha figura (con el único propósito de simplificarla), se muestran las conexiones del equipo de prueba con las boquillas del restaurador; es necesario que dichas conexiones se efectúen directamente en los contactos fijos y móviles, tal y como se establece en el inciso 9.3.1 b; siendo por tanto indispensable extraer del tanque la parte interna del restaurador para realizar la medición.


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PRUEBA DE RESISTENCIA DE CONTACTO


1

26

43

5

LAS CONEXIONES DIRECTAMENTE SOBRE LOS CONTACTOS


EJEMPLO: PRUEBA 1

C1

23

135

1P1

2C2

46

P2


C1P2C2 P1

531

6

24

POR LO QUE ES NECESARIO DESTAPAR EL EQUIPO PARA HACERNOTA: EN LA PRUEBA, LAS BOBINAS SERIE NO DEBEN INTERVENIR

NOTA


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9.3.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS Esta prueba permite detectar oportunamente los problemas que se presentan por alta resistencia de contactos. La resistencia de contactos varía de acuerdo al diseño del equipo; los datos de puesta en servicio, son útiles para comparación con pruebas posteriores,

• Para restauradores nuevos un valor de 50 μΩ (microohms) es aceptable • Para equipos usados entre 100 a 150 μΩ se considera aceptable.

Nota: Estos valores aplican para restauradores hidráulicos, para restauradores de nuevas tecnologías tomar en cuenta los valores recomendados por el fabricante.


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9.4 VERIFICACIÓN DE CORRIENTE MÍNIMA DE DISPARO DE FASE. Esta prueba sirve para comprobar la característica de la corriente de arranque o pick up del restaurador. Para realizar esta prueba existen tres métodos: a) Con un equipo integrado se aplica una corriente de acuerdo a su corriente de arranque o pick up, los equipos de prueba además de provocar el disparo registran el tiempo de apertura. Refiérase al instructivo del equipo para realizar adecuadamente esta prueba. b) El segundo método consiste en efectuar la prueba con un transformador de alta carga, difiere del anterior, en no proporcionar el tiempo de apertura. c) El tercer método se realiza con el apoyo de simuladores de falla para relevadores de protección, esto en los equipos que cuenten con control microprocesado siendo factible la utilización de los métodos anteriores para este tipo de prueba. 9.4.1 PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LA PRUEBA POR MEDIO DE LOS

METODOS A Y B. a) Para el segundo método descrito, conectar un variac en el circuito como se muestra en la figura 9.4 y conectar las terminales W y X sobre las boquillas de la fase que se va ha probar. b) Cerrar manualmente el restaurador con el maneral. NOTA: Es necesario bloquear el disparo a tierra para poder realizar la comprobación de la corriente mínima de disparo de fase. c) Cerrar el interruptor de navajas y girar el control de variac para incrementar la corriente. Conforme el émbolo de la bobina serie comienza a moverse, la impedancia de la misma aumenta y provoca una disminución en la corriente. El valor que debe registrarse es el obtenido un instante antes de la disminución. 9.4.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En la figura No. 9.4 se ilustran las conexiones para realizar la prueba de verificación de corriente mínima de disparo de fase.


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FIG. 9.4 RESTAURADORES

PRUEBA COMPROBACIÓN DE DISPAROS DE FASES Y TIERRA


VARIAC.20 a 230 V

X W

PRUEBA DE CORRIENTE MINIMA DE DISPARO DE FASE

TS1

1

WX

Z

Y

DISPARO A TIERRABOBINA DE

PRUEBA RESTAURADOR CON BOBINA DE DISPARO A TIERRA

5

3

6

4

1 2

21


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9.5 VERIFICACIÓN DE LA CORRIENTE MÍNIMA DE DISPARO A TIERRA. Esta prueba permite verificar la operación del disparo a tierra, así como la relación de los transformadores de corriente. 9.5.1 PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) La manera de verificar la corriente mínima de disparo a tierra de un restaurador es, cerrándolo manualmente por medio de la palanca de cierre y energizando la bobina de disparo con una fuente de alimentación de C.A. b) Conectar el secundario del transformador de carga a la bobina de disparo a tierra y conectar el amperímetro en serie como se indica en la figura 9.4. c) Conectar un variac en el circuito y conectar las terminales W y X sobre las boquillas de la fase que se va a probar. d) Cerrar manualmente el restaurador con el maneral. e) Girar el control del variac para la inyección de corriente. La tolerancia del valor de la lectura es 10% del valor especificado en los datos de placa. 9.5.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En la figura No. 9.4 se ilustran las conexiones para realizar la prueba de verificación de corriente mínima de disparo a tierra.


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9.6 VERIFICACIÓN DE LAS CURVAS TIEMPO-CORRIENTE. El propósito de esta prueba es comprobar las características de operación tiempo-corriente que el fabricante proporciona en sus instructivos. Consiste en simular diferentes magnitudes de corriente, registrando el tiempo de operación del restaurador. Lo anterior es de suma importancia para asegurar que los estudios de coordinación de protecciones estén fielmente representados por los equipos en el campo. Por otra parte es común que los restauradores dispongan de varias curvas o características seleccionables, las cuales no necesariamente pueden coincidir con las marcadas en su placa de datos, siendo recomendable por tal razón su verificación. 9.6.1 PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LA PRUEBA. Esta prueba se realiza con un equipo integrado, para el disparo trifásico se aplica a diferentes múltiplos de la corriente de disparo (pick up), con lo que se obtienen los valores de corriente y los tiempos de operación. Referirse al instructivo del equipo de prueba para las instrucciones de operación y detalles propios de la prueba. 9.6.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En la figura No. 9.5 se ilustran las conexiones para realizar la prueba de verificación de las curvas tiempo-corriente para restauradores.


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SEGUN SE REQUIERAHASTA 1000 AMP.

T2

SALIDAS DESDE 30 AMP.


4 VECES 1 DISPAROPOR FASE

6H, 3H, HR, R, RV, W, KF

TIPO

RESTAURADORCORRIENTE

APLICACION DE 1 DISPAROAPERTURA 3 Ø

RESTAURADORESPROBADOR DE

Q,A,CALIM. BOB. SERIE

R, RV, WQ,B,C

KF

BOB. PROTECC. TIERRA

T1


PRUEBA DE TIEMPO-CORRIENTE



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FECHA ULTIMA PRUEBA RESTAURADORES: ACEITE, VACIO, SF6 REPORTE No.

PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO DIVISION ZONA

SUBESTACION FECHAEQUIPO (CLAVE) MARCA TIPO VOLTAJE NOMINAL KV SERIE No.CORRIENTE NOMINAL AMP CAPACIDAD INTERRUPTIVA MVACORRIENTE DE INTERRUPCION KA K=

TEMP. AMBIENTE o C EQUIPO DE PRUEBA : MARCAHUMEDAD RELATIVA % TIPO CONDICIONES AMBIENTE VOLTAJE DE PRUEBA VOLTS.

TIPO ACEITE VACIO SF6

NUMERACION DE FASES Y BOQUILLAS Tq = TANQUE MULTIPLICADOR MEGGER:

OBSERVACIONES:

PROBO:

REVISO:


V A L O R E N M E G A O H M S

15 SEG. 30 SEG. 45 SEG.

L E C T U R A S

30 SEG. 45 SEG.

"

−−−

"

−−−

1 2

3 4

6

3

2 1

60 SEG.

1-2

3-4

5-6

6

7

"

C E R R A D O

"

" "

2

3

3

1

4

2

3

5

6

"

−−− "

"

5 "

"

"

8

9

5

P R U E B A

POSICION RESTAURADOR

15 SEG.

1 A B I E R T O

GUARDA TIERRA

Tq

F A S E

1 2 "

CONEXIONES ( MEGGER )

LINEA

"

"

4

60 SEG.

SERIE No.

1 2 1

5 6 3

3 4 2 F U

E N

T E

C A

R G

A


9-16 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA

RESTAURADORES: ACEITE, VACIO, SF6 REPORTE No. PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DE AISLAMIENTO DIVISION

ZONA

SUBESTACION FECHAEQUIPO (CLAVE) MARCA TIPO VOLTAJE NOMINAL KV SERIE No.CORRIENTE NOMINAL AMP CAPACIDAD INTERRUPTIVA KVACORRIENTE DE INTERRUPCION KA BOQUILLAS: MARCA TIPO

TEMP. AMBIENTE o C EQUIPO DE PRUEBA : MARCAHUMEDAD RELATIVA % TIPO CONDICIONES AMBIENTE

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1 2 3 4 5 6

NUMERACION DE FASES Y BOQUILLAS Tq = TANQUE FACTOR DE CORRECION:

OBSERVACIONES:

CONDICIONES DELAISLAMIENTOB = BUENO


REVISO: M = MALO


MULT. m A LECT. MULT. W

ACEITE


CONDIC. DE

AISLAMIENTO

SERIE No.

F A S E

P R U E B A

MILIAMPERES WATTS

% FACTOR

DE POTENCIA

LECT.

POSICION CONEXIONES

DE PRUEBA

LECTURAS A 10 KV

SERIE No. RESTAURADOR

BOQUILLAS

1

MEDIDO CAP.pf

ABIERTO 1 Tq GROUND

6

" " " " "

5

"

" 3

2

2 3 4

CERRADO "

1-2 3-4 5-6 "

"

" " "

"

"

"""

" "

CAPACITANCIApf

"

""

1

2

3

Corregir para equipo en vacío y SF6

VACIO SF6 TIPO

P R U E B A D E CAPACITANCIA

1 2 1

5 6 3

3 4 2 F U

E N

T E

C A

R G

A


9-17 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA

RESTAURADORES: ACEITE, VACIO, SF6 REPORTE No. PRUEBA DE RESISTENCIA DE CONTACTOS, TIEMPO DE DIVISION

OPERACIÓN Y CORRIENTE MÍNIMA DE DISPARO ZONA

SUBESTACION FECHAEQUIPO (CLAVE) MARCA TIPO VOLTAJE NOMINAL KV SERIE No.CORRIENTE NOMINAL AMP CAPACIDAD INTERRUPTIVA MVACORRIENTE DE INTERRUPCION KA BOBINA DE DISPARO A TIERRA AMP.

TEMP. AMBIENTE o C EQUIPO DE PRUEBA : MARCAHUMEDAD RELATIVA % TIPO CONDICIONES AMBIENTE

TIPO ACEITE VACIO SF6

MARCATIPOSERIE No.

(*) CORRIENTE MINIMA DE DISPARO A TIERRA AMP.

FASE A FASE B FASE C

SECUENCIA TIEMPO BLOQUEO FALLA A TIERRA SI NOPALANCA NO RECIERRE SI NO

(*) CORRIENTE MINIMA DE DISPARO

(*) VERIFICACIÓN TIEMPO-CORRIENTE DE FASES

(*) VERIFICACIÓN TIEMPO-CORRIENTE DE DISPARO A TIERRA

OBSERVACIONES: PROBO:

REVISO:

FORMATO SE-09-03

LECTURA MULTIPLICADOR MICROOHMS

R E S I S T E N C I A D E C O N T A C T O

3

FASE 1 2

O H M E T R O

SERIE No.

R E C I E R R E E L E C T R I C O

A P E R T U R A T I E M P O S F A S E 1 F A S E 2 F A S E 3 F A S E 1 F A S E 3F A S E 2

CORRIENTE 1 a. O P E R A C I O N 2 a. O P E R A C I O N

CORRIENTE TIEMPO

FASE A

3 a. O P E R A C I O N TIEMPO CORRIENTE TIEMPO

B C

CORRIENTE4 a. O P E R A C I O N

TIEMPO CORRIENTE TIEMPO

CORRIENTE TIEMPOA B C

FASE 1 a. O P E R A C I O N 2 a. O P E R A C I O N 3 a. O P E R A C I O N 4 a. O P E R A C I O NCORRIENTE TIEMPO CORRIENTE TIEMPO


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FECHA ULTIMA PRUEBA

RESTAURADORES: PRUEBAS AL ACEITE AISLANTE REPORTE No. DIVISION ZONA

SUBESTACION FECHAEQUIPO (CLAVE) MARCA TIPO VOLTAJE CAPACIDAD

1.- RIGIDEZ DIELECTRICA METODO ASTM:

2.- RESISTIVIDAD

3.- FACTOR DE POTENCIA A: 2.5 KV 10 KV

4.- FACTOR DE POTENCIA A 100 C A: 2.5 KV 10 KV

OBSERVACIONES: PROBO:

REVISO:


MEDIDO A 20 C µA LECTURA MULT. W

A 20 C

FECHA MICROAMPERES WATTS % F.P. No. DE SERIE Y

MARCA DEL PROBADORLECTURA MULT.

MULT.

NUEVO O.05 % BUENO 0.5 %

MW

MWNo. DE SERIE Y

MARCA DEL PROBADOR

% F.P.

MEDIDO

MVA

VALOR MINIMO ACEPTABLE 50 X 10 6 MEGA OHMS

CORREGIDO A 20 CLECTURA MULT. VALOR TEMP C

VALOR MINIMO ACEPTABLE: 35 KV NOTA: PRUEBA NO. 1 DEJARLA REPOSAR 5 MINUTOS. PRUEBAS 2,3,4 Y 5 DEJARLAS REPOSAR 1 MINUTO.

FECHA LECTURA MULT. MVA LECTURA

FECHA MEGAOHMS- Cm A 2.5 KV No. DE SERIE Y MARCA DEL PROBADOR

KV RUPTURA No. DE SERIE Y MARCA DEL PROBADOR

PROMEDIOFECHA

1 2 3 4 5


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CAPÍTULO 10 REGULADORES DE VOLTAJE

10.1 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. Las pruebas de resistencia de aislamiento en reguladores sirven para conocer las condiciones de sus elementos aislantes y detectar la degradación de los mismos. 10.1.1 PREPARACIÓN DEL REGULADOR PARA LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. b) Preparar el equipo de prueba. c) Aterrizar firmemente el tanque. d) Puentear las terminales lado carga (L), lado fuente (S) y el común (SL). Aplicando el voltaje de prueba en esa unión. e) Poner el regulador en posición neutral y el control en posición OFF. f) Efectuar la prueba con el máximo voltaje del equipo de prueba. g) Tomar la lectura al minuto y anotarla en la hoja de prueba. 10.1.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En la figura No. 10.1 se muestran las conexiones para realizar las pruebas de resistencia de aislamiento a reguladores de voltaje.


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Fig. 10.1 REGULADORES DE VOLTAJE



RH

MIDELINEAS, SL, L

TL G

MEGOHMETRO

SLS L

DEVANADO

RH

TANQUEY

NUCLEO

Tq = TANQUE

CONEXIONES DE PRUEBAGUARDA

- TqTIERRA

1PRUEBA


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10.1.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Si los valores de resistencia de aislamiento son menores de 10,000 MΩ a una temperatura de 20 °C, se requiere efectuar las pruebas dieléctricas al aceite aislante, para verificar si el bajo valor de resistencia de aislamiento es ocasionado por degradación del mismo; y programar un mantenimiento completo al regulador.


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10.2 FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO. Las pruebas de factor de potencia del aislamiento en reguladores nos indica las condiciones de sus elementos aislantes y detecta la degradación de los mismos. Cabe señalar que para aquellos reguladores que poseen internamente resistencias no lineales en paralelo con los devanados serie, con el objeto de limitar el voltaje generado entre los devanados (serie); es recomendable cortocircuitar dichas resistencias a efecto de que las pérdidas I2R disipadas por estos elementos, no se adicionen a las pérdidas por aislamiento, provocando la medición de un alto valor de Factor de Potencia. Lo anterior se logra atendiendo el inciso e) del siguiente punto. 10.2.1 PREPARACIÓN DEL REGULADOR PARA LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones generales para realizar las pruebas. b) Se deberá limpiar la porcelana de las boquillas. c) Aterrizar firmemente el tanque. d) Puentear las terminales lado carga (L), lado fuente (S) y el común (SL). Aplicando el voltaje de prueba en esa unión. e) Poner el regulador en posición neutral y el control en posición OFF. 10.2.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En las figuras 10.2 y 10.3 se ilustran los diagramas de conexión para la prueba de factor de potencia a reguladores de voltaje.


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PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DELAISLAMIENTO Y CORRIENTE DE EXCITACIÓN.



Tq GROUNDSELECTOR

1PRUEBA

C -S

MIDET.A.T.S, SL, L

SLS L

DEVANADOCS, SL TANQUE

YNUCLEO

F.P.

SL

S

LT.A.T (HV)

T.B.T. (LV)

EJEMPLO: PRUEBA 1

2 SLL I. EXT.USTS L

Tq = TANQUE


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Fig. 10.3 REGULADORES DE VOLTAJE TRIFASICOS


Y CORRIENTE DE EXCITACIÓN.


CONEXIONES DE PRUEBAT.B.T.TANQUE GROUND

SELECTOR1

PRUEBA

CSL.- T

MIDET.A.T.

L

DEVANADOCSL TANQUE

YNUCLEO

F.P.

So Lo

S1

L1

T.A.T (HV)

T.B.T. (LV)

EJEMPLO: PRUEBA 1

2 L1 IEXC..FAUST

S2

L2

So Lo

S3

So Lo

L3

S1 S2 S3

L3L2L1S Lo o

S1, S2, S33, 1,L 2,L S Lo o

3 L2 UST IEXC..FB4 L3 UST IEXC..FC

S oo LS Lo oS Lo o


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10.2.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Es necesario que los valores medidos de factor de potencia, se corrijan a 20 °C, utilizando para ello la tabla 3.3 del capítulo 3, en la columna correspondiente a transformadores en aceite con respiración libre. Un valor de factor de potencia mayor de 2%, será indicativo de que existe un deterioro en el aislamiento, este puede ser en el aceite, boquillas o en el aislamiento seco del devanado. Al obtener resultados con valores mayores, deberá investigarse recurriendo a estadísticas de pruebas anteriores y en equipos similares. Para un mejor análisis de las condiciones del aislamiento, es conveniente relacionar esta prueba con la de resistencia de aislamiento; para así poder tomar la decisión acerca de si el regulador requiere o no de mantenimiento. Por otra parte es necesario también comprobar las boquillas, efectuando la prueba de collar caliente a las mismas.


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10.3 CORRIENTE DE EXCITACIÓN. La medición de la corriente de excitación en reguladores de voltaje complementa el diagnóstico sobre el comportamiento del regulador de voltaje, detectando posibles problemas o fallas incipientes en la operación del mismo, como pudieran ser: -Cortocircuito en espiras o capas de aislamiento deteriorado. -Conexión incorrecta de terminales en derivaciones. -Operación incorrecta del cambiador de derivaciones. -Cambio en la reluctancia del núcleo. Es necesario que esta prueba se realice durante la puesta en servicio de este tipo de equipos, para disponer de una referencia en posteriores verificaciones por mantenimiento. 10.3.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Cuidar que el voltaje de prueba a utilizar sea menor al voltaje nominal de fase a tierra del regulador. b) Realizar la prueba en las 5 posiciones del cambiador indicadas a continuación:

b1) Primera posición siguiente a la posición NEUTRO en la dirección de REDUCIR:

1L.

b2) En la posición NEUTRO.

b3) Primera posición siguiente a la posición NEUTRO en la dirección de ELEVAR:

1R.

b4) En las dos posiciones máximas de ELEVAR y REDUCIR: 16R y 16L.

10.3.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. PARA REGULADORES TRIFASICOS CONEXION ESTRELLA CON NEUTRO.


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Conectado a tierra probar de la siguiente manera: ENERGIZAR UST FASE L1 S0 L0 A L2 S0 L0 B L3 S0 L0 C PARA REGULADORES CONEXION ESTRELLA SIN NEUTRO CONECTADO. ENERGIZAR UST FLOTANDO FASE L1 L2 L3 A-B L2 L3 L1 B-C L3 L1 L2 C-A PARA REGULADORES CONEXION DELTA. ENERGIZAR UST GROUND FASE L1 L2 L3 B L2 L3 L1 C L3 L1 L2 A En forma general las conexiones de unidades monofásicas y trifásicas para esta prueba, se ilustran en las figuras 10.2 y 10.3. 10.3.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. La corriente de excitación medida debe ser analizada mediante la comparación con algunos resultados previos del mismo regulador, o con mediciones obtenidas en otros equipos de la misma marca y tipo. Con esto se obtiene una referencia para soportar el criterio de diagnóstico del equipo que se esta probando. Generalmente la corriente de excitación es notablemente alta cuando el cambiador de derivaciones esta en posiciones iniciales (1L, 1R, etc.) comparada con la corriente medida por posición simétrica (N, 16R, 16L); este incremento es debido a la posición adicional requerida para excitar el reactor o autotransformador preventivo cuando está en posición "puenteada".


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10.4 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN. Esta prueba tiene por objeto verificar la relación de transformación en el autotransformador del regulador, la prueba se debe realizar en todas las posiciones del cambiador. La prueba nos indica si existen problemas en el devanado, que pueden ser cortocircuito entre espiras, falsos contactos en el cambiador de derivaciones y circuitos abiertos. 10.4.1 PREPARACIÓN DEL REGULADOR PARA LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. b) Antes de iniciar la prueba, verificar que el regulador esté en la posición neutral. 10.4.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En la figura 10.4 se muestran las conexiones para realizar la prueba de relación de transformación a reguladores.


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SL = FUENTE-CARGA (Común)

SL

SLSLSL

SLSL

GN,CNCONEXIONES DE PRUEBAPRUEBA

HASTA

HASTA

33

1819

17

21

S

SSS

SSGR

S = FUENTEL = CARGA

S SL L

TERMINALES DEL MEDIDOR

= DE EXITACION NEGRA

= SECUNDARIA NEGRA= SECUNDARIA ROJA

= DE EXITACION ROJA

HASTA

HASTA

POSICIONCAMBIADOR

L

LLL

LL

16 L

2 L1 L16 R

I RN

CRCN

GNGR

GNCNCR

GR

CR





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10.4.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. El porciento de diferencia para la prueba de relación de transformación a reguladores no debe ser mayor de + 0.5 %, en relación con pruebas del fabricante; o de + 1 %, con respecto a los datos de placa (relación teórica).


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10.5 RESISTENCIA OHMICA. Esta prueba tiene por objeto detectar la existencia de falsos contactos en el cambiador de derivaciones y en otros puntos de contacto del regulador de voltaje. 10.5.1 PREPARACIÓN DEL REGULADOR PARA LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. b) Antes de iniciar la prueba, verificar que el regulador esté en la posición neutral. 10.5.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En la figuras 10.5 y 10.6 se muestran las conexiones para realizar la prueba.


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PRUEBA DE RESISTENCIA OHMICA DE DEVANADO



S2HASTA

17 S

EJEMPLO: PRUEBA 1

PRUEBA

1T1S

S SL L

OHMETRO

Rx = RESISTENCIA POR MEDIR

SL 1R o 1L

16R o 16LSL

HASTA

CAMBIADORPOSICION

T2SL N

T 1

T 2Rx


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CONEXIONES DE PRUEBAEJEMPLO: PRUEBA 1

PRUEBA

2

56

43

1

L1

L3L2

S2S3

T1S1

N

S3

L3

S2S1

L1 L2

Rx = RESISTENCIA POR MEDIR

OHMETRO

RSNØ2RSNØ3RLNØ1RLNØ2RLNØ3

RSNØ1T2

N

NN

NN

N

MIDE

T2

T1Rx

Fig. 10.6 REGULADORES TRIFASICOS

PRUEBA DE RESISTENCIA OHMICA DE DEVANADO



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10.5.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Los valores obtenidos de resistencia óhmica del devanado, en cada uno de sus pasos, deben tener una diferencia proporcional. Si esto no se cumple, revisar internamente el equipo para detectar el problema o la causa.


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10.6 RESISTENCIA DE CONTACTOS. Los puntos con alta resistencia en diferentes partes de conducción, son fuente de problemas en los circuitos eléctricos, ya que originan caídas de voltaje, fuentes de calor, pérdidas de potencia, etc. Con la aplicación de esta prueba es posible detectar dichas condiciones. Esta prueba se utiliza en todo circuito eléctrico en el que existen puntos de contacto a presión o deslizables, tales como dedos de contacto en reguladores, o de cambiadores de derivaciones. La medición se puede efectuar con un medidor óhmico de contactos, de baja resistencias. 10.6.1 PREPARACIÓN DEL REGULADOR PARA LA PRUEBA. a) El equipo bajo prueba debe estar desenergizado, la prueba debe realizarse directamente en los contactos principales y auxiliares del cambiador. b) Deben limpiarse perfectamente las partes donde se van a conectar las terminales del probador, a fin de que cuando la prueba se efectúe se asegure un buen contacto. c) Se deben evitar los campos electromagnéticos provocados principalmente por la inducción, ya que el equipo de prueba de bajas resistencias, es un instrumento muy sensible, y se pueden presentar errores en las mediciones. 10.6.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En la figura 10.7 se muestran las conexiones para realizar la prueba.


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Fig. 10.7 REGULADORES

PRUEBA DE RESISTENCIA DE CONTACTOS

UTILIZAR LA FORMA DE REPORTE S.E-10-04

P1 P2

C2

C1

ESTA PRUEBA SE REALIZARA EN LOS CONTACTOS PRINCIPALESY AUXILIARES DEL CAMBIADOR

RESISTENCIA DECONTACTOS


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10.6.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Esta prueba permite detectar oportunamente los problemas que se presentan por alta resistencia de contactos. Los valores de resistencia de contactos varían de acuerdo al fabricante del regulador y al diseño del mismo, por lo que es importante conocer los valores limite establecidos en los instructivos, así como en los valores obtenidos durante la puesta en servicio, con el fin de poder efectuar comparaciones y observar tendencias.


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FECHA ULTIMA PRUEBA

REGULADORES DE VOLTAJE REPORTE No.P R U E B A D E R E S I S T E N C I A D E A I S L A M I E N T O DIVISION

ZONA


VOLTAJE NOMINAL





OBSERVACIONES:

PROBO:

REVISO:

FORMATO SE-10-01



No. DE

PRUEBA



SERIE No.


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FECHA ULTIMA PRUEBA REGULADORES REPORTE No.

P R U E B A D E C O R R I E N T E D E E X C I T A C I Ó N DIVISION Y F A C T O R D E P O T E N C I A ZONA

SUBESTACION ó CIRCUITO FECHA

TRIFASICO MONOFASICO No. (S) DE SERIE: MARCA TIPO

CAPACIDAD KVALECTURA DEL CONTADOR (S): CORRIENTE AMPS.

EQUIPO DE PRUEBA : MARCA MODELO

TEMP. ACEITE o C TEMP. AMBIENTE oC H.R. %

OBSERVACIONES:

PROBO: REVISO:FORMATO SE-10-02

1R

VALOR

CONEX. PARA PRUEBA Mamva

I exc ( ma )

FACTOR DE POTENCIA ( CON BOQUILLAS Y ACEITE )

KV DE

PRUEBA LECT. MED.

16R

FASE-B 1L

1R

ANTERIOR

No. SERIE

LECTURA

MILIVOLTAMPERES

MILIAMPERES

MULT. VALOR

OBSERVACIONES

ACTUAL

16 L N

FASE Y POSICION

CAMBIADOR

FASE- A 1L

KV PRUEBA

N

1R 16R

16L N

16R FASE-C

1L 16L

DEVANS. ENERGIZA

DOS DEVANS.

A TIERRA

SELECTOR D= DETERIORADO

I= INVESTIGARM= MALO(quite o rep. )

S, SL, L Tq GROUND


Wattsmiliwatts

MULT

S, SL, L S, SL, L

TqTq

GROUND GROUND

CONDICIONES DE B= BUENO

LECT. MED. MULT VALOR MEDIDO

CORR. 20 o C


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FECHA ULTIMA PRUEBA REGULADORES REPORTE No.

DIVISIONZONA

SUBESTACION ó CIRCUITO FECHANo. DE SERIE: MARCA TIPO VOLTAJE NOMINAL KV. No. PASOS CAPACIDAD KVALECTURA DEL CONTADOR: CORRIENTE AMPS.

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓNEQUIPO DE PRUEBA : MARCA

No. SERIE

PROBO: REVISO:FORMATO SE - 10 - 03

OBSERVACIONES:

PRUEBA DE RELACION DE TRANSFORMACION Y RESISTENCIA OHMICA

RESISTENCIA OHMICA DEL DEVANADO No. SERIE EQUIPO DE PRUEBA: MARCA

TAP LECT. ELEVAR

RELACIÓN NOMINAL

DIFERENCIA ENTRE EL

TAP % TAP LECT.

DISMUIRRELACIÓN NOMINAL

DIFERENCIA ENTRE EL

TAP %

POSICION ELEVAR LECT. MULT

VALOR OHMS

POSICION DISMINUIR LECT. MULT

VALOR OHMS

N N N N 1 1 1 ROL 1 ROL 2 2 2 2 3 3 3 3 4 4 4 4 5 5 5 5 6 6 6 6 7 7 7 7 8 8 8 8 9 9 9 9

10 10 10 10 11 11 11 11 12 12 12 12 13 13 13 13 14 14 14 14 15 15 1516 16 16

15 16


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FECHA ULTIMA PRUEBA

REGULADORES REPORTE No. PRUEBA DE RESISTENCIA OHMICA DE CONTACTOS DIVISION

ZONA

SUBESTACION ó CIRCUITO FECHANo. DE SERIE: MARCA TIPO VOLTAJE NOMINAL KV. No. PASOS CAPACIDAD KVALECTURA DEL CONTADOR: CORRIENTE AMPS.

EQUIPO DE PRUEBA : MARCA No. SERIE

OBSERVACIONES:

PROBO: REVISO:FORMATO SE-10-04

RESISTENCIA OHMICA DE CONTACTOS

11 12

POSICIÓN ELEVADOR

LECTURA 60 s MULTIPLICADOR

15 16

13 14 14

1516

N1

7 8 9 10

TAP

N 1 2 3 4 5 6

VALOR OHMS

POSICIÓN REDUCTOR MULTIPLICADOR

2345

111213

6789

LECTURA 60 s

10

VALOR OHMS


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CAPÍTULO 11 CAPACITORES

11.1.- GENERALIDADES

Para determinar la capacidad de un banco de capacitores se realizan estudios de flujos de potencia (en demanda mínima, media y máxima) y/o se analiza la carga (Curvas de demanda diaria, perfiles de potencia real, reactiva, FP Y Voltaje) de tal manera que dicho banco de capacitores no esté entrando y saliendo de operación, que en demanda mínima y con el banco de capacitores insertado el voltaje no se incremente arriba del 5% del voltaje nominal, si por el tipo de perfil de carga y/o por las condiciones del sistema, el banco de capacitores debe por ejemplo, insertarse en la mañana y salir de operación en la noche, la variación de voltaje no debe exceder el 3%.

100x MVAMVAR

V %CC

C=Δ

Donde: MVARc es la potencia reactiva total del banco de capacitores. MVAcc es la potencia de corto circuito. Ejemplo 1: Calcular el incremento de voltaje en % al insertarse un banco de capacitores de 15 MVAR, en el bus de 115 KV que tiene una capacidad de corto circuito trifásico de 1000 MVACC

% 1.5 100x 100015 V % ==Δ

11.2.- CONEXIÓN DE BANCO DE CAPACITORES.

Los bancos de capacitores pueden ser conectados en delta, estrella sólidamente aterrizada o flotante, doble estrella sólidamente aterrizada o flotante. La conexión delta se encuentra en sistemas de baja tensión y se determina generalmente por razones económicas. . Las conexiones estrella y doble estrella sólidamente aterrizada se aplica sólo en sistemas eléctricos de potencia multi-aterrizados y en todos los niveles de tensión, en éste caso las armónicas triples existentes (de secuencia cero) fluyen por los circuitos de neutro o de retorno a tierra y pueden causar problemas de interferencia telefónica o en los circuitos de control, la ventaja es que se presentan sobretensiones transitorias menores que en la conexión flotante. La conexión estrella y doble estrella flotante se aplica en


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cualquier sistema (multi-aterrizado o flotante).

Ya establecida la conexión del banco de capacitores, se especifica para un 1.05 PU del voltaje nominal (Los sistemas eléctricos de potencia son dinámicos y el voltaje podría variar un ± 5% del nominal) más la suma aritmética de los voltajes armónicos. Construídas las unidades capacitoras en base a la Norma IEEE- Std 18 - 1992. Voltaje para especificación Vop = 1.05 V1 + ∑Vh

V1 = Voltaje nominal a 60 Hz. Vh = Voltaje armónico (2ª, 3ª, 4ª, 5ª, 7ª, Etc.)

Para obtener la potencia deseada se deberá incrementar la potencia nominal un 10%, ya que a voltaje nominal sólo suministrará dicho banco de capacitores el 90% de su potencia nominal (por la relación al cuadrado del voltaje nominal entre el voltaje especificado). Para el caso donde se desconozcan los voltajes armónicos, se especificará el banco de capacitores para 1.05 PU del voltaje nominal, formado por unidades capacitoras construídas en base a la Norma IEEE- Std 18 - 1992 y también para obtener la potencia deseada se deberá incrementar la potencia nominal un 10%, ya que a voltaje nominal sólo suministrará dicho banco de capacitores el 90% de su potencia nominal (por la relación al cuadrado del voltaje nominal entre el voltaje especificado).

11.3.- DIMENSIONAMIENTO DEL BANCO DE CAPACITORES

s)Capacitora Unidades de alminNo Voltaje)(3( Sistema) del Nominal (Voltaje 1.05 Fasepor Serie Grupos de .No =

( )dasSelecciona sCapacitora Unidades las de Capacidad

Fase)por Serie Grupos de No.)(3(Trifásico Banco del Capacidad

Serie Grupo cada de sCapacitora Unidades de No. =

Ejemplo 1: Calcular número de grupos serie por fase y número de unidades capacitoras para cada grupo serie de un banco de capacitores de 15 MVAR, instalado en 115 KV (se seleccionan unidades capacitoras de 13.8 KV y 100 KVAR).


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05.5KV) (13.8 3KV) (115 )05.1( Fasepor Serie Grupos de No. ==

10KVAR 100

)5(3KVAR 15000

Serie Grupo cada de sCapacitora Unidades de No. ==

Se elige la capacidad de unidades capacitaras de tal manera que cuando opera un fusible de una unidad capacitora de un grupo serie, el voltaje de las unidades restantes (VC1)

sea menor a 1.1 el voltaje nominal de las mismas ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

n

1C

VV

.

El Voltaje en Unidades Capacitoras restantes del grupo serie fallado:

11

LG1C F2)FP(S3

)P)(V(3V+−

=

EL VOLTAJE DE GRUPOS SERIE SANOS DE LA MISMA FASE DONDE FALLO ALGUNA UNIDAD CAPACITORA DE UN GRUPO SERIE:

11

1LG2C F2)FP(S3

)FP(V3V+−−

=

El Voltaje de neutro a tierra fisica: 11

1LGNG F2)FP(S3

F*VV+−

=

En donde: VLG = Voltaje de línea a tierra. S = Número de grupos serie. P = Número de unidades capacitores del grupo serie. F1 = Número de unidades falladas.

Ya teniendo la localización y capacidad del banco de capacitores, es necesario tener la corriente o potencia de corto-circuito trifásico y monofásico, la relación X/R y calcular la frecuencia de resonancia paralelo entre el sistema y dicho banco de capacitores.

S

C

C XX

MVAR MVA f CC ==

Ejemplo: Calcular la frecuencia de resonancia paralelo del banco de capacitores con el


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sistema, considerando que el banco es de 15 MVAR, en 115 KV y el nivel de corto circuito trifásico es de 1000 MVACC.

PU 8.16 15

1000 f == ⇔ 490 Hz.

Si la frecuencia de resonancia ocurre a una frecuencia característica o cercana a ella ( 3ª, 5ª, 7ª , 11ª y 13ª ), se estima y se calcula la distribución de corrientes armónicas, así como la distorsión armónica individual y total de corrientes y voltajes armónicos, cuidando que éstos valores sean menores a los límites que establece la norma L000045 de CFE o la IEEE Std 519 y además verificar que los diferentes equipos soporten la distorsión armónica presente en el sistema. Corriente y voltaje RMS:

2h

23

22

21RMS I .... I I I I ++++= 2

h23

22

21RMS V .... V V V V ++++=

Distorsión armónica individual de corriente y voltaje:

100x II

HDi%1

h= 100x VV

HDv%1

h=

Distorsión armónica total de corriente y voltaje:

100x I

I THDi%

1

2h

2h∑

∞

== 100x V

V THDv%

1

2h

2h∑

∞

==

En caso de no cumplir con lo establecido por la norma, se tendrá que disminuir capacidad del banco de capacitores o incrementar la capacidad de corto-circuito del sistema o dimensionar un filtro en lugar de un banco de capacitores o colocar un reactor de choque o aplicar la Norma L000045 de CFE referente a la inyección de corrientes armónicas por parte de los usuarios, Etc.. En caso de resultar dos bancos de capacitores, se tendrá que instalar en uno de ellos un reactor de amortiguamiento ( 0.5 ≤ L ≤ 5 mH ) para limitar la corriente de inrush al energizar un banco estando el otro conectado y para limitar la corriente de outrush para una falla externa.


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11.4.- CÁLCULO DE LA CORRIENTE DE INRUSH A.- Al energizarse un banco de capacitores de 15 MVAR en 115 KV, teniendo una capacidad de corto circuito trifásico de 1000 MVACC.

115 KV, 1000MVA CC, ICC = 5020 A

IN = 75.3 A

15 MVAR

( )

( ) AMP´S869.5A I(75.3) 50202

I I2A I

MÁX INRUSH

NCCMÁX INRUSH

=

=

=

Frecuencia de la corriente de INRUSH.

HzIIf

N

CC 490165.83.75

5020⇔===

mS 2Hz 490

1f1T PERÍODO EL ===

B.- Al energizarse un banco de capacitores de 15 MVAR, 115 KV, con reactor de amortiguamiento de 5 mH, estando otro energizado de las mismas características.


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115 KV, 1000 MVA CC, ICC =5020 A

15 MVAR

5 mH

15 MVAR

I1 = 75.3 A

I2 = 75.3 A ( )

( ) NMÁX INRUSH

21eq

21LLMÁX INRUSH

I 21.58 A1625A I)3.753.75)(5000(

)3.75)(3.75)(115(1747

)II(L)I*I(KV1747A I

⇔=

+=

+=

Frecuencia de la corriente de INRUSH

( )

( ) KHz 818.1)3.75)(3.75)(5000(

)3.753.75)(115)(60(5.9KHz f

)I*I( L)II( KV f5.9KHz f

21eq

21LLS

=+

=

+=

El período de la corriente de INRUSH

( ) mSSegEf

segT 55.045.51818

11⇔−===

Las pruebas que se le realizan a las unidades capacitoras son las siguientes: 11.5 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. La aplicación de esta prueba en capacitores, es con la finalidad de detectar fallas incipientes en la estructura aislante del mismo. Esta prueba solo debe efectuarse a unidades de dos boquillas, debido a que la tensión de prueba no debe aplicarse entre las placas del capacitor, tal y como sucedería para un capacitor de una boquilla, donde una de sus dos placas esta referida al tanque del mismo. De realizarse la prueba bajo estas


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condiciones, se estaría registrando el valor de la resistencia interna de descarga, y no la resistencia de aislamiento existente entre partes vivas y tierra. 11.5.1 PREPARACIÓN DEL CAPACITOR PARA LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1, sobre las recomendaciones generales

para realizar las pruebas. b) Desenergizar completamente la unidad, y dejar transcurrir cinco minutos, para que el

capacitor se descargue a traves de la resistencia interna de descarga. c) Independientemente que el capacitor por diseño cuenta con la resistencia interna de

descarga que debe llevarlo a una tensión residual menor de 50 V en 5 minutos, por seguridad aterrizar el capacitor para descargarlo, cortocircuitando las dos boquillas y si es de una sola boquilla mantenerla aterrizada durante un periodo de al menos 10 minutos, a través de un conductor solidamente aterrizado y utilizando una pértiga, cuando el banco cuente con cuchillas de puesta a tierra se deberá aterrizar a través de estas.

d) Para bancos de capacitores no referidos a tierra, una vez librado,se debe conectar

solidamente a tierra la estructura soporte del banco. e) Estando aún aterrizado limpiar perfectamente las porcelanas y desconectar las

terminales del capacitor para evitar errores en la medición. f) Retirar el equipo de puesta a tierra. 11.5.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En la figura 11.1, se muestran las conexiones para el circuito de prueba de resistencia de aislamiento, para unidades de dos boquillas.


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Fig. 11.1 CAPACITORES

PRUEBA DE RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO



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11.5.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. La resistencia de aislamiento medida aplicando 2500 o 5000 volts de C.D. no debe de ser menor de 1000 megaohms para capacitores de dos boquillas. En los capacitores de una sola boquilla no se recomienda esta prueba ya que el valor medido será el de la resistencia de descarga. 11.6 MEDICIÓN DE CAPACITANCIA. La manera mas simplificada para hacer la medición es directamente mediante un puente o medidor de capacitancias. 11.6.1 PREPARACIÓN DEL CAPACITOR PARA LA PRUEBA.

a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre recomendaciones generales para realizar pruebas.

b) Desenergizar completamente la unidad, y dejar transcurrir cinco minutos, para que

el capacitor se descargue a traves de la resistencia interna de descarga. c) Independientemente que el capacitor por diseño cuenta con la resistencia interna

de descarga que debe llevarlo a una tensión residual menor de 50 V en 5 minutos, por seguridad aterrizar el capacitor para descargarlo, cortocircuitando las dos boquillas y si es de una sola boquilla mantenerla aterrizada durante un periodo de al menos 10 minutos, a través de un conductor solidamente aterrizado y utilizando una pértiga, cuando el banco cuente con cuchillas de puesta a tierra se deberá aterrizar a través de estas.

d) Para bancos de capacitores no referidos a tierra, una vez librado,se debe conectar

solidamente a tierra la estructura soporte del banco. e) Estando aun aterrizado limpiar perfectamente las porcelanas y desconectar las

terminales del capacitor para evitar errores en la medición. f) Retirar el equipo de puesta a tierra

g) Cuando se detecte un fusible fallado no debe reponerse hasta que se mida la

capacitancia de la celda asociada al mismo.


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h) Los fusibles estan calculados para evitar el daño del tanque y explosión de la celda, por lo que en caso de tener que sustituir un fusible debe verificarse que las curvas MMT y MCT sean equivalentes.

11.6.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En la figura 11.2, se muestra la conexión para la determinación indirecta de la capacitancia.


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Fig. 11.2 CAPACITORES

PRUEBA DE MEDICIÓN DE CAPACITANCIA



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11.6.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Las siguientes ecuaciones se utilizan para determinar la capacitancia . Q=Vc2 = Vc *Ic Xc = Vc2

Xc Q

XcVcIc = Además:

fCXc

⋅=

π21

fXcC

⋅=

π21

Donde : IC = Corriente medida VC = Tensión aplicada XC = Reactancia capacitiva f = Frecuencia C = Capacitancia Q = Potencia Reactiva Actualmente se disponen de aparatos que miden en forma directa la capacitancia de los capacitores. El valor de la capacitancia no debe variar mas de un +-4% del valor de placa o puesta en servicio, la variación de la capacitancia indica degradación de los aislamientos internos del capacitor. Se anexa tabla de capacitancias para unidades monofasicas.


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50 2.28 2.62 2.09 2.40 0.36 0.42 0.33 0.38 1.91 2.20 0.30 0.35100 4.56 5.25 4.18 4.81 0.73 0.84 0.66 0.76 3.83 4.40 0.61 0.70150 6.84 7.87 6.27 7.21 1.09 1.26 1 1.15 5.74 6.60 0.92 1.05200 9.12 10.50 8.36 9.62 1.46 1.68 1.33 1.53 7.66 8.80 1.23 1.40300 13.69 15.74 12.54 14.43 2.19 2.52 2 2.3 11.5 13.21 1.83 2.11400 18.25 21.61| 16.72 19.24 2.92 3.36 2.67 3.07 15.3 17.61 2.45 2.02

C= 2.65 x KVAr/V (MIN.) C= 1.15 (MAX.)

MIN. MAX. MIN.

CAPACITANCIA EN UNIDADES MONOFÁSICAS DE CAPACITORESSISTEMAS DE 14.4 Y 36 KV

(BUS)

SISTEMAS DE 34.5 KV.

(RED)SISTEMAS DE 13.8 KV. (RED)

MIN. MAX. MIN. MAX.

19050 19920 8320

C A P A C I T A N C I A D E L A S U N I DA D E S E N M I CR O F A R A DIO S

7620 7960

2

V O L T A J E N O M I N A L D E L A S U N I D A D E S E N V O L T S.

KVAR.

DE LAS

UNIDADES

CAPACITANCIA EN CAPACITORES MONOFÁSICOS

20800

MIN. MAX. MIN. MAX.MAX.


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FECHA ULTIMA PRUEBA

C A P A C I T O R E S REPORTE No.P R U E B A D E R E S I S T E N C I A D E A I S L A M I E N T O DIVISION

ZONA


VOLTAJE NOMINAL





OBSERVACIONES:

PROBO:

REVISO:

FORMATO SE-11-01



No. DE

PRUEBA



SERIE No.


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FECHA ULTIMA PRUEBA

C A P A C I T O R E S REPORTE No.P R U E B A D E M E D I C I O N D E C A P A C I T A N C I A DIVISION

ZONA


TENSION NOMINAL


CALCULO DE LA CAPACITANCIA:

OBSERVACIONES:

PROBO:

* - UNICAMENTE CUANDO SE DISPONGADE UN PUENTE DE CAPACITANCIAS. REVISO:

FORMATO SE-11-02

CAPACITANCIA CALCULADA ( μ F )

TENSION DE PRUEBA

( Vc )

CORRIENTE MEDIDA

( Ic )

Xc = V cI c

CAPACITANCIA DE PLACA DE DATOS ( μ F )

C =2 π f X c

1

EQUIPO

UNIDAD No. No. DE SERIE

SERIE No.

CAPACITANCIA MEDIDA * (μ F )


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CAPÍTULO 12 CABLES DE POTENCIA Y ACCESORIOS

12.1 TEORÍA GENERAL La función primordial de los conductores eléctricos es transmitir eficientemente la energía eléctrica. Esto puede asegurarse mediante el control de calidad de los cables, a través de las pruebas que se realizan en los laboratorios de los fabricantes que garantiza su confiabilidad durante la operación y con ello la continuidad del servicio; sin embargo, en la mayoría de los casos, el fabricante tiene poco o ningún control sobre las operaciones de transporte, almacenaje, instalación y conexiones, por lo que es recomendable efectuar pruebas eléctricas para tener la seguridad de que el cable se encuentra en buenas condiciones para entrar en servicio. Además, muchos usuarios han detectado que con el tiempo, el cable en operación revela algún daño existente de origen en la fabricación o durante la instalación, los cuales no fueron detectados durante las pruebas de fábrica o de instalación. La corriente electrica máxima que pueden transportar los cables, en cada condicion de operación debe ser menor o igual a la capacidad de conduccion de corriente detrminada mediante los calculos basados en metodos de ingenieria reconocidos para tal fin, tomando en cuenta las temperaturas máximas de opearcion. Un aspecto importante que se debe tomar en cuenta es el aterrizaje de las pantallas metálicas de los cables ya que la capacidad de conduccion de corriente de los cables depende de ello. Tiempo de liberacion de fallas a tierra. Los cables con un nivel de aislamiento de 100%pueden utilizarse en sistemas provistos con dispositivos de proteccion,tales que las fallas a tierras se eliminen tan pronto como sea posible ,pero en cualquier caso cerca de un minuto. Los cables con nivel de aislamiento de 133% corresponden a los designados anteriormente para los sistemas no aterrizados. Estos cables pueden ser utilizados en caso en que no puedan cumplirse los requisitos de eliminacion de falla de la categoria 100% de nivel de aislamiento, pero en los que exista una seguridad razonable de que la seccion que presenta la falla sera desenergizada en un tiempo no mayor de una hora. Asi mismo, pueden ser utilizados cuando sea deseable emplear un espesor de aislamiento adicional al de los cables con 100% de nivel de aislamiento.


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Tension maxima de operación La tensión maxima de operación entre fases puede exceder la tensión nominal entre fases de los cables ( la cual es de 5 kV, 15 kV,25 kV o 35 kV, según sea el caso), en 5% durante la operación continua del cable o en 10% en emergencias de una duración no mayor a 15 minutos. Aspectos importantes relacionados con la seguridad que deben tomarse en cuenta: La pantalla metalica de los cables debe ser considerada como conductor de baja tensión, es decir que pude haber tensión y/o corriente presentes en ellas. Antes de instalar cables en ductos, se debe verificar por medio de calculos basados en metodos de ingenieria reconocidos para tal fin, que las tensiones maximas de jalado y las presiones laterales máximas,que soportan los cables no van hacer excedidas durante la instalación. Los valores de tensión maxima de jalado y presion lateral maximas seran proporcionadas a CFE por el fabricante de los cables. En caso en que los cables vayan a operar con las pantallas metalicas aterrizadas en un punto, o empleando algun métdo especial, se debe de verificar la tensión inducida en las pantallas en el extremo contrario al punto de aterrizaje no exceda de 55 v en condiciones de operación normal. Elementos del cable. Conductor Pantalla sobre el conductor Un material semiconductor, que sirve de interface entre conductor y aislamiento. El redondeo de la superficie conductor que se logra, resulta fundamental para mantener las líneas de campo dieléctrico radiales, y la mejor operación del material aislante. Aislamiento. La estabilidad térmica del polietileno reticulado debe ser tal que le permita admitir en régimen permanente temperaturas de trabajo en el conductor de hasta 90º C, y tolerar temperaturas de cortocircuito de 250º C.


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Semiconductora sobre aislamiento: Capa extruída de material semiconductor. La capa semiconductora externa está formada por una mezcla extruída y reticulada de características químicas semejantes a las del aislamiento, pero de baja resistencia eléctrica. Pantalla metalica Puede estar formada por una cubierta de aleación de plomo, aluminio soldado sin costura, cobre soldado sin costura, por una cinta longitudinal de cobre corrugado y otros diseños. Asimismo, la pantalla puede ser obturada para evitar la propagación longitudinal del agua. Proporciona un sello hermético a prueba de agua y una trayectoria para corriente de corto circuito Cubierta exterior De polietileno termoplástico PE, de muy bajo índice de higroscopicidad o de PVC especialmente resistente a la humedad y agentes atmosféricos y con excelentes características mecánicas. Antes de poner en servicio un cable de potencia, este deberá probarse para tener la seguridad de que tanto el propio cable como sus accesorios (terminales), soportarán las condiciones operativas a que serán sometidos. La elevación de la temperatura durante los ciclos de carga puede causar cambios importantes en las dimensiones del sistema. Cuando los cables estan directamente enterrados, muchas veces el efecto de estos cambios se observa en las terminales o empalmes del cable. Las fuerzas termomécanicas durante la expansión que se lleva a cabo dentro de la unión o empalme pueden llegar reacomodar o incluso a deformar el empalme. En el diseño del empalme o terminal se hace necesario considerar medios adecuados de soporte que resulten suficientes para evitar el efecto de las fuerzas termomecánicas. De acuerdo con AEIC CS-7, cables con aislamiento XLP hasta 138 kV pueden operar a una temperatura de máxima en el conductor de 90 °C; la temperatura para emergencias es normalmente de 105 °C.


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Aunque la temperatura ambiente varía con la ubicación, la temperatura de verano considerada es de 25 °C y la de invierno 15 °C. Fuentes externas de calor incrementan la temperatura real del terreno Los mismos valore son de utilidad para cables aislados con XLP para voltajes de 230kV y 345KV. Mediante el análisis periódico de gases disueltos se puede mantener una buena supervisión de sistemas que utilizan cables con aislamiento a base de papel-aceite. Un análisis oportuno de los resultados obtenidos (DGA) hace posible la detección de fallas incipientes, y resulta factible evitar que una falla se haga crítica. El chequeo oportuno de los manómetros para monitoreo de la presión del aceite, hace posible determinar si su condición de operación es aceptable y estado de deterioro. Una inspección más constante se hace necesaria principalmente cuando los equipos se localizan en áreas húmedas o al estar expuestos a efectos corrosivos. El desplazamiento que se presenta en empalmes de estos cables es un problema preocupante especialmente para ciertos diseños de este cable. Una posibilidad para investigar si se ha presentado este fenómeno en un empalme es mediante la inspección con equipo de rayos X. Diseño de los accesorios Aseguramiento de la adherencia entre el cable y sus accesorios o entre otros elementos aislantes bajo las dieferentes condiciones de operación. El diseño apropiado de la interfase no debe dar lugar a descargas parciales Diseño del Sistema Considerar el comportamiento mecánico y termomecánico de los accesorios y el efecto que tendrá el medio ambiente. Referencia: Condiciones valoradas en las pruebas de largo plazo o de pre-calificación. La instalación de los empalmes debe ser a cargo del personal mejor calificado. Ante descargas parciales: el análisis de la tendencia mediante monitoreo en línea puede dar una indicación de la vida útil remanente.


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12.2 PRUEBAS A CABLES. Los cables de potencia para tensiones de 69 kV a 138 kV con aislamiento XLP deben cumplir con las pruebas de prototipo,rutina y aceptacion. Pruebas de aceptación.- En esta prueba el fabricante debe verificar todos los tramos y a cada uno de los conductores terminados, Debe cumplir con lo especificado en la norma NMX-J-142-ANCE

a) dimensionales - espesor de la pantalla semiconductora extruída sobre el conductor - espesor de aislamiento - diametro sobre aislamiento - espesor de la pantalla semiconductora extruída sobre el aislamiento - diametro y numero de alambres de cobre suave de la pantalla electrostática - espesor de la cubierta protectora

b) Resistencia eléctrica del conductor a corriente directa c) Continuidad y resistencia electrica de la pantalla electrostatica a corriente directa d) Descargas parciales e) Alta tensión corriente alterna.

Pruebas de rutina.- Estas pruebas las debe realizar el fabricante utilizando el muestreo y la frecuencia durante o despues de la producción sobre cables y/o sus componentes para propositos de calidad, con el objeto de verificar el cumplimiento para su aceptación del prototipo debe cumplir con lo especificado en la norma NMX-J-142-ANCE . a) Análisis dimensional b) Temperatura de fragilidad c) Esfuerzo y alargamiento por tensión a la ruptura. d) Continuidad de las capas semiconductora extruídas e) Alargamiento en caliente y deformacion permanente. f) Extracción por solventes. g) Resistividad volumétrica h) Absorción de la humedad i) Factor de ionización j) Doblez en frío k) Estabilidad estructural l) Estabilidad dimensional


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m) Cavidades y contaminantes en el aislamiento e irregularidades en las pantallas semiconductoras extruidas.

n) Evejecimiento en aceite de la cubierta protectora o) Choque térmico p) Agrietamiento en ambiente controlado.

Pruebas de prototipo. Estas pruebas son para verificar que las características de funcionamiento de cada diseño de cable cumplen con lo indicado, y se deben efectuar al inicio y cuando se modifique alguno de sus componentes, el proceso de fabricación o el diseño del cable. a) Medición de espesores b) Resistencia eléctrica al conductor a corriente directa c) Continuidad y resistencia eléctrica de la pantalla electrostática a corriente directa d) Descargas parciales. e) Estabilidad de la resistividad volumétrica de las pantallas. f) Prueba de doblez. g) Envejecimiento cíclico h) Impulso a la ruptura en caliente i) Tensión de aguante corriente alterna j) Descargas parciales k) Factor de disipación l) Análisis dimensional m) Penetración longitudinal de agua.

Estas pruebas se deben realizar de acuerdo a la secuencia de la norma NMX-J-142-ANCE. Pruebas de campo durante y después de la instalación. Durante la instalación Al terminar la instalación, puede efectuarse una prueba de tensión con corriente directa, a un valor que no exceda al especificado en la tabla 12.2. Después de la instalación


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Después de la instalación y antes de que el cable sea puesto en servicio normal, puede efectuarse una prueba de tensión con corriente directa, en caso de falla y después de la reparación a un valor que no exceda lo especificado en la tabla 12.2. La decisión de emplear pruebas de mantenimiento debe ser evaluada por cada usuario en particular, teniendo en cuenta además del costo de las fallas en servicio y el costo de las pruebas eléctricas, el hecho de que un cable sometido a pruebas con CD (con niveles cercanos o superiores a su tensión nominal), verá reducida su vida útil al someterse a esfuerzos que ocasionan un envejecimiento prematuro de su aislamiento, al inducirse en el mismo “cargas espaciales de alta permanencia”, las cuales al interactuar con la corriente alterna, son fuente de arborescencias y por tanto de descargas parciales. En tal sentido, la norma AEIC CS7-93, eliminó la aplicación de las pruebas de CD a cables de potencia. Los valores de pruebas de aceptación y mantenimiento para cables de potencia con corriente directa aplica para todo tipo de aislamiento hasta 138 kV, y no para cables de comunicación, control, cables especiales, etc. La falla más probable de un cable de potencia es la pérdida del aislamiento entre el conductor y la pantalla electrostática, la cual está aterrizada. Las pruebas pueden ser efectuadas con corriente alterna o con corriente directa; sin embargo, las pruebas de campo con equipo de corriente directa tienen varias ventajas y, por ello, son las más usadas. El equipo para pruebas con corriente directa es en sí pequeño, ligero y menos costoso que las unidades de corriente alterna; también es menos probable que el cable se dañe al efectuar las pruebas y los resultados son menos ambiguos y más fáciles de interpretar. Aún cuando las pruebas con corriente directa no simulan las condiciones de operación tan bien como las pruebas con corriente alterna, la experiencia en la industria ha ayudado a desarrollar pruebas que reflejan la “salud” de los cables en alto grado. Es evidente que la tensión de prueba debe estar relacionada con el nivel básico de impulso (BIL) del sistema, más que con el tipo de espesor del aislamiento.

12.3 DEFINICIONES Corriente directa.- Es una corriente unidireccional. El uso de este término en este capítulo se indica prácticamente como corriente no pulsante. Tensión.- Tensión a corriente directa arriba de 5,000 Volts suministrada por el equipo de prueba de capacidad limitada.


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Campo.- El término “campo” o “en el campo”, se refiere generalmente a los aparatos instalados en posición de operación; sin embargo, esto puede incluir material que no esté instalado o que ha sido retirado de operación. Accesorios de cables.- Son los componentes de un sistema de cables que no pueden ser desconectados del mismo y por lo cual estarán sujetos a la máxima tensión de prueba aplicada. Pruebas de aceptación.- Es la prueba que se hace después de que un cable ha sido instalado, pero antes de ponerlo en servicio normal, con el fin de detectar daños en el embarque o instalación, o errores en la mano de obra de los accesorios. Prueba de mantenimiento.- Es la prueba que se hace durante la vida de operación de un cable, con el fin de detectar deterioro del sistema y evaluar las condiciones en las que se encuentré operando. Efecto de la temperatura.- La rigidez dieléctrica de algunos aislamientos se reduce a temperaturas elevadas. Esto requiere una reducción de la tensión de prueba a altas temperaturas. Condiciones atmosféricas.- La humedad excesiva favorece la condensación sobre las superficies expuestas, pudiendo afectar mucho los resultados de las pruebas. La contaminación de la superficie de las terminales puede incrementar considerablemente la corriente de fuga y provocar el arqueo externo. La densidad del aire afecta la medición de la prueba, incrementando la corriente de fuga. Campos eléctricos externos.- Algunas pruebas de campo en cables son ejecutadas en la vecindad de equipos energizados, originando que sus campos eléctricos influyan sobre los resultados de las pruebas. Debido al esfuerzo y la ionización del aire entre el circuito bajo prueba y la proximidad de circuitos energizados, es posible que pueda ocurrir arqueo. Cuando el espacio es reducido se tomarán las precauciones necesarias para prevenir los dichos arqueos. Dieléctrico.- Cualquier medio aislante entre dos conductores. El medio utilizado para proporcionar aislamiento o separación eléctrica, Cualquier material aislante que no conduce electricidad. Asorción dieléctrica.- La propiedad de un aislamiento imperfecto, mediante la que se establece una acumulación de carga eléctrica en el cuerpo del aislamiento cuando se coloca dentro de un campo eléctrico.


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Constante Dieléctrica.- Es la propiedad de un material aislante que corresponde a la relación de la capacitancia de cierta configuración de electrodos con un material dado como aislamiento, a la capacitancia de la misma configuración de electrodos con el vacio como dieléctrico, mismo que tiene como constante dieléctrica la unidad. Esfuerzo Especifico Eléctrico.- El esfuerzo eléctrico por milímetro de espesor del material aislante. Factor de disipación.- La energía perdida cuando el voltaje es aplicada al aislamiento debido al flujo de potencia reactiva, tambien conocido como factor de potencia o Tan (delta). Blindaje.- La práctica de confinar el campo eléctrico de un conductor al aislamiento primario del cable, mediante una capa conductora sobre el aislamiento. Capacitancia específica.- Es la propiedad de un material aislante que determina que tanta energía electrostática puede ser aslmacenada por unidad de volumen cuando un voltaje unitario es aplicado ( SIC: Specific inductance capacitance) Parametros que determinan la operación duradera de un empalme Suavidad de las superficies Presión de contacto en la interfase Tipo de lubricante en la interface Distribución del campo eléctrico en la interface Temperatura y cambios de temperatura Calidad de los accesorios utilizados en la instalación Pruebas de rutinas para accesorios Determinación de las características físicas: inspección visual verificación de las dimensiones


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Pruebas eléctricas Prueba de Descargas Parciales (ejem. a 1.7*Uo): no se permiten descargas parciales (sensitividad < 3-5 pC) Prueba de voltaje aplicado CA (ejem. a 2.5*Uo durante 30min) Pérdidas eléctricas Las pérdidas del conductor dependen del material, calibre, fabricación ( recubrimiento). Las pérdidas dieléctricas estan en función de la longitud, y de las características del aislamiento: constante dieléctrica y factor de potencia (Tan (delta)). Las pérdidas en la pantalla metálica dependen del método de conexión y aterrizamiento Resistencias térmicas Las resistencias térmicas del aislamiento y de la cubierta dependen de la resistividad térmica propia de los materiales y de las dimensiones Resistencia térmica cubierta-ducto, que se basa en cálculos empíricos, para cables directamente enterrados resulta un valor menor de ampacidad de 10 – 20%. La resistencia térmica del terreno varía mucho, dependiendo de la profundidad, características de la cubierta de concreto, del relleno térmico y del las características del propio suelo. También hay variación en el tiempo, con cambios en el contenido de humedad. Normas aplicables NMX-J-36-1986 Alambres de cobre suave para usos eléctricos. NMX-J-59-1980 Cable de cobre con cableado redondo compacto para usos eléctricos NMX-J-62-1986 Cable de aluminio con cableado redondo compacto para usos eléctricos


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NMX-J-142-1987 Cables de energía con aislamiento de polietileno de cadena cruzada o a base de etileno-propileno con pantalla para tensiones de 5 a 115 kV AEIC CS7-93 (Specifications for Crosslinked Polyethylene Insulated Shielded Power Cables Rated 69 through 138kV). CFE E0000-17-1995 Cables de potencia para 60 y 115 kV con aislamiento de Ep o XLP 12.4 PRUEBA DE ALTA TENSIÓN (HIGH POT). Características mínimas del equipo de prueba de alta tensión con corriente directa: a) Proveer la máxima tensión de prueba requerida (polaridad negativa) más un

pequeño margen. b) Tener manera de incrementar la tensión continuamente o por pequeños pasos. c) Tener la capacidad de proveer regularización de tensión satisfactoria. d) Tener la salida lo suficientemente rectificada como para suministrar una tensión

directa aceptablemente pura. e) Tener indicadores de tensión y corriente que puedan ser leídos con precisión. f) Tener un generador para suministro de potencia con salida constante para el equipo

de pruebas. g) Debe usarse un resistor con un valor no menor de 10,000 ohms por kV de tensión

de prueba, para descargar el cable después de las pruebas. Este resistor debe estar diseñado para soportar la tensión máxima de prueba sin arquear y además, conducir la energía de descarga sin sobrecalentarse. Debe suministrarse una pértiga aislante y un conductor flexible para conectar el resistor a través de la terminal del cable y tierra.


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12.4.1 MÉTODO DE MEDICIÓN.

Todos los elementos requieren desenergizarse antes de la prueba. Se recomienda verificar con un detector de potencial que los cables no están energizados ni cargado capacitivamente y enseguida conectarlos a tierra, la cual deberá permanecer todo el tiempo, excepto cuando se aplique la prueba de alta tensión. Esto se aplica a todas las partes metálicas desenergizadas que se encuentren en la cercanía.

Para reducir la corriente de conducción por lo extremos de las terminales del cable bajo prueba, se debe aislar reduciendo así el grado de concentración de esfuerzos. 12.4.2 CONSIDERACIONES MÉTODO CONTINUO El método continuo consiste en aplicar la tensión incrementando aproximadamente 1 kv por segundo o el 75% del valor de la corriente de salida en el equipo. Con algunos equipos de pruebas es imposible alcanzar la tensión máxima en un tiempo especifíco, debido a la magnitud de la corriente de carga. MÉTODO POR PASOS Este método consiste en aplicar la tensión lentamente en incrementos de 5 a 7 pasos de igual valor, hasta llegar al valor de tensión especificado. Manteniendose el tiempo suficiente en cada paso para que la corriente de fuga se estabilice. Normalmente esto require de sólo unos cuantos segundos, a menos que los cables del circuito tengan capacitancia alta. La ventaja de este método es que permite tomar valores de corriente de fuga en cada paso, para trazar la curva después. La prueba de corriente directa con hit-pot es para la verificacion de la calidad de terminales y empalmes, el nivel de pruebas debe reducirse al orden del 80% del voltaje de diseño del cable durante 5 minutos, en ese periodo se toman valores de la corriente de fuga. La prueba se considera como buena a menos que el interruptor del circuito del equipo de pruebas opere si el cable falla. Para pruebas subsecuentes con proposito de verificación durante acciones de mantenimiento, el nivel de pruebas debe reducirse al orden del 65% durante 5 minutos.


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Los porcentajes expresados anteriormente son con base a la denominada "tensión nominal de prueba", cuyas magnitudes se indican tabla 12.1 de acuerdo a la norma NMX-J-142-ANCE.

TABLA 12.1 TENSIÓN NOMINAL DE PRUEBA PARA CABLES DE POTENCIA CLASE DEL CABLE (kV) TENSIÓN NOMINAL DE

PRUEBA (kV CD) TIEMPO DE APLICACIÓN

(MINUTOS) 15 56 5 25 80 5 35 100 5 69 180 5 115 225 5 138 236 5

En la FIG. 12.1 se muestra el diagrama eléctrico equivalente completo de un cable de potencia y en las FIG. 12.2 y 12.3 se tienen su diagrama vectorial y la variacion de la corriente de fuga.

Pantalla

E Ic'Ia'

Ia'

Ir

Conductor

Aislamiento

FIG. 12.1 DIAGRAMA ELÉCTRICO EQUIVALENTE COMPLETO DE UN CABLE DE POTENCIA.


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Ia''

ØIc

Ia' Ir

It

EIr

FIG. 12.2 DIAGRAMA VECTORIAL PARA UN CABLE DE POTENCIA

Ir

It=Ic+Ir+Ia

It

Ia

FIG. 12.3 VARIACIÓN DE LA CORRIENTE DE FUGA IT EN EL TIEMPO, PARA UN CABLE DE POTENCIA


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12.4.3 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA.

a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1, sobre las recomendaciones generales para realizar las pruebas.

b) Desenergizar completamente el cable y dejar transcurrir cinco minutos para que

se descargue, verificar ausencia de potencial con el detector correspondiente. c) Por seguridad conectar el cable a traves de un conductor solidamente aterrizado,

utilizando una pértiga.

d) Desconectar las terminales del cable y limpiarlas perfectamente, para evitar errores en la medición.

e) Antes de efectuar la prueba verificar perfectamente el etiquetado en ambos

extremos del cable que se vaya a probar, sin tocar a los otros cables.

f) Verifique la operación del equipo de pruebas, de acuerdo con las recomendaciones del fabricante.

g) Antes de aplicar la prueba de tensión, el sistema de cables debe estar a

temperatura ambiente.

h) Cada conductor debe ser probado primero con el probador de resistencia de aislamiento antes de iniciar estas pruebas.


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12.4.4 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA Las conexiones para realizar la prueba con el equipo se muestran en la FIG. 12.4

MICRO MILI V A

A 120 VCONTACTO

BA

PANTALLA METALICA

AMP. AMP.

NOTA1: ESTA NOTA SE DEBE REALIZAR EN FORMA INDIVIDUAL NOTA 2: LA DISTANCIA DE LOS CORTES DEL CONDUCTOR, AISLAMIENTO Y

CAPA SEMICONDUCTORA DEPENDEN DEL VOLTAJE QUE SE LE APLIQUE EN LA PRUEBA DE ALTO CON C.D.

NOTA 3: DESCARGAR EL CABLE DESPUES DE LA PRUEBA NOTA 4: CONSULTAR CON EL FABRICANTE DEL CABLE EL VOLTAJE DE

APLICACIÓN Y EL TIEMPO DE DURACION

Fig. 12.4 CABLES DE POTENCIA PRUEBA DE ALTA TENSIÓN C.D.


EJEMPLO: PRUEBA 1

PRUEBA LÍNEA ATERRIZADO1 A B,C Y MALLA2 B A,C Y MALLA3 C A,B Y MALLA


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12.4.5 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. La corriente de prueba se incrementa momentáneamente por cada aumento en la tensión debido a la carga de la capacitancia y a las características de absorción del dieléctrico del cable. Ambas corrientes decaen, la corriente capacitiva en pocos segundos y la corriente de absorción con mas lentitud y por último, la corriente de conducción, de fuga o por corona se agrega a las superficies de las terminales y empalmes. El tiempo requerido para que la corriente de conducción alcance a estabilizarse depende de la temperatura del aislamiento y del material. Si la tensión se manteniene constante y la corriente empieza a incrementarse es indicativo de que el aislamiento empieza a ceder en algún punto donde tenga un daño. Probablemente este proceso continuará hasta que el cable falle, a menos que se reduzca la tensión rápidamente. Si en cualquier momento durante la prueba, ocurre un incremento violento de la corriente, haciendo operar el interruptor del equipo, es probable que el cable haya fallado o se haya presentado un arqueo en alguna terminal. Se puede confirmar la presencia de una falla al intentar aplicar una vez mas la tensión. Calcular y graficar la corriente de fuga contra la tensión, en conjunto con la prueba de tensión por pasos, constituye una ayuda para evaluar las condiciones de aislamiento. Se deben guardar las gráficas de las mediciones para compararlas con mediciones futuras. 12.5 PRUEBA DE MEDIA TENSIÓN CON MUY BAJA FRECUENCIA (VERY

LOW FREQUENCY – VLF). La prueba de Media Tensión, es una prueba fundamentalmente de puesta en servicio y tiene por objeto detectar todos aquellos defectos o anomalías que pudieran tener los cables de potencia y dispositivos asociados (accesorios premoldeados, terminales, etc.), antes de entrar en operación y debe aplicarse al sistema completo de canalización subterranea, teniendo cuidado de no incluir los devanados de transformadores de potencia, de servicios propios y de potencial, por lo que al efectuar la prueba de M.T. con VLF, se deben abrir los interruptores, cuchillas, seccionadores o cortacircuitos fusibles de potencia que se encuentren asociados a ambos extremos del cable por probar.


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La prueba se realiza por medio de un equipo que genera a una frecuencia de por lo general 0.1 Hz. Típicamente esta unidad comprende una fuente de corriente directa, un circuito desconectador de media tensión, un reactor para la inversión de la polaridad y un capacitor de apoyo para compensar muestras bajo prueba de baja capacitancia. El equipo contiene los medidores y métodos de prueba que registran las corrientes de fuga y permiten obtener los resultados de la prueba. 12.5.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1, sobre las recomendaciones generales

para realizar las pruebas. b) Verificar que los cables que se van a probar se encuentren desenergizados

totalmente y que son exactamente los que se quieren probar. c) Desconectar y poner a tierra todos aquellos cables y equipos que no deben

entrar en la prueba, igualmente todas aquellas partes metálicas que se encuentren en las cercanías del cable y equipos bajo prueba.

d) Todos los extremos de los componentes que están bajo prueba, deben

protegerse de contactos accidentales, por medio de barreras o con personal que vigile el área de peligro.

e) Verificar que todo tipo de transformadores que se encuentren conectados al

cable bajo prueba esten desconectados del cable, para impedir que la tensión de prueba llegue a sus devanados, ya que a través de éstos quedaría el cable conectado a tierra.

f) Verificar que todos los accesorios premoldeados conectados al cable bajo

prueba se encuentren debidamente puestos a tierra a través del ojillo que para ese efecto tienen, y que la pantalla del cable este debidamente puesta a tierra.

g) Una vez cubiertos todos los pasos anteriores preparar el equipo de prueba de cuerdo a su instructivo (hay varias marcas de equipo y obviamente cada una tiene sus propias indicaciones para la conexión y operación). Verificar que la consola de control y el módulo de prueba estén debidamente puestos a tierra.

h) Soportar mediante algún herraje debidamente aislado, el cable de Media

Tensión del módulo, para probar el equipo en vacío y verificar su correcta operación.


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i) Algunos equipos tienen un interruptor adicional de seguridad, con el propósito de que el equipo sea inmediatamente descargado y desenergizado cuando se presione este interruptor de emergencia o cuando deje de presionarse según el modelo del equipo.

j) Si una vez energizado el equipo no trabaja a pesar de encontrarse

correctamente conectado, revisar la perilla del reóstato, probablemente no se encuentre en la posición de cero, lo que bloquea el circuito.

k) Después de verificar el correcto funcionamiento del equipo de prueba, se debe

apagar y conectar la salida de Alta Tensión del equipo al cable bajo prueba. l) Colocar el amperímetro en la escala de microamperes (si es seleccionable) y el

reóstato en cero, iniciar la prueba elevando lenta y suavemente la corriente por medio del reóstato, en pasos, hasta alcanzar el nivel de tensión de prueba requerido (22.9 kV para sistemas de 13.2 kV; 40 kV para sistemas de 23 kV y 60 kV para sistemas de 34.5 kV). La duración de la prueba es de una hora. Reducir el tiempo de prueba puede causar que no se detecte alguna falla en el cable, lo cual pudiera originar un disturbio cuando ya se encuentre en operación.

m) En el momento que se alcance la tensión de prueba, se debe mantener esta

tensión y observar el amperímetro, buscando lecturas irregulares, caídas o incrementos durante la prueba. Incrementos obtenidos después de cargar el cable indican una posible falla en el corto tiempo. Después de terminar los 60 minutos, regresar lentamente el reóstato a cero y esperar que la tensión se reduzca a un nivel abajo del 50 % de la tensión máxima de prueba antes de apagar la unidad completamente.

n) Si la prueba se completó sin problemas, graficar los valores obtenidos en el

formato correspondiente (tiempo-mili amperes), e interpretar la gráfica. o) Si el equipo se descarga en el transcurso de la prueba es un signo inequívoco

de falla en algún elemento del circuito. Esto es indicado por una luz roja o en una pantalla, señalando la falla del cable durante la prueba.

p) Si la descarga o falla del cable ocurrió antes de llegar a los 60 minutos del

periodo de prueba, no se concluyó con la prueba de VLF. Es necesario entonces registrar el tiempo transcurrido y continuar con el tiempo restante después de localizar y reparar la falla. Algunos temporizadores están equipados para hacer esto automáticamente.


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q) Si durante el transcurso de la prueba se abate el voltaje y la corriente, revisar la fuente que alimenta al equipo, puede haber fallado o haber tenido una falta de tensión lo que ocasionó que se desenergizara el equipo.

r) Si fue la fuente que alimenta el equipo la que falló, se debe encender de nuevo

el equipo y elevar lenta y constantemente la tensión hasta alcanzar la que se tenía antes de la interrupción y continuar la prueba desde ese punto.

s) Poner a tierra el equipo y la terminal o terminales bajo prueba, revisar el equipo

y la instalación para ver si encuentra algo evidente que haya provocado la falla, en caso de que no se observe nada irregular, retirar las tierras de la terminal bajo prueba y del equipo.

t) Localizar y reparar la falla mediante alguno de los métodos disponibles. u) Continuar la prueba con el tiempo restante. v) Se debe esperar a que la tensión vaya decreciendo por sí sola, no tratar de

descargar con alambres puestos a tierra, ya que esto podría dañar el cable o el equipo de prueba, en caso de que requiera descargar con mayor rapidez el cable, utilizar el interruptor de emergencia de apagado el cual ya tiene una resistencia integrada de descarga.

12.5.2 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Una vez concluida la prueba graficar los resultados. En general, si después de la primera lectura a tensión de prueba, la corriente tiende a bajar o se estabiliza en los subsecuentes minutos, el cable está en buenas condiciones. Si la corriente en lugar de bajar o estabilizarse sube, el cable acusa humedad o contaminantes y por lo tanto es un cable con posibilidades de falla inmediata a pesar de que pase la prueba. En este caso es recomendable extender el tiempo de prueba otros 15 minutos


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FORMATO SE-12.2

L U G A R: FECHA:

C I R C U I T O: USUARIO: CABLE:

MARCA DEL CABLE kV NOM. TIPO DE AISLAMIENTO ESPESOR mm

CALIBRE LONGITUD / FASE

CONDUCTOR CU H. RELATIVA

TEMPERATURA °C EQUIPOS INCLUIDOS

TERMINALES / FASE EMPALMES / FASE

ACCESORIOS / FASE BOQUILLAS TIPO POZO BOQUILLAS TIPO PERNO BUSHING INSERTO

OP. C / C BUSHING INSERTO CODO

OP. C / C CODO OP. S / C CODO BASICO 600 A PRUEBA ANTERIOR :

RESULTADO ANTERIOR:

OBSERVACIONES:

RESULTADO: Vo . Bo. LAPEM No. 1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Nombre y Firma Nombre y Firma

80

55

REALIZO PRUEBAS Vo. Bo. C.F.E.

1

TIEMPO EN MINUTOS DESPUES DE ALCANZAR

VOLTAJE DE PRUEBA

% kV kV MICRO AMPERES

F - 2 F - 3 HORA INICIO

60 70

F - 1

2

55 50 40 30

10 20

OP. S / C

AL

USADO AÑOS

VENCIMIENTO:

AÑOSI NO

DIVISIÓNZONA

REPORTE DE PRUEBAS DE ALTO POTENCIAL C.D. CABLES DE POTENCIA Y ACCESORIOS

NUEVO FECHA DE FABRICACION

3 4 5 6 7 8 9

10

80

CO RR IE NT E DE FU GA EN MI CR O AM PE RE S

20 30 40 7060

13 14 15

FASE 1

FASE 2

50

12

FASE 3 20 10

10

11

60 50 40 30

100 90 80 70

150 140 130 120

190 180 170 160

230 220 210 200


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CAPÍTULO 13 BANCOS DE BATERÍAS Y CARGADORES

Las baterías son un elemento de vital importancia en una subestación. Son la fuente de alimentación de corriente directa permanente para los sistemas de protección, control, señalización y operación de los equipos de desconexión automática. Por tal motivo. en una contingencia por falla u operación anormal de algún componente del sistema eléctrico, la batería y su cargador asociado, representan una condición estratégica para que dicha contingencia pueda ser liberada de manera adecuada. Estrictamente hablando, no es correcto referirse a una batería con el termino “banco de baterías”, ya que una batería está formada por celdas. Así entonces, un banco de baterías correspondería a una instalación en la que se tienen dos o más baterías. Sin embargo, ha sido practica generalizada el referirse a una batería como un “banco de baterías”, y a una celda como una “batería”. En este capítulo solamente se hace referencia a las baterías del tipo plomo-ácido abiertas, ya que son las más comúnmente utilizadas en las instalaciones de Comisión Federal de Electricidad, por su economía, vida útil esperada y confiabilidad de operación. Para que una batería funcione de manera confiable se requiere trabajar adecuadamente en todas las fases de su vida, partiendo de su recepción y siguiendo con su almacenamiento, instalación, puesta en servicio, operación, mantenimiento y pruebas. En el capítulo se exponen aspectos básicos relativos a los puntos anteriores, sin dejar de incluir el tema fundamental de la seguridad del personal. Al final se agrega una sección en donde se mencionan aspectos de seguridad ecológica, los cuales se deben respetar con el fin de evitar daños al medio ambiente. 13.1 TEORÍA GENERAL Como se estableció anteriormente, una batería esta conformada por un conjunto de celdas; existiendo diferentes tipos de baterías estacionarias. En cuanto a su constitución química, las baterías pueden ser:

Baterías plomo-ácido Baterías alcalinas


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Dentro de cada uno de estos tipos, las hay abiertas o selladas. Las placas y el electrólito de cada tipo están fabricados con diferentes materiales químicos, por lo que sus mantenimientos y tensiones de operación por celda también son distintos. Las baterías plomo-ácido abiertas están formadas por elementos individuales llamados celdas. Así se pueden tener baterías de 120, 60, 24 y 12 celdas, con tensiones respectivas de 250, 125, 48 y 24 VCD. Cada celda tiene una tensión nominal de 2,0 VCD en circuito abierto, en sus postes terminales, independientemente de su capacidad. La capacidad de las celdas, y por lo tanto de la batería, está relacionada con el tamaño y cantidad de las placas, la temperatura, la densidad del electrólito, el período de descarga y la tensión final de descarga. Se denominan baterías abiertas aquellas a las que se les puede agregar y retirar líquido (agua desmineralizada o electrólito), a diferencia de las baterías selladas (que disponen de una válvula de alivio de presión) y las que no se les puede agregar líquido. Debe tenerse presente que las baterías son “máquinas” electroquímicas y que aunque no produzcan sonidos, no tengan partes móviles y no se aprecien cambios físicos en su interior, como en otras máquinas; en su parte interior siempre se está realizando una reacción química que está modificando la estructura molecular de las placas y del electrólito, independientemente de que las baterías estén o no conectadas al cargador o a la instalación de corriente directa. Esto ocurre una vez que se ha agregado el electrólito. En las baterías selladas, la reacción química siempre está presente debido a que ya contienen el electrólito en forma de gel u otro estado, sin embargo, el uso de este tipo de baterías debe de contemplar que la vida útil es mucho menor que las de plomo ácido o nickel-cadmio, por lo que se debe preveer su sustitución de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. Para el caso de las baterias con gel y selladas se recomienda solicitar por escrito a la empresa suministradora, las recomendaciones de monitoreo y el tiempo de vida util en condiciones normales de operación, con el objeto de comparar las mediciones de voltaje y amperaje que se obtengan durante las actividades de mantenimiento. Cada celda está formada básicamente por:

Placas positivas y negativas, con sus respectivos postes positivo y negativo Puentes, que conectan las placas de la misma polaridad

Electrólito, el cual es una solución acuosa de ácido sulfúrico diluido en agua

desmineralizada


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Separadores, cuya finalidad principal es evitar que las placas positivas se

cortocircuiten con las negativas

Vaso que contiene a las placas, los separadores y al electrólito

Tapa o cubierta, que es por donde sobresalen los postes. La tapa contiene aberturas u orificios para llenado

Orificio de llenado y/o medición de la densidad del electrólito; en algunos

diseños la abertura para medir la densidad del electrólito es independiente de la de llenado; las aberturas tienen sus respectivos tapones. Algunos de los tapones de llenado pueden ser a prueba de flama

Para que las baterías plomo-ácido abiertas, funcionen adecuadamente requieren de: a) Una correcta instalación. Si esta instalación no se hace como es debido,

principalmente con la instalación de los conectores intercelda, la batería no funciona debidamente.

b) Una puesta en servicio de acuerdo con las instrucciones del fabricante. A esta

puesta en servicio también se le conoce con el nombre de “carga de activación o reactivación”. Si esta puesta en servicio no se realiza en el tiempo y con los valores recomendados, la batería puede dañarse desde el principio, acortar su vida y no entregar su capacidad nominal.

c) Una operación adecuada, fundamentalmente que la batería siempre se mantenga

cargada. d) Un mantenimiento continuo y bien realizado, con registro histórico y gráfico de

sus mediciones. e) Realización de pruebas para determinar su estado operativo y su vida residual

estimada. Una batería que se pone en servicio adecuadamente, bien operada (primordialmente que siempre se mantenga cargada) y con buen mantenimiento, tiene una vida útil estimada operando en flotación, de acuerdo con la tabla 13.1 (Ref. Exide, section 58.00) representativa (los valores de la vida esperada pueden cambiar de acuerdo con las diferentes marcas y tipos de los diversos fabricantes).


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Todas las mediciones y observaciones llevadas a cabo al efectuar trabajos de instalación, mantenimiento o pruebas, deben registrarse en los formatos respectivos y resguardarse para cualquier referencia futura y para analizar el comportamiento de la batería a lo largo de su vida útil.

TABLA 13.1 VIDA ESPERADA APROXIMADA DE BATERÍAS PLOMO-ÁCIDO

ABIERTAS, OPERANDO EN FLOTACIÓN Y EN CICLOS DE CARGA-DESCARGA, DE ACUERDO CON LA TEMPERATURA DEL ELECTRÓLITO

Placa plana Temperatura

de operación Promedio

Capacidad en 8 h

Placa tipo

tubular

Rejilla de placas con aleación de

Antimonio

Rejilla de placas con aleación de

Calcio ( °C ) ( % ) Vida util esperada operando en flotación

(años) 42 109 7 – 8 6 5 33 105 14 –

16 12 10

25 100 22 20 20 17 92 25 22 22 8 83 30 25 25 Vida aproximada en ciclos con descarga al

80 % 1200 300 50

Se debe tener presente que la información de vida esperada indicada en la tabla 13.1, aplica para baterías plomo-ácido abiertas y no para baterías plomo-ácido selladas, así como, que las tensiones de operación de las baterías plomo-ácido abiertas y selladas son diferentes. La vida operativa de la batería depende de su temperatura ambiente, la frecuencia y profundidad de las descargas, la rapidez de la descarga, la tensión de recarga y, principalmente de que la batería se conserve siempre bien cargada, en lo cual influye sobremanera el valor de la tensión de flotación del cargador. 13.2 RECOMENDACIONES DE SEGURIDAD. Solamente debe permitirse el acceso al cuarto de baterías a aquel personal autorizado y con conocimiento de los procedimientos de instalación, operación, mantenimiento y carga de las baterías.


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13.2.1 CUARTO DE BATERÍAS. El cuarto de baterías, como su nombre lo indica, debe emplearse exclusivamente para las baterías y no para instalar o almacenar equipo diverso. Debe satisfacer con el siguiente equipamiento y normas básicas de seguridad:

Bien ventilado y diseñado para evitar la acumulación de gas hidrógeno Instalación eléctrica a prueba de explosión (lámparas y extractores de aire)

Equipo para extinción de fuego cerca del cuarto

Extractor de aire calculado para evitar una acumulación mayor del 2 % de

hidrógeno en el cuarto de baterías Señalamientos indicando la prohibición de fumar, encender fuego o provocar

chispas

Aprovisionamiento, portátil o permanente, de agua limpia y equipo para neutralizar salpicaduras de ácido (lavaojos, lavamanos y regadera)

Apagador de lámparas instalado en el exterior del cuarto

Instalar en el exterior del mismo, el cargador de la batería y cualquier otro

equipo que pueda provocar chispas, arcos eléctricos o fuego, durante su operación o falla.

Bicarbonato de sodio para neutralizar el ácido

Botiquín de primeros auxilios

El personal que realiza trabajos en la batería, no debe portar accesorios, como relojes con acabados metálicos, anillos, joyas, etc., que puedan ocasionar accidentes. Antes de efectuar trabajos debe ventilarse el cuarto por un tiempo suficiente, para desalojar el hidrógeno que pudiera haberse acumulado. 13.2.2 EQUIPO DE SEGURIDAD Y PROTECCIÓN. El personal que instale, opere y realice actividades de mantenimiento en la batería, debe usar equipo de seguridad como:

Casco de seguridad (que no sea metálico) Botas de hule o caucho


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Careta protectora o lentes de seguridad

Delantal o mandil fabricado con material polimérico

Guantes de material polimérico

Herramientas aisladas

Equipo para levantar las celdas, cuando sea necesario

Ropa de algodón para reducir la carga estática

13.2.3 MANEJO DEL ELECTRÓLITO. Debe evitarse el contacto con el electrólito, recordando que el mismo es una solución de ácido sulfúrico diluida en agua. Si el ácido llegase a alcanzar los ojos, de inmediato deben enjuagarse abundantemente con un chorro de agua limpia durante varios minutos y posteriormente debe consultarse a un médico. Si el electrólito llega a estar en contacto con la piel, debe enjuagarse inmediatamente con agua limpia (Figura 13.1).

Fig. 13.1 PRECAUCIONES CON EL ELECTRÓLITO

Una solución de bicarbonato de sodio diluido en agua, en una proporción de 125 gramos por litro de agua, neutraliza cualquier derrame accidental de ácido en la ropa y otros materiales. Debe aplicarse la solución hasta que deje de burbujear y luego enjuagar con agua limpia.


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13.2.4 PREPARACIÓN DEL ELECTRÓLITO. En caso de no disponerse del electrólito proporcionado por el fabricante y es necesario agregarlo a las celdas, siempre debe agregarse ácido al agua y nunca agregar agua al ácido. El personal debe protegerse con careta, mascarilla contra gases, guantes, delantal y botas de hule. El ácido se debe verter lentamente y agitarse suave y constantemente para evitar una reacción química violenta. La reacción química eleva la temperatura de la solución, por lo que se recomienda tener el recipiente en donde se elabora la mezcla, en baño de agua fría para disipar la temperatura. Después de prepararlo, debe permitirse que se enfríe a una temperatura de 32 ºC, antes de vaciarlo en las celdas. La boca del recipiente debe apuntar en sentido contrario al personal. La calidad del ácido sulfúrico debe ser grado reactivo. En la gráfica de la Figura 13.2 (Ref. Electrical Engineers Handbook, Pender del Mar, Wiley, 4ª edición) se muestra la proporción en que debe mezclarse el ácido sulfúrico con el agua para obtener una densidad determinada. Por ejemplo, para obtener un electrólito con densidad de 1.210 g/dm3 se deben mezclar, aproximadamente 4.7 litros de agua por un litro de ácido sulfúrico cuya densidad sea de 1.835 g/dm3.

Fig. 13.2 PROPORCIONES PARA LA PREPARACIÓN DE ELECTRÓLITO CON DIFERENTES DENSIDADES

PREPARACIÓN DE ELECTRÓLITO

1

2

3

4

5

6

7

1.15

0

1.17

0

1.19

0

1.21

0

1.23

0

1.25

0

1.27

0

1.29

0

1.31

0

1.33

0

1.35

0

1.37

0

1.39

0

D ens idad e lectró lito (g /dm 3) a 15,5 ºC

Litro

s de

agu

a po

r cad

a lit

ro

de á

cido


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13.2.5 VERIFICACIÓN DE LA DENSIDAD DEL ELECTRÓLITO. El electrólito embarcado con la batería, puede tener una densidad 0.005 – 0.010 g/dm3 por debajo de la densidad nominal de la batería completamente cargada (1.210 g/dm3 a 25 ºC). Al terminar de cargar la batería la densidad del electrólito debe alcanzar su valor nominal. Antes de manejarse, siempre debe verificarse la densidad del electrólito con un hidrómetro o densímetro limpio y calibrado. Si la densidad tiene un valor de 1,400 g/dm3 o superior, debe sellarse inmediatamente el contenedor. Nunca debe intentarse el manejar ácido sulfúrico con una densidad mayor de 1,400 g/dm3, ya que representa una actividad muy peligrosa. La densidad del electrólito para baterías alcalinas níquel-cadmio tiene un valor de 1.170 – 1.190 g/dm3. Si al medir la densidad del electrólito, su valor está dentro de la escala anterior, es conveniente determinar el pH para asegurar que no es alcalino. El pH ácido tiene un valor de 0.0 – 6.9 y el pH alcalino tiene un valor de 7.1 – 14.0. El pH neutro tiene un valor de 7.0. Jamás se debe mezclar electrólito para baterías alcalinas con electrólito para baterías plomo-ácido, ya que se produce una reacción química violenta. 13.2.6 RIESGO DE CHOQUE ELÉCTRICO. Las celdas conectadas en serie originan una tensión considerable en terminales de la batería, que puede ocasionar un choque eléctrico al personal. Deben aislarse los mangos de todas las herramientas utilizadas para apretar los tornillos de los conectores y nunca dejar herramientas en la parte superior de la batería. Durante la instalación siempre debe trabajarse con la batería sin aterrizar. Si se requiere conectar a tierra la batería, esta conexión se debe efectuar hasta el final. 13.2.7 PELIGRO DE EXPLOSIÓN. Durante la operación de la batería se forma gas hidrógeno, el cual es explosivo si se enciende, por lo que nunca debe encenderse fuego, flama o provocar chispas en el interior del cuarto de la batería. Todo equipo que pueda provocar chispas o arcos eléctricos durante su operación, incluso por falla, debe instalarse afuera del cuarto de la batería. Las lámparas y el extractor deben ser a prueba de explosión y los apagadores del alumbrado deben estar afuera del cuarto.


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El cuarto de la batería debe tener ventilación adecuada para evitar una concentración mayor de 2 % del hidrógeno liberado (Ref. Norma IEEE Std. 484), y su diseño debe impedir que se queden atrapados depósitos de hidrógeno, principalmente en el techo. 13.2.8 LEVANTAMIENTO DE LAS CELDAS Las celdas, sobre todo aquellas de mucha capacidad, son pesadas, por lo que no debe intentarse el levantarlas con los brazos y el cuerpo, ya que pueden sufrirse daños en la columna vertebral. Para levantarlas debe emplearse equipo de izamiento adecuado, como un montacargas. Para las celdas chicas no es necesario utilizar dicho equipo. Nunca deben levantarse las celdas por los postes o terminales, ya que se pueden dañar (Figura 13.3)

Separador

CintoCinto

Fig. 13.3 LEVANTAMIENTO DE UNA CELDA


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13.3 RECEPCIÓN DE LA BATERÍA Se debe disponer de la especificación CFE V7100-19 “Baterías Abiertas para Servicio Estacionario”, para constatar que la batería que se recibe y se va a instalar y a operar, cumple con lo estipulado. Tan pronto como se reciba la batería, revisar todo el embarque buscando evidencias de perjuicios durante su transportación, como material de empaquetamiento, embalaje o contenedores físicamente dañados o con manchas de ácido, o material faltante que venga relacionado en la lista de embarque. Comprobar que el contenido del “paquete de accesorios” es el que se documenta en la lista adjunta al embarque, para que no falten cables, conectores, tornillos, densímetro, etc. En caso de alguna no conformidad, se debe levantar una acta en presencia del transportista, en donde se reporten todas las no conformidades. Esta acta deben firmarla tanto el transportista como el personal encargado de recibir la batería. Después, se debe comunicar al proveedor del estado en que se recibió el embarque y acordar, por escrito, fechas para subsanar las no conformidades Si durante el desempaquetamiento, se encuentran vasos rotos, postes dañados, placas desalineadas, material de instalación y operación faltante, carencia de instructivos, etc., se debe informar al proveedor de la batería para que solucione estas irregularidades. Verificar que la densidad del electrólito, debe estar de acuerdo con los valores indicados en la especificación CFE V7100-19. Comprobar que la capacidad nominal sea la requerida y que los datos de placa de las celdas cumplen con lo indicado en la especificación CFE V7100-19, como son.

Nombre o razón social del proveedor Tipo de construcción: plomo-ácido o alcalina Modelo de la celda Composición del electrólito Capacidad en ampere-hora a 8 h Régimen de descarga a 8 h Año de fabricación y número de serie Densidad a plena carga a 25 ºC Temperatura de operación: mínima y máxima Tensiones de flotación e igualación en VCD por celda


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Número de contrato de CFE Leyenda “CFE” o logotipo

Si las celdas que se reciben ya traen electrólito en su interior, confirmar que el nivel del electrólito se encuentre entre las líneas de nivel bajo y alto. Si el nivel de alguna o algunas celda(s), es tan bajo que ha dejado al descubierto una parte de las placas, ordenar que se reemplacen esas celdas y tramitar la reclamación a quién corresponda. 13.4 ALMACENAMIENTO DE LA BATERÍA La batería se debe almacenar en un lugar fresco, seco y a cubierto y por un tiempo no mayor al indicado en la documentación de embarque. 13.4.1 ALMACENAMIENTO DE BATERÍAS HÚMEDAS Si la batería se recibió con electrólito en el interior del vaso, se dice que ya viene “cargada y húmeda”. En este caso no se debe dejar más de tres meses en circuito abierto desde la fecha de su fabricación. Mensualmente medir la densidad del electrólito. Si la densidad ha caído 25 puntos (0,025 g/dm3) por debajo de su valor nominal, se debe aplicar carga de igualación a la batería. Lo recomendable para almacenar una batería húmeda, es hacerlo instalada y conectada al cargador con tensión de flotación, para evitar que la autodescarga prolongada dañe permanentemente a las placas. No debe permitirse que se congele el electrólito, ya que se arruinarían las celdas y provocaría fugas peligrosas de electrólito. El electrólito se puede congelar a las temperaturas indicadas en la tabla 13.2.

TABLA 13.2 PUNTO DE CONGELAMIENTO DEL ELECTRÓLITO (*).

Densidad a 25 ºC (g/dm3)

Punto de congelamiento

1,200 -29 ºC 1,175 -22 ºC 1,150 -16 ºC 1,125 -12 ºC 1,100 -9 ºC

(*) Exide, section 50.00


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13.4.2 ALMACENAMIENTO DE BATERÍAS SECAS A las baterías que se reciben sin electrólito en el interior de las celdas se les conoce como “cargadas y secas”. No quitar el sello de plástico de los orificios de las tapas, hasta que las celdas vayan a ser llenadas con electrólito, con el fin de prevenir el ingreso al interior de humedad y materiales extraños. Aunque no se recomienda que las baterías secas se almacenen por períodos mayores a 12 meses, desde su fecha de fabricación, puede ser necesario un almacenamiento más largo; en tal caso ponerse en contacto con el fabricante para seguir sus instrucciones. 13.5 INSTALACIÓN DE LA BATERÍA Antes de aceptar e instalar una batería se debe verificar que cumpla con la especificación CFE V7100-19, como por ejemplo, la capacidad nominal, la información que debe contener la placa de datos, la densidad del electrólito y con lo estipulado en la licitación o documento de adquisición. Antes de proceder a instalar y poner en servicio la batería, se deben tener a la mano los manuales, instructivos, procedimientos y/o especificaciones de la batería, referentes al almacenamiento, instalación, manejo, montaje, puesta en servicio, operación, mantenimiento y pruebas. Si no se dispone de ellos se deben solicitar al proveedor de la batería. Se deben seguir las indicaciones contenidas en los manuales y procedimientos. Si se suministraron celdas de repuesto o reserva, a estas no se les debe agregar electrólito. Se deben almacenar secas, en un lugar fresco, seco y a cubierto y con los sellos a prueba de humedad colocados. 13.5.1 MONTAJE DE LA ESTRUCTURA SOPORTE O ESTANTE La cimentación sobre la que se va a instalar la estructura o estante, debe estar nivelada, calculada y construida para soportar la masa de la batería. El piso puede hundirse y la batería dañarse si la cimentación del estante no está construida de manera adecuada.


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El estante o estructura soporte debe ser el diseñado para el tipo de batería en cuestión. Para armar el estante se deben seguir las instrucciones del fabricante, las cuales se suministran junto con la batería. Toda la tornillería debe apretarse con los valores de par de apriete especificados. El estante debe situarse en un lugar limpio, fresco y seco y no verse afectado por fuentes de calor como rayos solares, radiadores, unidades calefactoras, tuberías de vapor, etc. Variaciones de temperatura, entre celdas, mayores a 3,0 ºC, originarán un desbalance eléctrico de la batería. Existen estantes con varias hileras y con varios escalones, para lo cual se definen (ver Figura 13.4):

• Hileras: cuando las celdas quedan unas encima de otras. • Escalones: cuando las celdas quedan en forma de escalera, en varios niveles

pero no encima unas de otras.

Fig. 13.4 HILERAS Y ESCALONES

Si el diseño del estante es de dos o más escalones, ubicar el estante dentro del cuarto de la batería de tal forma que se faciliten las maniobras de instalación de la batería y, sobre todo, la toma de lecturas de tensión, densidad e impedancia, así como la limpieza y la reposición de agua, durante las labores de mantenimiento. En estantes con dos o más escalones se debe proveer espacio para que el personal transite libremente con su equipo, tanto al frente como en la partes posterior y laterales de la batería. Estantes con dos y más escalones no deben colocarse pegados a una pared.


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Para proporcionar estabilidad y seguridad a la batería el estante debe anclarse de acuerdo con el instructivo proporcionado. No se recomienda anclar el estante a ambos pared y piso, ya que se pueden originar esfuerzos encontrados en caso de sismo o temblor. Conecte el estante al sistema de tierra eléctrica de la instalación. 13.5.2 MANEJO DE LAS CELDAS a) Las celdas de la batería no se deben levantar por los postes, hacerlo de esta

manera puede dañarlas. Las celdas se deben levantar por la parte inferior del vaso mediante un cinto de izamiento. Antes de levantar la celda, colocar sobre la tapa el separador proporcionado. En celdas pequeñas no es necesario emplear cinto de levantamiento.

b) No empujar las celdas; utilizar las esquinas del vaso o recipiente cuando se mueva

la celda en el bastidor.

Fig. 13.5 MANEJO DE LAS CELDAS


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13.5.3 INSTALACIÓN DE LAS CELDAS a) Durante la instalación, operación y mantenimiento de la batería se deben emplear

herramientas con mangos aislados, para evitar cortocircuitar los postes de las celdas.

b) En caso de necesitarse, asegurar que funciona el equipo para levantar las celdas. c) No se deben dejar herramientas ni objetos metálicos en la parte superior de las

celdas. d) No colocar las celdas en el estante hasta que ya esté completamente ensamblado

y anclado. De otra forma el peso de las celdas puede causar desplazamiento y colapso del estante.

e) Para proporcionar estabilidad, en un estante con varias hileras, iniciar la

instalación de las celdas por la parte central del nivel inferior del estante y continuar hacia ambos extremos alternadamente. En un estante con varios escalones, puede ser más conveniente colocar las primeras celdas en el centro del escalón superior en lugar del inferior, para evitar manejar las celdas siguientes encima de las de abajo.

f) Poner las celdas en el estante de tal forma, que el poste positivo de cada celda se

pueda conectar con el poste negativo de la siguiente y que el orificio de muestreo quede al alcance del personal de mantenimiento y, al mismo tiempo, no quede pegado al estante.

g) Las celdas de la batería no se deben instalar juntas unas a otras, con la finalidad

de prevenir roturas en los vasos en caso de sismo o vibraciones y para su mejor ventilación y limpieza. Las celdas deben colocarse con la máxima separación posible que permitan los conectores intercelda y la longitud del estante. Las celdas colocadas en los extremos del estante no deben sobresalir del mismo. Algunos fabricantes proporcionan, para la instalación, un separador con el grosor adecuado para la separación de las celdas.

h) Cada una de las celdas debe numerarse para poder contar con una referencia

histórica de las mediciones, pruebas y mantenimiento efectuados durante su vida en operación. La numeración se debe iniciar por la terminal más positiva de la batería, empleando para ello números estarcidos o adheribles a una cara de las celdas, de tal forma que se puedan leer al colocarse el personal frente a la batería. La numeración no debe impedir ver los sedimentos de la batería ni el nivel del electrólito. Para la numeración debe emplearse material resistente al ácido


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sulfúrico. 13.5.4 CONECTORES INTERCELDA Es de capital importancia que los conectores intercelda se instalen correctamente, de acuerdo con las instrucciones del manual de la batería. A falta de ellas se relaciona a continuación un procedimiento típico. Un montaje incorrecto de los conectores intercelda puede ocasionar una falla catastrófica de la batería y daños al personal. La limpieza inicial, preparación de las superficies y el apriete adecuado, asegura la mejor resistencia de contacto posible entre postes, conectores y zapatas de conexión; todos los cuales pueden tener irregularidades en el acabado de sus superficies de contacto. a) Antes de atornillar los conectores intercelda a los postes terminales, remover

cualquier corrosión y/o grasa protectora o recubrimiento de gel de los postes y conectores intercelda, para que éstos hagan un buen contacto. Los conectores intercelda son soleras o barras de cobre recubiertas con plomo (plomizadas) y algunos postes pueden tener insertos de cobre, por lo que se debe tener cuidado, al limpiar estos componentes, de no exponer el cobre, ya que esto incrementará la resistencia de la conexión y acelerará la corrosión (presentación de sulfato de cobre). No utilizar cepillo de alambre, lima de desbaste, esmeril, lija o utensilios similares para limpiar los postes y conectores intercelda.

b) Bruñir o frotar los conectores y postes con una fibra similar a la “Scotch Brite” o

con un cepillo con cerdas de nylon duro. Todas las superficies de contacto eléctrico deben tener un acabado limpio y brillante, eliminando cualquier deslustre o decoloración.

c) Limpiar y neutralizar todos los postes y conectores intercelda con una solución de bicarbonato de sodio y agua (125 gramos por litro de agua). Tener mucho cuidado de que esta solución neutralizante no ingrese al interior de las celdas. Enseguida limpiar con agua. No emplear solventes para limpiar las superficies de contacto, ya que pueden originar reacciones químicas adversas en la tapa o el vaso.

d) Antes de ensamblar, aplicar una capa fina del material inhibidor y/o antioxidante

recomendado o suministrado por el fabricante de la batería, en las superficies de


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contacto y en el material de conexión. Aplicar en exceso este recubrimiento favorece la acumulación de polvo y suciedad. Si el material recomendado es grasa NO-OXID, prepararla de la siguiente manera. Emplear una parrilla eléctrica u otro aparato de calentamiento similar. Calentar la grasa NO-OXID hasta que su consistencia sea la de una crema. No utilizar flama abierta como fuente de calentamiento. Tener cuidado de no sobrecalentar la grasa, ya que el tipo NO-OXID puede formar un barniz aislante cuando se sobrecalienta. Si la grasa llega a hervir, descartarla y desecharla. Utilizando una brocha de pintura de tamaño adecuado cubrir completamente todos los postes con grasa NO-OXID. También cubrir los extremos de los conectores intercelda con esta grasa. Cuando el conector intercelda esté instalado, el área cubierta por la grasa debe extenderse al menos 12 mm más allá del poste.

e) Para efectuar las conexiones entre una y otra celda se deben emplear los

conectores intercelda, pernos, tornillería y roldanas proporcionados por el proveedor de la batería, así como herramientas con mangos aislados. Si la orilla de las roldanas tiene filo en una de sus caras, esa cara no debe hacer contacto con el conector intercelda ya que dañaría su recubrimiento de plomo. No emplear roldanas de diámetro menor al suministrado, ya que se pueden deformar los conectores intercelda y originar un aumento en la resistencia de contacto de la conexión.

f) Al realizar las conexiones en los postes, es muy importante que se empleen dos

llaves de tuercas, una de ellas del tipo abierto en la cabeza del tornillo y la otra del tipo dinamométrica (torquímetro) en la tuerca, usadas en contrapar o momento de torsión en oposición, para evitar aplicar un esfuerzo excesivo en una de las caras.

g) Las conexiones se deben apretar con el valor de par de apriete indicado en el instructivo de la batería. Apretar excesivamente dañará permanentemente a los postes; tener presente que el plomo es un material dúctil. Una vez que se han apretado todas las conexiones, reapretarlas una segunda y tercera veces. Al haber terminado el tercer reapriete, verificar el par de apriete en el 20 % de las conexiones; si el par de apriete de alguna conexión, está por debajo del valor especificado en más de 0,56 N⋅m (5 libra⋅pulgada), reapretar de nuevo todas las conexiones. Continuar con este proceso, verificando conexiones diferentes a las ya examinadas, hasta que todas las conexiones mantengan el par de apriete especificado.


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h) Utilizando un micro-óhmetro, medir y registrar la resistencia de cada conector intercelda del mismo tipo, midiendo de poste a poste, para que se incluyan las dos conexiones en los extremos del conector. Calcular el promedio de la resistencia de las conexiones. En el promedio, no incluir las resistencias de las conexiones entre escalones, sólo conexiones del mismo tipo. Reapretar los conectores intercelda que tengan una resistencia más grande del 10 % o 5 μΩ, cualquiera que sea mayor, del promedio calculado (norma IEEE Std 484). Medir la resistencia de toda conexión que se haya reapretado, reemplazar los valores medidos anteriormente por los nuevos, y volver a calcular el promedio de la resistencia de los conectores intercelda. Si después de reapretar, todavía la resistencia de algún conector intercelda es 10 % o mayor del promedio, desensamblar, limpiar y rehacer de nuevo la conexión. Medir la resistencia de cualquier conexión que se haya re-ensamblado y recalcular el promedio de las resistencias de los conectores intercelda. Repetir este proceso hasta que los valores de todas las resistencias de los conectores intercelda, tengan una desviación menor al 10 % del promedio.

Calcular el valor promedio de la resistencia de los conectores intercelda (de tamaño similar) empleados para conectar celdas de un escalón con otro o de una hilera a otra, y repetir el mismo procedimiento. Registrar y guardar los valores finales de resistencia de las conexiones y el método de medición, para futura referencia durante los mantenimientos.

13.5.5 LLENADO DE LAS CELDAS CON ELECTRÓLITO Se deben seguir las instrucciones del fabricante para el llenado de las celdas; a falta de ellas enseguida se ilustra un procedimiento representativo de llenado. a) Antes de agregar electrólito a las celdas cerciorarse de que el cargador esté

funcionando correctamente y que el personal está listo y dispone del tiempo necesario para iniciar la carga de activación.

b) Antes de vaciar el electrólito a las celdas, confirmar que el electrólito es el

adecuado a la batería plomo-ácido y que tiene la densidad indicada por el fabricante. Puede suceder que se tengan recipientes de electrólito para baterías plomo-ácido (ácido sulfúrico diluido) y para baterías alcalinas (hidróxido de potasio) almacenados juntos y el personal los confunda, tomando electrólito de uno y otro tipo y los mezcle en el interior de la celda. Al mezclarse dos electrólitos


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diferentes, se produce una reacción química violenta que puede lesionar al personal que ejecuta este trabajo, además de dañar la celda.

c) Asegurar que la cantidad de electrólito es suficiente para llenar todas las celdas de

la batería y que se dispone de suficiente agua desmineralizada para la carga de activación. La cantidad de agua requerida durante la activación, depende de varias variables, por lo que no se puede predecir adecuadamente.

d) Remover de los orificios de las tapas, los sellos de embarque y desecharlos. La

finalidad de estos sellos es la de evitar el ingreso de humedad, suciedad y partículas extrañas al interior de las celdas, durante su transporte y almacenamiento. No retirar este sello de las celdas de repuesto que van a permanecer almacenadas.

e) Una vez conectadas todas las celdas, vertir electrólito solamente a las celdas a las

que se les va a aplicar la carga de activación, hasta la marca de nivel mínimo. Puesto que las tensiones de carga de activación son altas (2,50 – 2,60 VCD por celda), el cargador puede no ser capaz de activar toda la batería completa. Si este es el caso, por lo general sólo se debe vaciar electrólito, inicialmente, al 80% de las celdas.

f) Para el llenado de las celdas debe utilizarse un recipiente de plástico de fácil

manejo y un embudo. Se debe evitar derramar electrólito, así como acatar las recomendaciones de seguridad para su manejo.

g) Después de llenar cada celda, colocar el tapón en su lugar. Si el tapón es del tipo

antiflama, colocar la cubierta guardapolvo encima del tapón. h) Verificar la correcta polaridad de las celdas, midiendo la tensión en las terminales

extremas de las celdas conectadas; la tensión debe tener un valor aproximado a la tensión individual de una celda multiplicada por el número de celdas (aproximadamente 2,05 VCD multiplicado por el número de celdas). Si la tensión medida es inferior al valor calculado, verificar la correcta polaridad de las celdas o la calibración del voltímetro.

Al hacer esta corrección se evita la posibilidad de cargar celdas invertidas y de destruirlas.

i) Después del llenado, dejar la batería en circuito abierto durante cuatro horas, para permitir que las placas se impregnen de electrólito; después de ese lapso, volver a llenar las celdas hasta la marca de nivel mínimo. Si las celdas cuentan con tapón


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antiflama, no quitar el tapón completo, sólo retirar la cubierta guardapolvo y rellenar por el orificio.

13.6 CONEXIÓN DE LA BATERÍA AL CARGADOR Utilizar solamente corriente directa para cargar la batería. Con un voltímetro verificar la polaridad de las terminales del cargador y de los conductores de la batería que se van a conectar a él. Desconectar la alimentación de corriente alterna del cargador, conectar la terminal positiva de la batería a la terminal positiva del cargador y la terminal negativa de la batería a la terminal negativa del cargador. Energizar el cargador y seguir las instrucciones señaladas en el manual del mismo. Si la conexión de la polaridad del cargador y de la batería no es correcta, la batería completa se dañará irremediablemente cuando se esté cargando. 13.7 PUESTA EN SERVICIO DE BANCOS DE BATERÍAS El proceso de puesta en servicio de Bancos de Baterías, es fundamental para una adecuada operación de estos equipos. En especial para que las Baterías lleguen a alcanzar los periodos de vida útil esperados, el aspecto de una adecuada puesta en servicio es vital, aunado a los ya descritos de preparación e instalación. A continuación se describe este proceso en función del estado en que son recibidas las Baterias. 13.7.1 PUESTA EN SERVICIO DE BATERÍAS QUE SE RECIBEN CON

ELECTRÓLITO EN EL INTERIOR Como ya se indico a las baterías que se reciben con electrólito en el interior de los vasos se les conoce como “baterías húmedas y cargadas”. Una vez que a las celdas se les ha agregado electrólito se activa la reacción interna y si la batería no se conecta a un cargador con tensión de flotación, las celdas experimentarán una autodescarga continua debido a las reacciones químicas internas. La batería puede dañarse permanentemente si se permite que permanezca con electrólito y en circuito abierto durante un período mayor a 90 días y con una temperatura igual o mayor a 25 ºC. A este daño se le conoce como sulfatación de las placas (cristalización de las moléculas de sulfato de plomo). Altas temperaturas acelerarán la autodescarga de la batería; a una temperatura promedio de 35 ºC se requerirá recargarla después de 45 días en circuito abierto. Por lo tanto, es imprescindible que se les recargue tan pronto como se reciben. Después de esta recarga ya están listas para entrar en operación. Se deben seguir las indicaciones del fabricante para la recarga y puesta en servicio. Normalmente, sólo es


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necesario conectarlas al cargador con tensión de igualación (2,33 VCD/celda), para reponer la carga perdida desde la salida de fábrica hasta la recepción en sitio. Debe conectarse el equipo de extracción de aire cuando se aplique igualación. La tensión aplicada y el período de aplicación deben ser los recomendados en los instructivos. Si no se dispone de ellos a continuación se proporcionan, en la tabla 13.3, valores representativos que se aplican generalmente. Durante esta actividad se deben tomar lecturas de corriente cada hora. Se considera que la corriente de carga se ha estabilizado cuando se tienen tres lecturas consecutivas iguales. C.F.E. especifica que las baterías sean construidas con rejillas con aleación de antimonio, pero es mejor investigar el tipo de aleación de la rejilla de las placas de la batería que se va a instalar. Si la batería se recibió húmeda y no va a entrar pronto en servicio, se debe almacenar conectada al cargador con tensión de flotación para impedir que se dañe.

TABLA 13.3 TIEMPO MÍNIMO DE CARGA DE IGUALACIÓN LUEGO DE QUE LA

CORRIENTE SE HA ESTABILIZADO (*) HORAS MÍNIMAS DE CARGA DE IGUALACIÓN DESPUÉS DE QUE LA CORRIENTE DE CARGA SE HA ESTABILIZADO (16

– 32 ºC)

Aleación → Rejillas con aleación de antimonio

Rejillas con aleación de calcio

Densidad → 1,170 1,215 1,215 1,250 1,300 VCD por

celda

2,24 63 100 2,27 44 70 2,30 32 50 100 2,33 22 35 70 110 2,36 25 50 80 125 2,39 35 55 90 2,42 25 40 60 2,45 28 45 2,48 30

Para temperaturas del electrólito de 5 - 15 ºC, usar el doble de tiempo. Para temperaturas del electrólito de 4 ºC o menos, aplicar cuatro veces el valor indicado en horas.

(*) Exide, section 58.00


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13.7.2 PUESTA EN SERVICIO DE BATERÍAS QUE SE RECIBEN SECAS (CARGA DE ACTIVACIÓN)

Esta carga de activación es muy importante, ya que si no se realiza o se ejecuta indebidamente, la batería puede dañarse o no alcanzar su capacidad nominal ni su vida esperada. Muchas fallas de baterías se deben a una inadecuada carga de activación. Para poner en servicio las baterías plomo-ácido que se han entregado secas se debe seguir el procedimiento indicado en los manuales e instructivos del fabricante. Solamente llenar las celdas con electrólito y ponerlas en igualación puede no ser suficiente para que alcancen su capacidad nominal y vida esperada. Toda instrucción que se reciba del proveedor debe ser por escrito. A falta de un procedimiento, se puede seguir el que se indica a continuación, siempre con la aprobación del proveedor de la batería. El personal que va a participar en la carga de activación debe conocer el procedimiento que se debe seguir. 1. Remover, del orificio del tapón, el sello protector que traen las celdas para evitar

que ingresen humedad y materiales extraños al interior durante su transportación y almacenamiento. No se debe volver a colocar este protector, ya que impediría la liberación al exterior, de los gases generados durante la operación. Sólo quitar el sello a la celdas que se van a llenar.

2. Durante la carga de activación se genera gas hidrógeno, el cual es explosivo si se

enciende, por lo que se debe poner a funcionar el equipo extractor de aire, para evitar que el hidrógeno exceda una concentración mayor al 2 % del volumen en el área de la batería y evitar flamas y chispas. Si las celdas cuentan con tapón antiflama, no se debe permitir que la corriente de carga exceda la capacidad de disipación de gases del tapón. Una vez que las celdas empiezan a gasificar, cada celda puede generar 0,46 litros de hidrógeno por hora, por cada ampere de corriente de carga, a 25 ºC y al nivel del mar.

3. Solamente se deben llenar las celdas a las que se les va a aplicar la carga de

activación. Esto se debe tener en cuenta cuando es necesario dividir las celdas en dos grupos para aplicarles la carga de activación. Después de llenar las celdas con electrólito, hasta la marca de nivel bajo, se les debe dejar, cuando menos, cuatro horas en reposo para que las placas se empapen del líquido, y luego, si es necesario, volver a reponer electrólito hasta la marca de nivel bajo. No es recomendable llenarlas hasta la marca de nivel alto, porque durante la carga se generarán muchas burbujas de gases, las cuales ocupan volumen y por lo tanto


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elevarán el nivel del electrólito, pudiendo derramarlo por el orificio de la tapa. Tan pronto como se llenen las celdas se debe colocar el tapón en cada una de ellas.

4. Una vez conectadas las celdas y antes de iniciar la carga de activación, debe

medirse la tensión en terminales de las mismas. La tensión debe ser aproximadamente igual a 2,05 VCD × el número de celdas. Si el valor de la tensión es menor, verificar la conexión de las celdas, es posible que alguna o algunas celdas estén conectadas con polaridad invertida.

5. La carga de activación se debe iniciar dentro de las 12 horas después de que las

celdas se han llenado con electrólito. Si la carga de activación se inicia después de 24 horas de que las celdas se han llenado, las celdas pueden sufrir daño irreparable.

6. Durante la carga de activación, el nivel del electrólito de la batería disminuirá. Esta

baja del nivel se debe a la gasificación y liberación de los gases hidrógeno y oxígeno, por lo que sólo se consumirá agua, por lo tanto se debe tener suficiente agua desmineralizada disponible, para mantener el nivel del electrólito en la marca de nivel bajo. No dejar que el nivel del electrólito descienda más de 5 mm de la marca de nivel bajo. No agregar electrólito durante la carga de activación, sólo agua desmineralizada (ver tabla 13.7).

7. La carga de activación se debe aplicar con el cargador conectado únicamente a la

batería, sin conectar la carga de los equipos del sistema de corriente directa. 8. Los siguientes parámetros de la batería se deben verificar cada hora durante la

carga de activación.

Corriente Tensión por celda y de toda la batería Temperatura del electrólito. De preferencia de todas las celdas. Si esto no es

posible, cuando menos de cada 10 celdas.

9. Se deben elegir varias celdas piloto (cuando menos una por cada diez celdas), a las cuales se les mide la temperatura del electrólito. Si la temperatura de alguna celda se eleva a 43 ºC, la carga se debe suspender y dejar que la temperatura descienda a 38 ºC para volver a continuar. Si esto llega a ocurrir, verificar que las conexiones no estén flojas o sucias.

10. La tensión necesaria para la carga de activación es de 2,50 a 2,60 VCD por

celda. La tensión de igualación (2,33 VCD), puede no ser suficiente para proporcionar una carga de activación adecuada.


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11. La batería debe supervisarse continuamente en cuanto a los valores de tensión

en terminales y en las celdas, corriente y temperatura del electrólito, en los períodos en los cuales la batería no se pueda atender, la tensión aplicada por celda se debe reducir, pero no a un valor menor de 2,33 VCD por celda.

12. Lo normal es que una carga de activación se prolongue de tres a cinco días, ya

que, normalmente, no es posible iniciar con las tensiones mencionadas anteriormente, porque se debe controlar la corriente de carga. La corriente de carga se debe limitar a 5 amperes por cada 100 Ah de la capacidad nominal de las celdas. Si el cargador tiene ajuste para limitar la corriente, la carga de activación se puede iniciar con 2,50 a 2,60 VCD por celda. Pero si el cargador no tiene este ajuste, iniciar la carga de activación con tensiones de flotación (2,17 VCD por celda), y elevar la tensión de carga paulatinamente hasta llegar al valor de 2,50 a 2,60 VCD por celda, para completar el proceso de formación de las placas. Si durante esta fase, la tensión de alguna celda alcanza el valor de 3,0 VCD, suspender la carga y comprobar que las conexiones no estén flojas o sucias y luego continuar. Cargas prolongadas con corrientes mayores de 5 amperes por cada 100 AH de capacidad de la batería, pueden ocasionar problemas de sobrecalentamiento.

13. Puesto que algunos cargadores no tienen la capacidad de suministrar 2,50 a

2,60 VCD por celda a todas las celdas de la batería, puede ser necesario dividir la batería en dos grupos y aplicarles carga por separado. El primer grupo debe contener, aproximadamente el 80 % del total de las celdas, y la conexión se debe empezar por la terminal positiva de la batería. El segundo grupo debe formarse, también por el 80 % de las celdas, ahora empezando por la terminal negativa de la batería, comprendiendo las celdas faltantes y 60 % de las celdas del primer grupo. Si la tensión de alguna de las celdas es superior a 2,72 VCD, agregar una o dos celdas, según sea necesario. Las celdas a las que les toque dos veces la carga consumirán más agua.

14. Si durante la carga de activación, la tensión de las celdas no se estabiliza en

los valores de 2,50 a 2,60 VCD por celda, se debe continuar la carga hasta por tres días para las celdas que han perdido gran parte de su carga.

15. En la tabla 13.4 se muestran valores representativos de las horas de carga que

se deben aplicar, después de que la corriente de carga se ha estabilizado durante un período de 24 horas.


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TABLA 13.4 HORAS DE CARGA DE ACTIVACIÓN DESPUÉS DE QUE LA CORRIENTE SE HA ESTABILIZADO DURANTE UN PERÍODO DE 24 HORAS, PARA

CARGA DE ACTIVACIÓN.

Horas mínimas de carga para celdas plomo-ácido con placas con aleación de antimonio y electrólito con peso específico de 1,210, después que la corriente se ha estabilizado en carga de activación

VCD por celda Horas 2,50 22 2,45 24 2,42 25 2,39 35

16. Una vez que la carga de activación se ha completado, corregir el nivel del

electrólito de todas las celdas, entre las marcas de niveles bajo y alto (o mínimo y máximo), añadiendo, ahora sí, electrólito y dejar la batería durante 72 horas en flotación para permitir que se estabilice la tensión de las celdas y se disipen las burbujas de gases. Después de este período medir y registrar la tensión, el peso específico y la temperatura de cada una de las celdas. Si es necesario corregir el peso específico del electrólito haciendo ajustes por temperatura.

17. Si la tensión de flotación de alguna celda es inferior a 2,08 VCD o la densidad

del electrólito es menor de 1,190 g/dm3 corregida a 25 ºC, retirar esa celda de operación. A las celdas retiradas se les puede aplicar carga individual, en un intento de hacerlas recuperar la densidad y tensión normales.

18. Una indicación visual de que la batería se ha activado y cargado

adecuadamente, es la coloración oscura que adquieren los puentes que unen las placas positivas, las mismas placas positivas y la sección del poste adentro de la celda. La ausencia de este color oscuro es indicio de una carga de activación inadecuada y vaticinio de fallas prematuras.

19. Ahora la batería ya está lista para la prueba de aceptación o prueba de

capacidad (ver inciso 13.10 PRUEBAS). 13.8 OPERACIÓN DE LA BATERÍA


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Antes de operar cualquier batería es conveniente leer su manual de operación, porque puede suceder que la batería que se entregue a CFE no cumpla con lo indicado en la especificación CFE V7100-19. La batería que se está surtiendo puede tener densidades, tensiones de operación y otras condiciones operativas diferentes a las especificadas; en tal caso se debe efectuar la reclamación procedente. 13.8.1 CARGA PLENA Es de vital importancia para la conservación de la batería y para la instalación, operar y mantener la batería completamente cargada siempre. 13.8.2 TENSIÓN DE FLOTACIÓN La finalidad de la tensión de flotación es suministrar la corriente que normalmente requiere el equipo de corriente directa y, al mismo tiempo, compensar la autodescarga o pérdidas internas de la batería, para mantenerla completamente cargada. Para la densidad del electrólito de 1,210 g/dm3 a 25 ºC, requerida por CFE en la especificación CFE V7100-19, la tensión de flotación recomendada es de 2,15 - 2,17 VCD por celda; así para una batería de 60 celdas, la tensión de flotación debe ser de 129 – 130,2 VCD medida en las terminales de la batería, no del cargador. Una operación prolongada con tensiones por debajo de 2,13 VCD por celda (128 VCD en terminales, para una batería de 60 celdas) puede reducir la vida esperada de la batería. Para evitar esto, mejor ajustar la tensión de flotación a 2,17 VCD/celda (130 VCD en terminales para una batería de 60 celdas). Una tensión por celda de 2,07 VCD o menor, en condiciones de flotación y que no sea causada por alta temperatura, puede ser indicación de problemas internos de la celda y puede ser necesario reemplazarla. 13.8.3 TENSIÓN DE IGUALACIÓN El objetivo de la tensión de igualación es el de reponer la carga que haya entregado la batería en alguna emergencia y que no se puede recobrar con la tensión de flotación y de llevar las celdas más bajas al estado de plena carga (igualarlas a las que están bien cargadas). La tensión de igualación es de 2,33 VCD por celda (140 VCD en terminales de una batería de 60 celdas).


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Aunque no deber suceder, en ocasiones ocurre que la tensión de igualación daña a tarjetas electrónicas u otro equipo conectado a el cargador y la batería. En tales casos, y si no hay otra solución, se aconseja retirar una o dos celdas de la batería para solucionar el problema, efectuando los respectivos ajustes a la baja en las tensiones de igualación y flotación. Debe tenerse presente que esta maniobra acortará el período de respaldo de la batería durante una emergencia. 13.8.4 CELDA PILOTO El propósito de la celda piloto es el de tener una indicación, en forma rápida, del estado operativo de toda la batería, para lo cual se escoge la celda en peor estado operativo (lecturas más bajas de densidad y tensión), si es necesario pueden elegirse dos celdas piloto. Las mediciones en la celda piloto ayudan a tomar decisiones en cuanto a la aplicación de carga de igualación. Se puede cambiar de celda piloto, si las mediciones indican que otra celda puede ocupar ese lugar debido a su estado operativo. Si a causa de la toma de lecturas de densidad, se han perdido pequeñas cantidades de electrólito, se puede cambiar la celda piloto cada año. 13.8.5 TEMPERATURA DEL ELECTRÓLITO Cuando se hace mención a la temperatura, se hace referencia a la temperatura del electrólito y no a la temperatura del ambiente. Se debe evitar que la batería quede expuesta a fuentes de calor como son los rayos solares, radiadores, etc. Altas temperaturas acortarán la vida útil de la batería. Una operación constante a una temperatura promedio de 33 ºC reducirá a la mitad la vida útil de la batería. Temperaturas desiguales en las celdas ocasionarán que las celdas calientes no se mantengan a plena carga. Si la temperatura de operación de la batería es permanentemente alta, consultar el manual de operación o al fabricante para operar la batería con una tensión inferior de flotación, o aumentarla si la temperatura de operación es invariablemente baja. Si durante la inspección se encuentra que la temperatura de alguna celda tiene una diferencia de 3 ºC o mayor con respecto de alguna otra, se debe determinar la causa y corregirla. Altas temperaturas tienen los siguientes efectos en la batería:

Aumenta la capacidad


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Intensifica la autodescarga

Acorta la vida

Disminuye la tensión de las celdas calientes

Aumenta la corriente del cargador si toda la batería experimenta la alta temperatura

Incrementa el consumo de agua

13.8.6 DENSIDAD DEL ELECTRÓLITO La densidad es una medida de la concentración del ácido sulfúrico en el electrólito y da una idea aproximada de cuán cargada está cada celda. Cuando la batería está completamente cargada la densidad debe tener el valor más alto o nominal (1,210 g/dm3 ± la tolerancia indicada en la placa de datos, a 25 ºC); conforme la batería se va descargando la densidad también va disminuyendo. Las mediciones de densidad son muy útiles para analizar el estado de carga de la batería, por lo que se deben tomar con mucho cuidado y referirlas a la temperatura de 25 ºC. 13.8.7 TENSIÓN MÍNIMA DE OPERACIÓN DE LA BATERÍA La tensión mínima de operación de los sistemas de corriente directa, de acuerdo con la especificación CFE V7100-19, se muestran en la tabla 13.5

TABLA 13.5. TENSIONES DE OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS DE CORRIENTE DIRECTA.

Tensión nominal (VCD) Tensión máxima (VCD) Tensión mínima (VCD)

12 14 10 24 28 20 48 56 42 125 140 105 250 280 210


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Todos los equipos conectados al cargador y la batería deben operar correctamente entre la gama de valores mínimo y máximo indicados. La capacidad de las baterías se calcula para que, durante una emergencia, provean energía a la instalación de corriente directa durante un período máximo de 8 horas, sin que la tensión en terminales descienda de la mínima especificada (1,75 V/celda para baterías plomo-ácido). Algunos equipos pueden quedar inoperables con una tensión, en terminales, inferior a la mínima indicada. 13.8.8 GASIFICACIÓN Durante la operación, sobre todo durante la carga de igualación, las celdas producen burbujas de los gases hidrógeno y oxígeno, los cuales son desalojados al exterior. El hidrógeno y el oxígeno son los componentes del agua (H2O), por lo tanto, la disminución del nivel del electrólito se debe a la pérdida de agua y consecuentemente lo único que se debe agregar a las celdas, para restablecer el nivel, es nada más agua desmineralizada, (ver tabla 13.7). El agua normal para beber, la suministrada por la red del sistema municipal o la de los ríos, etc., no es adecuada para la batería, ya que contiene minerales y otras sustancias o elementos que contaminarán las placas y el electrólito y arruinarán la batería. A menos que se haya perdido electrólito por alguna razón, no se debe añadir electrólito a las celdas para reponer el nivel. Para evitar confusión y no agregar más electrólito, si sobró electrólito después de la puesta en servicio de la batería, los recipientes respectivos deben identificarse debidamente y guardarse en un almacén, pero no dentro del cuarto de baterías. 13.8.9 CONSUMO DE AGUA La cantidad de agua consumida por una batería es proporcional al aumento de temperatura (por evaporación) y a las sobrecargas que recibe (por electrólisis). Cargas frecuentes de igualación u operar la batería con tensiones de flotación altas (como por ejemplo 2,20 V/celda o mayor), causarán un consumo considerable de agua. Nunca debe permitirse que el nivel descienda a tal grado de descubrir las placas.


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por ejemplo 2,20 V/celda o mayor), causarán un consumo considerable de agua. Nunca debe permitirse que el nivel descienda a tal grado de descubrir las placas. Las baterías fabricadas con rejillas con aleación de antimonio, conforme vayan envejeciendo aumentarán su consumo de agua. 13.8.10 DERIVACIONES No se deben sacar derivaciones de la batería para conectar equipo con una tensión inferior a la nominal de la batería. Si se hace esto, las celdas en la derivación no se mantendrán plenamente cargadas. Si algún equipo con tensión inferior a la de la batería actual, requiere estar respaldado por una batería, se debe instalar otra batería que suministre esa tensión. 13.8.11 CONEXIONES FLOJAS O CORROÍDAS Nunca operar una batería con conexiones flojas o corroídas. Esto ocasionará falsos contactos, caídas de tensión en las conexiones, impidiendo que las celdas se carguen por completo y aumento de temperatura. 13.9 MANTENIMIENTO A LA BATERÍA Para que las mediciones de tensión y densidad de las celdas tengan significado, deben efectuarse con la batería conectada al cargador con tensión de flotación y, además, que la batería tenga cuando menos tres días en flotación. No desconectar la batería del cargador para tomar las mediciones. Todas las mediciones (tensión, densidad, temperatura, impedancia, consumo de agua, resistencia de las conexiones, etc.), son referencias u observaciones que, juntas, ayudan a determinar el estado operativo de la batería. Las mediciones se deben efectuar con instrumentos que tengan calibración vigente. Se debe conservar un registro histórico de todas las mediciones y trabajos que se realicen en la batería. No deben colocarse sobre las celdas herramientas u otros objetos que puedan producir un cortocircuito. 13.9.1 INSPECCIÓN MENSUAL Al menos cada mes la inspección debe incluir la medición y registro de los siguientes parámetros:


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Tensión de flotación medida en terminales de la batería Apariencia general y limpieza de la batería (conexiones, tapa y vaso), del estante

y del cuarto de la batería. Neutralizar los derrames de electrólito con una solución de bicarbonato de sodio (125 gramos por litro de agua) y luego limpiar con agua

Lecturas de corriente y tensión del cargador

Niveles del electrólito en todas las celdas

Grietas en las celdas y fugas de electrólito

Evidencias de corrosión y limpieza en postes terminales, conectores y estante

Temperatura ambiente y estado operativo del equipo de ventilación

Tensión, densidad y temperatura del electrólito de la celda piloto

Funcionamiento del sistema de alumbrado y ventilación

Tapones firmemente instalados

13.9.2 INSPECCIÓN TRIMESTRAL Al menos una vez cada tres meses, a la inspección mensual se le debe agregar lo siguiente:

Densidad de cada celda referida a 25 ºC Tensión de cada celda y total en terminales de la batería

Temperatura del electrólito en celdas representativas (por ejemplo cada seis celdas)

Señalización correcta de alarmas por control supervisorio, simulando estas

13.9.3 INSPECCIÓN ANUAL Cuando menos cada año a la inspección trimestral se le debe añadir lo siguiente:


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Condición de cada una de las celdas mediante inspección visual minuciosa

(sedimentos, estado de las placas, etc.) Par de apriete de las conexiones; normalmente es un poco inferior al valor de

instalación

Resistencia de los conectores

Integridad del estante

Impedancia, conductancia o resistencia interna de las celdas 13.9.4 REGISTROS Partiendo de la instalación, es conveniente registrar y conservar todas las mediciones y trabajos que se realicen en la batería, incluyendo la calidad del agua y la cantidad añadida, fecha y duración de las cargas de igualación. Se recomienda elaborar gráficas de las mediciones para analizar la tendencia de las mismas en cada una de las celdas. Esto será de mucha utilidad para la toma futura de decisiones. 13.9.5 MEDICIONES DE TENSIÓN Las mediciones de tensión se deben tomar en los postes de las celdas, no en los conectores. No confiar de la lectura en la carátula del cargador, porque puede estar desajustada o haber una caída de tensión alta en los cables y conectores que conectan el cargador con la batería. Normalmente, las celdas con temperatura alta tendrán una tensión inferior a la tensión promedio de la batería. Si la tensión de alguna celda caliente es inferior a 2,13 V, se pueden hacer correcciones por temperatura sumando 0,005 VCD por cada grado Celsius que la temperatura de la celda esté por arriba de la temperatura promedio de las otras celdas. 13.9.6 MEDICIONES DE LA DENSIDAD Y CORRECCIONES POR TEMPERATURA

DE LA DENSIDAD Las lecturas de densidad no son de utilidad si se toman: durante la carga de igualación, inmediatamente después de añadir agua o de una descarga fuerte, o con la batería desconectada del cargador.


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Si para las mediciones de densidad es necesario quitar los tapones (los del tipo antiflama no es necesario retirarlos), no colocarlos sobre las celdas, porque esta maniobra dejará electrólito sobre las tapas. Emplear una bandeja de plástico para resguardar temporalmente los tapones. Para esta lecturas, se requiere preparación para tomarlas, saber su significado y tener conocimiento de los factores que las afectan. Se debe evitar derramar electrólito sobre las celdas al tomar las mediciones de densidad. Cuando se efectúen las mediciones de densidad, procurar no sacar el densímetro de la celda, ello provoca derramamiento de electrólito; es mejor que el trabajador se incline para leer el valor de densidad, a sacar el densímetro de la celda para llevarlo a la altura de los ojos. Si la mediciones se toman con densímetro del tipo flotador; mantenerlo en posición vertical y dejar que el flotador interno se sostenga libremente, evitando que: se pegue a las paredes, que descanse en la base o que tope en la parte superior. Es neceasario siempre devolver el electrólito empleado en la medición a la misma celda de donde se tomó. Al sacar el densímetro de una celda, debe ponerse en posición horizontal y colocar debajo de él una charola para que sea esta la que reciba el electrólito que pudiera caerse y no las tapas de las celdas. Cuando se emplee densímetro del tipo digital, la medición se realiza por un método diferente al de flotación. Para evitar una medición errónea, debe soltarse lentamente el pulsador de succión para evitar que ingresen burbujas de gases al interior. Una disminución gradual en la densidad de la celda piloto, es una indicación de carga insuficiente originada, generalmente, por baja tensión de flotación; aunque se deben investigar otros factores. Debido a las condiciones de operación y a los cambios de temperatura durante el año, el electrólito no tiene siempre la misma temperatura; el volumen del electrólito varía con la temperatura, provocando un cambio en la densidad. Por lo tanto las mediciones se deben corregir a una temperatura de referencia, para que tengan significado al tomar decisiones. La temperatura de referencia es de 25 ºC. Es importante que los valores medidos se refieran a esta temperatura. Algunos densímetros digitales ya efectúan la corrección a 25 ºC de las lecturas de densidad. Si el nivel del electrólito está por debajo del nivel mínimo, también afectará a la medición de densidad, debido a la mayor concentración de ácido. Solamente se deben registrar, en la hoja que se va a archivar, las densidades corregidas por temperatura. La temperatura debe ser la medida en el electrólito, no la ambiental.


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Por cada 1,7 ºC arriba de 25 ºC añadir 1 punto (0,001) a la lectura del densímetro . Por cada 1,7 ºC debajo de 25 ºC restar 1 punto (0,001) a la lectura tomada. La tabla 13.6 muestra diversos valores de temperatura para facilitar el ajuste.

TABLA 13.6. VALORES PARA CORREGIR, POR TEMPERATURA, LA DENSIDAD

MEDIDA DEL ELECTRÓLITO.

Temp. Electrólito

Corrección de la

densidad

Temp. Electrólito

Corrección de la

densidad

Temp. Electrólito

Corrección de la

densidad 5 ºC - 0,012 20 ºC - 0,003 35 ºC + 0,006 6 ºC - 0,011 21 ºC - 0,002 36 ºC + 0,007 7 ºC - 0,011 22 ºC - 0,002 37 ºC + 0,007 8 ºC - 0,010 23 ºC - 0,001 38 ºC + 0,008 9 ºC - 0,010 24 ºC - 0,001 39 ºC + 0,008 10 ºC - 0,009 25 ºC 0,000 40 ºC + 0,009 11 ºC - 0,008 26 ºC + 0,001 41 ºC + 0,010 12 ºC - 0,008 27 ºC + 0,001 42 ºC + 0,010 13 ºC - 0,007 28 ºC + 0,002 43 ºC + 0,011 14 ºC - 0,007 29 ºC + 0,002 44 ºC + 0,011 15 ºC - 0,006 30 ºC + 0,003 45 ºC + 0,012 16 ºC - 0,005 31 ºC + 0,004 46 ºC + 0,013 17 ºC - 0,005 32 ºC + 0,004 47 ºC + 0,013 18 ºC - 0,004 33 ºC + 0,005 48 ºC + 0,014 19 ºC - 0,004 34 ºC + 0,005 49 ºC + 0,014

13.9.7 NIVEL DEL ELECTRÓLITO Una vez en operación, solamente se debe agregar agua desmineralizada a las celdas de la batería; no debe agregarse o retirarse electrólito, a menos que se haya perdido por alguna causa o que, expresamente, el fabricante lo proponga debido a las condiciones de operación de la batería, como la temperatura. Cuando el nivel del electrólito alcanza la línea de nivel bajo, agregar agua desmineralizada hasta la línea de nivel alto. No llenar por arriba de la marca de nivel alto, particularmente antes de aplicar carga de igualación, porque la carga de


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igualación produce burbujas de gases que ocupan volumen, causando un aumento del nivel, lo que podría ocasionar derrame de electrólito. Se considera que el agua desmineralizada es apropiada para la batería si cumple con lo especificado en la norma NMX-J-181 “Agua de reposición para acumuladores eléctricos tipo plomo-ácido” (ver tabla 13.7). Además cada fabricante indica la calidad del agua que se debe emplear. Los contaminantes disueltos en el electrólito aumentan la rapidez de la autodescarga de la batería.

TABLA 13.7. IMPUREZAS MÁXIMAS DEL AGUA DESMINERALIZADA (NORMA NMX-J-181).

Característica Especificación

Conductividad eléctrica máxima (micromhos-cm a 20 ºC) 40 Cobre, cinc, hierro, manganeso Reacción negativa Cloruros (comoCl-) en ppm máx. 0,05 Amoníaco, nitritos y nitratos (como nitrógeno) en ppm máx. 0,2

Ácido sulfhídrico (como H2S) en ppm máx. 0,2 Ácido sulfuroso (como SO2) en ppm máx. 0,2 Acidez total, ácido suflúrico y ácido acético Reacción negativa Materia orgánica Trazas Residuos por evaporación, en ppm máx. 20 Color máximo (según escala platino-cobalto) 2

Realizar análisis químicos al agua puede no ser fácil y rápido, en cambio es más sencillo determinar su conductividad. Se puede emplear agua desmineralizada cuya conductividad no sea mayor de 1 μS/cm (μS: microSiemens), la cual corresponde al agua del tipo II, de acuerdo con la norma ASTM D1193 “Specification for reagent water”. El agua se puede obtener del agua desmineralizada preparada en las centrales termoeléctricas. 13.9.8 APRIETE Y RESISTENCIA DE LAS CONEXIONES Para restablecer la integridad de las conexiones, cuando menos una vez al año, se debe verificar el par de apriete de las conexiones y reapretar, aquellas conexiones que lo requieran, a los valores indicados por el fabricante. Por lo general, estos valores son ligeramente inferiores a los de instalación. Asimismo, se debe verificar la resistencia de los conectores intercelda y zapatas de conexión. Para que este


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reapriete de el resultado esperado, antes de realizarlo se debe asegurar que las conexiones estén limpias. Reapretar en demasía deformará a los postes. Nunca se debe desestimar la importancia de la integridad de las conexiones. El adecuado funcionamiento de la batería depende, en gran medida, de la integridad de las conexiones. Conexiones flojas, sucias, oxidadas o corroídas, aumentarán la caída de tensión en ellas, disminuyendo la tensión aplicada a las celdas e impidiendo que se carguen. A falta de valores recomendados por el fabricante, no debe permitirse que la resistencia de las conexiones aumente 20 % con respecto de los valores de referencia registrados en la instalación. 13.9.9 IMPEDANCIA, CONDUCTANCIA O RESISTENCIA INTERNA DE LAS

CELDAS La impedancia, conductancia o resistencia interna de las celdas, es un indicador más que, junto con las otras mediciones y observaciones, ayuda a determinar el estado operativo de las celdas y de la batería en general. Las mediciónes de impedancia consideran la resistencia interna de la celda. La resistencia interna, la impedancia o la conductancia de una celda están relacionadas con su capacidad, pero la relación no es completamente lineal. Por lo tanto, la medición de la resistencia interna no se debe utilizar como un indicador directo de la capacidad, sino más bien como una señal de advertencia que avisa si alguna celda se ha deteriorado a un nivel tal que se verá afectada la integridad operativa del sistema. Se ha encontrado que si la resistencia interna de una celda aumenta más del 25 %, con respecto de su valor de referencia, esa celda tiene una probabilidad más alta, que las demás, de no pasar la prueba de capacidad. Las celdas tipo plomo-ácido abiertas se deterioran de manera más uniforme que las del tipo sellado, en estas últimas se han encontrado diferencias muy grandes en períodos de tiempo cortos de tres a cuatro años. 13.9.9.1 CONSTITUCIÓN DE LA RESISTENCIA INTERNA La resistencia interna de una celda está integrada por varias resistencias, a saber (ver Figura 3.6):

Resistencia de los postes terminales o bornes


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Resistencia de los puentes colectores que unen las placas de la misma polaridad

Resistencia de la estructura de la rejilla Resistencia de la unión de la rejilla con la pasta del material activo

Resistencia de la pasta o material activo

Resistencia del electrólito

Resistencia de los separadores

Fig. 13.6 MODELO SIMPLIFICADO DE UNA CELDA PLOMO-ÁCIDO.

Internamente la celda también tiene una reactancia capacitiva Xc. En la parte reactiva de la impedancia, la reactancia inductiva es despreciable para las frecuencias empleadas por los equipos actuales. Para algunos, el parámetro en el que más influye el estado operativo de una celda es la resistencia interna de la misma, por lo que recomiendan que se mida este parámetro o que los equipos que miden la impedancia inyecten corriente con la


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frecuencia más baja posible, para que la impedancia se acerque lo más posible a la resistencia. 13.9.9.2 MEDICIÓN DE LA RESISTENCIA INTERNA Los equipos actualmente disponibles usan uno de los dos siguientes métodos para medir la resistencia interna de las celdas.

Método de inyección de corriente alterna. Estos equipos son mejor conocidos como medidores de impedancia o conductancia.

Método de corriente directa o prueba de capacidad momentánea, con el cual se

mide la resistencia. Ambos métodos hacen la medición en línea. En el primer método (inyección de C.A.), la impedancia varía según la frecuencia de la corriente inyectada por el aparato, ya que la frecuencia afecta a la reactancia capacitiva Xc, por lo que se debe tener esto en consideración al comparar valores medidos con diferentes equipos. El método de corriente directa mide la resistencia descargando la batería durante unos cuantos segundos. Mide el cambio instantáneo en la tensión debido a la resistencia interna de la celda, pudiendo ser la caída instantánea de tensión cuando se aplica la carga o la recuperación instantánea de tensión cuando se quita la carga. 13.9.9.3 PARÁMETROS QUE AFECTAN LA RESISTENCIA INTERNA Afectan a la resistencia interna y por lo tanto el estado operativo de las celdas, los siguientes parámetros, unos en mayor y otros en menor medida:

Corrosión: conforme las rejillas y puentes se corroen se reduce el área de conducción y aumenta la resistencia

Crecimiento de la rejilla: el cual está asociado con la corrosión y envejecimiento;

da lugar a que la pasta se afloje de la estructura de la rejilla y, por lo tanto, a que aumente la resistencia de contacto rejilla-pasta

Sulfatación del material activo: conforme la pasta o material activo se convierte

en sulfato de plomo, se incrementa la resistencia de la pasta

Manufactura: defectos en la preparación y empastado del material activo, uniones defectuosas puente-rejillas, etc., causan alta resistencia metálica y problemas de capacidad


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Estado de carga de la celda: la cantidad de energía está en función del material

activo cargado y el ácido disponible

Temperatura del electrólito

Envejecimiento 13.9.9.4 PROBLEMAS QUE SE PUEDEN DETECTAR Se pueden descubrir problemas metálicos y electroquímicos.

Los problemas metálicos originan caída de tensión; entre más alta sea la corriente de descarga mayor será la caída de tensión interna, lo que disminuirá la capacidad

Los problemas electroquímicos (pasta, electrólito o separadores) afectan la capacidad de la celda

Con corrientes altas de descarga, los problemas de resistencia metálica se vuelven significativos e incluso podrían producir explosión de la celda. Conforme la batería envejece aumentan las resistencias de la pasta y de la unión pasta-rejilla, por lo que se pueden detectar problemas normales del envejecimiento. 13.9.9.5 PERIODICIDAD DE LAS MEDICIONES DE IMPEDANCIA O RESISTENCIA Se debe medir la impedancia o resistencia de las celdas: • Cuando nuevas y al 100 % de carga para tener un valor promedio de referencia. • Después se recomienda realizar esta medición anualmente para evaluar la

tendencia y porcentaje de desviación con respecto de los valores de referencia. • Para las celdas tipo plomo-ácido selladas se recomienda efectuar la medición cada

tres meses.


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13.9.9.6 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS DE LAS MEDICIONES DE IMPEDANCIA O RESISTENCIA

Conforme aumenta la resistencia interna de las celdas, disminuye su capacidad, pero la relación no es lineal, por lo que estas mediciones no se deben utilizar para predecir la vida útil o para calcular la capacidad de la batería. Si las mediciones indican problemas y se deben tomar decisiones de reemplazo, lo recomendable es realizar la prueba de capacidad. De acuerdo con los resultados de las mediciones de impedancia y resistencia se recomienda: • Cambiar las celdas cuyo valor de resistencia interna haya aumentado 50% o más,

con respecto del valor de referencia. • Efectuar prueba de capacidad, de preferencia en forma individual a las celdas,

cuando el valor esté entre el 20 % y 50 % arriba del valor de referencia. 13.9.10 LIMPIEZA La batería no debe operarse con conexiones corroídas o flojas, o con electrólito derramado en la tapa o vaso. Cuando menos una vez al mes se debe revisar la limpieza de las conexiones, tapa, vaso, estante y cuarto de batería. Debe mantenerse la batería y sus conexiones limpias. Como el electrólito es una solución conductora pueden originarse corrientes de fuga en la batería y corrosión en el estante. No se deben emplear solventes en la limpieza de la batería, porque pueden perjudicar el material de las celdas. Para neutralizar el electrólito derramado debe usarse una solución de bicarbonato de sodio diluido en agua, en una concentración de 125 gramos por litro de agua, teniendo cuidado de que no ingrese al interior de las celdas. Luego de neutralizar el ácido limpiar con agua. El ácido derramado no se neutralizará limpiando solamente con agua. 13.9.11 TEMPERATURA DE LA BATERÍA Las celdas expuestas a fuentes de calor elevarán su temperatura. La temperatura alta aumentará la autodescarga, por lo que la tensión de estas celdas disminuirá. Para


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evitar esto, debe protegerse la batería de fuentes externas de calor, como los rayos solares. Altas temperaturas acortan la vida de la batería. 13.9.12 TENSIÓN DE FLOTACIÓN La tensión de flotación en terminales de la batería debe estar entre los valores de 2,15 – 2,17 VCD/celda (129 – 130 VCD en terminales, para una batería de 60 celdas). Es mejor operar la batería en flotación en el valor alto de 2,17 VCD/celda (130 VCD en terminales para una batería de 60 celdas), ya que de esta manera se asegura el mantener cargada la batería, evitando con esto los daños por sulfatación de las placas y preservando su vida útil. Una tensión de flotación promedio de 2,13 VCD por celda (128 VCD en terminales para una batería de 60 celdas), ocasionará que la batería no se cargue completamente y se reduzca la vida útil de la batería. En condiciones de flotación, si la tensión de alguna celda es de 2,07 VCD o menor y si no es originada por temperatura elevada de la celda, puede indicar problemas internos en esa celda y requerir su reemplazo. Si el equipo de corriente directa demanda frecuentemente variaciones súbitas de corriente que el cargador no puede suministrar, la batería la proporcionará, causando pequeñas descargas sucesivas que la tensión de flotación normal no recuperará. Para subsanar esto, puede aumentarse la tensión de flotación 0,02 VCD/celda. Si persiste el problema puede aumentarse otros 0,02 VCD/celda a la tensión de flotación o aplicar cargas de igualación más frecuentes. 13.9.13 CARGA DE IGUALACIÓN La carga de igualación normalmente requiere que la tensión de igualación 2,33 VCD/celda (140 VCD en terminales de una batería de 60 celdas) se aplique continuamente durante un período de 35 a 70 horas o mayor (referirse a las instrucciones del fabricante, ver tabla 13.3). Se debe aplicar carga de igualación cuando, estando la batería en flotación y habiendo corregido los valores por temperatura, se presente lo siguiente.

• La tensión de alguna celda es menor 2,13 VCD • La densidad promedio de todas las celdas ha caído más de 10 puntos (0,010

g/dm3) con respecto del valor promedio de la instalación


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• La densidad de alguna celda es inferior en más de 10 puntos (0,010 g/dm3) al

promedio de todas las celdas Si no se requiere por alguna de las causas anteriores, se debe aplicar carga de igualación, por las siguientes circunstancias:

• Inmediatamente después de que la batería haya entregado energía en una emergencia

• Para corregir cualquier disminución que haya ocurrido en la tensión de

flotación o en la densidad durante un período largo de tiempo

• Si la diferencia de temperatura entre celdas es mayor a 3 ºC. Además, debe solucionarse lo que está causando el aumento de temperatura

• Si no ha ocurrido nada de lo anterior, al menos una vez cada 18 meses

13.9.14 MEDICIÓN O MONITOREO EN LÍNEA En lugar de emplear recursos y tiempo para trasladar y ocupar personal y equipo para medir la densidad, temperatura y tensión de las celdas y en terminales de la batería, se puede emplear equipo que realiza permanentemente estas mediciones en línea y transmite los datos de manera continua a una estación receptora, desde la cual el operador del sistema tiene la información disponible para conocer el estado de la batería y tomar decisiones con la información actual e histórica. 13.10 PRUEBAS A LAS BATERÍAS 13.10.1 PRUEBA DE CAPACIDAD INICIAL La capacidad de la batería debe estar indicada en cada una de las celdas en Ah, junto con la temperatura de referencia, el período de descarga y la densidad del electrólito. La capacidad de la batería no es la misma para diferentes corrientes y períodos de descarga. La prueba de capacidad se realiza al recibir la batería, con el objetivo de verificar la capacidad real de la batería y, conforme al resultado, su aceptación o rechazo. De acuerdo con la especificación CFE V7100-19, el área usuaria debe llevar a cabo la


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prueba de capacidad en el sitio de instalación, la cual se debe aplicar a todas las celdas de la batería si llegaron secas. Después de efectuarla durante las pruebas de aceptación, se recomienda realizar la prueba de capacidad:

Al año o a los dos años de recibirla, para verificar que no tenga defectos ocultos de fabricación, los cuales no se evidenciaron en la prueba de aceptación y en su caso efectuar la reclamación correspondiente.

Después cada tres o cinco años, hasta que la capacidad caiga al 90 % de la

nominal.

Luego cada año, hasta que la capacidad de la batería descienda al 80 % de la nominal; cuando la batería decae a este valor se debe reemplazar en un período máximo de un año.

Las pruebas de capacidad no acortan la vida de la batería de manera significativa, ya que la vida esperada, en ciclos de carga-descarga, es de 1200 ciclos para baterías con placas tubulares y 300 ciclos para las de placas planas (ver tabla 13.1). En la prueba de aceptación se permite que la batería tenga una capacidad mínima del 90 % de la nominal (norma NMX-J-171). Durante la operación en flotación y con los ciclos de carga-descarga, las placas terminarán de formarse y la batería alcanzará el 100 % de su capacidad (ver Figura 13.7). La prueba de aceptación se debe realizar de acuerdo con la norma NMX-J-171, aplicando los factores de corrección por temperatura promedio del electrólito (tabla 13.8). Durante la prueba deben evitarse corrientes de aire.

Básicamente el procedimiento es el siguiente: Cargada la batería se deja en circuito abierto durante 6 horas. Luego se descarga con una corriente constante, por lo general, durante un período programado de 8 horas hasta que la tensión de cualquier celda decae a 1,75 VCD (corriente = capacidad Ah / 8 h); en este momento se detiene el cronómetro y se registra la duración de la prueba. La medición de la tensión por celda debe hacerse en los postes. Conforme disminuye la tensión de la batería, se debe ajustar constantemente la resistencia de descarga para mantener la corriente al valor establecido, con una desviación no mayor de ± 0,5 %.


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Determinación de la capacidad de la batería:

En donde: t: Duración real de la prueba (cuando la tensión de alguna celda bajó a 1,75

VCD), expresando el tiempo total en minutos p: período nominal o programado para la prueba, en minutos; por lo general 480

minutos (8 horas) k: factor de corrección por temperatura (tabla 13.8) Aquella celda cuya tensión disminuyó a 1,75 VCD, y por la cual se concluyó la prueba de capacidad, puede seleccionarse como celda piloto.

tCapacidad en % = k 100p

× ×


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TABLA 13.8 FACTORES DE CORRECCIÓN POR TEMPERATURA PROMEDIO DEL ELECTRÓLITO, PARA LA PRUEBA DE CAPACIDAD A 8 HORAS. PARA PERÍODOS DIFERENTES DE DESCARGA, ESTABLECER LA INTENSIDAD DE DESCARGA DE

ACUERDO CON INFORMACIÓN DE LA BATERÍA Y FACTORES DE CORRECCIÓN EN NORMA NMX-J-171.

Temp. Factor Temp. Factor Temp. Factor Temp. Factor Temp. Factor 7 ºC 1,171

0 15 ºC 1,095

0 23 ºC 1,019

0 31 ºC 0,943

0 39 ºC 0,867

0 8 ºC 1,161

5 16 ºC 1,085

5 24 ºC 1,009

5 32 ºC 0,933

5 40 ºC 0,857

5 9 ºC 1,152

0 17 ºC 1,076

0 25 ºC 1,000

0 33 ºC 0,924

0 41 ºC 0,848

0 10 ºC 1,142

5 18 ºC 1,066

5 26 ºC 0,990

5 34 ºC 0,914

5 42 ºC 0,838

5 11 ºC 1,133

0 19 ºC 1,057

0 27 ºC 0,981

0 35 ºC 0,905

0 43 ºC 0,829

0 12 ºC 1,123

5 20 ºC 1,047

5 28 ºC 0,971

5 36 ºC 0,895

5 44 ºC 0,819

5 13 ºC 1,114

0 21 ºC 1,038

0 29 ºC 0,962

0 37 ºC 0,886

0 45 ºC 0,810

0 14 ºC 1,104

5 22 ºC 1,028

5 30 ºC 0,952

5 38 ºC 0,876

5 46 ºC 0,800

5

Si, como resultado de la prueba de aceptación, la batería no tiene la capacidad mínima del 90 % de la nominal, no debe permitirse que vuelva a repetirse la prueba, pues con los ciclos de carga-descarga las placas de la batería terminarán de formarse, aumentando la capacidad. 13.10.2 PRUEBAS DE CAPACIDAD CUANDO LA BATERÍA YA ESTÁ EN

OPERACIÓN El propósito de las pruebas de capacidad subsiguientes a la primera de aceptación, es el de conocer el estado operativo de la batería y de cada celda. Antes de la prueba se aplica carga de igualación y se deja la batería en flotación durante un período de 3 a 7 días (norma ANSI/IEEE Std 450). Bajo esta condición ya no se deja en circuito abierto. Durante la prueba se pueden hacer pausas de corta duración, para desconectar aquellas celdas cuya tensión baje rápidamente a 1,75 VCD antes del período programado, y continuar luego con el resto de las celdas; sumando los tiempos


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parciales al final de la prueba. Deben preveerse conexiones o puentes eléctricos de longitud y calibre adecuados para esto. Nunca dejar que la tensión de alguna celda caiga al valor de inversión de polaridad de 1,0 VCD. Cuando se han retirado celdas de la prueba, la tensión final puede elegirse como: • la tensión mínima de operación del sistema (tabla 13.5); período de respaldo de la

batería • la cantidad de celdas restantes × 1,75 VCD; evaluación de la capacidad de las

celdas Si la capacidad de algunas celdas retiradas es menor al 80 % de la nominal, estas deben programarse para ser reemplazadas por otras nuevas. A las celdas que operativamente están en mal estado, se les puede realizar la prueba de capacidad en forma individual con el equipo adecuado. Antes de las pruebas de capacidad verificar las conexiones de las celdas, deben estar limpias y apretadas. Durante la prueba de capacidad se debe medir lo siguiente cada hora y al final cada 15 minutos o menos según se determine: • las tensiones en terminales y de todas las celdas • la densidad y temperatura del electrólito de todas las celdas, o de cuando menos

cada seis celdas Durante la descarga medir y registrar la temperatura de las conexiones mediante inspección infrarroja. Si la temperatura de algunas conexiones es muy elevada, se debe hacer una pausa para limpiarlas y reapretarlas. Después de cada prueba de capacidad reapretar todas las conexiones. Para baterías que están al final de su vida útil o en muy mal estado, por ejemplo: placas dañadas, sedimentos excesivos o algún otro deterioro grave, o indicaciones de que la batería ya no retiene carga, existe la posibilidad de que la batería, o algunas celdas, ya no recuperen la carga después de la prueba, por lo que se deben tomar las medidas preventivas necesarias para resolver cualquier situación emergente que pudiera presentarse. Es importante tener presente que una vez en operación, debe obtenerse libranza de la batería para retirarla del servicio durante la prueba. En los casos en que sólo se


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dispone de una batería en la instalación, es indispensable instalar; temporalmente, otra batería mientras se efectúa la prueba. Hasta ahora, la prueba de capacidad es el único indicador preciso del estado de la batería y de cada una de las celdas, pero tiene el inconveniente de sacar la batería de la operación del sistema. 13.11 REEMPLAZO DE LA BATERÍA O DE CELDAS Las celdas o la batería se deben cambiar cuando:

Su capacidad es inferior al 80 % de la nominal Ya no retienen carga

El daño físico que presentan no es reparable (vaso roto, rompimiento de las

placas, sedimentos abundantes, etc.). Ponerse en contacto con el fabricante. No es recomendable cambiar celdas:

Por otras de diferente capacidad. De preferencia deben ser de la misma marca y tipo

Cuando la batería está al final de su vida útil, lo recomendable es cambiar toda

la batería Antes de tomar la decisión de cambiar celdas o baterías, aplicar carga de igualación para cerciorarse que las celdas o la batería ya no retienen carga. Para casos críticos de celdas que no retienen carga, es preferible aplicar la carga de igualación en forma individual, con el equipo apropiado para este fin. 13.11.1 SUSTITUCIÓN DE CELDAS Cuando se determine cambiar alguna o algunas celdas, estas deben reemplazarse por otras de la misma capacidad y tipo y, preferentemente, de la marca. Reemplazar celdas por otras de capacidad diferente, provocará que algunas celdas no alcancen su plena carga. No se recomienda reemplazar algunas celdas cuando la batería ya está al final de su vida útil, en ese caso es mejor sustituir toda la batería.


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13.11.2 CAMBIO DE LA BATERÍA Cuando su capacidad ha disminuido al 80 % de la nominal, la batería debe reemplazarse dentro de un período menor a un año. Operar la batería, durante un tiempo largo, con una capacidad menor al 80 % puede poner en riesgo la instalación, ya que, de acuerdo con la curva de vida típica de las baterías plomo-ácido (Fig. 13.7), la capacidad de la batería disminuye rápidamente cuando se ha alcanzado este valor. La batería y el cargador también deben cambiarse cuando ha aumentado la carga conectada a la batería y su capacidad es incapaz para respaldar el sistema de corriente directa durante el tiempo especificado.

Fig. 13.7 CURVA CARACTERÍSTICA DE VIDA ESPERADA PARA BATERÍAS PLOMO-ÁCIDO ABIERTAS

80

85

90

95

100

105

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

VIDA UTILIZADA DE LA BATERÍA ( % )

CA

PA

CID

AD

BA

TER

ÍA (

%

CURVA CARACTERÍSTICA DE VIDA PARA BATERÍAS PLOMO-ÁCIDOCON PLACAS POSITIVAS EM PASTADAS O TUBULARES

Probar entre 3 y 5 años

Probar cada año

Reemplazar batería


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13.12 VIDA DE LA BATERÍA Para preservar la vida útil esperada de la batería es condición esencial que:

1. La batería se mantenga siempre plenamente cargada (la principal causa de falla y de disminución en la vida, se debe a una tensión de flotación baja)

2. Se aplique el mantenimiento indicado (mantener la tensión de flotación en 2,17

VCD/celda, las conexiones apretadas y en buen estado y limpia la batería)

3. Se apliquen las indicaciones del manual de operación

4. Se lleven registros gráficos de las diversas mediciones para análisis de tendencias

USO DEL FORMATO SE-13-01 El formato SE-13-01 es usado en el mantenimiento mensual del banco de baterías, el cual considera lo siguiente: En la parte superior se registran los datos importantes del banco de baterías como: tipo, capacidad, marca, amper-hora, subestación, mes, año, división y zona. Se registra la tensión de flotación del banco total, con el multímetro digital se coloca una punta en la terminal (-) de la celda 1 y la otra punta a la terminal (+) de la celda 60. Esto para registrar el voltaje con el que se encuentra el banco de baterías al momento de iniciar con el mantenimiento. Se selecciona una celda piloto al azar (deber ser diferente cada mes) a la cual se le toman los valores de densidad y temperatura. Esto se realiza con la finalidad de poder comparar esta celda con el resto del banco, debiendo ser similares. Se retiran tapones y se toman los valores de voltaje y densidad celda por celda hasta completar el total del banco. Tomando nota de la temperatura. Se reponen los niveles de cada celda con agua desmineralizada, la reposición de agua debe ser casi similar en todas, si existe consumo considerable de agua en unas celdas en particular, es necesario revisarlas por que pueden tener problemas internos. Además se debe registrar en el formato para darle seguimiento.


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Se realiza la inspección física del banco de baterías para ver si existe sedimentación y fisuras de tubo de fibra, registrando las celdas. Con un multímetro digital se mide el voltaje de fuga en la celda 1, 30 y 60. Colocando una punta en la parte superior de la celda (en el plástico) procurando no tocar la terminal de la batería y la otra a tierra. Este valor debe ser cercano a “0”. De lo contrario existe corriente de fuga por suciedad y/o humedad del banco. Para este caso es necesario programar mantenimiento mayor, lavando el banco con agua y bicarbonato de sodio. Se retira la alimentación de vca del cargador y se toman las lecturas de voltaje de directa al 01,10, 20, 30 minutos. Con el objeto de ver el abatimiento de vcd del banco de baterías. La comprobación de voltaje de carga se realiza energizando nuevamente el banco con vca el cargador y se toma el valor de voltaje de cd en el banco de baterías. Se registran los datos del cargador de baterías como: marca, modelo, capacidad, no de serie y la fecha del último mantenimiento mayor, con el objeto de llevar un registro e historial del banco de baterías. Por ultimo se procede a meter carga por espacio de una a dos horas en forma manual o automática dependiendo del cargador y se registra en la parte de carga reguladora. Nota.- el formato dice que se debe cargar por espacio de 8 a 24 horas, pero para los casos de descarga considerable del banco de baterías. El mantenimiento del banco de baterías debe ser mensual y el uso de este formato es el que aplica, ya que considera la revisión y operación del cargador del banco de baterías. Notas importantes.- el personal que realiza las actividades de mantenimiento del banco de baterías, antes de iniciar debe encender los extractores del cuarto para sacar todo el hidrogeno acumulado y no tener riesgo de una explosión en el interior al momento estar laborando. Así mismo deben portar el equipo de protección personal como: guantes de hule, lentes, casco, careta con filtro de aire, botas y mandil de hule. Con el objeto de evitar contacto con el ácido de las baterías.


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13.13 CARGADORES DE BATERÍAS Los cargadores convierten la corriente alterna en corriente directa. De la red comercial (Vca) el rectificador es alimentado vía interruptor tipo termomagnético de acuerdo a su capacidad. Esta energía se conecta directamente a un transformador de poder el cual en el secundario adapta el voltaje adecuado para el puente rectificador, protegido por varistores (supresores de picos). El puente rectificador esta formado por diodos y tiristores los cuales son disparados desde la tarjeta de control para adecuar el nivel de corriente deseado. El voltaje pasa a la carga a través de un filtro, que elimina el ruido eléctrico para entregar corriente directa a la carga. Todos los Cargadores de Baterías están conformados básicamente por cuatro elementos principales, tal como se muestra en el diagrama, sin embargo las características de cada uno de los componentes y las funciones implementadas dependen del modelo y la marca del cargador. Haciendo un análisis de cada uno de los bloques que forman el Cargador de Baterías tenemos que las funciones son las siguientes: El Transformador de Poder: Reduce el voltaje de entrada de corriente alterna a valores adecuados para el puente rectificador Proporciona alimentación a los circuitos de control y protección del cargador Sirve como aislamiento entre los componentes de corriente alterna y directa El Puente Rectificador:

Entrada C. A.

Transformador de Poder

Circuitos de Control,

Protección y Alarmas

Sistema de Filtraje

Puente Rectificador

Salida C. D.

Fig. No. 13.8 DIAGRAMA DE BLOQUES DE UN CARGADOR DE BATERIAS


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Está compuesto por diodos y tiristores. Estos últimos son indispensables para controlar el voltaje a la salida del puente rectificador. Convierte la señal de corriente alterna proveniente del Transformador de Poder en corriente directa pulsante.

El Sistema de filtraje: La función del Filtro es reducir la componente de rizo a la salida del cargador, es decir que “aplana” la señal de corriente directa pulsante y la convierte en señal de corriente continua. Esta formado por capacitores e inductores.

Funciones de las Tarjetas de control: Proporciona los pulsos de disparo a los tiristores para mantener el control de voltaje a la salida. Contienen algunos de los circuitos de protección y alarmas del cargador. Cuenta con un dispositivo electrónico que impide que la corriente de salida alcance valores superiores al máximo permitido, previniendo posibles averías en el cargador. El límite puede ser ajustado normalmente desde el 60% de la corriente nominal de salida. Este control usualmente se ajusta en fábrica para operar al 110 % del nominal.

Señal de C.A. a la entrada del Puente

Rectificador

Salida del Puente Rectificador

Señal de C.D. después del filtro


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El cargador como protección cuenta con lo siguiente: Un interruptor termomagnético de entrada que desconecta el equipo de la línea por falla interna sea corto circuito o sobrecarga. Un interruptor termomagnético de salida realiza la misma función en cd un fusible desconecta la salida del cargador de las baterías, protegiendo el equipo contra corto circuito en la salida. Externamente los cargadores de baterías cuentan con una serie de indicaciones que nos permiten conocer el estado operativo del mismo. Estos indicadores nos muestran si el cargador tiene activada alguna alarma, nos indican el modo de operación en el que se encuentran, así como el voltaje y corriente de salida del cargador. Algunos cargadores indican en el voltímetro el voltaje de salida del cargador y no el voltaje del banco, por lo que debe tomarse en cuenta la señal de corriente a la salida del mismo para saber si esta funcionando adecuadamente. Además de los indicadores, se pueden observar los ajustes de voltaje de flotación e igualación, así como el interruptor del modo de operación. Externamente también se encuentran los interruptores de entrada y salida del cargador. Normalmente los equipos cuentan con las siguientes señales y alarmas luminosas Encendido Igualación Flotación Falla de Vca Falla rectificador Bajo Voltaje Vcd (salida) Alto Voltaje Vcd (salida) Detección de tierra Igualación Manual Se recomienda que las señales de Falla de Vca, Falla rectificador, Bajo Voltaje Vcd, Alto Voltaje Vcd se alambren al control supervisorio para monitorear dichos parámetros, para la toma de acciones inmediatas para evitar la perdida de la corriente directa en las Subestaciones Los cargadores de baterías, cuentan con tres modos de operación que se listan a continuación: Flotación: Es el modo normal de operación del cargador. Alimenta la carga normal de la instalación y mantiene el Banco de Baterías cargado a 2.15 Vpc. Igualación: Se utiliza para recargar el Banco de Baterías. Se activa por medio de un reloj o un interruptor. Aumenta el voltaje del Banco a 2.33 Vpc.


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Automático: El Cargador opera normalmente en flotación y cuando el banco sufre una descarga, activa el modo de igualación. Dependiendo de la marca del cargador, este modo se activa por voltaje o por corriente. El cargador alimenta la carga normal de la instalación, por lo que normalmente tiene un valor fijo a la salida. Un indicio de posible falla es precisamente la corriente de salida donde podemos tener distintas situaciones: Anomalía Probable causa La corriente indica 0 amperes, el voltaje es menor al nominal

Falla del cargador. Interruptor de salida abierto.

La corriente indica 0 amperes, el voltaje es mayor o igual al nominal

Condición normal. El cargador esta regresando de un periodo de igualación.

La corriente indica un valor superior al normal, el voltaje es mayor al normal

El cargador esta en modo de igualación Problemas en el puente rectificador Cargador desajustado.

El cargador es un equipo de vital importancia para el sistema de servicios propios de corriente directa en una subestación y es el responsable de suministrar la corriente directa a los equipos conectados a él y al mismo tiempo de mantener la batería cargada al 100 %. Para su correcto funcionamiento requiere fundamentalmente de rutinas de inspección, operación y calibración o ajuste. Es recomendable disponer de dos cargadores para propósitos de respaldo y dar así una mayor confiabilidad al sistema de corriente directa. 13.13.1 INSTALACIÓN Y PUESTA EN SERVICIO DEL CARGADOR DE BATERÍAS El cargador debe instalarse en un lugar limpio y seco afuera del cuarto de baterías, junto a los centros de carga de C.A. y C.D. (pero lo más cercano a la batería para reducir la caída de tensión en los cables que se conectan a la misma), para que el personal de mantenimiento verifique los valores de tensión y corriente de la batería. Siempre se deben seguir las instrucciones del fabricante para su instalación, puesta en servicio, operación y mantenimiento. A falta de ellas enseguida se expone una metodología simplificada para su instalación y puesta en servicio.


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a) Fijar el cargador y realizar las conexiones de C.A. y C.D. como se indica en la placa del mismo

b) Conectar la terminal (+) de la batería a la terminal (+) del cargador y la terminal

(−) de la batería a la terminal (−) del cargador y verificar la lectura de tensión en el vóltmetro. Debe tener la polaridad correcta y el valor de tensión de la batería en circuito abierto. Para baterías plomo-ácido debe ser, aproximadamente, de 2,05 VCD × No. de celdas y para baterías alcalinas níquel-cadmio 1,30 VCD × No. de celdas. O la tensión de una de las celdas multiplicada por el total de celdas. Con esto se comprueba que todas las celdas se conectaron con la polaridad correcta. Es importante cerciorarse que las conexiones al cargador tengan el par de apriete indicado.

c) El cargador puede energizarse cerrando primero el interruptor de corriente directa para cargar los capacitores, después cerrar el interruptor de corriente alterna. El ampérmetro debe indicar la corriente de salida. El cargador debe ser capaz de proporcionar una corriente de 110 % con respecto de la nominal, conforme al ajuste de fábrica del control del límite de corriente. El ajuste en fábrica de la tensión de flotación se muestra en los datos de placas del cargador y cuando este valor es alcanzado, al ampérmetro del cargador deberá mostrar un ligero descenso en la corriente.

d) El ajuste en fábrica de la tensión de carga en igualación, también se muestra en los datos de placa del cargador; para revisar este ajuste, girar la perilla del reloj de carga de igualación que está localizado en la puerta del cargador. Si el cargador no cuenta con reloj, aplicar carga de igualación accionando el interruptor correspondiente. El ampérmetro del cargador debe mostrar de nuevo el valor del límite de corriente, hasta que la tensión de carga de igualación sea alcanzada. El lapso de tiempo para alcanzar esta tensión depende del estado de carga de la batería, de la capacidad en amperes del cargador y de la capacidad de la batería.

e) Una vez revisados los valores de tensión de flotación e igualación, el cargador

puede considerarse instalado y listo para el servicio.


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13.13.2 RECOMENDACIONES A CONSIDERAR EN CARGADORES DE BATERÍAS De la misma manera que en las baterías, es importante verificar para su conservación, que en la puesta en servicio se observe lo siguiente 1) Verificar que el interruptor termomagnético sea de la capacidad suficiente, de

acuerdo con los datos de placa del cargador. 2) Comprobar que la tensión de salida tenga la polaridad correcta y el valor adecuado

a la batería, efectuando pruebas en los cables terminales. 3) Confirmar que el gabinete se encuentre aterrizado. 13.13.3 AJUSTE DE LAS TENSIONES DE FLOTACIÓN E IGUALACIÓN EN CARGADORES DE BATERÍAS Es importante la precisión en la medición de las tensiones de flotación e igualación. Para este tipo de medición se recomienda emplear un vóltmetro de precisión. Los ajustes en las tensiones de flotación e igualación son realizados en fábrica y antes de modificarlos se debe asegurar que realmente se requiere hacerlo y realizarlos de acuerdo con las recomendaciones del instructivo. Si no se conoce el procedimiento, no se debe realizar ningún cambio hasta contar con la información o la asesoría adecuada. Es importante tener presente lo siguiente: a) El ajuste en la tensión de flotación no está afectado por el ajuste en la tensión de

igualación. b) Las tensiones de flotación e igualación deben ajustarse dentro de la gama de

valores mostrados en la placa del cargador. La respuesta de la tensión puede ser lenta, porque deben considerarse el estado de carga de la batería y la carga que implica el equipo de corriente directa conectado.

c) Cualquier ajuste en las tensiones de flotación e igualación no debe considerarse

definitivo, hasta que el ampérmetro muestre un valor de corriente menor que el especificado por el cargador y la tensión se estabilice.


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13.13.4 MANTENIMIENTO AL CARGADOR DE BATERÍAS El cargador es un equipo que requiere de mantenimiento mínimo. Exceptuando el reloj en algunos modelos, no existe desgaste por partes móviles, por lo que no debe esperarse un desgaste apreciable con el paso del tiempo. Debe mantenerse limpio, seco y con todas las conexiones bien apretadas. Si es necesario puede emplearse aire seco a presión para su limpieza interior. En caso de alguna operación irregular se debe consultar el manual de operación y mantenimiento proporcionado por el fabricante. 13.14 CONSIDERACIONES RELATIVAS A LA ECOLOGÍA El electrólito y los compuestos de plomo con que están fabricadas las baterías, además de ser peligrosos y tóxicos para el ser humano, están considerados como material contaminante para el medio ambiente, por lo que se deben manejar y desechar de acuerdo con las leyes, normas y reglamentaciones respectivas. Se puede incurrir en responsabilidad penal si no se siguen estos ordenamientos.


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FECHA ULTIMA PRUEBA REPORTE No.DIVISIONZONA

Y Y

LTS.LTS.

VOLTS.VOLTS.

OBSERVACIONES:

CAPACIDAD: MODELO:

N°DE SERIE:

VOLTS.

CELDA N°1

CELDA N°60

(TOMAR LOS VALORES CON VOLMETRO DIGITAL) OBSERVACIONES FISICAS NOSISEDIMENTACION

VOLTS.VOLTS.VOLTS.

DESPUES DE 10 MINUTOS DESPUES DE 20 MINUTOS DESPUES DE 30 MINUTOS

CANT CANT

CELDA N° CELDA N° LTS.

CANTCANT

CELDA N° CELDA N°

REPORTE DE BATERIAS ESTACIONARIAS


CAPACIDAD:MARCA:

AMP.HORA:

TENSION DE FLOTACION:

DENSIDAD DEL ELECTROLITO (CELDA PILOTO):

60 59

58 INSPECCIONO REVISO 57

56 55 54 53 52 51 50 49 48 47

46 FECHA DE TOMAS DE LECTURAS:

FECHA DEL ULTIMO MANTTO MAYOR: 45 44

43

42 MARCA:

41 REPORTE CARGADOR DE BATERIAS 40

39 38

37 COMPROBACION DEL VOLTAJE DE CARGA: VOLTS.

36 CARGADOR 35

34 33 32

31

MEDICION DEL VOLTAJE DE FUGA CELDA N° 30:

30 29

28 FISURA DE TUBO DE FIBRA: CELDAS N°

27 26 25 24 23

22 21

20 DESPUES DE 01 MINUTOS

VOLTS. 19 18

VOLTAJE DE BANCO CON CARGADOR APAGADO 17 16 15 14 13

12 REPOSICION DE AGUA: TOTAL 11 LTS.

10 FECHA 9

FECHA 8HRS.

A 2.33 VOLTS/CELDA DURANTE 8 A 24 HORAS Ó 139.8 VOLTS/BANCO 7 MENSUAL Ó DESPUES DE CADA DESCARGA CONSIDERABLE 6

UNA VEZ POR MES DESPUES DE LA TOMA DE LECTURAS 5 CARGA REGULADORA 4

3 2 TEMPERATURA(CELDA PILOTO): ºC

1

LECTURA LECTURAS MENSUALESCEL VOLT DENSID ELECTRO °CVOLTS DEL BANCO

AÑO: TIPO: SUBESTACION: MES:

HRS.

LTS.


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CAPÍTULO 14 FLUIDOS AISLANTES

TEORÍA GENERAL. En la industria eléctrica la calidad del fluido aislante se desarrolla de manera simultanea con la evolución de los equipos eléctricos, en busca de optimizar la capacidad refrigerante y aislante de los fluidos se han sintetizado compuestos similares a los aceites aislantes pero con propiedades fisico-quimicas superiores, como un incremento en la temperatura de inflamación o un bajo punto de congelación. El R-Temp se destaca por su caracteristica de baja toxicidad y su estructura biodegradable, contraria a los bifenilos policlorados que requieren de una incineración a mas de 1000°C en un horno especial y son considerados altamente nocivos para la salud, estos se encuentran en proceso de erradicación. El hexafloruro de azufre es utilizado como aislante en subestaciones encapsuladas, interruptores de potencia, restauradores, etc, es uno de los fluidos gaseosos en torno al cual se está estudiando más, tanto sus propiedades dielectricas, así como su efectos adversos para el ambiente. 14.1 ACEITES AISLANTES El aceite mineral como medio aislante y refrigerante. es el más usado para transformadores de potencia, se han desarrollado nuevas tecnologías para su refinación adaptandose a las necesidades especificas de los equipos de acuerdo a la finalidad y diseño de estos. Los aceites derivados del petróleo, básicamente están formados por carbono e hidrógeno, se consideran parafinicos aquellos de cadena lineal o ramificada conocidos como n-alcanos, estos compuestos debido a su estructura química son más inestables que los nafténicos y aromáticos. Las moléculas nafténicas también conocidos como cicloalcanos, definen la calidad del aceite, se encuentran formados por estructuras ciclicas de 5, 6 ó 7 carbonos y sus propiedades dieléctricas son mejores por tener mayor solubilidad que los n-alcanos;en menor proporción todos los aceites para transformador contienen moleculas aromaticas, estas contienen como mínimo un anillo de seis átomos de carbono, unidos por dobles enlaces, conocido como benceno. Los hidrocarburos aromáticos se distinguen de los demás no solo en su estructrura química, también tienen grandes diferencias en sus propiedades físicas y químicas con las moléculas nafténicas y parafínicas. La variedad de hidrocarburos


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presentes en los aceites aislantes dependerá de los procesos de refinación que se le hagan al petróleo, cuya composición química depende de su origen. Hasta hace poco tiempo con sólo determinar el tipo básico, indicaba ya la calidad del aceite, con esto se decía que el aceite nafténico era de mejor calidad y por lo tanto se podía usar en equipo de alto voltaje y que el parafínico era de inferior calidad y sólo podía usarse en equipo de bajo voltaje ó en transformadores de distribución. Se considera que es la forma de destilación y los aditivos aplicados lo que proporciona la calidad del aceite, por lo que el análisis del mismo es el que indicará si es ó no adecuado para el equipo de que se trate. Las características finales deseadas de un aceite aislante han sufrido modificaciones, de acuerdo a la experiencia y conocimientos, en el pasado lo único buscado y que decidía la calidad de un aceite era su estabilidad a la oxidación, por lo tanto se desarrollaron numerosos métodos de prueba, más tarde cambió este criterio en favor de propiedades físico-químicas, tales como el factor de potencia y la tensión de ruptura. En la actualidad la tendencia es relacionar las características de los aceites con su composición química. De acuerdo a esto se han obtenido muchos procesos para coordinar el uso de materias primas adecuadas con diferentes reactivos y obtener el aceite de mejor calidad. De esta manera el concepto de aceites malos y buenos ha desaparecido ya que las investigaciones actuales nos dicen que la mezcla de hidrocarburos permite un mejor aprovechamiento de las propiedades de cada uno. La materia prima para la fabricación de aceites aislantes, está constituida por hidrocarburos parafínicos, nafténicos y aromáticos (ver figura 14.1); así mismo se encuentran presentes en concentraciones muy bajas, compuestos de azufre, nitrógeno y oxígeno que son denominados compuestos polares que dan al aceite su inestabilidad a la oxidación.

FIG. 14.1 ESTRUCTURAS MOLECULARES DE ACEITES AISLANTES


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Los procesos existentes para la obtención de aceites aislantes, se han desarrollado para eliminar los componentes indeseables y conservar los deseables de las materias primas. En la eliminación de los compuestos indeseables por medio de la extracción con compuestos apropiados, entre los más comúnmente usados están el ácido sulfúrico y el furfural, siendo éste el disolvente más selectivo. Los compuestos aromáticos son también eliminados, pero esto puede controlarse mediante la relación aceite-furfural. De acuerdo a ello se pueden obtener aceites aislantes con diversos contenidos de los componentes antes mencionados; aunque no se han podido establecer las condiciones adecuadas para eliminar solamente los compuestos polares. Con el objeto de determinar la calidad de un aceite es necesario efectuar análisis al mismo, así como entender que se está midiendo y el criterio a seguir con los resultados obtenidos. Los aceites aislantes que se utilizan en transformadores e interruptores, cumplen varias funciones importantes. Con respecto a los transformadores, el aceite forma parte del sistema de aislamiento y por otro lado actúa como agente enfriador, transportando el calor del núcleo y bobinas a la zona de disipación final. Por lo que respecta a los interruptores además de ser parte del sistema de aislamiento, su principal función es la de extinguir el arco eléctrico durante la apertura de sus contactos. Las causas más comunes del deterioro del aceite en los transformadores son entre otras, la contaminación, humedad, la formación de ácidos y la oxidación. La humedad reduce notablemente las propiedades dielectricas del aceite aislante, en tanto que los ácidos orgánicos además de ser conductores ayudan a retener agua. El proceso del deterioro del aceite en interruptores es diferente al de los transformadores,cuando el interruptor abre con carga o bajo falla se forma un arco eléctrico a través del aceite, si éste contiene oxígeno, primeramente se formará agua y bióxido de carbono, cuando el suministro de oxígeno se agota, comienza a formarse hidrógeno y partículas de carbón, el hidrógeno se disipa como gas, en tanto que la presencia de partículas de carbón contamina el aceite mucho antes de que el deterioro por oxidación llegue a ser significativo.


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14.1.1 PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA O TENSIÓN DE RUPTURA. Por definición la tensión de ruptura eléctrica de un aceite aislante es una medida de su habilidad para soportar un esfuerzo eléctrico. Esta prueba es frecuentemente realizada la medición nos permite conocer la resistencia dieléctrica momentánea de un aceite al paso de la corriente al aplicarle un voltaje además de la presencia de agua libre, polvo, lodos o cualquier partícula conductora presente en la muestra. De acuerdo a la ASTM existen dos métodos para las pruebas de rigidez dieléctrica: el establecido por la norma B-877 y la B-1816. El aparato que se utiliza para el método ASTM D-877, consiste en un transformador, un regulador de voltaje, un interruptor, un vóltmetro y una copa de prueba. Esta copa de prueba tiene dos electrodos en forma de disco que se separan 2.5 mm con las caras perfectamente paralelas. 14.1.1.1 RECOMENDACIONES Y PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LA

PRUEBA. a) Tanto los electrodos como la copa deben lavarse con aceite aislante en buenas condiciones o con el aceite que se va a probar. Evitar tocar los electrodos y el calibrador con los dedos, en caso de condensación en la copa se deberá calentar ligeramente para evaporar la humedad antes de usarla. b) Al iniciar las pruebas se deben examinar los electrodos asegurándose que no existan escoriaciones causadas por el arco eléctrico o acumulación de contaminantes. Si las escoriaciones son profundas se deben pulir. El carbón y la suciedad deben eliminarse calibrando posteriormente la distancia entre los electrodos. c) Después de efectuar la limpieza, enjuagar la copa con aceite y efectuar una prueba de ruptura siguiendo las indicaciones que se describen posteriormente. Para obtener una muestra representativa del total del aceite deben tomarse las precauciones siguientes: - Limpiar y drenar previamente la válvula de muestreo. - Enjuagar el recipiente de prueba cuando menos una vez con el aceite que se va a

investigar. - Nunca tomar una muestra si la humedad relativa es mayor de 75%. - Evitar el contacto del recipiente de prueba con la válvula de muestreo, los dedos

y otros cuerpos extraños. La temperatura del aceite al efectuar la prueba deberá ser a la temperatura ambiente pero en ningún caso deberá efectuar la prueba con temperaturas de menos de 20°C.


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El Método ASTM D-1816 es similar al D-877 solo difiere en que los electrodos son semiesféricos en lugar de planos, separados entre sí 1 mm y cuenta con un medio de agitación para proporcionar una circulación lenta del aceite, este método de prueba es más representativo de las condiciones que trabaja el aceite, aún cuando no es de mucha utilización. Por lo anterior es recomendable contar con un aparato con las siguientes características: 1) Rango de voltaje de 0 a 60 kV 2) Electrodos intercambiables para cubrir las necesidades de las normas 3) Que el incremento de voltaje sea automático y cuente con dos velocidades de incremento de voltaje que marcan las normas además, de estar provistos de un agitador. 4) Que sea portátil. Para el método ASTM D-877 la copa se debe llenar hasta un nivel no menor de 20 mm sobre la parte superior de los dos electrodos, con objeto de permitir que escape el aire, deberá dejarse reposar durante no menos de dos minutos y no más de 3 minutos antes de aplicar el voltaje; después se aplica gradualmente el voltaje a una velocidad aproximada de 3 kV por segundo, hasta que se produzca el arco entre los electrodos, abriendo el interruptor; el operador lee el vóltmetro y registra la lectura en kV. Se efectuará la prueba a dos muestras diferentes, si ninguno de los dos valores es menor al valor mínimo permitido, fijado en 30 kV, no se requerirán pruebas posteriores y el promedio de las dos lecturas se reportará como la rigidez dieléctrica de la muestra. Si cualquiera de los valores es menor que 30 kV, deberán efectuarse una tercera prueba y promediar los resultados. Para el método ASTM D-1816 las diferencias son las siguientes: - Se aplica el voltaje gradualmente a una velocidad de 500 Volts por segundo. - Debe haber un intervalo de por lo menos 3 minutos entre el llenado de la copa y la aplicación de la tensión para la primera ruptura y por lo menos intervalos de un minuto entre aplicación de la tensión en rupturas sucesivas.


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- Durante los intervalos mencionados como en el momento de la aplicación de la tensión; el propulsor debe hacer llegar el aceite. 14.1.2 RESISTIVIDAD DEL ACEITE. La Resistividad del Aceite es una medida de sus propiedades aislantes. Una alta resistividad refleja el bajo contenido de iones libres (compuestos polares) y normalmente indica una concentración baja de materiales contaminantes conductores. La prueba de Resistividad o resistencia específica, es importante cuando se investiga equipo cuya resistencia de aislamiento haya disminuído, pudiendo ser una baja resistividad del aceite una de las causas. La prueba de resistividad da resultados más consistentes que la prueba de rigidez dieléctrica, de tal forma que la reducción de la resistividad con el envejecimiento es una valiosa indicación para determinar la capacidad de resistencia a la oxidación del aceite. La resistividad de cualquier material está dada por la ecuación: δ = (A/L) R dónde: δ - resistividad en ohms. cm. L.- Longitud en centímetros entre los dos puntos donde se aplica una diferencia de potencial, y R.- resistencia en ohms, que se opone al flujo de corriente. 14.1.2.1 TÉCNICA APLICADA. En la práctica, la Resistividad del Aceite se mide con el Medidor de resistencia de aislamiento el cual cuenta con una celda de prueba diseñada de manera que el aceite quede contenido en el espacio anular entre dos electrodos cilíndricos que tienen una gran área superficial (A) y un pequeño espaciamiento entre sí (L). Se aplica un potencial de corriente directa con el Medidor de resistencia de aislamiento, obteniéndose la resistencia (R), la cual multiplicada por la constante de la celda (A/L) da como resultado la resistividad, en la actualidad existen celdas que el resultado se obtiene en forma directa, es decir sin la necesidad de utilizar un multiplicador o constante.


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La Resistividad del Aceite varía con la magnitud del voltaje aplicado, el tiempo de aplicación del voltaje y de la temperatura del aceite. Para que ésta prueba sea comparable con el tiempo, será necesario que se efectúe siempre a las mismas condiciones; se recomienda que éstas sean:

VOLTAJE DE PRUEBA 2500 a 5000 Volts. TIEMPO DE PRUEBA 1 Minuto. TEMPERATURA APROXIMADA 20 °C.

En aceites nuevos se obtienen valores de resistividad practicamente de infinito. Deben tomarse las precauciones necesarias para que la muestra de aceite sea verdaderamente representativa del equipo; para esto debe drenarse aceite de la válvula de muestreo del equipo que se va a probar, para que cualquier suciedad o agua acumulada en esta válvula sea eliminada, antes de tomar la muestra. 14.1.2.2 PROCEDIMIENTO Y RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA

PRUEBA. 1) Después de ajustar el Medidor de resistencia aislamiento en forma convencional, se procede a conectar la celda, la cual tiene tres puntos de conexión, la manera de conectar el Medidor de resistencia de aislamiento se indica a continuación.

a) La terminal "LINEA" del Medidor de resistencia de aislamiento se conecta a la terminal vertical superior de la celda. b) La terminal "GUARDA" del Medidor se conecta a la terminal horizontal intermedia, que está formada por un aro metálico. c) La terminal "TIERRA" del Medidor se conecta a la terminal horizontal de la celda, que sobresale de una parte aislante. La fig. No. 14.2 muestra la conexión del medidor a la celda de prueba. d) Se procede a energizar la celda con un voltaje de 2500 a 5000 volts y la lectura será tomada después de que se ha sostenido un minuto el potencial.

El valor obtenido en Megaohms se multiplica por la constante de la celda (Bidle =1000 y la AVO = 622) según aplique, con lo que se tendrá la resistividad en Mega-ohms-cm.; en la actualidad existen algunos equipos que el resultado de la


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prueba es directo inmediatamente después de la prueba deberá registrarse la temperatura del aceite, ya que el valor obtenido se afectará por éste parámetro. 2) Se deberán guardar las mismas precauciones que para las pruebas anteriores y cuando no se encuentre en uso la celda de prueba, ésta debe mantenerse en un recipiente con aceite aislante limpio para prevenir que se contamine con la humedad del ambiente.

FIG. 14.2 ACEITE AISLANTE

PRUEBA DE RESISTIVIDAD



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14.1.2.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Un valor de 50 X 106 megaohms.cm a 20°C como mínimo se considera como satisfactorio para operación. Valores menores se consideran como inadecuados por la cantidad de sustancias ionicas en el aceite. En aceites nuevos el valor debe ser mayor de 250 X 106 megaohms-cm; para aceites en servicio una resistividad de 50 X 106 megaohms-cm es aceptable y finalmente los aceites deben estar sujetos a una investigación más detallada si tienen valores abajo de 50 X 106 megaohms-cm. Además de la pruebas eléctricas mencionadas existen las siguientes: tendencias a la gasificación, impulso eléctrico, prueba de oxidación acelerada y la prueba de compatibilidad. 14.1.3 PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA. El factor de potencia es una prueba para evaluar la condición del aceite aislante desde el punto de vista dieléctrico. El Factor de Potencia de un aceite es la relación de la potencia disipada en watts en el aceite, entre el producto del voltaje efectivo y la corriente, expresado en voltampers. Esto es numéricamente equivalente al coseno del ángulo de fase o al seno del ángulo de pérdidas; es una cantidad adimensional, expresada normalmente en porcentaje. Un requisito que debe cumplir un buen aceite es la ausencia de agua y otros compuestos contaminantes para evitar la degradación y la falta del aislante. La especificación (CFE D3100-19 vigente) para aceite nuevo es 0.05 % a 25 °C y 0.3 % a 100 °C. Para aceites en servicio el criterio a seguir varía de acuerdo al nivel de aislamiento y capacidad del transformador. Para efectuar la prueba de Factor de Potencia del aceite, se utiliza el medidor de factor de potencia que cuente con una celda especialmente preparada para ello, la cual es en esencia una capacitor que utiliza el aceite como medio dieléctrico.


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14.1.3.1 PREPARACIÓN DE LA MUESTRA. Deben tomarse las precauciones necesarias para que la muestra sea verdaderamente representativa del equipo, ya sea transformador o interruptor;,etc para esto, debe drenarse aceite de la válvula de muestreo del equipo que se va a probar, para eliminar cualquier suciedad o agua acumulada en la válvula. La muestra se deja reposar durante un tiempo,de 2 a 3 minutos antes de efectuar la prueba,para que el aire atrapado pueda escapar y las partículas de material extraño se depositen en el fondo de la celda. 14.1.3.2 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) Se debe tener extrema precaución con las partes vivas tanto para el personal, como para el equipo ya que el voltaje es alto, y la copa de prueba debe estar aislada de tierra b) Es importante limpiar perfectamente la celda con el mismo aceite a probar antes de efectuar la prueba pues de ello depende la confiabilidad de los resultados. c) Manejar la celda con mucho cuidado, tanto al ser utilizada, como al transportarla, para conservarla en buen estado; ya que las escoriaciones y abolladuras restan confiabilidad a los resultados, se recomienda mantenerla llena de aceite al estar almacenada. 14.1.3.3 PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LA PRUEBA. Primeramente, para efectuar ésta prueba, deberá tenerse listo y en condiciones de operar el equipo, conectandose a el todas las puntas de pruebas o terminales. El llenado de la celda se efectúa, levantando la cubierta y llenándola con aceite hasta 20 mm del borde exterior. Hecho esto se cubre de nuevo con la tapa, asegurándose que quede ajustada apropiadamente. La celda debe estar sobre una base nivelada, de tal forma que la superficie del aceite quede también nivelada. Posteriormente se harán las conexiones del medidor a la celda, para lo cual, el gancho del cable de alta tensión se conecta a la manija de la celda, la terminal de baja tensión se conecta al cilindro metálico de la celda y el anillo de "Guard" del cable de alta tensión al tornillo de "Guard" de la celda. El voltaje de prueba, debe aumentarse gradualmente hasta 2.5 ó 10 kV. conforme al equipo que se esté utilizando. Como el espacio entre las placas de la celda es de


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4.75 mm, el aceite no debe fallar respecto a su tensión de prueba, a menos que se encuentre en muy malas condiciones. Se registran las lecturas del medidor y se calcula el Factor de Potencia, tomándose la temperatura de la muestra para su corrección a 20 °C. La tabla de corrección por temperatura corresponde a la No. 3.3, y se encuentra en el capitulo 3 de este procedimiento. La fig. No. 14.3 ilustra la conexión de los cables del equipo a la celda. El selector del equipo se posiciona para la prueba UST.


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FIG. 14.3 CELDA DE PRUEBAS PARA LÍQUIDOS AISLANTES

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA AL ACEITE AISLANTE



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14.1.3.4 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Un aceite con un Factor de Potencia de 0.5 % a 20°C, es usualmente considerado como satisfactorio para operación. Un aceite con un valor de Factor de Potencia mayor de 0.6 % a 20°C, debe ser considerado como riesgoso, la confiabilidad para seguir operando en éstas condiciones será muy critica, por lo que deberá ser investigado y complementado su análisis con pruebas fisico-químicas, para determinar el estado del aceite. 14.1.4 PRUEBAS FÍSICAS. A continuación se describen algunas de estas pruebas, en cuanto a su definición, metodología y resultados. 14.1.4.1 DENSIDAD. Es la relación del peso de un volumen dado de una sustancia, al peso de un volumen igual de agua, la densidad varía con la temperatura de modo que se debe corregir cuando se mida a una temperatura que no sea la de referencia. La prueba consiste en utilizar un aparato de vidrio que se hace flotar en el líquido, llamado densímetro el cual tiene una graduación interna en la que se lee el valor que coincida con la superficie del líquido. El uso de ésta prueba es para identificación de la muestra; así como para la corrección de la tensión interfacial. Con el resultado se puede determinar el tipo de aceite, ya que el nafténico tiene valores de alrededor de 0.84 a 0.88 y el de tipo parafínico entre 0.86 a 0.89 14.1.4.2 VISCOSIDAD. La viscosidad es una característica necesaria para conducir el calor generado en el equipo eléctrico y así actuar como refrigerante. La viscosidad del aceite se reporta como Segundos Saybolt Universal. El límite máximo de viscosidad es de 60 SSU; ahora referidos en m2/s a un valor de 10,4x10-6 como maximo.

La viscosidad es usalmente medida en un aparato llamado viscosimetro Saybolt, se hace pasar una cantidad determinada de muestra y se mide el tiempo que tarda en recorrer un tubo capilar estandarizado; esencialmente el aparato es un baño de aceite conteniendo un cilindro para la muestra, calentandose a la temperatura deseada.


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14.1.4.3 ASPECTO VISUAL. Es una prueba sencilla, pero puede ser de gran utilidad ya que fácilmente se determina el estado de un aceite. Este debe ser limpio, transparente y libre de sedimentos. 14.1.4.4 TEMPERATURA DE INFLAMACIÓN E IGNICIÓN. La temperatura de inflamación es una indicación de los constituyentes volátiles del aceite. Para efectuar esta determinación, se coloca una muestra de aceite en una copa adecuada y se calienta lentamente pasando una pequeña flama por la superficie de la muestra. La temperatura de inflamación será cuando el aceite desprenda vapores y se enciendan en forma rápida. La temperatura de ignición será cuando se produzcan vapores suficientes para mantener encendida la muestra durante 5 segundos cuando menos. La copa abierta Cleveland es el aparato más usual para esta determinación. La especificación para el punto de inflamación es de 145 °C mínimo. 14.1.4.5 COLOR ASTM. La prueba de color no es una prueba muy importante, pero si de fácil determinación. Para aceite nuevo la especificación es de 0.5 máximo. El color de los aceites se incrementa con el uso aunque muchas sustancias encontradas en transformadores, interruptores y reguladores lo incrementan. 14.1.4.6 TEMPERATURA DE CONGELACIÓN. Es la temperatura a la cual el aceite deja de fluir. Una baja temperatura de congelación es necesario para asegurar que el aceite fluya aún a temperaturas frías. En aceites parafínicos la especificación indica -26 °C como máximo. 14.1.4.7 ANÁLISIS ESTRUCTURAL. Es una prueba para determinar la concentración de aromáticos del aceite. Para aceite nacional se ha encontrado la óptima concentración de aromáticos entre 8 % y 12 %.


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14.1.4.8 TENSIÓN INTERFACIAL. El deterioro de los aceites aislantes se debe a los efectos de la oxidación o de la presencia de impurezas disueltas del material con el cual el aceite tiene contacto, también de contaminación externa, esta prueba por lo tanto mide las impurezas polares solubles en el aceite capaces de orientarla en la cara aceite agua. La determinación de la tensión interfacial se efectúa por dos métodos principales: el de la gota y el del anillo, con un valor minimo a 25°C de 0.04 N/m. 14.1.4.9 CONTENIDO DE PARTICULAS. Esta prueba tiene por objeto determinar la cantidad de partículas que contiene una muestra de aceite, este se pasa a través de un filtro calculándose el peso de impurezas detenidas relacionandolas con el volumen determinado. 14.1.5 PRUEBAS QUÍMICAS. De manera similar a los ensayos físicos, a continuación se describen algunas de estas pruebas, en cuanto a su definición, metodología y resulltados. 14.1.5.1 NÚMERO DE NEUTRALIZACIÓN. Es la prueba química mas importante y conocida. Se le llama también indice de acidez o simplemente acidez, consiste en determinar la cantidad de material alcalino necesario para neutralizar los ácidos del aceite. El aceite durante su operación normal sufre cambios en su composición química, originándose peroxidos, aldehidos y ácidos orgánicos. La medida del acidez nos indica el nivel de deterioro por oxidación en un aceite. para un aceite nuevo se considera como un buen valor el de 0.03 mgKOH/g. de aceite. 14.1.5.2 NÚMERO DE SAPONIFICACIÓN. Esta prueba mide absolutamente todo el ácido presente. Esta prueba es usada con poca frecuencia por el tiempo necesario y la dificultad para efectuarla.


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14.1.5.3 PUNTO DE ANILINA. Es un método rápido y directo para saber en forma general el contenido de hidrocarburos aromáticos y el grado de refinación de un aceite. Después de calentar y disolver volúmenes iguales de anilina y aceite, se deja enfriar y se toma la lectura cuando se separan totalmente las dos fases. La especificación para aceite nuevo tipo naftenico es de 78 °C y para aceite parafinico esta en estudio. 14.1.5.4 CONTENIDO DE AGUA. El agua es uno de los enemigos principales del aceite. El método usado mas común para su determinación es el de Karl-Fischer, es importante la manipulación de la muestra ya que el aceite es altamente higroscópico Otro método para la medición de humedad, es medir el punto de rocío por medio de una celda y calcular el contenido de agua en el aceite con ayuda de las tablas de vapor de agua y la ecuación de solubilidad de Henry. El aceite para equipo eléctrico antes de entrar en operación debe tener una concentración máxima de agua, dependiendo del voltaje de operación del mismo: Para equipos hasta 115 kV 15 ppm máximo Para equipos hasta 230 kV 12 ppm máximo Para equipos hasta 400 kV 10 ppm máximo 14.1.5.5 CONTENIDO DE INHIBIDOR. Esta prueba tiene por objeto determinar el contenido de inhibidor en aceite ya sea este nuevo o usado. La determinación puede ser cualitativa o cuantitativa. Los inhibidores o antioxidantes tienen como propiedad reaccionar con los peroxidos y así destruirlos, disminuyendo con esto la velocidad de oxidación. Sin embargo si hay corrosivos presentes, los inhibidores no pueden evitar que estos disuelvan el cobre que cataliza la peroxidación, por lo que no debe existir la presencia de inhibidor en el aceite.


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14.1.5.6 CLORUROS Y SULFATOS. Esta determinación es cualitativa y sirve para determinar la presencia de cloruros y sulfatos en aceites nuevos, los cuales son contaminantes y pueden existir en el aceite como resultados de fallas en la refinación. La especificación de CFE D3100-19 indica que no debe haber presencia de ellos. 14.1.5.7 AZUFRE TOTAL. El azufre es un contaminante en el aceite por lo que se debe determinar y observar que se cumpla con la especificación de un valor máximo de 0.1 %. 14.1.5.8 AZUFRE CORROSIVO. Como se ha dicho los aceites minerales pueden contener sustancias que causan corrosión bajo ciertas condiciones de uso. Esta prueba utiliza cobre metálico en contacto con aceite bajo condiciones prescritas. La especificación indica que no debe existir azufre corrosivo. 14.1.6 CROMATOGRAFÍA DE GASES. 14.1.6.1 TEORÍA GENERAL. Durante la operación del transformador, el aceite aislante y los otros materiales dieléctricos sufren degradación bajo la acción de la temperatura y de las tensiones eléctricas, procesos de descomposición química que dan como resultado la aparición de gases. Cuando ocurren fallas incipientes (como sobre calentamiento, arco o descargas parciales) estas, dan como resultado la generacion de gases, que en algunos transformadores, por diseño, son atrapados en el relévador Buchholz,. Para esclarecer la naturaleza o la gravedad de la falla, en el caso de la operación del relévador Buchholz, se efectua un análisis del gas recogido. Los gases existentes liberados por el aceite aislante provienen de la falla o descomposición de los materiales aislantes en general.


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El analisis más usual del gas recogido es la simple verificación de su combustibilidad, que en caso de ser positiva es alarmante. Además de esta forma, los estudios realizados a lo largo del tiempo indicaron que es posible relacionar la presencia de determinados gases con la naturaleza eléctrica de la falla o con el material afectado por ella. De este modo el relévador Buchholz permite distinguir una eventual falla . Los gases formados por la descomposición de los materiales aislantes se disuelven total o parcialmente en el aceite, y son transportados a todos los puntos con los que entra en contacto. Ello permite que mediante la recolección de una muestra, se obtenga información sobre todas las partes en contacto con el aceite. Los métodos anticuados para detectar la presencia de gases combustibles, se basan en pruebas de combustibilidad o en análisis químicos, no tienen sensibilidad y sólo son confiables en casos de deterioro avanzado del aceite y/o materiales aislantes. La aparición de técnicas modernas de análisis de gases aislantes, entre las que destaca la cromatografía, capaz de procesar pequeñas muestras de aceite con gran sensibilidad y precisión, hace posible un enfoque distinto del problema. Cuando ocurre una falla incipiente, la cantidad de gas que se genera es pequeña. Este gas se disuelve en el aceite, y puede no presentarse en un estado gaseoso que pueda detectarse o analizarse como se describe anteriormente. En esa etapa, su extracción y análisis a partir de una muestra del aceite aislante, constituye un poderoso instrumento para lograr la identificación oportuna de una falla, o una operación anormal del equipo. Este método se está desarrollando y utilizando en escala cada vez mayor, y permite un diagnóstico de las condiciones internas de un transformador, según varios criterios que se han publicado en la literatura especializada y que se describe más adelante. Se ha usado con excelentes resultados, para resolver problemas tales como. a) Impregnación de aceite en unidades nuevas. b) Control del deterioro de materiales aislantes c) Control durante el período de garantía. d) Detección de fallas incipientes. e) Localización de fallas y determinación de su significado. f) Anomalias en el cambiador de derivaciones


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g) Optimización del tiempo de servicio. h) Desarrollo de materiales dieléctricos. Además, la literatura indica que este método de deteccion de fallas incipientes es más sensible y seguro que los métodos eléctricos aplicables, dado que su límite de detección disminuye con el aumento del tiempo de duración de la falla, debido a la acumulación de gases en el aceite. Con la utilización de esta técnica, y debido a que en la mayoría de los casos se pueden determinar las fallas antes de tener que retirar de servicio la unidad, resulta posible preparar el sistema para reparar el equipo averiado sin interrumpir el servicio. Por tanto, se recomienda incluir el análisis periódico de los gases que contiene el aceite aislante como parte del programa de diagnostico del equipo ,para obtener una disminución del costo de operación. 14.1.6.2 ANÁLISIS DE LOS GASES DISUELTOS EN EL ACEITE. El análisis de los gases disueltos en el aceite aislante puede dividirse en seis etapas: 1) Extracción de la muestra. Esta etapa consiste en la obtención de la muestra

representativa del equipo que esta en estudio, debiéndo tener cuidado sobre todo en evitar el contacto o la contaminación con el aire. Normalmente la muestra se debe tomar por la válvula inferior de muestreo, es recomendable en caso de alarma por gases tomar la muestra de la purga de Bucholz, esto con la finalidad de detectar los gases antes de su total disolución en el aceite.

La obtención de la muestra es uno de los pasos más importantes, de esta depende la confiabilidad de los resultados de la prueba, a continuación se citan los principales puntos de procedimiento de toma de muestra según norma nom-j-308-1983 y ASTM D3613. a) La jeringa no debe tener fugas, para verificar esto se hará cerrando la válvula y colocando la jeringa en posición vertical con la punta hacia arriba si se queda fija y él émbolo no se mueve esta tiene hermeticidad. b) La limpieza de la válvula de drenado, accesorios y la jeringa es indispensable para evitar la contaminación del aceite aislante, esto se logra desechando dos litros aproximadamente para que arrastre los posibles sedimentos en la válvula y la muestra obtenida sea más significativa, la jeringa se purga llenándose y vaciándose por medio de la válvula de tres vías.


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c) El llenado de los formatos correspondientes y el correcto etiquetado de las

jeringas, facilitan la identificación del equipo en cuestión. d) Una vez obtenida la muestra debe transportarse al laboratorio en condiciones adecuadas para evitar derrames y la exposición al calor y la humedad. Los diversos laboratorios que practican estos análisis utilizan varios tipos de recipientes. En todos los casos hay que garantizar que el manejo de muestras no resulte en una pérdida de hidrógeno superior a 2.5 % por semana, puesto que de todos los gases que se analizan éste es el menos soluble y el que más rápido se difunde, lo que puede ocasionar errores por el almacenamiento y transporte. Normalmente se emplean jeringas de vidrio de 50 ml. equipadas con válvulas de tres vías perfectamente adaptadas en el extremo. ,Se envían al laboratorio acondicionadas para su transporte en una caja protectora que debe contener una etiqueta con las características del equipo muestreado.

2) Extracción de los gases disueltos. Esta operación es la primera parte del análisis . Consiste en la extracción mediante vacío de los gases disueltos en una pequeña cantidad de aceite aislante. El aparato consta de una probeta para gas con aguja superior calibrada y agrupada con una llave que permite sucesivamente la aplicación de vacío de 10-2 Torr, la admisión de la muestra y la compresión de los gases a presión atmosférica. Se toma una muestra de aceite (normalmente 20 ml.) y se extraen los gases contenidos en el aceite sometiendo la muestra al vacío y a una agitación vigorosa. Los gases que ocupan todo el espacio, se comprimen enseguida por la elevación de un nivel de mercurio y en la aguja calibrada se efectúa la lectura de los gases extraídos, a presión y temperatura ambiente. Después de la lectura del volumen se retira parte de la mezcla de gases, a través de una membrana, para su inmediata inyección en el cromatógrafo.


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Existen equipos que al inyectar la muestra de aceite la extraccion de gases se hace internamente en forma automatica. 3) Análisis cromatográfico. La cromatografía consiste en un medio físico de separar los componentes de un fluido mediante su distribución en dos fases, una estacionaría y de gran superficie y la otra de un fluido que circula a través de la primera. La separación ocurre cuando los componentes de la mezcla interactúan con la fase estacionaría o medio, si estas interacciones son diferentes entre sí, también lo serán las velocidades durante el recorrido. El tiempo que tarda un componente en recorrer la fase estacionaria y llegar al detector se le llama tiempo de retención y es diferente para cado componente de acuerdo a sus propiedades químicas. Los gases son detectados por dispositivos establecidos para cada uno de ellos; la medición requiere de un patron con concentraciones conocidas y se calibran los tiempos de retención para su identificación. En términos generales un cromatógráfo de gas se divide en tres partes principales: inyectores o vaporizadores, columnas y detectores. En el inyector, la muestra de gas que se va analizar se diluye en un gas inerte, que la conduce a través de la columna, donde se realiza la separación en un medio adecuado y pasa en seguida al detector que emite una señal proporcional a la señal de cada componente. El aparato debe ser capaz de controlar con precisión todas y cada una de las siguientes variables: la temperatura de las tres partes principales, la corriente de los detectores y el flujo del gas inerte. Para las columnas se utilizan distintos tipos de detectores y medios, cada uno de los cuales presenta selectividad para un componente o grupo de componentes afines. La determinación de la concentración de gases extraídos del aceite aislante se hace modelando el instrumento con una muestra de los gases que se analizarán en una proporción conocida, y comparándose el cromatograma patrón con el que se obtiene de la muestra analizada.


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4) Cálculo de los resultados. Normalmente se analizan nueve gases, contando los equipos con la siguiente sensibilidad: GAS SENSIBILIDAD (*) Hidrógeno (H2) 0.5 Oxígeno (O2) 0.7 Nitrógeno (N2) 1.0 Metano (CH4) 2.0 Monóxido de carbono (CO) 3.0 Dióxido de carbono (CO2) 3.0 Etileno (C2H6) 1.0 Etano (C2H4) 2.0 Acetileno (C2H2) 3.0 (*) en partes por millón (ppm) La concentración de los gases disueltos en aceite aislante se expresa en partes por millón (ppm) volumen/volumen de aceite, medidas a una temperatura de 23°C para determinar esta concentración se emplea la siguiente fórmula:

ppmi = NixVRxRi/Rp, donde:

ppmi - concentración en partes por millón del componente i. Ni - constante para el componente i. VR - volumen de gases extraídos. Ri - respuesta del componente i en la muestra. Rp - respuesta del componente i en el patrón. La constante Ni se calcula así:

Ni = Ci(Vc + Kix Va)x 104, donde: VcxVa

Ni - constante para el componente i. Ci - concentración del gas i en el gas patrón, en porcentaje. Vc - volumen de la cámara de desgasificación. Ki - coeficiente de solubilidad del componente i. Va - volumen de la muestra de aceite utilizada. 104 - conversión en ppm.


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Además de la concentración de cada gas, se calcula también la concentración total de los gases disueltos, así como la de los gases combustibles. El valor de respuesta del componente, se obtiene del cromatograma por la medida del pico correspondiente. Se puede utilizar la medida de la altura del pico, si bien el área integrada es un indicador más preciso. Los equipos actuales realizan el proceso en forma automatizada mediante la utilización de integradores electrónicos digitales. 5) Diagnóstico. En la etapa de diagnóstico, dentro del proceso de análisis, se intenta determinar la respuesta a dos preguntas básicas: 1.- ¿Hay alguna irregularidad en el transformador que se examina? 2.- En caso afirmativo, ¿cual es su origen y su gravedad? Para obtener estas respuestas es necesario correlacionar los resultados del análisis con las composiciones gaseosas esperadas o verificadas en transformadores que funcionan de manera normal o anormal. Durante el funcionamiento normal de un transformador se producen gases por los materiales aislantes que se pueden disolver en el aceite. En las condiciones de equilibrio que prevalecen en la producción lenta de gases, la solubilidad de un gas en un líquido se rige por la ley de Henry.

Pi = HixCi, donde: Pi = la presión parcial del componente i en estado gaseoso. Hi = la constante de Henry a la temperatura del sistema. Ci = la concentración del componente i en estado líquido. Cuando la presión total, es decir la suma de las presiones parciales, alcanza a una atmósfera, se considera que el aceite esta saturado de gas. No siempre prevalecen estas concentraciones de equilibrio. Dependiendo de la cantidad y de la velocidad con que se producen, los gases originados por una falla pueden disolverse totalmente en el aceite o pueden hacerlo parcialmente. Debe tomarse en cuenta que, durante su permanencia en él, habrá cambios en la composición con tendencia a que el aceite absorba los gases más solubles (C3, C4, C2H4) y libere los menos solubles (H2, N2, CO).


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Los gases que sobrepasan el nivel del aceite, en transformadores con respiración, se pierden en la atmósfera debido sobre todo a la expansión y contracción del aceite renovando parcialmente el aire que hay en el conservador. Esta pérdida de gas ocasiona una atenuación de la tasa de crecimiento de la concentración. En los casos en que disminuye mucho la producción de gases, la concentración de los gases disueltos puede llegar a disminuir. Niveles normales.- Entre los diversos autores varían mucho los niveles que se consideran normales (niveles patrón) para los gases disueltos en aceite dieléctrico en un transformador, según el diseño, la carga, el tiempo de operación, tipo de mantenimiento, la calidad del aceite, etc. Los niveles patrón se determinan trazando un gráfico del nivel de cada gas analizado de una población homogénea de transformadores, estadísticamente significativa, contra sus posibilidades acumuladas de ocurrencia Composición característica.- Los gases que se generan, según el tipo de falla, son disueltos en el aceites dieléctrico y, esos gases tendrán un perfil de composición característico. Estos perfiles que se lograron a partir de comparaciones de análisis de transformadores defectuosos en buen estado y de simulaciones en el laboratorio que constituyen la base del criterio del diagnóstico. Las principales fallas que hay que considerar, son: sobrecalentamiento, descargas parciales y arco.electrico La temperatura tiene un efecto decisivo en la composición de los productos resultantes de la descomposición térmica. Se pueden distinguir dos tipos de fallas, alta y baja temperatura. También debe tomarse en cuenta que en la descomposición, la temperatura actúa en forma exponencial sobre la velocidad de formación de gases y facilita la saturación. Durante el calentamiento, el aceite se descompone en hidrocarburos de bajo peso molecular. Con elevación de la temperatura, aumenta considerablemente la concentración de etileno en relación con el metano y el etáno, por tanto, el etileno es el producto principal para la caracterización de las fallas por sobrecalentamiento. Con respecto al acetileno (el menos saturado) se admite que la temperatura no resulte suficiente para generar su formación a gran escala. El principal producto de las descargas parciales es el hidrógeno, acompañado de concentraciones menores de metano. Si la falla afecta la celulosa, también habrá la formación de monóxido de carbono.


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La producción de acetileno y la de hidrógeno son características del arco; el acetileno es el gas predominante en este caso. Junto con estos dos gases, se encuentran el etileno y otros en menor concentración, resultantes del efecto térmico. La carbonización de la celulosa comienza a 140°C. Entre los diferentes productos resultantes de la degradación encontramos al monóxido de carbono y al dióxido de carbono. La variación de la relación entre estos dos gases se vincula con el tipo y el tamaño del transformador y con la relación entre el aislamiento de papel y el de aceite. El hidrógeno también puede formarse por electrólisis, siendo en este caso el único gas combustible de interés. Relaciones entre gases.- Algunos autores han propuesto sistemas que utilizan la relaciones entre ciertos gases para comparar los perfiles de composición y su vinculación con ciertos tipos de fallas. Estos cocientes son útiles, por ejemplo, en el caso en que dos o más gases excedan el nivel patrón. Como ejemplo de estos criterios de diagnóstico Rogers, sugiere la utilización de los siguientes cocientes de niveles de gases como análisis de diagnósticos:

a) CH4 b) C2H6 H2 CH4

c) C2H4 d) C2H2 C2H6 C2H4

Utilizando los cocientes anteriores se preparó empíricamente la tabla de la fig. No. 14.4. De este modo vemos que la interpretación de los resultados exige un conocimiento detallado de la composición química de los materiales aislantes y de su aplicación en los equipos, así como datos sobre el transformador, y sobre sus condiciones de funcionamiento. 6) Informe. Con base al procedimiento descrito anteriormente, el laboratorio elabora un informe en el que detalla el nivel de concentracion de los gases disueltos y sus diagnósticos, mencionando el metodo utilizado. Cuando lo exige la urgencia del caso se procura realizar el análisis en un período de 24 hrs., comunicando el resultado preliminar al usuario.


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Como parte del informe, también se fórmula una recomendación sobre el período al cabo del cuál debe tomarse una siguiente muestra del transformador, período que en caso de operación normal es anual. A veces se recomiendan tomas más frecuentes, en aquellos casos que es conveniente determinar la tasa de formación de los gases que se detectaron, especialmente cuando se carece de información sobre el equipo en cuestión. Además del método de Rogers de interpretación del análisis de gases, existe el método de Dornenburg, el método de la Universidad del estado de California en Sacramento (CSUS), el metodo del triangulo de Duval, metodo de gases clave.y,metodo por nomograma. TRIÁNGULO DE DUVAL: Con el empleo de tres gases, Duval establecio un sencillo método de díagnostico del comportamiento de transformadores. Duval sugirio el uso de concentraciones de metano, etileno y acetileno para este diagnostico. Considerando que la suma de las concentraciones de estos tres gases de falla representa un 100% , calculó nuevos porcentajes de participación para cada uno de estos gases.Propuso una gráfica en forma de triangulo equilatero donde cada lado representa la escala desde 0 a 100% de cada gas. Los porcentajes calculados son colocados en su respectiva escala y proyectando lineas en la dirección indicada, los tres coinciden en un punto que representan el 100%. El punto se localiza en áreas que representan la condición del transformador. Al igual que en la gráfica de relaciones de Dörnenburg, también se puede sobreponer análisis posteriores. En el triangulo se localizan 6 áreas representativas del comportamiento: arcos de alta energía, arcos de baja energía, descarga corona, calentamiento menor a 200ºC, calentamiento entre 200ºC y 400ºC, calentamiento mayor de 400ºC. NOMOGRAMA: Este método fue propuesto por el Sr. J. Orren Chunch, El conjunto es una gráfica de manejar la magnitud de las concentraciones y un valor límite máximo con el de relaciones de pares de gases. Cada una de las concentraciones de los gases se representaron con una linea y para ciertos gases con dos lineas en escalas logaritmicas dibujadas en sentido vertical y en forma adyacente, siendo el numero de relaciones entre gases de siete:Hidrógeno/acetileno, acetileno/etano, etano/hidrógeno, hidrógeno/metano, metano/acetileno, acetileno/etileno, monóxido/bióxido de carbono. Para realizar la comparación se trazan lineas que conectan las escalas adyacentes en los puntos de concentración de cada gas. La pendiente que presente esta línea de unión determinará el diagnóstico que corresponde a esta relación, aunque se obtienen siete diagnósticos con este métodosólo se diferencian tres tios de falla que son: A.- arqueo, P.- pirolisis y C.-corona. El diagnóstico que se toma como más represntativo del comportamiento del transformador será el que se repita más. En


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cada escala presento las concentraciones límite para transformadores considerados con operación normal por Dörnenburg, además, marco concentraciones límite obtenidas por su propia experiencia. En la parte inferior de la gráfica , entre cada par de escalas comparadas se encuntran las claves de diagnósticos de Church. Para obtener el diagnóstico, si la relación es 1:1 la linea que conecta los puntos es horizontal y correspnde a un comportamiento normal, si la relación es mayor a uno, la linea tiene pendiente positiva y corresponde a una falla tipo pirolisis o calentamiento. Si la pendiente de la linea es negativa pero menor de –1 correponde a relaciones en el rango de 1 a 10 e indican arqueo. Lineas con pendiente negativas mayores a –1 correponden a relaciones mayores a 10 e indican descarga parcial o corona. En el presente capítulo se incluye un formato para el registro histórico del contenido de gases en transformadores de potencia.


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FIG. 14.4 METODOS DE INTERPRETACIÓN DEL ANÁLISIS DE GASES

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0 10

20 30

40 50

60 70

80 90

1000 10

20 30

40 50

60 70

80 90

100 c

a b

d

e f

a . Arcos de alta energía. b . Arcos de baja energía c . Descargas corona d . Calentamiento T<200ºC e . Calentamiento 200ºC<T<400ºC f . Calentamiento T>400ºC

TRIANGULO DE DUVAL


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14.2 HEXAFLORURO DE AZUFRE (SF6) En la figura 14.5 se muestra la composicion de una molecula de este gas, cuyas propiedades dielectricas lo hacen un fluido aislante de gran aplicación en sistemas y equipos.

FIG. 14.5 MOLÉCULA DE HEXAFLUORURO DE AZUFRE


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14.2.1 CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS El hexafluoruro de azufre es un gas incoloro e inodoro, no toxico, no flamable esta formado por la unión de elementos químicos muy activos como los son el azufre y el fluor, su estructura química permite que sea un compuesto estable con una gran electronegatividad proporcionada por el fluor, esta propiedad se refiere a la capacidad que tiene un elemento para aceptar electrones, situación que va de la mano con la capacidad para extinguir arcos eléctricos, puede calentarse hasta 500°C sin sufrir descomposicisión, normalmente los iones de SF6 se combinan para formar de nuevo el gas despúes del arco. Este gas es uno de los mas pesados su densidad a 20 °C es de 6.164 Kg/m3,casi cinco veces mas que el aire, su peso molecular es 146.06, es insoluble en agua y poco soluble en alcohol etilico. Debido a su alta densidad su calor especifico es 3.7 veces mayor que el aire, teniendo una excelente transferencia de calor, lo que es un importante criterio para su aplicación en alto voltaje. Quizá la mas importante propiedad es su rigidez dieléctrica que es casi tres veces la del nitrogeno a temperaturas elevadas, a 30 lb/in2 es la misma que la del aceite aislante. A esta propiedad se le adjudica también su habilidad para extinguir arcos. Su estructura es de un octaedro (ver figura 14.5) en el cual sus seis esquinas están ocupadas por átomos de flúor, el flúor es el elemento más electronegativo que se conoce. El SF6 no existe en la naturaleza se produce por reacción directa a 300 ° C. El SF6 no reacciona con el hidrógeno, cloro, oxígeno, los ácidos, los álcalis y el amoniaco. En interruptores de potencia, otra gran ventaja del SF6 es que al contrario del aceite no deja depósitos de carbón amorfo. El punto de fusión es de –50.8° C a 2.21 bars y a –63.8° C se sublima. Aunque su conductividad térmica es un décimo de la de helio, su alto peso molecular y su baja viscosidad permiten la transferencia de calor por convección con mayor efectividad que otros gases comunes. Un sistema eléctrico con ambiente de SF6 puede ser cargado con diez veces más potencia que un medio ambiente aislado en aire.


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14.2.2 COMPORTAMIENTO DEL SF6 EN ESTADO ESTABLE Durante la formación y extinción de un arco eléctrico en un interruptor, el SF6 se ioniza y se recombina para formar de nuevo gas.

SF6+ e SF 6 O como combinación disociativa:

SF6+ e - SF5+F Sin embargo, en los equipos de desconexión actuales, los vapores metálicos generados en los electrodos al momento de interrumpir el arco eléctrico, reaccionan con el Flúor del gas SF6 formando gases de descomposición que son muy activos y reaccionan con la humedad en el gas, para formar compuestos altamente tóxicos y corrosivos. 14.2.3 COMPORTAMIENTO DEL SF6 BAJO FALLA La formación de los productos de descomposición depende del área, intensidad, duración del arco eléctrico, contenido de humedad, contenido de impurezas y los materiales de fabricación de la cámara del arqueo. En una cámara de extinción de un interruptor se encuentran normalmente los siguientes materiales: cobre, plata, tungsteno, aluminio, teflón, resina epóxica, alúmina, etc. Los productos de descomposición iniciales en el interior de la cámara son: fluoruros metálicos, tetrafluoruro de azufre (SF4) y monofluoruro de azufre (S2F2). El tetrafluoruro de azufre y el S2F2 son extremadamente reactivos con el agua y el oxígeno para formar oxifluoruros de azufre. El (SF4) reacciona con el oxígeno para formar tetrafluoruro de tionilo SOF4 ó con el agua para formar el fluoruro de tionilo (SOF2) los que se identifican rápidamente por su olor a azufre. El SOF2 y el SOF4 pueden reaccionar nuevamente para formar el fluoruro de sulfurilo SO2F2.


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El monofluoruro de azufre se puede disociar a difluoruro de azufre (SF2) ó hidrolizarse a fluoruro de tionilo. El SF2 se puede transformar a tetrafluoruro de azufre o hidrolizarse a fluoruro de tionilo. Además hay que observar que por cada reacción de hidrólisis hay la formación de ácido fluorhídrico HF, el cual es ácido extremadamente corrosivo. En un sistema muy húmedo el SOF2 se puede hidrolizar nuevamente para formar SO2 Los fluoruros metálicos son sólidos en forma de polvo blanco que puede ser: hexafluoruro de tungsteno (WF6), trifluoruro de aluminio (ALF3) y fluoruro de cobre (CuF2); los que también pueden hidrolizarse. Por lo descrito anteriormente se observa la necesidad de evitar la humedad y el oxígeno dentro de un interruptor y de contar con métodos de análisis que nos determinen el contenido de estos compuestos de gas. Cuando el hexafluoruro se somete a un arqueo eléctrico, con la presencia de humedad y oxígeno se forman floruros de tionilo y floruros de sulfurilo, que se identifican por un olor fétido, cuando se detecta un olor fuerte en un equipo fallado, se debe acordonar el area, para evitar el acceso , el personal autorizado deberá usar guantes de hule, mascarillas con filtro y absorvente para polvos, asi como ropa y lentes de seguridad. Si se observa la presencia de polvos blancos se debe evitar el contacto de estos con la piel,. durante los trabajos, no debe tocarse la cara, particularmente los ojos,se debe cuidar de la higiene personal para evitar la ingestión accidental del polvo. La siguiente tabla resume los limites de tolerancia en la atmosfera para una exposición de ocho horas de los productos de la descomposición del gas SF6.

COMPUESTO VALOR LÍMITE DE TOLERANCIA Fluoruro de tionilo (SOF2) 0.6 ppm Tetrafloruro de Carbono (CF4) 10 ppm Fluoruro de sulfurilo (SO2F2) 5 ppm Pentafloruro de Azufre (s2f10) 0.025 ppm NOTA : El pentafloruro de azufre es un gas inodoro, sin embargo es altamente toxico , su presencia después de la descomposición en muy pequeña.


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Los productos de descomposición del hexafloruro de azufre se pueden detectar por distintos métodos analíticos

COMPUESTO MÉTODO Tetrafloruro de azufre sf4 Cromatografia de gases y resonancia magnética de fluor Floruro de tionilo Cromatografia de gases Dióxido de azufre Cromatografia de gases Floruro de hidrógeno Floruro hidrolizable Tetrafloruro de carbono Cromatografia de gases Bioxido de carbono Cromatografia de gases. Nitrógeno y oxígeno Cromatografia de gases El hexafloruro de azufre puro es considerado un gas no tóxico, los trabajos que impliquen exposición a este gas cuando no ha sido sometido a descargas eléctricas, pueden ser realizado sin cuidados especiales, solo con una buena ventilación cuando este se hace en interiores; de no ser asi, recordar que el peso especifico del SF6 es mayor por lo cual desplaza al aire y puede provocar asfixia si se inhala a ese nivel. 14.2.4 LLENADO DE EQUIPOS. Los aparatos aislados con SF6 mantienen sus caracteristicas nominales siempre y cuando sean llenados con este gas nuevo o regenerado, cumpliendo con la norma IEC 376. Los equipos aislados en SF6 que se instalarán por primera vez se les debe revisar la precarga con la que deben de venir de fábrica, en caso de haberla pérdido se les debe realizar un vacío hasta una presión residual de cuando menos 0.1 mm de Hg, con el fín de extraer el oxígeno y humedad que pudieran contener en su interior, todo esto antes de realizar su llenado definitivo. 14.2.5 RECUPERACIÓN DEL GAS SF6 El gas recuperado en el mantenimiento de equipos aislados en gas SF6, debe ser filtrado y almacenado en estado líquido antes de volver a utilizarse nuevamente, el equipo utilizado para la recuperación de este gas es el siguiente: - Bomba de vacio con aspiración hasta por lo menos 0.01 mm de Hg. - Compresor resistente a la corrosión, con aspiración hasta por lo menos 50 mmHg

y entrega minima de 10 bar


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El gas recuperado en el mantenimiento de equipos aislados en gas SF6, debe ser filtrado y almacenado en estado líquido antes de volver a utilizarse nuevamente, el equipo utilizado para la recuperación de este gas es el siguiente: - Bomba de vacio con aspiración hasta por lo menos 0.01 mm de Hg. - Compresor resistente a la corrosión, con aspiración hasta por lo menos 50 mmHg

y entrega minima de 10 bar - Bateria de filtros de alumina activada, soda, carbon y un filtro antipolvo - Equipo opcional de refrigeración para acelerar la condensación del gas SF6

comprimido, o aumentar la capacidad del almacenamiento del equipo portatil. - Mangueras, conexiones y manovacuometros adecuados para el filtrado y

almacenamiento del gas. La siguiente tabla muestra las normas en las que esta basado el uso y pruebas de SF6 NORMA NÚMERO TÍTULO

IEC 376

480 Especificación y aceptación de hexafloruro de azufre nuevo Guia para verificación de SF6 sacado de equipo dieléctrico

ASTM

D 2029-68 D-2284-68 D-2472-71 D 2685-71 D-2477-74

Contenido de vapor de agua en gases aislantes eléctricos por medición de l punto de rocio Acidez del hexafloruro de azufre Hexafloruro de azufre Nitrógeno y tetrafloruro de carbono en el hexaffloruro de azufre por cromatografia de gases. Voltaje de ruptura dieléctrica y resistencia dieléctrica de gases aislantes a frecuencias de energia comercial.

JIS C2131 Métodos de prueba de SF6 para usos eléctricos 14.2.6 CROMATOGRAFÍA DEL SF6 POR EL MÉTODO DE TETRAFLUORURO DE

CARBONO, OXÍGENO Y NITRÓGENO Principio del método Las muestras de gas SF6 son analizadas por cromatografía gas-sólido usando un detector Katharometro y una adecuada columna de separación. La concentración del aire (o sus componentes: oxígeno y nitrógeno) además de tetrafluoruro de carbono son determinados por las áreas de sus picos y factores de corrección tomando en cuenta las diferentes respuestas del detector a los componentes bajo investigación.


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Aparato Cromatógrafo de gases con detector de conductividad térmica Algunos instrumentos con detector de conductividad térmica dispuesto para uso con columnas alrededor de 2 metros de longitud y 5 ó 6mm de diámetro exterior pueden usarse. El horno debe ser capaz de iniciar a 40° C. las muestras de gas deben ser inyectadas por medio de una válvula designada para una correcta inyección capaz de inyectar 1 ml de muestra. Las jeringas hipodérmicas para inyección de muestras no lo permitirán. Registrador Este debe adaptarse al usado en el cromatógrafo actual pero tendría que ser preferentemente 0 a 1mV de rango ,1 segundo de tiempo de respuesta y 250 mm de ancho de la carta. Gas acarreador El helio es preferido como gas acarreador. El hidrógeno puede ser usado pero es necesario extremar precauciones en este caso. Columna de separación La columna recomendada para la determinación (O2 y N2) y CF4 es a 2 m de longitud de acero inoxidable empacada con maya de silicagel 30-50 bañada con 3% de 2 Etil-hexil como secante. Las columnas empacadas son suministradas por varios fabricantes o deben ser preparadas de acuerdo a las instrucciones del fabricante. Las columnas nuevas podrán ser acondicionadas antes de usarse a 120° C por menos de 4 h. mientras pasa el gas acarreador a través de ellas. Otras columnas empacadas son usadas para propósitos especiales. La de malla molecular permite separar oxigeno y nitrógeno para su determinación. La de poli estireno, malla 80-100 podrá además posibilitar aire y CF4 también la determinación de CO2 además de fluoruros de azufre bajos (tal como SOF4, SO2F2, SOF2 + SF4,C2F6) si una concentración suficiente(alrededor de 1%) esta presente. Procedimiento Encienda el cromatógrafo de gases y, opérelo de acuerdo a las instrucciones del fabricante, permita que se estabilice usando una temperatura del horno a 40° C y un flujo de gas acarreador fijado en un rango de 50 a 80 ml/min.


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Fijar una pieza de tubo de calibre 3 mm, alrededor de 50 cm. de longitud a la salida del loop de muestreo de la válvula de inyección. Purgue la línea de muestreo del cilindro de gas SF6 y después conecte la línea de muestra al loop de muestreo. Dejar salir todo el aire o gas acarreador del loop con el gas SF6 del cilindro que va a ser analizado, cuando cierre la válvula de la aguja de la línea de muestreo y opere la válvula de inyección del cromatógrafo de gas de forma que apunte a lograr tener el gas a presión atmosférica en el loop de muestreo. Obtener el cromatógrama manteniendo estas condiciones estables. Los componentes eluyen en el siguiente orden: aire, CF4, SF6. Calibración El área registrada de los picos de los diferentes componentes no es directamente proporcional a la concentración correspondiente para la mayor parte de las mezclas, debido a las diferencias de respuesta en el detector de los componentes individuales. Deben ser determinados factores de corrección empírica y multiplicado por ellos las áreas de los picos integrados. La determinación más exacta de los factores de corrección es obtenida por el análisis de mezcla estándar de aire y tetrafluoruro de carbono con hexafluoruro de azufre. Las mezclas de calibración pueden ser preparadas por mezclado dinámico del componente principal e impurezas. De los cromatógramas de la mezcla estándar los factores de corrección ∫aire y ∫CF4 son calculados para aire y CF4 con respecto a SF6, con ∫SF6 = 1 puede establecerse. Es muy sencillo, aunque escasamente menos exacto método para la determinación de los factores de corrección implica inyecciones de 1 ml de muestra de constituyentes puros dentro de la columna bajo algunas condiciones analíticas. El factor de corrección ∫x del componente x con respecto al SF6 es obtenido de esta relación: Área del pico SF6 = ∫x (MSF6/Mx)x área del pico del componente Donde: MSF6= peso molecular del SF6 = 146 Mx = peso molecular del componente x(28.8 para el aire y 88 para CF4)


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Los siguientes factores de corrección son usados para análisis de rutina ∫SF6 = 1,0 ∫(O2 + N2) = 0,4 ∫SF4 = 0,7 Resultados El área de cada pico se obtiene multiplicando el alto del pico por el ancho a la mitad de la altura del pico. Corrija el área medida por las diferencias en la respuesta del detector multiplicándolo por el factor de corrección pertinente El porcentaje de peso de cualquier componente se obtiene por X= (Ax/At) 100 Donde: X = porcentaje en peso del componente x Ax = El área de corregida del pico por componente x (aire o CF4) At = Suma de las áreas corregidas de los picos (aire, CF4 y SF6) 14.3 R-TEMP 14.3.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES Desde el año 1975, el R-Temp ha sido usado principalmente en el llenado de Transformadores, a la fecha se tienen aproximadamente 80,000 equipos eléctricos conteniendo este aislante en todo el mundo con 50 millones de litros en operación. Su uso se ha generalizado en una amplia gama de equipos eléctricos que por sus necesidades operativas, requieren mejores caractéristicas aislantes y de enfriamiento además de brindar una mayor seguridad en su operación, como lo son


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seccionalizadores, reguladores de alto voltaje, rectificadores de potencia, interruptores de potencia, etc. El R-Temp además de su excelente capacidad dieléctrica cuenta con características lubricantes y de extinción de arco eléctrico que permiten sea usado en equipos de desconexión o que estan sometidos a esfuerzos térmicos severos. El R-Temp es un aceite aislante que ha sido elaborado bajo un estricto control de calidad para brindar un enfriamiento óptimo en los transformadores. Dicho aislante es catalogado como no flamable, biodegradable, útil en el enfriamiento y aislamiento de equipos eléctricos, se considera como un fluido como no peligroso. El R-Temp es compatible con otros materiales aislantes y sus propiedades químicas son muy constantes, por lo que difícilmente puede variar en combinación de otros productos diluidos en él, esto debido a su peso molécular; además este aislante puede ser utilizado en equipos que operan a la intemperie o en lugares cerrados, siendo en el primero de los casos una buena elección debido a que práticamente reduce al mínimo el riesgo de explosión ó incendio y más cuando existen áreas habitacionales en los alrededores de la instalación donde va a ser usado. Según la estadistica de la NFPA-USA (Asociación Nacional de Protección de Fuego en los Estados Unidos de America), no se tiene ningún reporte en el cual el R-Temp haya intervenido en una situación de incendio en equipos llenados con este aislante, esto da fé de la resistencia del R-Temp comparado con otros fluidos con similares características. En muchas pruebas de mayor y menor escala, la resistencia al fuego de los hidrocarburos han demostrado mejor condiciones de resistencia al fuego que otros sustitutos a los askareles (ver figura 14.5). El R-Temp no es considerado un fluido tóxico, en pruebas de laboratorio donde se ha suministrado en forma oral este producto, no se han reportado reacciones tóxicas en animales, en el caso de los humanos no se ha reportado ningún caso de alteración o daño físico, además de que no esta clasificado como no-cancérigeno.


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FIG. 14.5 GRÁFICA DE PELIGROSIDAD DE FUEGO (REF. UL 340) 14.3.2 PRUEBAS Y CARACTERÍSTICAS FÍSICAS. A continuación se describen algunas de caracteristicas y pruebas, en cuanto a su definición, metodología y resulltados. 14.3.2.1 DENSIDAD. El uso de ésta prueba es para identificación de la muestra; así como para la corrección de la tensión interfacial. Con el resultado se puede determinar el tipo de aceite, en el caso del R-Temp su valor es de 0.87 a 25 °C 14.3.2.2 VISCOSIDAD.


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La viscosidad es una característica necesaria para conducir el calor generado en el equipo eléctrico y así actuar como refrigerante. La viscosidad del R-Temp es de 112 cSt a 40 °C y de 12 cSt a 100 °C (ASTM D-445) 14.3.2.3 ASPECTO VISUAL. Es una prueba sencilla, pero puede ser de gran utilidad ya que fácilmente se determina el estado de un aceite. Este debe ser limpio, transparente y libre de sedimentos. 14.3.2.4 TEMPERATURA DE INFLAMACIÓN E IGNICIÓN. La temperatura de inflamación es una indicación de los componentes volátiles del R-Temp. Para efectuar esta determinación, se coloca una muestra de aceite en una copa adecuada y se calienta lentamente pasando una pequeña flama por la superficie de la muestra. La temperatura de inflamación será cuando el aceite desprenda vapores y se enciendan en forma rápida. La temperatura de ignición será cuando se produzcan vapores suficientes para mantener encendida la muestra durante 5 segundos cuando menos. La copa abierta Cleveland es el aparato más usual para esta determinación. La especificación para el punto de inflamación es de 270 °C con la prueba de la copa cerrada (ASTM D-93), 280 °C para la prueba de copa abierta (ASTM D-92) y 312 °C la temperatura de ignición (ASTM D-92). 14.3.2.5 COLOR ASTM. La prueba de color no es una prueba muy importante, pero si de fácil determinación. Para el R-Temp se considera un valor de 1.5 máximo. 14.3.2.6 TEMPERATURA DE CONGELACIÓN. Es la temperatura a la cual el R-Temp deja de fluir. Una baja temperatura de congelación es necesario para asegurar que el aceite fluya aún a temperaturas frías en el caso de este aislante de considera una temperatura -22 °C como máximo (ASTM D-97).


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14.3.2.7 TENSIÓN INTERFACIAL. El deterioro del R-Temp se debe a los efectos de la oxidación o de la presencia de impurezas disueltas del material con el cual el aceite tiene contacto, también de contaminación externa, esta prueba por lo tanto mide las impurezas polares solubles en el aceite capaces de orientarla en la cara aceite agua. La tensión interfacial en el caso de este aislante se considera con un valor de 38 nM/m a 25 °C, según ASTM D-971 14.3.2.8 CONTENIDO DE PARTICULAS. Esta prueba tiene por objeto determinar la cantidad de partículas que contiene una muestra de aceite, este se pasa a través de un filtro calculándose el peso de impurezas detenidas relacionando-las con el volumen previamente determinado. 14.3.3 PRUEBAS Y CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS 14.3.3.1 FACTOR DE POTENCIA El R-Temp debe cumplir las caracteristicas dieléctricas según ASTM D-924 en el cual nos marca en la prueba de factor de potencia un valor máximo de 0.02% a 25 °C y de 0.10% a 100 °C. En caso de encontrar valores mayores a los antes mencionados debe complementarse el estudio con todas las pruebas necesarias para dictaminar en forma exacta la condición de este aislante siempre considerando las condiciones y el tiempo de operación del equipo donde se encuntre instalado. 14.3.3.2 RESISTIVIDAD Según ASTM D-1298 el valor mínimo requerido para la prueba de resistividad del R-Temp debe ser 1 x 1014 w-cm a 25 °C 14.3.3.3 CONSTANTE DIELÉCTRICA La constante dieléctrica del R-Temp es de 2.2 a 25 °C (ASTM D-924)


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14.3.4 PRUEBAS Y CARACTERÍSTICAS QUÍMICAS. 14.3.4.1 NÚMERO DE NEUTRALIZACIÓN. Es la prueba química mas importante y conocida. Se le llama también indice de acidez o simplemente acidez, consiste en determinar la cantidad de material alcalino necesario para neutralizar los ácidos del aceite. El R-Temp durante su operación normal puede sufrir cambios en su composición química, originándose peroxidos, aldehidos y ácidos orgánicos. La medida de la acidez nos indica el nivel de deterioro por oxidación en un aceite, en este caso debe considerarse como un buen valor el de 0.005 mgKOH/g de aceite. 14.3.4.2 CONTENIDO DE AGUA. El R-Temp antes de entrar en operación debe tener una concentración máxima de agua, en este caso se consideran 35 ppm (ASTM D-1533B) 14.3.4.3 CONTENIDO DE INHIBIDOR. Esta prueba tiene por objeto determinar el contenido de inhibidor en aceite ya sea este nuevo o usado. La determinación puede ser cualitativa o cuantitativa. Los inhibidores o antioxidantes tienen como propiedad reaccionar con los peroxidos y así destruirlos, disminuyendo con esto la velocidad de oxidación. Sin embargo si hay corrosivos presentes, los inhibidores no pueden evitar que estos disuelvan el cobre que cataliza la peroxidación, por lo que no debe existir la presencia de inhibidor en el aceite. 14.3.4.4 CONDUCTIVIDAD TÉRMICA La conductividad térmica del R-Temp (método CPS) se encuentra en un valor de 3.1 x 10-4 cal/(cm•seg•°C) a 25 °C 14.3.4.5 CALOR ESPECÍFICO El calor espécifico del R-Temp (ASTM D-2766) se encuentra en un valor de 0.46 (cal/gm/°C) a 25 °C 14.3.5 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS DE PRUEBAS REALIZADAS AL R-

TEMP Para los resultados obtenidos en la medición de resistividad referirse al punto 14.3.3.2 de este capítulo, asimismo para los resultados de la prueba de factor de potencia referirse al punto 14.3.3.1, en los cuales se definen los parámetros esperados en las mediciones realizadas a este aislante.


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FORMATO SE - 14

REVISO:

NOMBRE DE LA PERSONA QUE MUESTREO:

OBSERVACIONES:

VALVULA DE MUESTREO: JERINGA (No. DE SERIE):

ºCTEMP. AMPBIENTE:

ESTADO DEL CLIMA: HUMEDAD RELATIVA:

ºCTEMP. DEVANADO: ºC TEMP. ACEITE:

FECHA DE MUESTREO:

DEMANDA MAXIMA DEL BANCO: MW

HORA DE MUESTREO:

DATOS OPERATIVOS

VOLTAJE NOMINAL: kV TRIFASICO: MONOFASICO: kV

IMPEDANCIA EN (%):

kV

FECHA DE FABRICACION: FECHA DEL CAMBIO DE ACEITE:

FECHA DE INSTALACIÓN: FECHA DE MANTENIMIENTO MAYOR:

kV

kV kV

DEMANDA EN MUESTREO:

FIJO: MOVIL: EN OPERACIÓN:

TIPO DE CONSERVACIÓN: LITROS DE ACEITE:

FA1 FA2

No. DE SERIE:

CAPACIDAD DE MVA: O/A

BANCO:

ZONA:


ANALISIS CROMATOGRAFICO DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE AISLANTE

FLUIDOS AISLANTES

MW

FECHA DE ULTIMA PRUEBA: REPORTE No. :DIVISIÓN:

MARCA:


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CAPÍTULO 15 BUSES (BARRAS)

Los buses de la subestación eléctrica están soportados por aisladores, los cuales pueden degradarse debido a la contaminación, defectos de fabricación, materiales de mala calidad y envejecimiento, por lo que se requiere vigilar su estado. En lo correspondiente al presente capítulo se refiere las pruebas a barras de subestaciones convencionales, para barras en Subestaciones Blindadas Aisladas en Gas SF6 o Tableros Metal-Clad refiérase a los capítulos correspondientes (18 y 19) 15.1 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. La prueba de resistencia de aislamiento a los buses de una subestación, se efectúa durante la puesta en servicio. Cuando sea posible programar libranza sobre el bus, se recomienda efectuar la prueba para detectar fallas incipientes en los aisladores que los soportan. El equipo utilizado para efectuar esta prueba es el medidor de resistencia de aislamiento. El método utilizado es el de tiempo corto, aplicando 2,500 ó 5,000 volts de C.D. durante un minuto. 15.1.1 PREPARACIÓN DEL BUS PARA LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1., sobre recomendaciones generales para realizar pruebas eléctricas al equipo primario. b) Abrir todas las cuchillas que conectan al bus, de tal forma que el voltaje de prueba, no se aplique a los interruptores, transformadores de servicios propios, capacitores, reguladores y otros. c) Antes de realizar la prueba de resistencia de aislamiento, es conveniente limpiar la superficie de los aisladores, con la finalidad de que la contaminación o suciedad no influya en los resultados de la prueba. 15.1.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En la figura No. 15.1 se ilustra la manera de realizar esta prueba.


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FIG. 15.1 BUSES (BARRAS)

PRUEBA DE RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO



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15.1.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Teóricamente los valores obtenidos en la prueba de resistencia de aislamiento a buses deben ser infinitos; sin embargo, partiendo del hecho de que no existen aislamientos ideales, como valor aceptable, se puede considerar un valor superior a los 40 Megaohms por cada KVff de la tensión máxima de diseño de los aisladores. En esta prueba es importante tener la referencia del valor obtenido en la puesta en servicio, con el fin de comparar y analizar más a detalle los resultados. 15.2 PRUEBA DE ALTO VOLTAJE C.D. (HIGH POT)

PARA TABLEROS BLINDADOS (METAL CLAD). La prueba conocida como High Pot (alto potencial) consiste en aplicar un voltaje de C.D., igual a la tensión de aguante a 60 Hz por un tiempo de 60 segundos, normalmente es aplicada a tensiones de 34.5 kV e inferiores.

13.8 3023.8 4534.5 70

TENSION NOMINAL DEL BUS

TENSION NOMINAL DE PRUEBA

15.2.1 PREPARACIÓN DEL BUS PARA LA PRUEBA. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1., sobre recomendaciones generales para realizar pruebas eléctricas al equipo primario. b) Se debe aislar perfectamente el bus del equipo que se encuentra conectado al mismo, abriendo todas las cuchillas y cortacircuitos fusibles; desacoplando la totalidad del equipo eléctrico conectado a las barras colocándolos en posición de prueba o preferentemente retirarlos de sus gabinetes. c) Momentos antes de realizar la prueba de alto voltaje (High Pot), se deben limpiar perfectamente los aisladores del bus, para descartar corrientes de fuga por contaminación. d) Se debe tomar la lectura de la medición de la corriente de fuga para cada incremento de 5 kV, hasta llegar al voltaje máximo de prueba, una vez llegado a éste se dejará por 1 minuto, registrando los valores de corriente cada quince segundos.


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15.2.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En esta prueba la terminal de alta tensión se conecta directamente al bus y la terminal de tierra a la estructura soporte de los aisladores. La tensión se aplica por separado a cada una de las fases del bus, logrando probar en una sola medición todos los aisladores asociados a la fase bajo prueba.

En la figura No. 15.2 se ilustra la manera de realizar esta prueba.

EJEMPLO: PRUEBA 1

L T1 ∅ 1 E S T R U C T U R A2 ∅ 2 E S T R U C T U R A3 ∅ 3 E S T R U C T U R A

C O N E X IO N E S D E P R U E B AP R U E B A

FIG. 15.2 BUSES (BARRAS) PRUEBA DE ALTO VOLTAJE C.D.



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15.2.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Si los aisladores soportan la tensión máxima aplicada, se debe analizar el comportamiento de la corriente de fuga, la cual no debe exceder de 20 micro-amperes al término de los 60 segundos, por lo tanto el aislamiento del bus se considera aceptable. Se recomienda considerar la experiencia del operador durante la aplicación de la prueba para determinar la exactitud de los resultados obtenidos, esto debido a la influencia que tiene el medio ambiente, el cual afecta la medición de la prueba reflejándose con variaciones de la corriente de fuga.


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FECHA ULTIMA PRUEBA

BUSES ò BARRAS REPORTE No.P R U E B A D E R E S I S T E N C I A D E A I S L A M I E N T O DIVISION

ZONA


VOLTAJE NOMINAL





OBSERVACIONES:

PROBO:



EQUIPOVOLTAJE DE

PRUEBA

No. DE

PRUEBA



SERIE No.


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REPORTE No.:DIVISIÓN:ZONA:

FECHA:BARRA:

NBAI:MARCA: TIPO: __________

kV μA kV μA kV μA

1 52 10 3 15 4 20 5 25 6 30 7 35 8 40 9 45

10 50 11 55 12 60 13 65 14 70

kV μA kV μA kV μA

15 30 45 60

PROBO:

REVISO:

_______________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________

FORMATO SE - 15 -02

OBSERVACIONES:

Corriente máxima permitida: 20 μA

_______________________ CONCLUSIONES DE LA PRUEBA:

Tiempo en segundos


Tensión máxima de prueba: __________________________________

OBSERVACIONES:Lectura No.:


_________________________________ NUMERO DE BARRAS POR FASE: NUMERO DE SERIE: _________________________________ MATERIAL DE LA BARRA: _____________________

EQUIPO DE PRUEBA: _________________________________ _________________________________________________________________ TIPO DE AISLAMIENTO: _____________________

SUBESTACION: _________________________________ ________________________________________________________________ VOLTAJE NOMINAL: _____________________

PRUEBA DE ALTO VOLTAJE DE C.D. (HI POT) _____________________

TABLEROS BLINDADOS (METAL - CLAD)

BARRAS: FECHA DE ULTIMA PRUEBA: ________________________________


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CAPÍTULO 16 RED DE TIERRAS

Los sistemas de tierras como elementos de una subestación, deben inspeccionarse y recibir mantenimiento. El objetivo de una conexión a tierra es crear un nivel equipotencial para todos los equipos y estructuras en la subestación, proveer un medio para llevar la corriente a tierra en condiciones normales y condiciones de falla, asì como, asegurar que el personal en la vecindad de la red de tierra y equipos en operación, no esté expuesto a una descarga eléctrica peligrosa o una sobretensión. La oposición que se presenta a la circulación de esta corriente se llama resistencia de tierras. Las características de una conexión a tierra, varían con la composición y el estado físico del terreno, así como de la extensión, calibre del conductor y configuración de la malla de tierras. El terreno puede estar formado por combinaciones de materiales naturales de diferente resistividad, puede ser homogéneo y en algunos casos estar formado por granito, arena o roca; etc. Consecuentemente, las características de una conexión a tierra (resistencia óhmica), varían con las estaciones del año, y se producen por cambios en la temperatura, contenido de humedad (sales solubles en los estratos), composición y compactación del terreno. La construcción de redes de tierra tiene por objeto reducir la resistencia de tierra del terreno de la instalación; la cual está formada por un conjunto de conductores y electrodos enterrados a una profundidad que varía de 30 a 50 centrímetros, formando una configuración cuadriculada y conectados (mediante soldadura exotérmica) entre si y a varillas (electrodos) de 3 metros de longitud. Todo el equipo electrico y estructuras metálicas instalados en la subestacion debe estar solidamente conectados a esta malla de tierras. Las funciones de la red de tierras son las siguientes: a) Proporcionar un circuito de muy baja impedancia, para conducir o drenar a tierra las

corrientes producidas por falla a tierra del sistema, o a la propia operaciòn de algunos equipos.


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b) Evitar que durante la circulacion de corrientes de falla a tierra, puedan producirse diferencias de potencial entre distintos puntos de la subestacion que puedan ser peligrosos, y que pongan en riesgo la seguridad del personal.

Considerando que las tensiones máximas tolerables por el cuerpo humano deben ser mayores que las tensiones que puedan llegar a producirse en la malla, se recomienda que en ningún punto de una instalación eléctrica se presenten tensiones de paso o de contacto superiores a los siguientes valores. 60 volts cuando no se prevée la eliminación rápida de una falla de línea a tierra. 120 volts cuando la falla se elimine en un período de un segundo.

c) Brindar una referencia de potencial "cero" durante la operación del sistema eléctrico,

como lo hace para las conexiones de los neutros de equipos eléctricos conformados por devanados, evitando sobretensiones que pudieran resultar peligrosos para los mismos y para el personal.

d) Conexiones a tierra que se realicen temporalmente durante maniobras o

mantenimiento de la instalación. e) La disponibilidad de una conexión a tierra para protección contra descargas

atmosféricas. f) Facilitar la operación de los dispositivos de protecccion para la liberacion de fallas a

tierra. 16.1 MÉTODO DE CAIDA DE POTENCIAL PARA MEDICIÓN DE RESISTENCIA OHMICA EN UN SISTEMA DE TIERRAS

Las mediciones de resistencia tienen por objeto establecer el valor real de la resistencia de tierra de la red y asì determinar la elevaciòn de potencial durante una falla a tierra, como verificaciòn de los càlculos realizados, comprobando si resultan efectivos para limitar los gradientes a valores tolerables. El medidor de uso común para la prueba de resistencia de tierra es el óhmetro de tierras. Este método involucra la utilización de dos electrodos auxiliares uno de potencial y otro de corriente. El electrodo de corriente se usa para hacer circular una corriente de magnitud conocida (I) a través del sistema de tierra o electrodo bajo prueba y un


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electrodo de corriente (C2), midiendo la influencia de esta corriente en terminos de diferencia de potencial (P2); la relación V/ I dará el valor de resistencia. El medidor consta de 4 terminales (P1, C1, P2, C2). La prueba se efectúa mediante la técnica de los tres puntos, donde las dos terminales (P1 C1) del aparato de prueba se puentean para conectarse directamente al electrodo de la red de tierras que se pretende probar (este cable debe ser de longitud corta). La terminal de potencial (P2) se conecta al electrodo de potencial (P2) y la terminal de corriente (C2) al electrodo de corriente (C2) (ver figura No. 16.1). Se recomienda insertar las varillas (P2 y C2) fuera de la malla de tierra a fín de evitar la interferencia de la red y obtener valores reales de resistencia del electrodo bajo prueba. Las varillas de prueba P2, C2 deberán insertarse a una profundidad de 30 a 50 cm. aproximadamente, dependiendo de la longitud de las varillas suministradas con el equipo de prueba. La distancia (d) del electrodo bajo prueba de la red de tierras al electrodo de potencial (P2) se va variando y en cada punto se toma una lectura de resistencia (R). Se recomienda iniciar con una distancia d= 5 mts. Puede 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 (d, R) suficientes para trazar la curva. La distancia (L) a la que se insertará el electrodo de corriente (C2) es igual a 4D y se calcula partiendo del circulo equivalente de la superficie que cubre la red de tierras. Generalmente la superficie es rectangular, por lo que se tiene: Ar = l x a Donde:

Ar = superficie de la red l = largo

a = ancho

El área o superficie de un círculo es: ( )

4

2DAc×

=π


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Igualando: Ar = Ac se obtiene: ( )

4

2Dal×

=×π

despejando se obtiene: πalD ×

=

donde: D = diámetro equivalente de la superficie que cubre la red de tierras. obteniéndose: L = 4D Esta distancia es una longitud de referencia, por lo que en la práctica y de acuerdo con la experiencia de campo puede llegar a ser menor o mayor de 4D. Para subestaciones al entrar en operación y desenergizadas es recomendable antes de efectuar la medicion de la malla de tierra, realizar una inspección para verificar que haya continuidad y no se encuentre fracturada la malla o red. Los valores obtenidos de resistencia se grafican contra la distancia (d), como se muestra en la fig. No. 16.2. En esta curva, la parte plana u horizontal, nos indica la resistencia real (Rt) de la red de tierras que se ha probado. En la práctica no se tiene uniformidad de lecturas de (R) por lo que al graficar los resultados se trazará la curva de tal manera que pase por el mayor número de puntos. En cada punto tendrá sus coordenadas (R, d). (por experiencia la resistencia òhmica real obtenida mediante este mètodo se aproxima al 62 % de la distancia total)


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FIG. 16.1 MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE TIERRA CON ELECTRODOS MULTIPLES (MALLA)



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FIG. 16.2 MEDICIONES DE RESISTENCIAS TÍPICAS EN FUNCIÓN

DE LA DISTANCIA ENTRE ELECTRODOS. 16.2 MÉTODO DEL 62% PARA MEDICIÓN DE SISTEMAS DE TIERRA. Este método se a adoptado en base a consideraciones gráficas. Es confiable dado su principio de operación, tal como se describe en la figura No. 16.3. Este método se aplica únicamente cuando los tres electrodos están en línea recta y la "tierra" es un solo electrodo, tubería o placa. Dependiendo de la longitud del electrodo, se especifica la distancia del electrodo de potencial (P2) y el electrodo de corriente (C2). La resistencia real del electrodo de puesta a tierra es igual al electrodo de resistencia medida cuando el electrodo de


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potencial se localiza al 61.8 %(también conocida como 62%) de la distancia del electrodo de corriente, partiendo del electrodo de tierra. Generalmente en Comisión Federal de Electricidad se utilizan electrodos (varillas de tierra) de tres metros de longitud y un diámetro de 19 mm. Por lo anterior la distancia del electrodo de prueba al electrodo de potencial es de 18 metros y la distancia del electrodo bajo prueba al electrodo de corriente es de 30 metros. 16.2.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. Antes de realizar la prueba es necesario comprobar la correcta operación del equipo, realizando las siguientes actividades: a) Ajuste del cero. b) Comprobación de batería. c) Ajuste eléctrico del cero. d) Comprobación de sensibilidad 16.2.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. El diagrama de conexiones para la medición de resistencia de tierra por el método del 62% se muestra en la fig. 16.3.


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FIG. 16.3 MEDICION DE UN ELECTRODO DE TIERRAS (METODO DEL 62%)



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16.3 MÉTODO DE MEDICIÓN UTILIZANDO PROBADOR DIGITAL DE GANCHO Este equipo es versatil y practico, para realizar mediciones de resistencia de la red de tierras, obteniendose los valores directamente. 16.4 MEDICIÓN DE RESISTIVIDAD DEL TERRENO. La resistividad del terreno esta en función del tipo de compactación, contenido de humedad y sales solubles en los estratos. La resistividad es el inverso de la conductividad. La resistividad es una forma indirecta, rápida y práctica de valorar las condiciones del terreno, que se utiliza tanto para los diseños de redes de tierra y estudios de protección catódica. Dedido a que existen variaciones en el sentido horizontal y vertical en la composicion del suelo, es conveniente realizar las pruebas de campo en varios lugares del terreno. Debido a la variación de la humedad del terreno, la lectura de resistividad no es constante, por lo tanto el valor de la resistividad solo es verdadero para el momento de la medicion. Se calcula la resistividad del terreno (∂) mediante la fórmula: ∂ = 2 x π x l x R Donde: ∂ = resistividad del terreno R = resistencia medida en ohms l = separación entre electrodos en cm. π = 3.14159265358979 16.4.1 MÉTODO DE WENNER PARA LA MEDICIÓN DE RESISTIVIDAD DE TERRENO Para medir la resistividad del terreno, normalmente se utiliza el método de Wenner o de los cuatro electrodos, haciendo una cuadrícula del terreno y realizando varias mediciones con separación variable entre los electrodos. Este método consta de cuatro electrodos de pequeñas dimensiones dispuestos en línea recta, siendo los dos electrodos interiores de potencial y los dos exteriores de corriente.


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Las mediciones deben realizarse principalmente sobre las diagonales del terreno, como se muestra en la figura 16.4. Sobre las líneas trazadas en el terreno (cuadrícula o rectangular) se deberá variar la distancia entre los electrodos, como se muestra en la fig. 16.4 partiendo siempre del centro del terreno. Es conveniente que la lectura se tomen variando la distancia entre los electrodos, incrementando la separación inicial, en intervalos de 1.6 metros hasta cubrir el área del terreno. 16.4.2 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS. Con los datos obtenidos en el punto anterior, se calcula la resistividad con la fórmula antes mencionada. El valor de la resistividad media del terreno sera el promedio de los valores de resistividad obtenidos. Se recomienda realizar las mediciones en epoca de menor humedad. 16.5 RECOMENDACIONES. Se recomiendan los siguientes valores límites de resistencia de la red de tierras de una Subestación como valores aceptables en época de estiaje. CAPACIDAD DE LA S.E. RESISTENCIA DE EN k.V.A. TIERRA 1,500 15 OHMS 1,501-10,000 7 OHMS MAYORES DE10,000 2 OHMS Para valores superiores a los indicados , se recomienda efectuar una revision minuciosa a las conexiones del sistema de tierras, y con ello determinar si se requiere una mejora en el diseño de la red o la aplicacion de algún elemento como bentonita,intensificadores o cualquier otro material químicamente activado.


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16.5.1 MÉTODO DE MEDICIÓN: Para medir la resistencia R en cada línea de prueba, con el método de medición indicado en el punto anterior, comenzando en el centro de la lía y variando cada vez, la separación entre electrodos como se indica enseguida:

Medición de la resistencia R El número de mediciones se limita normalmente hasta a ≈ 0.5 L. Por ejemplo, si L = 100 m la a máxima = 50 m y sería necesario realizar 5 mediciones más aumentando cada vez 4 m. En subestaciones pequeñas el número de mediciones debe ser menor. Repetir este proceso para las demás líneas de prueba. Calcular la resistividad con = π a R Reportar los valores en el formato SE-016-01


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FECHA ULTIMA PRUEBARED DE TIERRAS REPORTE No.

MEDICION DE SISTEMA DE TIERRAS (MALLAS) DIVISIONZONA

SUBESTACION FECHAEQUIPO DE PRUEBA MARCA TIPO No. SERIETEMP. AMBIENTE COND. AMBIENT.

ELECTRODOS

NOTA:REFERIRSE A LA FIGURADE CONEXIONES 16.1

FORMATO SE-16-01

6

7

8

9

4

5

2

3

OBSERVACIONES

1

ELECTRODONo.

AREA DE LA SUBESTACION

LECTURA MULTIPLICADOR RESISTENCIA EN OHMS

N o .

1

N o .

2

N o .

3

N o .

4

N o .

5

N o .

6

N o .

7

N o .

8

N o .

9


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CAPÍTULO 17 DETECCIÓN Y MEDICIÓN DE PUNTOS CALIENTES.

17.1 TEORÍA GENERAL Uno de los problemas más comunes que se presentan en las instalaciones eléctricas (Centrales Generadoras, Subestaciones, Líneas de Transmisión y Subtransmisión, Redes de Distribución), así como en los diversos equipos donde existe puntos de conexión o contacto en las partes que las integran, son los denominados "PUNTOS CALIENTES"; los cuales pueden llegar a ocasionar el daño parcial o total en equipos e instalaciones, con la consiguiente pérdida de la continuidad del servicio eléctrico. Por tal razón es de suma importancia dedicar recursos y orientar esfuerzos para la detección, medición y corrección oportuna de estos "PUNTOS CALIENTES", las repercuciones o consecuencias producto de los falsos contactos son, perdida de las propiedades en los materiales trayendo como consecuencia el debilitaminto de los elementos, por la acción de las corrientes de sobrecarga y cortocircuito, o bien por agentes externos a la instalación. La programación de las acciones de detección de puntos calientes, debe estar debidamente fundamentada en las estadísticas de comportamiento de cada instalación, disturbios en el sistema y fallas relevantes, evitando el caer en la práctica errónea de ejecutar dichas actividades de manera rutinaria con base en una supuesta periodicidad, que lejos de dar los resultados requeridos, desvía la atención en muchas ocasiones a instalaciones que no representan problema alguno. Es importante que por la naturaleza, de los puntos calientes se tenga siempre presente, que aún después de realizar un mantenimiento correctivo, no se puede asegurar su eliminación definitivo, estando siempre latente su reaparición en función de las condiciones operativas de cada una de las instalaciones. Todos los objetos o cuerpos que se hallan por encima del cero absoluto emiten radiacion de energía infrarroja, que depende de la temperatura alcanzada por dicho objeto como generador del “punto caliente”. Por la pequeña longitud de onda en el espectro electromagnético, esta radiación no es perceptible al ojo humano, siendo por tanto imposible detectar a simple vista un punto caliente en una línea, dispositivo o equipo eléctrico que se encuentre energizado; sobre todo en las etapas iniciales, que es cuando en forma oportuna


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puede corregirse sin ningún riesgo para la instalación. Obviamente, cuando el punto caliente es perceptible a simple vista, es porque se encuentra ya en un proceso acelerado de crecimiento, presentándose incluso el deterioro o degradacion de los elementos de la instalación involucrados. La elevación de temperatura en los puntos de contacto es producida por varios factores, entre ellos se pueden citar principalmente: a) Alta resistencia de contacto, ocasionada por deficiente apriete de partes de la unión. b) Corrosión producida por la unión de materiales de diferentes caracteristicas (cobre con aluminio, “par galvánico”). c) Reducida área de contacto para la conducción. d) Baja calidad de los materiales en algunos equipos. Un falso contacto en un equipo o instalacion, produce calentamiento excesivo, al grado de fundir los materiales. Los materiales más comúnmente usados como conductores, conectores y herrajes en la industria eléctrica, son el cobre y el aluminio. El cobre se funde a una temperatura de 1080°C. El aluminio se funde a una temperatura de 560°C. Las aleaciones para algunos conectores están constituidas de varios materiales en diferentes proporciones, las temperaturas de fusión, son del orden de los 600°C. La termografía es una técnica usada para detectar radiaciones infrarrojas invisibles (emision de calor), sin necesidad de tener contacto con la instalación o con los equipos. El principio de funcionamiento de los dispositivos utilizados para propósito, es este la conversión de la energía calorífica en luz visible.


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17.2 TÉCNICA DE MEDICIÓN. El principio para la detección de puntos calientes, se basa en utilizacion de un equipo termovisor, cuyas caracteristicas son las de convertir la emision de energia termica radiada en temperatura, que se produce por alta resistencia de contactos. Esta captacion es realizada a travez de un sensor microbolometrico especial, cuya funcion es la de convertir la energia radiada en una señal electronica transformada a una imagen termica infrarroja o señal de video, la cual puede ser observada y analizada. El beneficio de utilizar un equipo termovisor es la medicion sin contacto con los elementos inspeccionados, no interferir con la continuidad del servicio de energia electrica, la observacion, analisis y prevencion de problemas potenciales por fallas por puntos calientes en instalaciones o equipos, mediante un mantenimiento predictivo. El equipo debe ser operado principalmente por personal técnico capacitado; por estar construido con elementos, dispositivos electrónicos delicados y frágiles. 17.3 REGISTRO Y REPORTE DE INSPECCIONES PARA LA DETECCIÓN DE PUNTOS CALIENTES. Para el registro de los puntos calientes detectados en una instalación eléctrica se han utilizado diversos formatos simplificados, hasta los sofisticados reportes fotográficos, en videocassette, disco flexible, termograficos, software e impresión multicromática con voz. 17.4 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS En la detección de puntos calientes además de medir la temperatura registrada, se debe considerar la corriente circulante a la hora de la medición, la temperatura ambiente y las condiciones de operación del equipo, y con estos parametros se pueden evaluar como criticos, programables o por investigar. Se recomienda considerar como crítico un valor mayor a 100 °C.


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REPORTE No.

DIVISION

ZONA

FECHA:

TEMP. AMBIENTE oC EQUIPO DE PRUEBA : MARCA

HORA: TIPO

NO

OBSERVACIONES :

D I A G N O S T I C O * CRITICO INSPECCIONO:* PROGRAMAR* INVESTIGAR REVISO:

FORMATO SE-17-01

CORRIENTE DIAGNOSTICO

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

15

17

18

19

20

PUNTO CALIENTE TEMPERATURA

SERIE No.

SUBESTACION:LINEA DE SUBTRANSMISION:

CIRCUITOS:

REPORTE DE INSPECCION DE PUNTOS CALIENTES


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CAPÍTULO 18 SUBESTACIONES BLINDADAS AISLADAS CON GAS SF6

18.1 TEORÍA GENERAL En los sistemas eléctricos de potencia las subestaciones de distribución son las que suministran energía eléctrica a través de sus circuitos a los centros de consumo y estas pueden ser del tipo convencional, encapsuladas en SF6 o híbridas. Este capítulo particularmente trata las verificaciones y pruebas a realizar en las SUBESTACIONES BLINDADAS AISLADAS CON GAS SF6 descritas en la especificación CFE – VY200-40, para conocer sus condiciones operativas y así poder reducir cualquier posibilidad de falla, mejorando la continuidad del servicio. Estas subestaciones difieren de las convencionales en sus dimensiones y necesidades de mantenimiento por lo siguiente:

1. Estas subestaciones son modulares, lo que permite realizar todos los arreglos

necesarios en la construcción de subestaciones, estos módulos normalmente se fabrican de aluminio fundido o bien como construcción soldada de aluminio, cada módulo es sometido a una prueba de hermeticidad aplicando una presión con gas o agua.

Todos los equipos (cuchillas, T.P´s, T.C´s e interruptores) y barras se encuentran dentro de una envolvente metálica y presurizada con gas SF6 como medio aislante.

2. Los módulos son de diseño compacto monopolar o tripolar, en los límites de los módulos los conductores están unidos a través de contactos de acoplamiento o contactos deslizantes.

3. El contar con un envolvente y un sello a través del SF6 que aisla los equipos y las barras del medio ambiente formando una barrera contra cualquier tipo de contaminación, ya sea marina o industrial; de la fauna y vegetación reduciendo sus requerimientos de mantenimiento al mínimo.

4. Las distancias entre fases y fase a tierra sean muy reducidas por lo cual se optimiza el uso del terreno.

5. Evita la contaminación visual del entorno ya que por sus dimensiones puede pasar desapercivida o incluso puede estar dentro de un edificio que se adapte a la arquitectura del sitio, el edificio formará una barrera adicional que disminuye aún más los requerimirntos de mantenimiento.

6. El mantenimiento a estas instalaciones es mínimo, sin embargo, cuando se requieren un mantenimiento mayor o correctivo, deben librarse grandes secciones de la misma, por lo que debe preverse la posibilidad de transferir para estos casos la carga de la misma.


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7. Por ser estas instalaciones de mayor costo inicial, la protección y control de las mismas es en general más completa, por lo que sus secuencias logicas de operación están supervisadas por los equipos de control y protección para evitar errores en maniobras.

8. Confome a la especificación estas instalaciones estaran diseñadas para operar entre -5 y 45 grados centigrados para subestaciones tipo interior.

Requerimientos para el Montaje y Mantenimiento. Para la correcta operación de este tipo de subestaciones es de suma importancia que durante la instalación de estas subestaciones se considere la impieza, higiene y control de humedad antes, durante y despues del montaje esto dará mayor confiabilidad y redundará en la vida útil del equipo. Cuando las subestaciones se encuentran dentro de edificios la instalación de un sistema de presión positiva, antes del montaje, para evitar la penetración de partículas que puedan contaminar los compartimentos. Este sistema se debe conservar durante la vida útil de la instalación, ya que la arena y el polvo que afectan el desgaste de los mecanismo y partes móviles, también debe tomarse en cuenta que en áreas de alta contaminación salina y humedad éstas pudiera corroer las carcazas. Un aspecto relevante de estas instalaciones es la vigilancia de las presiones de gas SF6 en los diferentes compartimentos que forman una sección, esto se puede hacer a través de presostatos, con carátulas de agujas (para indicación local) y contactos auxiliares (para alarmas, bloqueos e indicación remota). Las pérdidas de gas SF6 de estas instalaciones por norma deben ser menores al 1% anual el control estadístico de las presiones y temperaturaturas de los compartimentos nos permitirá garantizar la estanqueidad de los mismos y la ausencia de fugas mayores. Los sensores garantizan indicaciones locales y remotas inmediatas para pérdidas que pudieran afectar las presiones permitidas en la operación del equipo. Llenado de Gas SF6.

El llenado de gas SF6 se lleva al cabo después de haber verificado que la subestación ya no tenga ningún problema de ensamblado y que todas sus partes estén operando correctamente. Previo al llenado se debe efectuar un vacío menor a 20 mBar o 2 kPa a cada compartimento de la subestación, para extraer toda la humedad que pudiera haber penetrado durante los trabajos de armado y que los elementos absorbentes de cada módulo se hayan reemplazado, sin dejar de hacer vacio se procederá a introducir SF6.

Antes de inyectar el SF6 a la subestación se deberá confirmar que el cilindro indique que se trata de gas de alta pureza , (99% de pureza) o que al suministro del mismo el


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proveedor certifique que el gas es surtido con las carácteristicas indicadas en la norma IEC-60376 tabla 1 : Realizar las pruebas indicadas en el capitulo 14 “Fluidos Aislantes” Humedad Residual a través del método de temperatura del punto de rocío. Pureza. Acidez. Para garantizar que las conexiones, mangueras y recipientes auxiliares para el llenado del gas SF6 no contaminen al gas a introducirlo y para deshumidificarlos, se deberá hacer circular por ellas una pequeña cantidad de gas (barrerlas) y efectuar una prueba de humedad residual al gas SF6 antes de proceder a introducirlo a la subestación. Con las condiciones idóneas del gas se procede al llenado de los compartimentos de la subestación manteniendo el vacío en la misma, hasta alcanzar las presiones nominales de operación de cada compartimento. 18.2 ACTIVIDADES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO.

Las actividades periódicas a realizar dentro de una subestación blindada aislada en gas SF6 son las siguientes:

Se recomienda realizar en forma mensual las siguientes verificaciones.

1. Inspección y estado de equipos y mecanismos a. Limpieza general b. Nomenclatura del equipo c. Estado general de la pintura y recubrimientos. d. Sistema de presión positiva e. Verificación de mecanismos de interruptores y cuchillas.

i. Limpieza general. ii. Engrazado iii. Reapriete iv. Presiones de gas SF6 v. Presión Sistema Hidraúlico o Neumático vi. Fusibles y termomagnéticos vii. Tensión de alimentación. viii. Alarmas.

f. Verificación equipos de control y lógicas operativas

i. Estado de pantallas ii. Reposición de banderas y leds iii. Alimentación iv. Alarmas.


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g. Verificación de la puesta a tierra de gabinetes y equipos. i. Existencia de conexiones ii. Reapriete de conectores. iii. Estado de los cables y mallas de puesta a tierra.

h. Verificaciones de Seguridad

i. del estado del equipo contra incendio ii. equipo de respiración autonomo. iii. Alumbrado iv. Letreros restrictivos e informativos

i. Verificación de la ausencia de ruidos extraños

2. Toma de lecturas de instrumentos a. presiones de gas b. presiones de sistema hidraúlico c. tensiones de baterias y servicios propios.

3. Verificación de posición y señalización de: a. Cuchillas seccionadoras b. Cuchillas de puesta a tierra c. Cuchillas rápidas de puesta a tierra d. Interruptores.

4. COMPROBACIÓN DE LOS SISTEMAS DE CALEFACCIÓN

Se debe verificar la correcta operación de las calefacciones, las cuales pueden estar instaladas en los siguientes compartimentos:

a. Compartimento del accionamiento hidráulico del interruptor. b. Accionamiento del motor. c. Unidad de mando. d. Tableros de mando local

Cada vez la condición operativa lo permita:

5. Operación periódica de los equipo de maniobra. a. Pruebas de operación (local) positivas y negativas de disparos, cierres,

bloqueos, secuencias, de:

i. Interruptores. ii. Cuchillas seccionadoras. iii. Cuchillas de puesta a tierra.


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b. Pruebas de operación remota (desde tablero) positivas y negativas de

disparos, cierres, bloqueos, secuencias, de:

i. Interruptores. ii. Cuchillas seccionadoras, iii. Cuchillas de puesta a tierra.

c. Pruebas de operación remota (desde supervisorio) positivas y negativas

de disparos, cierres, bloqueos, secuencias, de:

i. Interruptores.

Cuando las recomendaciones de fabricante lo indiquen o cuando las condiciones del

equipo así lo requieran: 6. Restablecimiento de presiones en cada uno de los compartimentos 7. Revisión cambio de accesorios 8. Mantenimiento mayor a partes eléctricas.


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18.2.1 PRUEBAS

Los criterios para las pruebas de puesta en servicio, operación y mantenimiento de subestaciones encapsuladas en gas SF6 se dividen en tres tipos:

• De prototipo • Puesta en servicio • De mantenimiento

Para este documento el enfoque es únicamente a las pruebas de mantenimiento.

18.2.2 SECCIONADORES, INTERRUPTORES DE PUESTA A TIERRA E INTERRUPTORES RÁPIDOS DE PUESTA A TIERRA

Dentro del marco de la puesta en servicio de seccionadores, interruptores de puesta a tierra e interruptores rápidos de puesta a tierra, deben comprobarse los accionamientos por motor, tiempos de maniobra y los cambios de estado por maniobra, esto mismo debe verificarse durante los trabajos de mantenimiento o maniobras. NOTAS

1. Las siguientes pruebas solo se realizaran si se cuenta con aislamiento entre las cuchillas de puesta a tierra a la conexión del sistema de tierras de la subestación.

2. Si la conexión es directa en la envolvente de la cuchilla de puesta a tierra, resultara imposible realizar las pruebas.

3. El voltaje máximo permitido para las pruebas será 500 Volts.

18.2.3 PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO Las pruebas a efectuarse a los transformadores de corriente serán las convencionales para este tipo de equipo, tales como son: pruebas de polaridad, relacion, saturacion y resistencia de aislamiento, para estas pruebas referirse al capitulo No. 5 transformadores de instrumento.

18.2.3.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LAS PRUEBAS A T.C’S. Deben de observarse las medidas de seguridad e higiene indicadas en el capitulo 100, verificando que el equipo de la sección donde se pretende trabajar se encuentre desenergizado y aterrizado antes de iniciar cualquier trabajo.

Se debe verificar que no exista potencial inducido antes de realizar cualquier conexión.

Considerar lo establecido en el punto 2.3.1.


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Retirar placas donde se encuentran ubicados los bornes de conexión de los devanados secundarios de los T.C’s. con el propósito de probar el devanado completo

Para efectuar las pruebas de relación y polaridad a T.C´s, es importante retirar las placas de conexión localizadas en las secciones de las cuchillas de puesta tierra del bus, líneas y acometida de la subestación encapsulada en SF6 , ahí se cuenta con bornes de conexión donde se conectan los equipos de prueba de acuerdo a diagramas.

Debe tomarse en cuenta que el aislamiento de estos puntos, una vez retiradas las placas de conexión es de las cuchillas de tierra por lo que la tensión aplicada no debe exceder los 500 V.

En la figura 18.1, se muestra un ejemplo donde se representa con un asterisco el lugar donde se localizan estas placas de conexión para mayor referencia al respecto.


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FIG. 18.1 ESQUEMA DE SECCIÓN DE SUBESTACIÓN ENCAPSULADA

PS

PS

PS

*

*PS


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18.2.4 PRUEBA DE RESISTENCIA DE CONTACTOS A lo largo de las partes de conducción de la subestación existen puntos de conexión como son contactos deslizables a presión de los seccionadores, interruptores y buses. Esta prueba se realiza para determinar las condiciones de las conexiones efectuadas durante el montaje y dependerá del arreglo que se tenga ya que se deberán comparar los resultados entre las barras de cada una de las celdas, tomandose como referencia los valores obtenidos de puesta en servicio, mismos que dependerán de los valores de las pruebas de aceptación obtenidas. Para medir las deficiencias de las conexiones se recomienda el uso de ohmetro aplicando una corriente monofásica constante de 100 Amp.

18.2.4.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA.

Considerar lo establecido en el punto 2.3.1.

El equipo bajo prueba debe estar desenergizado y en la posición de cerrado (trayectoria que se desea medir), las cuales deben ser las mas cortas posibles para poder identificar contactos deficientes. Uno de los parámetros de comparación deben ser los valores obtenidos en puesta en servicio. Se debe aislar el equipo en lo posible contra inducción electromagnética, ya que esta produce errores en la medición y puede dañar el equipo de prueba. Se debe asegurar la limpieza de los conectores donde se van a colocar el equipo. Para realizar la prueba de resistencia de contactos en el punto de conexión de la terminal de prueba, se debe retirar la malla de aterrizamiento del seccionador de la trayectoria que se desea medir.


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18.2.4.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. En la figura 18.2, se ilustran las conexiones de los circuitos de prueba para la medición de la resistencia de contactos a subestaciones encapsuladas.

C1 P1 C2 P21 1 1 2 2 CHUCHILLA DE BUS CUCHILLAS DE TIERRA 1, 22 2 2 3 3 INTERRUPTOR CUCHILLAS DE TIERRA 2, 33 3 3 4 4 CUCHILLA DE LINEA CUCHILLAS DE TIERRA 3, 4

4 1 1 5 5 BUS PRINCIPAL CUCHILLAS DE TIERRA 1, 5 CONECTORES DE BARRA,

CONECTORES DE MODULOS

PRUEBA MIDE CONECTORES CONTENIDOS COMO ADICIONALES A LA PRUEBA

CONEXIONES DE LA PRUEBA

NOTA: CERRAR LAS CUCHILLAS CORRESPONDIENTES A CADA PRUEBA Y MANTENER ABIERTAS LAS RESTANTES.

FIG. 18.2 SUBESTACIÓN ENCAPSULADA EN SF6

PRUEBA DE RESISTENCIA DE CONTACTOS


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18.2.4.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS Los puntos que presentan alta resistencia a la conducción originan caídas de voltaje, generación de calor y pérdidas de potencia. 18.2.5 PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO Se considera que al energizar las partes vivas a traves del arreglo de las cuchillas de tierra, se mediria principalmente el aislamiento de un pasamuro de baja tensión y no se obtendria como una referencia significativa el estado del aislamiento de las partes vivas. MEDICIÓN DEL SISTEMA DE TIERRAS Considerar las recomendaciones indicadas en el Capitulo 16 DETECCIÓN DE PUNTOS CALIENTES Considera las recomendaciones indicadas en el capitulo 17 Agregar temperturas de envolvente (30°C) , conexión y barras de laa especificación

18.2.6 PRUEBA AL SISTEMA DE GAS Esta prueba consiste en verificar las condiciones de operación de los manómetros de presión y de contactos auxiliares de alarma integrados a estos manómetros con el fin de verificar las presiones a las cuales han sido calibrados para su operación. Para la ejecución de esta prueba será necesario la utilización de un equipo recuperador de gas SF6 como se muestra en la figura 18.4. La prueba consiste en extraer el gas SF6 por debajo de las presiones nominales de operación y de alarma para verificar su correcta operación y garantizar que se tendrá una señalización cuando se presente una fuga en los compartimentos de gas cuando alcanzan las presiones de alarma calibrados de acuerdo al fabricante que se trate.


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1 Reductor de presión, válvula reguladora. 2 Reductor de presión, válvula de salida. 3 Distribuidor con válvula de salida (para comprobación del vigilador de

densidad). 4 Manómetro de presición. 5 Válvula de seguridad. 6 Empalme para comprobación.

FIG. 18.4 EQUIPO RECUPERADOR DE GAS SF6 PRUEBA DE LAS CARÁCTERÍSTICAS AISLANTES DEL GAS SF6 Se recomienda, al menos una vez cada año, en forma selectiva probar el gas de algunos de los compartimentos, de tal forma que cada tres años se verifiquen todos, conforme a lo indicado en el capitulo 14 fuidos aislantes.


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18.2.7 PRUEBA DE ALTA TENSIÓN Esta es la prueba más significativa de la subestación, se realiza previa a la energización de la misma ya que con esta prueba garantizamos al cien por ciento las condiciones de aislamiento, esta prueba es relevante ya que se aplica un porcentaje de sobretensión a la instalación de acuerdo a la especificación. 18.2.7.1 RECOMENDACIONES. Esta prueba solo debe por su complicación y costo solo se recomienda para investigar alguna, condición extraordinaria. Es importante que en esta prueba los transformadores de intensidad estén en cortocircuito y puestos a tierra por el lado secundario. Que exista un adaptador puesto a tierra vía dos puntos de aislamiento, entre la sección a comprobar de la instalación y cada parte de la instalación que se encuentra en puesta en servicio. Que se tengan instalados apantallamientos si es preciso desconectar partes de la instalación para la prueba. Al realizar la prueba de alta tensión, los transformadores de tensión, los descargadores de sobretensión y, en caso dado, otros elementos de servicio (por ejemplo transformadores, cables de potencia) deben estar desconectados de la sección a comprobar de la instalación. Después de la prueba se debe aterrizar y cortocircuitar la instalación durante cinco minutos para eliminar posibles cargas residuales, La prueba de alta tensión tiene que hacerse con un voltaje aplicado de un 180 a 300 %, de la tensión de diseño. A continuación se presentan tablas de actividades de mantenimiento a las subestaciones encapsuladas en base a estas se deben programar los trabajos a dichas instalaciones, así mismo se deben considerar las recomendaciones del fabricante correspondiente de acuerdo a la marca de la subestación.


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18.3 PRUEBAS DE MANTENIMIENTO

Fenómenos Causa Estimada Contador de Mediciones- Baja corriente electrica - Confirmar la fuente de poder - Fallo en el sistema de mando electrico - Inspección de los controles auxiliares y terminales- Fallo en las unidades de tendencia o en las partes - Reajuste y reparación del sistema del gas- Mala condicion de rollo de enclavamineto - Reparar la condición de enclavamiento- Alambre roto en rollo de enclavamiento - reemplazo del rollo- Fallo en las unidades de tendencia o en las partes - Reajuste y reparación del sistema del gas- Mala acondición de enclavamiento - Reparar la condición de enclavamiento- Baja corriente electrica - Confirmar la fuente de poder- Fallo en el sistema de mando electrico - Inspección en los contactos auxiliares y terminales- Fallo en las unidades de tendencia o en las partes - Reajuste y reparación del sistema del gas- Error de densidad de gas del interruptor - Si esta dañado, reemplace y ajuste- Fuga e gas - Acompletar gas y detección de fugas.- Deterioro, ruptura e inserción imperfecta de las ranu- - Verificar el torque ras de las juntas - Cambie los empaques

Interruptor

Desconectador Cuchillas de

Tierra

El sistema del gas SF6

- Bloqueo de la operación remota

- Bloqueo de la operación manual

- Bloqueo de la operación remota

- Alarma para fuga de gas

Table 6. Contador de Mediciones para los Fenomenos Anormales


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Servicios de mantenimiento necesario En relación con Observaciones Pasados / según

años desgaste

Control visual 5 módulos de la instalación deLa instalación de maniobra sigue en servicio;

Maniobra, interruptores de las distintas celdas deben irse desconectando y aislando sucesivamente

potencia, seccionador bajo

carga Los compartimentos de gas no se abren.

6,000 maniobras Seccionadores, interruptoresLa instalación de maniobra sigue en servicio;

Control visual 10 mecánicas de puesta a tierra,

interruptores las distintas celdas deben irse desconectando

Extenso de potencia. y aislando sucesivamente. Los compartimentos

10 6,000 maniobras Interruptores rápidos de

puesta de gas no se abren. mecánicas a tierra 10 6,000 maniobras Seccionador bajo carga mecánicas

módulos de la instalación deLa instalación de maniobra sigue en

servicio;

Control visual 15 maniobra, interruptores de las distintas celdas deben irse

desconectando

potencia, seccionador bajo

carga y aislando sucesivamente. Los

compartimentos de gas no se abren.

módulos de la instalación deLa instalación de maniobra sigue en

servicio;

Control visual 20 maniobra, interruptores de las distintas celdas deben irse

desconectando

Extenso potencia, seccionador bajo

carga y aislando sucesivamente. Los

compartimentos de gas no se abren.

10.000 maniobras Seccionadores, interruptoresDependiendo de su extinción y de su

ejecución

Revisión 25 mecánicas de puesta a tierra,

interruptores es preciso poner fuera de servicio total o de potencia. parcialmente la instalación de maniobra

25 10,000 maniobras Interruptores rápidos de

puesta mecánicas a tierra ES PRECISO ABRIR LOS 25 10,000 maniobras Seccionador bajo carga COMPARTIMENTOS DE GAS. mecánicas

Control del sistema de Número máximo de maniobras bajo

Debe desconectarse y aislarse el interruptor

Contactos (interruptor de cortocircuito (interruptores de potencia)

de potencia. Es preciso abrir el compartimento

potencia) [=>2450] de gas del interruptor de potencia. Control del sistema

de Número máximo de maniobras bajo Las distintas celdas deben irse

desconectando contactos

(seccionador cortocircuito (Seccionador bajo carga) Es preciso abrir el compartimento de gasbajo carga) del seccionador bajo carga.

Control Visual 30 El programa de mantenimiento vuelve a empezar de nuevo


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CAPÍTULO 19 TABLEROS METAL CLAD

19.1 TEORÍA GENERAL Un tablero Metal Clad esta conformado por varios gabinetes metálicos o secciones firmemente ensambladas y autosoportadas con divisiones metálicas aterrizadas, conteniendo en su interior el equipamiento requerido para cumplir su función operativa. Estos tableros cuentan con el equipo para poder operar en condiciones de servicio normal, instalación interior y servicio continuo; son utilizados predominantemente en subestaciones de distribución que por su ubicación geográfica requieren de espacios reducidos para su operación, enclavados principalmente en zonas densamente pobladas. Este diseño es de una alta confiabilidad y seguridad en su operación además de ofrecer un mejor aspecto visual al medio. Esto no limita que los tableros Metal Clad se utilicen en otras áreas, donde la influencia de agentes externos (animales, vandalismo, etc) puedan ocasionar daños irreversibles al equipo que convencionalmente es instalado a la intemperie. El equipo primario que conforma este tipo de tableros es el mismo que el de una subestación convencional; solo que este es diseñado (interruptores, aisladores soporte, etc) con un nivel básico de aislamiento menor debido al servicio de tipo interior al que opera. 19.2 INTERRUPTORES Los interruptores utilizados en tableros Metal Clad son de tipo removible, intercambiables, con un mecanismo para introducirlo y extraerlo manualmente, en tres posiciones definidas desconectado, conectado y prueba. El desplazamiento hacia cualquiera de estas posiciones se realiza con la puerta cerrada. En posición de prueba los interruptores tienen los contactos principales desconectados de la línea y de la carga y debido a los bloqueos mecánicos con que cuenta éste, no puede ser insertado al tablero cuando esta en la posición de cerrado.


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Los interruptores instalados en un tablero Metal Clad no cuentan con boquillas y se encuentran alojados dentro de celdas independientes aisladas entre sí, según las características particulares de cada equipo pueden operar por diferentes medios de extinción (vacío, gas SF6, soplo magnético y pequeño volumen de aceite). Por las ventajas que ofrecen y las necesidades operativas actuales los interruptores con medio de extinción en vacío son los de uso más generalizado. 19.2.1 PRUEBAS DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO Las pruebas de resistencia de aislamiento en estos interruptores son importantes para conocer las condiciones de los aislamientos que los conforman. Los aislamientos soportes del interruptor tienen la función mecánica de fijar y asegurar las cámaras de extinción del interruptor que a su vez se interconectan con las barras de enganche del tablero, además que eléctricamente aíslan estos elementos de tierra (gabinete del interruptor). El aislamiento adicional varía dependiendo de la marca y tipo de cada interruptor siendo los más comunes los elementos separadores entre fases y los aislamientos de las barras de accionamiento cuya finalidad es la de asegurar el aislamiento entre fases y a tierra, en la parte interna del interruptor. 19.2.1.1 RECOMENDACIONES PARA HACER LA PRUEBA a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones generales

para realizar la prueba. b) Extraer el interruptor del interior del tablero Metal Clad de acuerdo al

procedimiento recomendado por el fabricante. c) Retirar polvo o agentes contaminantes de los elementos aislantes. d) Conectar la estructura del gabinete del interruptor a la tierra fisica y a la terminal

de tierra del medidor. e) Efectuar la prueba cuando la humedad relativa sea menor del 75%. f) Para efectura la prueba se aplican 2500 o 5000 Volts.


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19.2.1.2 CONEXIONES PARA HACER LA PRUEBA En la figura 19.1 se ilustran las conexiones de los circuitos de prueba para la medición de resistencia de aislamiento para interruptores en tableros Metal Clad


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1

2

EJEMPLO PRUEBA 1

FIG. 19.1 INTERRUPTORES DE VACIO, GAS SF6, ACEITE Y SOPLO MAGNÉTICO

PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA No. SE-19-01

POSICION DEL CONEXIONESINTERRUPTOR L G T

1 ABIERTO 1 - E AS1, ES2 ABIERTO 2 - E AS2.ES,BA3 ABIERTO 3 - E AS3,ES4 ABIERTO 4 - E AS4,ES,BA5 ABIERTO 5 - E AS5, ES6 ABIERTO 6 - E AS6,ES,BA7 CERRADO 1-2 - E AS1,ES,AS2,BA8 CERRADO 3-4 - E AS3,ES,AS4,BA9 CERRADO 5-6 - E AS5,ES,AS6,BA

AS.- AISLAMIENTO SOPORTE BA.- BARRA DE ACCIONAMIENTOES.- ELEMENTO SEPARADOR E.- ESTRUCTURA

CE.- CAMARA DE EXTINCION

MIDEPRUEBA


19-5 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

19.2.1.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS Las lecturas en los valores de resistencia de aislamiento en esta clase de interruptores por lo general son altas, así que una lectura baja es indicativo de un deterioro de alguno de sus aislamientos o presencia de humedad. En los interruptores de vacío, gas SF6, aceite y soplo magnetico los valores de resistencia de aislamiento deben de ser superiores a los 100,000 mega ohms, para bajos valores obtenidos en la medición de resistencia de aislamiento se requiere complementar con pruebas segmentadas a cada uno de los elementos que componen el interruptor para determinar exactamente cual es el aislamiento que origina la reducción en la medición y complementar con lo resultados de las pruebas de factor de potencia al interruptor. En los interruptores de pequeño volumen de aceite los bajos valores en la medición de resistencia de aislamiento pueden ser originados por contaminación del aceite aislante derivado por la presencia de productos generados en la extinción del arco o deterioro en algun elemento soporte o barras de accionamiento Verificar siempre que las resistencias calefactoras en cada una de las celdas del tablero esten funcionando correctamente, dado que esto puede ser una causa que origine un bajo valor de la resistencia de aislamiento. 19.2.2 PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA Con esta prueba se analiza la condicion dieléctrica de los aislamientos que conforman al interruptor como son: los elementos de soporte y los aislamientos internos, según el diseño de cada fabricante. El método para realizar la prueba de factor de potencia consiste en aplicar potencial a cada uno de los brazos o terminales del interruptor refiriendo las mediciones a tierra en el método gst-ground. En este tipo de interruptores las pérdidas registradas por el equipo de medición de factor de potencia tienden a ser relativamente bajas debido al poco aislamiento que conforma al interruptor. 19.2.2.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA


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a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones generales para realizar la prueba

b) Extraer el interruptor del interior del tablero Metal Clad de acuerdo al procedimiento recomendado por el fabricante.

c) Retirar polvo o agentes contaminantes de los elementos aislantes d) Conectar la estructura del gabinete del interruptor a la tierra fisica y a la terminal

de tierra del medidor e) Efectuar la prueba cuando la humedad relativa sea menor del 75% f) Esta prueba se puede realizar aplicando 2.5 ó 10 kV 19.2.2.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA En la figura 19.2 se ilustran las conexiones de los circuitos de prueba para la medición del factor de potencia para interruptores en tableros Metal Clad.

CE

1

2

AS1

AS2E

F.P.

T.B.T. (LV)

T.A.T. (HV)


19-7 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

POSICION DEL CONEXIONESINTERRUPTOR T.A.T. T.B.T. SELECTOR

1 ABIERTO 1 E GROUND AS1, ES2 ABIERTO 2 E GROUND AS2.ES,BA3 ABIERTO 3 E GROUND AS3,ES4 ABIERTO 4 E GROUND AS4,ES,BA5 ABIERTO 5 E GROUND AS5, ES6 ABIERTO 6 E GROUND AS6,ES,BA7 ABIERTO 1 2 UST CE8 ABIERTO 3 4 UST CE9 ABIERTO 5 6 UST CE

AS.- AISLAMIENTO SOPORTE BA.- BARRA DE ACCIONAMIENTOES.- ELEMENTO SEPARADOR CE.- CAMARA DE EXTINCIONE.- ESTRUCTURA

MIDEPRUEBA

Fig. 19.2 INTERRUPTORES DE VACIO, GAS SF6, ACEITE Y SOPLO MAGNÉTICO

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA UTILIZAR FORMATO DE PRUEBA No. SE-19-02


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19.2.2.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS Para la interpretación de resultados de factor de potencia en interruptores de vacío, gas SF6 y soplo magnético se recomienda analizar y comparar las pérdidas dieléctricas con las pruebas anteriores o bien contra las realizadas a interruptores del mismo tipo o marca. Tabla 19.1 Interpretación de resultados de la prueba de factor de potencia para interruptores de de vacío, tanque vivo gas SF6 y tanque muerto gas SF6 , la cual se anexa en la pagina 19-9.


19-9 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30



IIFS TERM. 1,3,5 GROUND 12 0.000% 0.000% 8.333% 50.000% 41.667% 0.000%IIFI TERM. 2,4,6 GROUND 12 0.000% 0.000% 100.000% 0.000% 0.000% 0.000%



TERMINAL TANQUE GROUND 24 0.000% 0.000% 50.000% 45.833% 4.167% 0.000%TERM. 1,3,5 TERM. 2,4,6 UST 12 83.333% 8.333% 8.333% 0.000% 0.000% 0.000%

IIFS TERMINALES GROUND 24 0.000% 50.000% 50.000% 0.000% 0.000% 0.000%


TERM. 1,3,5 TERM. 2,4,6 GUARDA 6 50.000% 50.000% 0.000% 0.000% 0.000% 0.000%TERM. 1,3,5 TERM. 2,4,6 GROUND 12 100.000% 0.000% 0.000% 0.000% 0.000% 0.000%TERM. 1,3,5 TERM. 2,4,6 UST 9 66.667% 0.000% 0.000% 0.000% 0.000% 33.333%IIFALDON TERMINALES GROUND 18 0.000% 50.000% 50.000% 0.000% 0.000% 0.000%

TERM. 1,3,5 TERM. 2,4,6 GROUND 30 0.000% 83.333% 16.667% 0.000% 0.000% 0.000%TERM. 1,3,5 TERM. 2,4,6 UST 15 20.000% 66.667% 13.333% 0.000% 0.000% 0.000%IIFALDON TERMINALES GROUND 30 3.333% 53.333% 30.000% 13.333% 0.000% 0.000%

NOTA 2: Estos valores fueron obtenidos en pruebas realizadas por el personal de la divisón Golfo Centro

RANGO DE TENSIÓN

(kV)


PRUEBAS


INTERRUPTORES DE TANQUE VIVO GAS SF6

INTERRUPTORES DE VACIO

123

38

CONEXIONES DE PRUEBA RANGO DE TENSIÓN

(kV)

NUMERO DE

PRUEBAS


15.5

INTERRUPTORES DE TANQUE MUERTO GAS SF6

123

34.5

NOTA 1: Si los valores obtenidos por cada prueba rebasan los valores sombreados y en negritas de las tablas anteriores, debe investigarse la causa de estos resultados.

RANGO DE TENSIÓN

(kV)


PRUEBAS


(2, 4, 6)

(1, 3, 5)

E

1

CARGA

FUENTE

MEC

1

2

13

4

2

5

6

3

1 3 5

642

CARGA

FUENTE


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Para interruptores de bajo volumen de aceite, un aumento en las pérdidas dieléctricas puede ser originado por un deterioro del aceite aislante en la cámara interruptiva a causa de los productos generados en el proceso de extinción de arco eléctrico. 19.2.3 PRUEBA DE RESISTENCIA ENTRE CONTACTOS Los puntos con alta resistencia en partes de conducción, originan caidas de tensión, generación de calor, pérdidas de potencia y por tanto puntos calientes Esta prueba se realiza con el interruptor cerrado inyectando una corriente (que varia de acuerdo al equipo que se este utilizando) y la oposición que esta encuentra a su paso se considera como la resistencia entre contactos En los interruptores de vacio, gas SF6, soplo magnetico y aceite se utiliza el mismo procedimiento para realizar la prueba, la cual consiste en efectuar la medición entre los dedos de contacto por fase, considerando que si se obtiene algún valor fuera de rango se deben efectuar pruebas segmentadas para determinar la sección del polo en donde se encuentra la alta resistencia. 19.2.3.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA


b) Extraer el interruptor del interior del tablero Metal Clad de acuerdo al procedimiento recomendado por el fabricante.

c) Retirar polvo o agentes contaminantes d) Conectar la estructura del gabinete del interruptor a la tierra fisica y a

la terminal de tierra del medidor e) Al realizar esta prueba deben conectarse las terminales del medidor al punto

mas cercano a los dedos de contacto.


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19.2.3.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA En la figura 19.3 se ilustran las conexiones de los circuitos de prueba para la medición de la resistencia entre contactos para interruptores en tableros Metal Clad

POSICION DEL CONEXIONESINTERRUPTOR C1 P1 C2 P2

1 CERRADO 1 1 2 2 RESIS. CONTACTOS FASE A2 CERRADO 3 3 4 4 RESIS. CONTACTOS FASE B3 CERRADO 5 5 6 6 RESIS. CONTACTOS FASE C

PRUEBA MIDE

FIGURA 19.3 INTERRUPTORES DE VACIO, GAS SF6, SOPLO MAGNÉTICO Y ACEITE



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19.2.3.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS Esta prueba permite detectar problemas por alta resistencia entre contactos, que puede ser ocasionada por uno o varios elementos que conforman al interruptor que van desde las barras de ensamble hasta los contactos fijos y móviles de la cámara interruptiva. Los valores de las mediciones obtenidas pueden variar de acuerdo al tipo y diseño del equipo, debiendo cumplir la norma correspondiente o en su caso los instructivos de los fabricantes. Para interruptores de vacio, gas SF6 y soplo magnetico los valores de resistencia entre contactos por fase no debera exceder de 120 microhms y en los casos de bajo volumen de aceite no se deberán exceder valores de 150 microhms considerando siempre las caracteristicas particulares de cada equipo. 19.2.4 TIEMPO DE OPERACIÓN Y SIMULTANEIDAD DE CONTACTOS EN OPERACIÓN DE CIERRE Y APERTURA El objetivo de la prueba es determinar los tiempos de operación de los interruptores instalados en Tableros Metal Clad en sus diferentes formas de maniobra, así como verificar la simultaneidad de contactos en los polos o fases. Existen varios tipos y marcas de equipos de prueba que pueden ir desde los de operación motorizada hasta automáticos y digitales. 19.2.4.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA


b) Extraer el interruptor del interior del tablero Metal Clad de acuerdo a procedimiento recomendado por el fabricante.

c) Retirar polvo o agentes contaminantes d) Conectar la estructura del gabinete del interruptor a la tierra fisica y a

la terminal de tierra del medidor. 19.2.4.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA Las conexiones entre el equipo de prueba y el interruptor por probar, estan determinadas en el instructivo de cada equipo de prueba en particular y el diseño físico de cada interruptor, así como del arreglo del circuito de control para el cierre y apertura.


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Para realizar la prueba se debe contar con los diagramas de control de apertura y cierre del interruptor para identificar los puntos de conexión en el cual se conectaran las terminales de prueba. En el caso de que el equipo de prueba no cuente con una fuente de c.d., se debera alimentar el interruptor con una fuente externa, la cual se conectará al circuito de cierre-apertura; referirse al instructivo del fabricante. En la figura 19.4 se ilustran las conexiones de los circuitos de prueba para la medición de la velocidad de operación y simultaneidad de contactos utilizando un medidor microprocesado.

*Nota: Las pruebas 3 y 4 son opcionales

Fig. 19.4 INTERRUPTORES DE VACIO, GAS SF6, SOPLO MAGNÉTICO Y ACEITE PRUEBA DE VELOCIDAD DE OPERACIÓN Y SIMULTANEIDAD CONTACTOS


TIPO DE CONEXIONESPRUEBA A B C N

1 DISPARO (D) 1 3 5 2, 4, 6 VELOCIDAD APERTURA, DISPARIDAD POLOS2 CIERRE ( C ) 1 3 5 2, 4, 6 VELOCIDAD CIERRE, DISPARIDAD POLOS

3 * RECIERRE (D-C) 1 3 5 2, 4, 6 VELOCIDAD RECIERRE, DISPARIDAD POLOS4 * DISPARO LIBRE (C-D) 1 3 5 2, 4, 6 VELOCIDAD DISPARO LIBRE, DISPARIDAD POLOS

PRUEBA MIDE


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En la figura 19.5 se muestra el diagrama esquemático general para las conexiones de control del equipo de prueba e interruptor cuando se utiliza una fuente externa de C.D.

Fig. 19.5 DIAGRAMA ESQUEMÁTICO PARA LA CONEXIÓN DEL EQUIPO DE PRUEBA AL INTERRUPTOR

PRUEBA DE VELOCIDAD DE OPERACIÓN Y SIMULTANEIDAD DE CONTACTOS

19.2.4.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS Tiempo de apertura : Es el intervalo de tiempo que tarda el interruptor en abrir,

desde que recibe la señal de apertura estando el interruptor cerrado hasta que hay la separación de contactos de cada una de las fases. Este no debe exceder de 60 milisegundos (3.61 ciclos) en equipos nuevos. Para equipos con varios años en servicio se debe tomar en cuenta los valores de puesta en servicio; así como, los valores recomendados por el fabricante.

Tiempo de cierre : Es el intervalo de tiempo que tarda el interrupor en cerrar,


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desde que recibe la señal de cierre estando el interruptor abierto hasta que cierra, midiendo éste en cada una de las fases. Este no debe exceder de 100 milisegundos (6 ciclos) en equipos nuevos. Para equipos con varios años en servicio se debe tomar en cuenta los valores de puesta en servicio; así como, los valores recomendados por el fabricante.

Para evaluar la simultaneidad entre fases, es necesario considerar la máxima diferencia entre los instantes que se tocan los contactos durante el cierre no debe exceder 3 milisegundos y para la apertura no debe exceder 2 milisegundos en equipos nuevos. Para equipos con varios años en servicio se debe tomar en cuenta los valores de puesta en servicio; así como, los valores recomendados por el fabricante. 19.3. BUSES Y BARRAS Los buses o barras de un tablero Metal Clad estan soportados por aisladores a base de resina epóxica moldeada, otros materiales aislantes moldeados o mangas termocontráctiles que son materiales que evitan la propagación de incendios, resistentes a la erosión por esfuerzos dieléctricos (descargas parciales) y libres de mantenimiento para toda la vida útil del tablero, las partes del circuito primario, tales como interruptores, transformadores de potencial, acometidas, cubículo de control, etc, estan confinadas completamente por medio de barreras metálicas conectadas a tierra. La celda o seccion del interruptor, esta dotada de una cortina metálica para prevenir la exposición de las partes vivas del circuito cuando el interruptor removible esta en la posición de prueba o fuera del tablero. Cabe señalar que existen tableros que por su año de fabricación no cumplen con estos requerimientos y deben tomarse las consideraciones especiales para su revisión y mantenimiento. 19.3.1 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO La prueba de resistencia de aislamiento a las barras de un tablero Metal Clad se efectúa durante la puesta en servicio así como también en forma rutinaria para detectar fallas incipientes en los aisladores que lo soportan. Cabe mencionar que ya estando en servicio los tableros Metal Clad, deben de extremarse las medidas de seguridad antes de efectuar este tipo de pruebas,


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Cabe mencionar que ya estando en servicio los tableros Metal Clad, deben de extremarse las medidas de seguridad antes de efectuar este tipo de pruebas, considerando siempre que el tablero debe de estar desenergizado por completo (lado fuente y lado carga). El equipo para realizar estas pruebas es el medidor de resistencia de aislamiento , el método utilizado es el de tiempo corto aplicando 5,000 Volts durante un minuto. 19.3.1.1 PREPARACIÓN PARA REALIZAR LA PRUEBA Antes de realizar la prueba de resistencia de aislamiento es necesario limpiar la superficie de los aisladores, con la finalidad que la contaminación o suciedad no influya en los resultados de la prueba. Es necesario desconectar, hasta donde sea posible, los cortacircuitos, apartarrayos y extraer de sus celdas los carros de los gabinetes de los interruptores, transformadores de servicios propios y transformadores de potencial para que no influyan en la medición tomada durante la prueba. 19.3.1.2 CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA Para las conexiones de prueba referirse al capitulo 15, en el apartado correspondiente para esta prueba. Utilizar los formatos recomendados. 19.3.1.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS En esta prueba se considera como aceptable un valor superior a 40 MΩ por cada kV de la tensión máxima de diseño de los aislamientos. 19.3.2 PRUEBA DE ALTO VOLTAJE C.D. (HIGH POT) Para realizar esta prueba referirse al capitulo 15, en el apartado correspondiente. Utilizar los formatos recomendados. 19.4. SECCIONES DE FUSIBLES Los tableros metal clad además de los elementos anteriores pueden contar con fusibles de potencia en las secciones de servicios propios, banco de capacitores y


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transformadores de potencial, las cuales contienen aislamientos que deben ser probados para evaluar su condición. 19.4.1. PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO Las pruebas de resistencia de aislamiento en estas secciones son importantes para conocer las condiciones de los aislamientos que los conforman. Los aislamientos soportes de estas secciones tienen la función mecánica de fijar y asegurar los fusibles de potencia que a su vez se interconectan con las barras de enganche del tablero, además que eléctricamente aíslan estos elementos de tierra (gabinete del interruptor). El aislamiento complementario varía dependiendo de la marca y tipo de cada sección siendo los más comunes los elementos separadores entre fases. 19.4.1.1 RECOMENDACIONES PARA HACER LA PRUEBA a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones generales para realizar la prueba. b) Extraer la seccion del interior del tablero Metal Clad de acuerdo al procedimiento recomendado por el fabricante. c) Retirar polvo o agentes contaminantes de los elementos aislantes. d) Conectar la estructura del gabinete de la seccion a la tierra fisica y a la terminal de tierra del medidor. e) Efectuar la prueba cuando la humedad relativa sea menor del 75%. f) Para efectura la prueba se aplican 2500 o 5000 Volts. 19.4.1.2 CONEXIONES PARA HACER LA PRUEBA En la figura 19.6 se ilustran las conexiones de prueba para la medición de resistencia de aislamiento de secciones de fusibles en tableros Metal Clad. (Proponer un dibujo mas ilustrativo)


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MEGOMETRO

EJEMPLO PRUEBA 1

POSICION DEL CONEXIONESFUSIBLE L G T

1 FUERA 1 - E AS1, ES2 FUERA 2 - E AS2.ES3 FUERA 3 - E AS3,ES4 FUERA 4 - E AS4,ES5 FUERA 5 - E AS5, ES6 FUERA 6 - E AS6,ES7 DENTRO 1-2 - E AS1,ES,AS28 DENTRO 3-4 - E AS3,ES,AS49 DENTRO 5-6 - E AS5,ES,AS6

AS.- AISLAMIENTO SOPORTE E.- ESTRUCTURA ES.- ELEMENTO SEPARADOR

MIDEPRUEBA

Fig. 19.6 SECCION DE FUSIBLES TABLERO METAL CLAD PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO



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19.4.1.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS Las lecturas en los valores de resistencia de aislamiento en esta secciones por lo general son altas, así que una lectura baja es indicativo de un deterioro de alguno de sus aislamientos o presencia de humedad. Se debe tomar en cuenta los valores de puesta en servicio; así como, los valores recomendados por el fabricante. 19.5. CUCHILLAS Los tableros metal clad pueden contener cuchillas seccionadoras las cuales contienen aislamientos que deben ser probados para evaluar sus condiciones. 19.5.1. PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO Las prueba de resistencia de aislamiento en las cuchillas seccionadoras son importantes para conocer las condiciones de los aislamientos que las conforman. El aislamiento adicional varía dependiendo de la marca y tipo de cada cuchilla 19.5.1.1 RECOMENDACIONES PARA HACER LA PRUEBA a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones generales para realizar la prueba. b) Retirar polvo o agentes contaminantes de los elementos aislantes. c) Efectuar la prueba cuando la humedad relativa sea menor del 75%. d) Para efectura la prueba se aplican 2500 o 5000 Volts. 19.5.1.2 CONEXIONES PARA HACER LA PRUEBA En la figura 19.7 se ilustran las conexiones de prueba para la medición de resistencia de aislamiento de cuchillas seccionadoras en tableros Metal Clad.


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MEGOMETRO

CUCHILLA

EJEMPLO PRUEBA 1

POSICION DE CONEXIONESCUCHILLA L G T

1 ABIERTA 1 - E AS1, ES2 ABIERTA 2 - E AS2.ES,BA3 ABIERTA 3 - E AS3,ES4 ABIERTA 4 - E AS4,ES,BA5 ABIERTA 5 - E AS5, ES6 ABIERTA 6 - E AS6,ES,BA7 CERRADA 1-2 - E AS1,ES,AS2,BA8 CERRADA 3-4 - E AS3,ES,AS4,BA9 CERRADA 5-6 - E AS5,ES,AS6,BA

AS.- AISLAMIENTO SOPORTE BA.- BARRA DE ACCIONAMIENTOES.- ELEMENTO SEPARADOR E.- ESTRUCTURA TABLERO

MIDEPRUEBA

Fig. 19.7 CUCHILLAS SECCIONADORAS TABLERO METAL CLAD PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO



19-21 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

19.5.1.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS De acuerdo a la experiencia acumulada en CFE, el valor de resistencia de aislamiento para cuchillas desconectadoras debe ser como referencia 40,000 megaohms. Se recomienda comparar con valores de equipos similares y con el historial de pruebas. 19.5.2. PRUEBA DE RESISTENCIA DE CONTACTOS El objeto de realizar esta prueba es verificar que se tenga un bajo valor de resistencia eléctrica entre los contactos respectivos de la cuchilla. 19.5.2.1 RECOMENDACIONES PARA HACER LA PRUEBA a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones generales para realizar la prueba. b) Retirar polvo o agentes contaminantes de los elementos aislantes. c) Verificar que el tablero Metal Clad este desenergizado para poder realizar esta prueba. d) Limpiar perfectamente las terminales de conexión de la cuchilla para asegurar una buena conducción, y poder obtener el valor real de la resistencia de contactos en el equipo de prueba. 19.5.2.2 CONEXIONES PARA HACER LA PRUEBA En la figura 19.8 se ilustran las conexiones para la medición de resistencia de contactos de cuchillas seccionadoras en tableros Metal Clad.


19-22 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

1

2

AS1

AS2

C 2 P 2 C 1 P 1

PROBADOR DE RESISTENCIADE CONTACTOS

CUCHILLA

POSICION DE CONEXIONESCUCHILLA C1 P1 C2 P2

1 CERRADA 1 1 2 2 RESIS. CONTACTOS FASE A2 CERRADA 3 3 4 4 RESIS. CONTACTOS FASE B3 CERRADA 5 5 6 6 RESIS. CONTACTOS FASE C

PRUEBA MIDE

Fig. 19.8 CUCHILLAS SECCIONADORAS TABLERO METAL CLAD PRUEBA DE RESISTENCIA DE CONTACTOS


19.5.2.3 INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS

Como referencia, un valor de resistencia de contactos de 100 microohms se considera aceptable para la confiabilidad en la operación de la cuchilla. Si resultaran valores superiores, se recomienda ajustar el mecanismo, así como limpiar y ajustar el área de contacto.


19-23 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBAINTERRUPTORES TABLERO METAL CLAD REPORTE No.

VACIO, GAS SF6 Y SOPLO MAGNETICO DIVISIONPRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO ZONA



OBSERVACIONES:

PROBO:


123

"""3 65

CERRADO

"

1

2

−−−−

78

3456

9 E5-6 −−

12

212

ABIERTO" 1

E

3

EEE

4"

TIERRA 60 SEG.LINEA

(MEGGER)

____________________

LECTURAFASE GUARDA

CONDICIONES DEL

AISLAMIENTO

CONEXIONES

SERIE No.

MULTIPLICADOR MEGGER:

RUEBA

POSICION

INTERRUPTOR

( MΩ, GΩ Y TΩ )

60 SEG.

1-23-4

EE

34

EE56

"


DSISPOSICION DE TERMINALES

VISTA POSTERIOR

13

5 64

2

CARGA

FUENTE


19-24 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA

INTERRUPTORES TABLERO METAL CLAD REPORTE No.PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DE AISLAMIENTO DIVISION

ZONA

SUBESTACION FECHAEQUIPO (CLAVE) MARCA TIPOVOLTAJE NOMINAL KV SERIE No.CORRIENTE NOMINAL AMP CAPACIDAD INTERRUPTIVA MVACORRIENTE DE INTERRUPCION KA


TIPO ACEITE SOPLOMAGNETICO VACIO SF6

DISPOSICION DE FACTOR DE CORR. POR TEMP.TERMINALES OBSERVACIONES

VISTA POSPERIOR

PROBO:

REVISO:

FORMATO SE-19-02

5 6 UST4 UST38 ABIERTO

1 2 UST6 E GROUND5 E GROUND4 E GROUND

E GROUND2 E GROUND

AISLAMIENTO

1 E GROUND

LECT.

VOLTAJE APLICADO

CONDIC. DEDE PRUEBA MILIVOLTAMP

MILIAMPERES MILIWATTS WATTS DE POTENCIA

2.5 KV 10 KV

% FACTOR

LECT. MULT. VALOR

CONEXIONES

T.A.T. T.B.T. SELECTOR

SERIE No.

567

PRUEBA

123

9

POSICION DEL INTERRUPTOR

ABIERTOABIERTOABIERTOABIERTOABIERTOABIERTOABIERTO

4

ABIERTO

MEDIDO CORR 20 ºC

E = ESTRUCTURA

MULT. VALOR

3

13

5 64

2

CARGA

FUENTE


19-25 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBA REPORTE No. DIVISIONZONA

%

OBSERVACIONES:

REVISO

RPE

RPE

PROBO

EQUIPO DE PRUEBA

TIPO: SERIE No.

EQUIPO (CLAVE) No. DE SERIE

3.- SIMULTANEIDAD. C I C L O S M I L I S E G U N D O S

TIEMPO CONDICION

PRUEBA CIERRE APERTURAPOLO (1 - 2) (3 - 4)

INTERRUPTORES TABLERO METAL CLADPRUEBA DE RESISTENCIA DE CONTACTOS Y

TIEMPO DE OPERACIÓN

SUBESTACION FECHAMARCACAPACIDAD MVA

TIPO TENSIÓN (KV)

TEMP. AMB. ºC H.R. COND. METEOROLOGICAS

1.- R E S I S T E N C I A D E C O N T A C T O S

MARCA:

SERIE No. TIPO:

POLO . μΩ

CONDICIÓN

(1 - 2)

APERTURA EQUIPO DE PRUEBAMARCA:

EQUIPO DE PRUEBAM I C R O O H M S E N T R E T E R M I N A L E S D E P O L O

PRUEBA POLO

CIERRE (1 - 2) (3 - 4) (5 - 6)

(1 - 2) (3 - 4) (5 - 6)

(3 - 4) (5 - 6)

(1 - 2) (3 - 4) (5 - 6)

2.- TIEMPOS DE OPERACIÓN C I C L O S M I L I S E G U N D O S

MARCA: TIEMPO TIPO:

(5 - 6)


DISPOSICION DE TERMINALES VISTA

POSTERIOR

SERIE No. CONDICION


19-26 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBAREPORTE No.DIVISIONZONA


VOLTAJE NOMINAL

TEMP. AMBIENTE o C EQUIPO DE PRUEBA : MARCAHUMEDAD RELATIVA % TIPOCONDICIONES DEL TIEMPO




OBSERVACIONES:

PROBO:

REVISO:

P R U E B A D E R E S I S T E N C I A D E A I S L A M I E N T O

CUCHILLAS DESCONECTADORAS TABLERO METAL CLAD


SERIE No.

EQUIPOVOLTAJE DE

PRUEBA No. DE

PRUEBA CONEXIONES LECTURAS VALOR

TIPO No. SERIE LINEA GUARDA TIERRA 60 SEG. MEGAOHMS (MΩ) *


19-27 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

FECHA ULTIMA PRUEBAREPORTE No. DIVISION ZONA

SUBESTACION FECHA

TEMP. AMBIENTE o C OHMETRO DE PRUEBA : MARCA HUMEDAD RELATIVA % TIPO

OBSERVACIONES: CONDICIONES DE LA RESISTENCIADE LOS CONTACTOS:

B= BUENO I= INVESTIGAR

PROBO: M= MALO

REVISO:

P R U E B A D E R E S I S T E N C I A D E C O N T A C T O S

CUCHILLAS DESCONECTADORAS TABLERO METAL CLAD


SERIE No.

EQUIPO LECTURAS ( MICROOHMS ENTRE TERMINALES ) CONDICIONES

CLAVE MARCA TIPO NUMERO DE SERIE POLO-1 POLO-2 POLO-3 POLO-1 POLO-2 POLO-3


20-1 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

C A P Í T U L O 20

INSPECCIÓN DE SUBESTACIONES Las subestaciones eléctricas de distribución son fuentes de energía que están interconectadas al sistema eléctrico nacional, deben mantenerse en optimas condiciones de operación para evitar disturbios que pudieran poner en riesgo la continuidad del servicio y por ello se requiere realizar acciones continuas, siendo una de ellas la INSPECCIÓN. Esta nos ofrece periódicamente un panorama general del estado de las subestaciones, con el propósito de programar con oportunidad la corrección de fallas potenciales, para mantener la confiabilidad, conservación y seguridad de la instalación. La inspección de subestaciones se debe realizar con personal operativo de distribución, de mantenimiento a subestaciones, y todo el personal relacionado con la operación de las mismas. 20.1 INSPECCIÓN. La inspección se define como la observación del estado físico y funcionamiento de las instalaciones y equipos instalados en las subestaciones, y se debe llevar a cabo con una periodicidad mensual para la inspección minuciosa. La inspección no es limitativa, por lo que, si la persona que la realice detecta alguna parte o equipo con alguna anomalía deberá de informar de inmediato y estar disponible para actuar en consecuencia en forma adecuada y oportuna. Esta inspección consiste en la observación y verificación a detalle de los diferentes componentes de la subestación considerando obra civil, electromecánica, parámetros operativos, estado y condiciones físicas del equipo de la subestación. 20.1.1 RECOMENDACIONES PARA EFECTUAR LAS INSPECCIONES.

a) El personal que realice las inspecciones debe estar capacitado para realizarlas. b) Debe contar con el equipo de seguridad personal.

c) Conocer las medidas de seguridad del Reglamento interno de Seguridad e


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Higiene en su sección “Trabajos en Subestaciones”.

d) Contar con equipo de comunicación.

e) Estar facultado para la toma de licencias, permisos y libranzas.

20.1.2 GUÍA DE LLENADO DE FORMATO DE INSPECCIÓN DE

SUBESTACIONES (FORMATO SE-20-01) Información y criterios útiles para el llenado del formato. 1) DIVISIÓN Nombre de la división correspondiente. 2) ZONA Nombre de la zona. 3) SUBESTACIÓN Nombre de la subestación inspeccionada. 4) AÑO Año en que se realizó la inspección. 5) MES Mes en que se realizó la inspección. 6) DIA Día en que se realizó la inspección. 7) INSPECCIÓN Nombre de la persona que ejecutó la inspección. 8) REVISO Nombre de la persona que revisó la inspección. ACTIVIDADES A DESARROLLAR 9) INSPECCIÓN VISUAL Se refiere solo a la observación que se realiza a los

equipos. 10) VERIFICAR Se debe efectuar a la instalación y equipos que es

necesario comprobar su estado o condición operativa.

11) EJECUTAR Se refiere a una acción específica a realizar en el equipo indicado.


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20.1.3 ALCANCE CONTEMPLADO EN LAS ACTIVIDADES. Existen candados y llaves. Verificar su existencia y estado en que se

encuentran. Existe maleza. Inspeccionar si existe maleza en el área de equipo

eléctrico y predio. Existen letreros preventivos Confirmar la existencia de letreros de seguridad de seguridad. adecuados y en buen estado en los lugares señalados en el formato de la inspección. Existen materiales extraños Inspeccionar la existencia de materiales extraños a en equipos. los equipos, estructuras, buses y en la

subestación y aplique su criterio de atención según el caso.

Piezas faltantes. Inspeccionar por faltantes en la estructura y piezas

dañadas. Cables y puentes firmes. Inspeccionar la condición de cables y puentes,

Previniendo posibles calentamientos u otra anomalía. Porcelana en buen estado. Inspeccionar las condiciones físicas de los aisladores

y (Aisladores y boquillas) boquillas de los equipos que se encuentran indicados

en el formato. Conexiones de tierra completa. Inspeccionar el correcto estado de las conexiones a

tierra de los equipos, cerca perimetral, etc. Pintura en buen estado. Inspeccionar la condición de la pintura en general de

la subestación. Resistencia calefactora. Esta verificación consiste en cerciorarse de la

correcta operación de las resistencias calefactoras ubicadas en los gabinetes de los equipos indicados en el formato.

Alimentación VCA/VCD existe. Esta verificación consiste en asegurarse que exista

alimentación de CA y CD.


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Nivel de aceite correcto. Esta verificación consiste en asegurarse que el nivel

de aceite de los equipos indicados en el formato. Existen fugas de aceite, aire, Esta verificación se refiere a la revisión de presencia y SF6. de fugas en los equipos indicados en el formato. El equipo tiene nomenclatura. Se refiere a la verificación de la nomenclatura en

buen estado y correcta de acuerdo al reglamento de operación.

Operación de alumbrado y Esta verificación refiere a la revisión de la operación alumbrado de emergencia. del alumbrado normal y de emergencia. Operación de ventiladores. Verificación del correcto funcionamiento de los

ventiladores del sistema de enfriamiento del transformador de potencia en todos sus pasos.

Presión nitrógeno. Se requiere la inspección de la presión de nitrógeno

del sistema de preservación del aceite. Temperatura de aceite. Realizar la inspección de la operación del indicador

de temperatura del aceite y restablecer las agujas. Temperatura de devanados. Inspección del indicador de temperatura de

devanados o el indicador de por ciento de carga térmica y restablecer las agujas.

Color normal del preservativo Esta inspección se refiere a la revisión del color de la Sílica gel sílica gel y su condición como conservador en los

equipos Existen indicios de plagas. Es verificar la existencia de plagas.(roedores,

inceptos). Nivel de electrolito. Esta verificación se refiere a la inspección del

correcto nivel de electrolito en las celdas. Estado de bornes de Verificación de la condición que guardan los bornes

y puentes de conexión de los bancos de baterías. Conexiones.


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Lámparas detectoras de falla Observar que la lampara indicadora este encendida. a tierra encendidas. Lámparas de señalización Se refieren a la verificación de la condición (Roja-Verde) fundidas. operativa de las lámparas de señalización. Materiales no útiles. Debe inspeccionarse que la subestación se encuentre

libre de materiales no útiles o ajenos. Tapas de trincheras Verificación del buen estado y colocación de

todas las tapas de trincheras en la subestación. completas y buen estado. Existen extintores. Se realizará la verificación de la existencia de

extintores de acuerdo a su vigencia y carga. . Diagrama unifilar de la Inspección de la existencia de diagrama actualizado subestación. de la subestación. Sistema de ventilación Se requiere verificar la correcta operación

de extractores y unidades de aire acondicionado. extracción y aire acondicionado. Drenaje pluvial. Realizar la inspección para conocer el estado que

guarda el sistema de drenaje pluvial para evitar encharcamientos e inundaciones en las subestaciones.

Alambre de púas helicoidal. Inspeccionar las condiciones del alambre de púas de

las cercas o bardas perimetrales. Condiciones de barda y/o Inspeccionar el estado de las bardas y

cercas Malla ciclónica. perimetrales, con el fin de asegurar que la

instalación cuente con las condiciones para evitar actos inseguros o de vandalismo.

Filtraciones de agua. Inspeccionar techos de las casetas de control con el

fin de detectar filtraciones.


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Estado de ventanas. Inspeccionar el estado de las ventanas con el fin de asegurar que la caseta cuente con las condiciones para evitar actos inseguros o de vandalismo.

Purga de compresor. Ejecutar durante la inspección la purga de los

compresores y sistema neumatico que cuenten con estos equipos.

Relevador buchholtz. Inspeccionar la presencia de burbujas en el

buchholtz. Protección anti-fauna. Verificar que la protección anti-fauna sea la

adecuada, y este correctamente instalada. Verificación de mecanismo. Verificar la condición de los resortes, presión

neumática e hidráulica de operación y necesidad evidente de mantenimiento y empaques de puertas.

Existe oxidación. Inspeccionar que no existan muestras de oxidación

en estructuras y equipo de la subestación. Torre de comunicaciones Inspeccionar condiciones generales de la torre y

antena en buen estado de comunicación

Retenidas en buen estado. Inspeccionar las condiciones generales de las

retenidas en la torre de comunicaciones. Anclas y tensores en buen Inspeccionar las condiciones generales de anclas y estado. tensores de la torre de comunicaciones. Prueba de radio de voz Ejecutar prueba de comunicación en la frecuencia aceptable.


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20-8 81 06 26 Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 07 01 30

Som 3531 Completo

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