Mantenimiento a Una Subestacion Electrica

UNIVERSIDAD TECNOLOGICA DEL ESTADO ZACATECAS T.S.U. MANTENIMIENTO INDUSTRIAL

PLAN DE DE MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO A UNA SUBESTACION ELECTRICA

SALVADOR IBARRA GOMEZ CESAR EULISES BENITEZ DAVILA

5to “B”

MAESTRO: ING. JOSE CASTAÑON DOMIGUEZ

08/02/2012

Plan de Mantenimiento Subestación Leyda Área de Transmisión y Equipos Eléctricos

Resumen La falta de suministro eléctrico afecta la productividad de la comuna que es servida por las instalaciones de Transmisión, por esta razón, el objetivo del Plan de Mantenimiento es prevenir la ocurrencia de fallas que puedan ocasionar daños a las personas, a las instalaciones, o al medio ambiente. Este plan se basa en las recomendaciones entregadas por los proveedores de los equipos a través de sus Manuales Técnicos, así como como en la expe experie rienc ncia ia del del pers person onal al técn técnic icoo espe especi cial alist istaa de Emele Emelect ctri ricc y en las las mejo mejore ress prácticas de la industria eléctrica.

La recopilación de experiencia e información —adquirida a través de los años— y el estudio y análisis de los modos de fallas de los equipos, su criticidad, y la evaluación de riesgo riesgo que se realiza realiza permit permiten en con contest testars arsee las pregun preguntas tas sobre sobre ¿qué hacer? y ¿cuando efectuarlo?, de mo modo do que que losequiposno losequiposno falle fallenn y perm perman anez ezca cann norm normal alme ment ntee en serv servic icio io cumpliendo la función para la cual fueron diseñados. En este documento se presenta el Plan de Mantenimiento preparado para la nueva S / E Leyda de Emelectric. Se describen brevemennte las actividades y pruebas de equipos que se realizan antes, durante y después de la Puesta en Servicio, es decir, de la energización del transformador de poder y sus equipos eq uipos asociados, para garantizar así la segu seguri rida dad d de las las pers person onas as y prev preven enir ir daño dañoss a las las inst instal alac acio ione ness o al Medi Medioo Ambi Ambien ente te..

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Plan de Mantenimiento Subestación Leyda Área de Transmisión y Equipos Eléctricos

Resumen La falta de suministro eléctrico afecta la productividad de la comuna que es servida por las instalaciones de Transmisión, por esta razón, el objetivo del Plan de Mantenimiento es prevenir la ocurrencia de fallas que puedan ocasionar daños a las personas, a las instalaciones, o al medio ambiente. Este plan se basa en las recomendaciones entregadas por los proveedores de los equipos a través de sus Manuales Técnicos, así como como en la expe experie rienc ncia ia del del pers person onal al técn técnic icoo espe especi cial alist istaa de Emele Emelect ctri ricc y en las las mejo mejore ress prácticas de la industria eléctrica.

La recopilación de experiencia e información —adquirida a través de los años— y el estudio y análisis de los modos de fallas de los equipos, su criticidad, y la evaluación de riesgo riesgo que se realiza realiza permit permiten en con contest testars arsee las pregun preguntas tas sobre sobre ¿qué hacer? y ¿cuando efectuarlo?, de mo modo do que que losequiposno losequiposno falle fallenn y perm perman anez ezca cann norm normal alme ment ntee en serv servic icio io cumpliendo la función para la cual fueron diseñados. En este documento se presenta el Plan de Mantenimiento preparado para la nueva S / E Leyda de Emelectric. Se describen brevemennte las actividades y pruebas de equipos que se realizan antes, durante y después de la Puesta en Servicio, es decir, de la energización del transformador de poder y sus equipos eq uipos asociados, para garantizar así la segu seguri rida dad d de las las pers person onas as y prev preven enir ir daño dañoss a las las inst instal alac acio ione ness o al Medi Medioo Ambi Ambien ente te..

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Índice

Índice 1. DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN LEYDA 1.1. 1.1. Tap off de 110 kV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2. Transformador de Poder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.3. 1.3. Sala Sala de Celd Celdas as y Serv Servic icio ioss Auxi Auxili liar ares es . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2. CRITERIOS CRITERIOS DE MANTENIMIENT MANTENIMIENTO O 2.1. Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2. Metodología . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2.1. Modos de Falla . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2.2. Tipos de Falla . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2. 2.2.3. 3. Tipos ipos de Tare areas de Mant Manten encción ión . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2. 2.2.4. 4. Desa Desarr rrol ollo lo de Tarea areass de Mant Manten enim imie ient ntoo . . . . . . . . . . . 2.3. Est Estrategia de Mantenim imiiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.3.1. 2.3.1. Manten Mantenimie imiento nto preve preventi ntivo vo progra programad madoo en el tiempo tiempo . . . 2.3.2. 2.3.2. Manten Mantenimie imiento nto preve preventi ntivo vo por con condic dicion iones es operac operacion ionale aless 2.3 2.3.3. Mantenim imiiento correctiv tivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3. MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES 3.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2. 3.2. Prin Princi cipa pale less elem elemen ento toss de un tran transf sfor orma mado dorr 3.3. 3.3. Equi Equipa pami mien ento to de un tran transf sfor orma mado dorr . . . . 3.3.1. El estanque . . . . . . . . . . . . . . 3.3.2. Los aisladores . . . . . . . . . . . . . 3.3. 3.3.3. 3. El camb cambia iado dorr de der derivac ivacio ione ness . . . . 3.4. 3.4. Disp Dispoositi sitivo voss indi indiccador adorees y de alar alarma mass . . . 3.4 3.4.1. Indicador de temper peratura ura . . . . . . 3.4. 3.4.2. 2. Desh Deshid idra rata tado dorr con con síli sílicca gel . . . . . 3.4 3.4.3. Válvula vula de sobrepresión ión . . . . . . . 3.4.4. El relé Buchholz . . . . . . . . . . . . 3.4 3.4.5. El relé de presión ión súbit úbitaa . . . . . . . 3.5. 3.5. Prue Prueba bass de Trans ransfo form rmad ador ores es en Fábr Fábric icaa . . 3.5 3.5.1. Prueba uebass pre prelim liminar inarees . . . . . . . . . 3.5 3.5.2. Prueba uebass finales de rutina ina . . . . . . . 3.5.3. Pruebas especiales . . . . . . . . . . 3.6. 3.6. Prue Prueba bass a Trans ransfo form rmad ador ores es en Terre erreno no . . . 3.6 3.6.1. Prueba uebass no eléctricas . . . . . . . . . 3.6.2. Pruebas eléctricas . . . . . . . . . . . 3.7. Man Mantención Preven ventiva iva . . . . . . . . . . . . 3.7. 3.7.1. 1. Anál Anális isis is peri periód ódic icoo del del acei aceite te mi mine nera rall

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15 15 15 16 16 19 19 19 19 20 20 20 20 21 22 22 23 24 24 24 26 26

Índice 3.7. 3.7.2. 2. 3.7.3 3.7.3.. 3.7. 3.7.4. 4. 3.7.5.

Dete Detecc cció iónn de prob proble lema mass en el acei aceite te . . . . Análi Análisis sis crom cromat atog ográ ráfic ficoo de gase gasess disue disuelt ltos os Prueba uebass eléc eléctr tric icas as a la aisl aislac ació iónn . . . . . . . Inspección visual . . . . . . . . . . . . . . .

4. MANTENIMIENTO DE INTERRUPTORES INTERRUPTORES 4.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2. 4.2. Desc Descri ripc pció iónn del del Inte Interr rrup upto torr Siem Siemeens . . . . 4.3. 4.3. Mant Manten enim imie ient ntoo del del Inte Interr rrup upto torr Siem Siemen enss . . 4.4. Ins Instru trucciones de Seguridad . . . . . . . . . 4.4. 4.4.1. 1. Ac Acer erca ca del del pers person onal al que que inte interv rven enga ga 4.4.2. 4.4.2. Acerc Acercaa del gas SF6 . . . . . . . . . .

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5. MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN OPERACIÓN GRUPO ELECTRÓGENO 5.1. Descripción General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2. 5.2. Pane Panell de Trans ransfferen erenccia de Car Carga . . . . . . . . . . . . . . . 5.3. Mantenimiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.4. Operación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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6. OPERACIÓN DE LA SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN LEYDA LEYDA 38 6.1. 6.1. Plan Plan Gene Generral de Mant Manten enim imie iennto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 7. PLANTILLAS PLANTILLAS DE MANTENIMIE MANTENIMIENTO NTO DE EQUIPOS EQUIPOS

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1 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN LEYDA

1. DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN LEYDA En esta sección se realiza una breve descripción de las nuevas instalaciones eléctricas de la nueva S / E Leyda, a partir de estas se define el Plan de Mantenimiento que se aplicará a esta nueva subestación primaria. Las instalaciones consisten en un tap off en 110 kV y una subestación de bajada 110 / 13,2 kV con potencia instalada de 10 / 12,5 MVA. Esta subestación está ubicada en la V región, Provincia y Comuna de San Antonio (ver figura 1). La subestación se ha proyectado para tener una vida útil 50 años de operación.

1.1. Tap off de 110 kV Consiste en el seccionamiento de uno de los circuitos de la actual línea de 110 kV, Alto Melipilla - San Antonio, con dos nuevos paños de 110 kV al interior del recinto de la subestación Leyda, los que alimentarán una nueva barra de 110 kV, manteniendo la configuración típica de este tipo de disposición, en cuanto a equipos principales, en la figura 2 se puede ver una diagrama de perfil de estas instalaciones. ElpatiodeAltaTensión(AT)estáconformadoporelconjuntodelíneas,aisladoresyequipos, que energizados en un voltaje de 110.000 volts, permiten energizar el transformador de poder de la subestación.

1.2. Transformador de Poder El equipo principal de la subestación primaria en un transformador trifásico, marca Rhona, 115.000 / 13.800 volts, 10 / 12,5 MVA, ONAN / ONAF, 50 Hz, con transformadores de corriente tipo bushing en los enrollados primario y secundario y cambiador de tomas bajo carga (CTBC) en el enrollado primario, en la figura 3 se muestra el plano físico del transformador. En la Tabla 1, página 18, se describen las caracterristicas eléctricas de diseño del transformador a instalar en la subestación Leyda. El Transformador de Poder cumple la función de reducir el voltaje de Alta Tensión (110.000 volts) a Media Tensión (13.200 volts), voltaje a través del cual se distribuye energía en la zona de concesión de Emelectric. Este equipo tiene una función esencial dentro de la subestación, y es por lo tanto crítica, debido a esto, el Plan de Mentenimiento se enfoca esencialmente en el cuidado de este activo

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1 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN LEYDA O B X O X R P A R A A L T U E N P A R R A C G 4 0 1 . 0 0 1

O S E C C A E D 0 5 O : L 2 L 1 : E A L U A C C S E E L L A T E D

E T N E T S I X E B 0 - A 0 D 1 B : A 1 E Z A T L L A A R C C S O E C O P I T L I F R E P

A

B

B

6 0 . 0 0 1 8 9 . 9 9 4 0 . 0 0 1 E T A N D E A T Z L S I A X C E

E T A N D E A T Z S L I A X C E

A M R E B

A R R E I T

A

. Y O R P O S E S C 0 A 0 - C A 1 : A 1 A O E L T I P A C R T S O E L I C F R E P

8 0 0 2 A 1 N E O I D A I M N A 1 H U L C J º E N F

O S X I X V E R

S E N O I S I V E E L R

A N T E E D N A U B C

O D A T C E Y O R P O S E C C A

X L X X A X T X E D

3 1 . 0 0 1 E T A N D E A T Z S L I A X C E

. D V E E R

3 2 . 0 0 1 E T A N D E A T Z S L I A X C E 8 1 . 0 0 1

O N A L P

8 0 0 A 2 H C O I E N F U J

V A P

S O S E C C A S E E D L L L A A T R E E D N E Y G O N A L P

S A L

: N Ó I C P I R C S E D

A M R E B

N O I G E R V

A R R E I T 0 8 3 . 0 0 1

: N O I G E R

S A D A C I D N I

: A L A C S E

O I N O T N A N A S : A I C N I V O R P

A D Y E L

: A N U M O C

A D A Y Í E R L E I N N O I E C G A N T I S E E D B O I U D S U O T S S E E C C A

N E D A B A 5 T 2 : E 1 A N L A U C C S E E L L

O T C E Y O R P L E D N O I C A B O R P A

A T E D

B

O T C E Y O R P L E D N O I C U C E J E

A

B

O T C E Y O R R O P T L E U D S E N F O E C J

L A C S I F R O T C E P S N I

A

S A C I S L A B C U I P D L B S A D U A I P R L A S B I A O V R E B D E O L D E A N O D R I E C O I N C R E E E G R T N I D S I O N I I C M C E R I D

Figura 1: Plano geográfico de ubicación y acceso a la nueva subestación Leyda

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Figura 2: Tap Off de 110 kV

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1 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN LEYDA crítico sin el cual una subestación primaria no puede entregar energía a las cargas aguas abajo de sus instalaciones.

1.3. Sala de Celdas y Servicios Auxiliares La Sala de Celdas recibe la energía en el nivel de Media Tensión que entrega el transformador de poder, en forma subterranea a –través de cables aislados– y distribuye esa energía a través de 4 circuitos o alimentadores, por medio de los cuales se fracciona la carga por zonas, de forma que una falla en las redes de distribuión no se propague a todo el sistema, sino que se pueda aislar el circuito afectado mientras los demás siguen en servicio. En la figura 4 se puede ver un plano de planta de la sala eléctrica y de servicios auxiliares. Otras instalaciones o equipos asociados a estas instalaciones se pueden resumir en: Sala de control y protecciones 110 kV: contienelosgabinetesconlosequiposdeprotección, control, medida y comunicaciones que permite operar, monitorear y transmitir a distancia las señales de control y medida del Tap Off de 110 kV Sala de Celdas y Transformación: en esta sala se encuentran las protecciones, y sistemas de control y medida desde donde se derivan cuatro (4) circuitos de media tensión. En esta sala también se encuentran los tableros generales de fuerza y alum brado de corriente alterna y continua. Transformador de servicios auxiliares: consiste en un transformador de 75 KVA, que permite proveer de energía los servicios esenciales de toda la subestación. Grupo generador de emergencia: setratadeungeneradorde80KVAqueentraaoperar sólo en el caso de asencia de tensión alterna de baja tensión. Permite respaldar los servicios esenciales de la subestación en caso de contingencias mayores. Cargador de baterías: este elemento toma la tensión alterna provista por el transformador de servicios auxiliares y la convierte en una tensión continua que alimenta el banco cargador de baterías y a todos los equipos de protección, control y medida de la subestación Sala de baterías: se trata deunasala hermética quecontiene un banco de baterías. Provee una vía de acumulación de energía continua que será esencial en caso de fallas o cuando se produzcan cortes del suministro eléctrico.

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Figura 3: Plano perfil del patio de transformación 110/13.2 kV

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Figura 4: Sala de Celdas

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2 CRITERIOS DE MANTENIMIENTO

2. CRITERIOS DE MANTENIMIENTO Para realizar un análisis de las funciones de mantenimiento de cada equipo, se plantea un marco general en que se aplica una Plantilla de Mantenimiento que va desde lo más general a lo particular, centrándose el análisis en la criticidad del elemento, y en un análisis de riesgo que permite evaluar el efecto que tendrá una falla sobre el conjunto del subsistema. Para la elaboración de un programa de mantenimiento se adoptan ciertos criterios, que permiten orientar y enmarcar las tareas o acciones a ejecutar desde la puesta en servicio y durante toda la vida útil de las instalaciones.

2.1. Objetivos El Objetivo del Mantenimiento es asegurar que —los activos físicos— continúen desempeñando las funciones deseadas para las cuales fueron diseñados, por ello se centra la atención en el cuidado de las funciones críticas que permiten que el sistema opere según se desea 1. Dado que lo que interesa es la disponibilidad del equipo o línea eléctrica, el que a su vez depende de las fallas, el programa de mantención se sustenta en un análisis de confiabilidad. 2. Más que el equipo mismo, interesa la función que este desempeña, que es la que realmente produce resultados, y que es interrumpida por las fallas. 3. Se toma como base la tasa de fallas y su influencia sobre el total, así como la criticidad del elemento objeto del mantenimiento que se evalúa.

2.2. Metodología Es un procedimiento sistemático y estructurado para determinar los requerimientos de mantenimiento de los equipos en su contexto de operación. La metodología consisten en analizar las funciones de los activos, ver cuales son sus posibles fallas, luego preguntarse por los modos de falla y las causas raíz de estas, estudiar sus efectos y analizar sus consecuencias. 2.2.1. Modos de Falla

Local: Afecta el equipo en forma local Sistema: Afecta el sistema bajo análisis

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2 CRITERIOS DE MANTENIMIENTO General: Afecta más allá del sistema bajo análisis 2.2.2. Tipos de Falla

Cada modo de falla crítico, y el efecto resultante son clasificados en uno de cuatro categorías o prioridades: Fallas invisibles: Son las fallas que no aparecen inmediatamente, pero que incrementan el riesgo de fallas de múltiples consecuencias, e.g. falla en un interruptor o en un dispositivo de protección. Seguridad y ambientales: Estas son fallas que tienen una alta probabilidad de causar pérdida de vidas o serios perjuicios ambientales. Operacional: Son las fallas que producen gastos indirectos al agregar costos de reparación. No Operacional: Estas fallas no involucran sólo costos de reparación.

Estas categorías son aplicadas para asegurar un nivel de mantención suficiente que permita prevenir de efectivamente una falla. 2.2.3. Tipos de Tareas de Mantención

Las tareas de mantenimiento que se eligen son de tres tipos: Condición directa: Las mantenciones son programadas de acuerdo a la condición de los equipos. Son invasivas y se ejecutan solamente como resultado de la presencia de condiciones límites, por ejemplo, realizar mantención cada 1000 operaciones de un interruptor. Tiempo definido: Son mantenciones programadas de acuerdo a intervalos específicos, que se definen de acuerdo a la condición de los equipos. Búsqueda de fallas: Soninspeccionesespecialesqueserealizansinosehacemantención preventiva o como una manera de identificar fallas que permanezcan invisibles. En la práctica, las inspecciones usualmente son programadas de acuerdo a intervalos que aseguren la funcionalidad del sistema.

Siresultaqueningunadeestastareasesapropiada,poromisiónseasumequeserealizará mantención correctiva cuando se presente la falla, ya sea porque no haya sido detectada con anticipación, o porque tiene su origen en causas externas, por ejemplo, a provocada de un temporal que arroje elementos extraños sobre equipos energizados.

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2 CRITERIOS DE MANTENIMIENTO 2.2.4. Desarrollo de Tareas de Mantenimiento

El análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP) confirma que el diseño y construcción de sistemas de transmisión –ya sean estas líneas o subestaciones– debe tener una alta confiabilidad. Cualquier pérdida individual, o parte de un equipo que falle, genera altos costos de reparación independientemente de sus consecuencias operacionales. La identificación de los modos de falla adquiere mayor relevancia cuando la falla causa múltiples consecuencias independientes, por ejemplo una falla interna del transformador de poder.

2.3. Estrategia de Mantenimiento A continuación se describen tres tipos de estrategias de mantenimiento aceptados universalmente, y se describe qué es lo que caracteriza a cada una de ellas: 2.3.1. Mantenimiento preventivo programado en el tiempo

Se trata de Planificar en el Tiempo una cierta de periodicidad de pruebas que permitan determinar la condición o estado operacional de un determinado equipo. Este tipo de mantenimientos programados es intrusivo, es decir, se deben desconectar eléctricamente los elementos o equipos que se intervienen, generalmente en estas desconexiones programadas se realizarán de forma que coincidan con las fechas en que corresponde efectuar el reemplazo de una pieza o parte del equipo que se haya deteriorado en el tiempo. Se trata de: Planificar en el tiempo, por ejemplo, se define que se realizará una prueba de Tangente Delta sobre un transformador de poder cada 36 meses luego de su puesta en servicio, esto aun en el caso de que el transformador no tenga indicios de mal funcionamiento. Prevenir modos de falla predominantes , en esta caso se definen mantenimietos debido a la antiguedad de los equipos, o a la marca y modelo específico. Por ejemplo, de acuerdo a su historial de fallas o porque se tiene evidencia de que se debe revisar ciertas partes o elementos con mayor énfasis para prevenir fallas. Programar fechas límites de intervención. Se definen lapsos de tiempo en que los equipos deben se deben revisar los parámetros operacionales de los equipos. Estos se comparan con los que se registraron durante la puesta en servicio para evaluar su evolución en el tiempo. Programar intervenciones basadas en condiciones operacionales , en este caso se programan mantenciones fuera de los plazos pre-definidos, a causa de que una inspección previa encontró una anormalidad. Por ejemplo, deterioro en los parámetros

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2 CRITERIOS DE MANTENIMIENTO físico-químicos del aceite, o una filtración menor de aceite en el transformador de poder. En estos casos se dice que es Preventivo Programado, debido a que la condición que lo genera no amerita una intervención inmediata, sino que permite su planificación en el tiempo para su reparación. 2.3.2. Mantenimiento preventivo por condiciones operacionales

Esta tipo de mantenimiento es el eje principal sobre el que se define la Estrategia de Mantenimiento de Emelectric. Esencialmente se pone mucho énfasis en inspecciones periódicas de los elementos del sistema de subtransmisión, en: la búsqueda de fallas invisibles monitoreo de los parámetros eléctricos medición —no intrusiva— de parámetros físicos De esta forma, se refurzan las tareas tales como realizar inspecciones visuales de las subestaciones primarias a lo menos una (1) vez al mes, o revisar las instalaciones con Cámaras Termográficas, en las días y horas de mayor demanda, en la búsqueda de puntos calientes. Los mantenimiento se ejecutarán una vez que se detecte una condición de anormalidad que sea detectada y que indique que se está en una condición límite. 2.3.3. Mantenimiento correctivo

La finalidad de las tareas de mantenimiento preventivo es evitar que se produzca una falla. Sin embargo, aun así estas se pueden originar por diversas causas, en cuyo caso se debe proceder a efectuar un mantenimiento correctivo. Desde el punto de vista del mantenimento, este se enfoca en prevenir —bajo esa condición— la forma de respoder de mejor forma a la contingencia. Se caracterizan por: No son planificadas. Tienen un alto costo de reparación. En ocasiones tienen consecuencias mayores para la Comunidad o para el Medio Ambiente. Generan el escenario menos deseado, por lo que se pone mucho énfasis y recursos en evitarlos.

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2 CRITERIOS DE MANTENIMIENTO Como se previenen: 1. La empresa maneja Planes de Contingencia que se aplican cuando ocurre la falla 2. Se tiene personal de mantenimiento especializado y en constante capacitación para enfrentar, evaluar y resolver problemas técnicos de alta criticidad 3. Se manejan stocks de repuestos críticos, ya sean estos, piezas o partes de un elemento, o un equipo completo, como por ejemplo un transformador de poder de respaldo. Emelectric adquirió el año 2008 un Transformador Móvil de 30 MVA, este activo está destinado como respaldo de transformadores de poder por contingencias graves.

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3 MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES

3. MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES 3.1. Introducción El transformador ha sido definido por mucho tiempo como un dispositivo estático, formado por uno, dos o más enrollados acoplados con un núcleo magnético, y se considera tradicionalmente como un elemento que no tiene partes en movimiento. Esto no es cierto, por el contrario, aunque el transformador es la única pieza del equipo eléctrico que no tiene partes en movimiento funcional, tiene distintos dispositivos en movimiento cuando es energizado (accesorios auxiliares, cambiador de taps, ventiladores, bombas impulsoras, etc.). En un ciclo normal de operación, la carga que incide sobre la temperatura, y la fuente de voltaje y corriente juega un rol importante en la vibración de toda la estructura (expansión y contracción de materiales). Las condiciones climáticas, la contaminación, las fallas que ocurren en el sistema, actúan desfavorablemente en el transformador e involucra un peligro en la continuidad del servicio, por lo tanto se requiere que el equipo mantenga su calidad y confiabilidad. Para que el transformador sea confiable, en un sistema en el cual es uno de los protagonistas más importantes, y asegurar una larga vida de operación en condiciones normales, tanto el cliente como el fabricante toman medidas para asegurar un buen desempeño del transformador. Tanto las pruebas en fábrica como el mantenimiento preventivo1 entregan esta confiabilidad.

3.2. Principales elementos de un transformador Se considera que las tres partes esenciales de un transformador básico son: El enrollado primario El enrollado secundario El núcleo

1 El Plan Mantenimiento para Transformadores de Poder de Emelectric está basado en el «Manual de Mantenimiento de Transformadores » preparado por Rhona para la mantención de sus equipos.

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3 MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES El núcleo se considera como un circuito magnético con una estructura de soporte, y es la parte en la cual el campo magnético oscila. Elenrolladoprimarioysecundarioincluyelosconductoresporelcualcirculalacorriente y usualmente es fabricada de cobre electrolítico. Los dos son normalmente independientes y están aislados entre sí y son enrollados en un núcleo común. Otras partes importantes del transformador El estanque, este contiene al transformador, el sistema de radiación (radiadores) y el medio refrigerante, que también es aislante. Los aisladores (bushings), son los terminales de los enrollados. El refrigerante (aislante), es el medio en el cual esta inmerso el transformador dentro del estanque. Comúnmente se emplea líquidos como aceite, silicona, o gases como aire, SF6, etc.

Finalmente, a las partes más importantes antes mencionadas, se suman las siguientes: Materiales de aislación sólida de enrollados y núcleo. Cambiador de derivaciones (taps). Dispositivos de protección, relés, válvulas, indicadores, etc. Los materiales que generalmente se emplean en la construcción de transformadores son: cobre, aluminio, acero, bronce, madera, papel kraft, prespan, aceite mineral, fibra vulcanizada, resina, porcelana, cubiertas de polímero, cinta adhesiva, empaquetaduras, pintura esmalte, etc.

3.3. Equipamiento de un transformador En la figura 5 se muestra el plano de diseño constructivo de un transformador diseñado para Emelectric por le empresa Rhona 2 tal como el que se montará sobre fundación en la nueva subestación Leyda. 3.3.1. El estanque

El estanque, como ya se mencionó provee de protección mecánica para todo el conjunto núcleo-enrollados (también llamado parte activa). Se conocen varios tipos de construcción de estanque para la conservación del aceite aislante, entre ellos los sellados y los con conservador. El estanque protege el aceite del aire, humedad y otros tipos de contaminación, 2 Transformador marca Rhona, 16 / 20 MVA, Plano P-0612.07-11.00

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Figura 5: Plano Transformador Rhona

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Tabla 1: Características Transformador de Poder Subestación Leyda

Características Transformador de Poder Marca: Número de Serie: Año Construcción: Frecuencia: Fabricado según Norma:

Rhona 20590 1999 50 IEC 76

Potencia OA Potencia FA I Elevación de Temperatura Aceite: Elevación de Temperatura Enrrollados: Altitud Máxima de Operación:

65 °C 65 °C 6O °C 65 °C 1000

Tensión Nominal Primario: Tensión Nominale Secundario: Cambiador de Taps Bajo Carga:

Hz ANSI C57 10 MVA 12.5 MVA (3 ventiladores) msnm

115000 volt (Conexión Delta) 13800 - 7967 volt (Conexión en Estrella) MR Tipo H H-III-400 D 123-12233 W

Impedancia Base 15 MVA y Toma Nominal: – Secuencia Positiva: – Secuencia Cero:

7.9% 8.3%

Peso Nucleo y Enrrollados: Peso Estanque y Accesorios: Volumen total de Aceite: Peso toral del aceite: Peso Total: Peso para transporte con aceite:

22000 12200 16990 15570 49770 43000

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Kg Kg litros Kg Kg Kg

3 MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES y en algunos casos, suple la expansión térmica del aceite que puede variar en un 6% de su volumen. Estanque con conservador Se emplean en transformadores de potencias medias y mayores. Consiste en un compartimiento auxiliar, llamado estanque de expansión, que va sobre el transformador. El volumen del conservador varía entre un 3% y 10% del volumen del estanque principal. El aceite u otro fluido aislante llena completamente el estanque principal y la parte inferior del conservador. El transformador respira a través de conservador, usualmente por un respirador deshidratante, pero el aceite del estanque principal está aislado de la atmósfera. Esto reduce la absorción de oxigeno y humedad y retarda la formación de lodo. Estanque sellado En este tipo de transformador, el espacio sobre el aceite en el estanque es llenado generalmente con un gas inerte bajo presión (nitrógeno). Algunos transformadores de este tipo usan un estanque auxiliar de gas. Usualmente se usa un dispositivo aliviador de presión-vacio para prevenir una gran diferencia de presión en el interior del estanque. Este dispositivo es colocado para mantener la presión o vacío entre un rango de -5 a +5 PSI. 3.3.2. Los aisladores

La función del aislador (bushing) es proveer la disposición como terminal de los conductores que provienen de los enrollados, y que deben pasar a través de la estructura del estanque hacia el exterior. El aislador es diseñado para aislar al conductor de un obstáculo, tal como la tapa del transformador, y conducir la corriente en forma segura de un lado del obstáculo al otro. Se requiere que el aislador sea hermético al agua, gas y aceite, para evitar el ingreso de la humedad. 3.3.3. El cambiador de derivaciones

La mayoría de los transformadores son equipados con un cambiador de derivaciones que permite pequeños cambios en la razón de voltaje. Generalmente las derivaciones se construyen en el enrollado de mayor tensión, y por medio de este sistema se puede obtener una variación de los niveles de voltaje. Existen dos tipos de cambiadores: de operación en vacío, y de operación en carga.

3.4. Dispositivos indicadores y de alarmas 3.4.1. Indicador de temperatura

Los transformadores rellenos con liquido aislante son usualmente equipados con un termómetro de bulbo y capilar (tipo dial) para medir la temperatura superior del líquido. Este dispositivo puede venir equipado con varios contactos de alarma para activar el

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3 MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES control de ventiladores, alarma por sobretemperatura o contactos para un interruptor. Un segundo termómetro puede indicar la temperatura del enrollado. 3.4.2. Deshidratador con sílica gel

Algunos transformadores con conservador son equipados con este dispositivo que previene la entrada de humedad, por el cual el transformador respira, y está formado por sales de Sílica-Gel. Es de color azulado cuando está seca y se torna rosada a blanca cuando se humedece. 3.4.3. Válvula de sobrepresión

Las fallas internas en un transformador causan descomposición del aceite y por consiguiente una generación de gas. Estos gases se evacuan a través de esta válvula, que usualmente se monta en la tapa del transformador. En transformadores de poder pueden incluir una alarma visual para indicar la operación del dispositivo, y contactos eléctricos para alarma. La operación de la válvula de sobrepresión, es indicativo de un arco interno. 3.4.4. El relé Buchholz

Los transformadores con conservador pueden ser equipados con un relé Buchholz que previene del lento desarrollo de una falla (incipiente) o un sobrecalentamiento localizado de materiales aislantes. Cuando los gases acumulados exceden una determinada cantidad (usualmente 200 cc.), se acciona una alarma. Se debe revisar el transformador cuando ha actuado este relé. El relé Buchholz es instalado en el conducto que une el estanque principal con el estanque de expansión (conservador), y es diseñado paraatraparcualquier desarrollo de gas que aumente a través del aceite. También opera por desplazamiento violento de aceite hacia el conservador. 3.4.5. El relé de presión súbita

El segundo tipo, llamado relé de presión súbita, actúa por presión de gas que se desarrolla en el interior del transformador, debido a la descomposición del aceite cuando ocurre una falla interna. También los hay que operan en un rango de aumento de presión en el espacio de gas sobre el nivel de aceite, dependiendo del tamaño de la falla. Un aumento brusco hace operar el relé en forma muy rápida (dentro de medio ciclo de la falla), para limitar daños resultante de una falla importante. Actualmente, se instalan en transformadores medianos y de poder, dispositivos que miden concentraciones de varios tipos de gases disueltos en el aceite del transformador. Estos extraen periódicamente (si es deseado) muestras de aceite y determinan concentraciones de gases individuales y totales por medio de un cromatógrafo.

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3.5. Pruebas de Transformadores en Fábrica El transformador es diseñado para satisfacer las características requeridas y las pruebas aseguran el buen funcionamiento en condiciones normales de operación. Dentro del plan de control de calidad de fabricación del transformador, se realizan una serie de pruebas llamadas pruebas de recepción en fábrica, algunas de las cuales son de rutina para el fabricante, otras denominadas «especiales»o «tipo»se realizan a pedido. Pruebas de rutina: Razón de transformación Relación de polaridad y de fase. Resistencia de enrollados. Pérdidas en vacío y en el cobre. Impedancia. Resistencia de aislación. Pruebas dieléctricas: Voltaje aplicado e inducido. Pruebas especiales: Aumento de temperatura (calentamiento). Impulso de tipo atmosférico. Descargas parciales Impulso de maniobra Nivel de sonido audible Otros pruebas: Ensayo cortocircuito controlado. Impulsos repetitivos de baja tensión. Factor de potencia de la aislación. Análisis cromatográfico.

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3 MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES 3.5.1. Pruebas preliminares

Las pruebas en fábrica son separadas en pruebas preliminares (se realizan cuando las bobinas están montadas en el núcleo antes del envasado final en el estanque), y pruebas finales cuando el transformador está completamente armado. Adicionalmente las prueba finales normalmente se dividen en las de rutina y las opcionales. 1. Razón de vueltas y polaridad: esta prueba provee la correcta razón de vueltas de los enrollados y que estos hayan sido conectados en forma apropiada. También se asegura que las derivaciones son correctas. La razón es correcta cuando se obtiene un error dentro del 0,5% de lo indicado en la placa de características. 2. Resistencia de enrollados: usando el método estándar voltímetro-amperímetro, se compara el valor medido de resistencia en corriente continua con el valor calculado de cada enrollado (pérdida en el cobre y al final de la prueba de calentamiento). Se puede verificar así que no existan malas conexiones o mal contacto. 3. Impedancia y pérdida de carga: la Impedancia del transformador puede ser medida por medio de un simple cortocircuito en un enrollado y haciendo pasar corriente nominal por el otro. La razón entre el voltaje necesario para que fluya la corriente nominal en el enrollado cortocircuitado, respecto al voltaje nominal, es la impedancia del enrollado. Cuando es necesario extraer la humedad de la aislación en un transformador en servicio, es útil conocer esta impedancia en el aceleramiento del período de secado. 4. Aislación núcleo: se aplica un voltaje alterno de 2000 V a la aislación entre el núcleo y otras partes de ferretería, para asegurar la aislación del circuito magnético. 5. Pérdidas y corriente de excitación: con esta prueba se garantiza que a tensión nominal, la frecuencia y la forma de onda mantienen los valores garantizados. 6. Secado y envasado: durante la construcción y en el almacenamiento, los materiales aislantes absorben normalmente entre un 6% y 8% del peso con humedad. La humedad en la aislación es el primer enemigo, por lo tanto es necesario removerla con métodos de secado. La aislación es secada en forma continua hasta un nivel de humedad deseado (midiendo la resistencia de aislación y el factor de potencia). El transformador es sometido a vacío y llenado con aceite limpio, seco y desgasificado, mantenido por varios días bajo una presión determinada, así el aceite es impregnado en la aislación sólida. 3.5.2. Pruebas finales de rutina

Las pruebas finales de rutina se realizan con el transformador terminado, y constan de: razón de vueltas, resistencia enrollados, pérdidas en vacío y en carga e impedancia (en

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3 MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES todas las posiciones y conexiones del cambiador de derivaciones, con esta medidas se comprueban los valores de la placa característica. Otras pruebas que también son ejecutadas: 1. Calentamiento: se hacecon el propósito de confirmar quebajoel régimen depotencia que indica la placa característica, el aumento de temperatura de los enrollados y aceite no excedan los valores garantizados. 2. Pruebas dieléctricas: son las pruebas tradicionales de tensión aplicada e inducida que garantizan el diseño del sistema de aislamiento. 3. Tensión aplicada: solicita a los principales componentes de aislación, y la aislación entre los enrollados y la tierra. El potencial inducido solicita la aislación entre los enrollados (entre vueltas y finales). En esta pruebas se aplica un voltaje / vuelta mayor que los nominales, por lo tanto requiere usar una frecuencia superior a la industrial para evitar la saturación del núcleo. 4. Resistencia de aislación: usando un megóhmetro se verifica el estado de la aislación (secado) en los enrollados y núcleo (valores típicos a temperatura. 3.5.3. Pruebas especiales

1. Factor de potencia de la aislación: con esta prueba se verifica el estado de secado de la aislación. En enrollados en aceite mineral, el factor de potencia no debe exceder a 0,5% a 20 °C, en transformadores nuevos. Para transformadores usados existen consideraciones estadísticas. 2. Ensayo de impulso: consiste en aplicar una onda de voltaje que simule una descarga atmosférica (rayo). Lososcilogramas de ondas reducidasy plenasse comparan según una secuencia determinada. cualquier discrepancia entre estas ondas, indican una falla en los enrollados, aislación, bushings u otra parte. 3. Impulso de maniobra: se simula una sobretensión equivalente a una falla de tipo switching (maniobra, abertura de interruptores) 4. Nivel audible de ruido: la mayoría del ruido en decibeles (db) durante la operación del transformador a 100 Hz. (dos veces 50 Hz), es originado por el núcleo. Los niveles de ruido van desde los 48 db a los 91 db y es un factor significativo en transformadores usados en recintos cerrados o áreas residenciales. 5. Análisis cromatográfico de gases: muy usado en la actualidad en transformadores de medianas y grandes potencias. El análisis puede realizarse antes de los ensayos finales en fábrica, y después de la prueba de calentamiento, de manera de detectar

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3 MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES algún aumento del contenido de gases, que pueden deberse, por ejemplo, a puntos calientes. 6. Impulsos repetitivos de baja tensión: es una prueba muy útil para determinar desplazamientos de los enrollados, producidos por esfuerzos mecánicos debido a cortocircuitos. Puede utilizarse como prueba especial en fábrica y tener un registro para comparar posteriormente con mediciones en terreno.

3.6. Pruebas a Transformadores en Terreno Las pruebas de mantenimiento preventivo a transformadores en servicios, tienen como primer objetivo el monitoreo de la aislación y evaluación de su operación normal. La experiencia puede ser la base de una buena selección de pruebas a ser usadas y para establecer un criterio para medir la integridad del equipo, obtiendo así un servicio libre de interrupciones. 3.6.1. Pruebas no eléctricas

Las pruebas que se realizan con el transformador en servicio (energizado) son: 1. Estado visual del aceite: sirve para determinar si el aceite tiene un buen aspecto, pero no indica el estado de la celulosa (humedad, envejecimiento, etc.). 2. Humedad del aceite: esta prueba indica si el aceite está seco, pero no es representativo en la celulosa. En grandes transformadores, 10 ppm de agua en el aceite puede estar en equilibrio con la aislación de celulosa que puede contener un 4% de su peso en forma de agua, lo que puede ser grave. 3. Análisis cromatográfico de gases disueltos: la medición de los gases disueltos en el aceite sirve para detectar fallas incipientes (graduales y acumulativas). 4. Inspección termográfica: se visualizan las partes que están sobrecalentadas en el transformador. Es sólo una visión externa. 3.6.2. Pruebas eléctricas

Las pruebas más comunes usadas en el terreno, para evaluar la condición de la aislación del transformador son: Factor de potencia de la aislación. Corriente de excitación. Resistencia de aislación. Razón de transformación.

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3 MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES Resistencia de enrollados. Chequeo de la conexión a tierra del núcleo. Resistencia de la tierra. Existen varias razones para llevar a cabo pruebas eléctricas en terreno, las más importantes son: 1. Establecer un punto de referencia, especialmente en transformadores nuevos. 2. Determinar la cantidad de aislación que se ha degradado desde la última prueba realizada. 3. Al almacenar un transformador en bodega, las pruebas verifican si está en buenas condiciones para justificar el almacenaje. 4. Al sacar el transformador de bodega, verificar si está en buenas condiciones para ser energizado. 5. Al mover el transformador de un lugar a otro, verificar si no sufrió daño con el traslado. 6. Cuando hay cambio en el color del aceite, más obscuro que antes. 7. Cuando el aceite está oscuro. 8. Si hay un zumbido o ruido mayor a lo normal. 9. Contenido de agua en las muestras de aceite. 10. Sobrecalentamiento o sobrecarga. 11. Si ha operado algún dispositivo de protección del transformador. Lo más importante en la mantención del transformador es el monitoreo de las condiciones del aceite y la integridad de la aislación sólida (celulosa), ésta última la más crítica y que puede ser monitoreada con pruebas eléctricas. La frecuencia de estas pruebas queda determinada por varios factores, tales como el tipo y clase de equipo, su importancia, antigüedad, régimen de carga, etc. Cuando ocurren fallas, la frecuencia de pruebas aumenta, para monitorear esta condición. Las pruebas en un transformador cumplen tres distintas funciones: Proveer la integridad del equipo al momento de aceptarlo. Verificar la continuidad de la integridaddel equipo a intervalosperiódicos de tiempo. Determinar la naturaleza de la extensión del daño cuando el equipo ha fallado.

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3.7. Mantención Preventiva La mantención preventiva de un transformador comienza con el reconocimiento de los factores inevitables que contribuyen a la degradación de la aislación. La presencia de humedad libre y disuelta, calor, oxidación del aceite y aislación a través del tiempo, y los gases combustibles disueltos en el aceite aislante, son factores significativos en el deterioro de toda la aislación. En esto se incluyen tanto los ácidos y otras impurezas químicas que terminan como lodo, como también la humedad en el aceite y en el papel. 3.7.1. Análisis periódico del aceite mineral

Existe un acuerdo en que la clave en la mantención preventiva del transformador, consiste en hacer pruebas al aceite al menos una vez al año. Esta es la primera condición para asegurar que la aislación está en un rango libre de contaminación. La principal contaminación del aceite la produce la oxidación, proceso gradual que no puede ser detenido, debido al óxigeno contenido en el aceite, más otros procesos químicos. Todo este deterioro finaliza con la formación de lodos, proceso que es acelerado si existe una carga pesada de operación del transformador. 3.7.2. Detección de problemas en el aceite

LaspruebastípicasqueserealizanalaceitebajolaNormaASTMsemuestraenelcuadro siguiente, indicándose la información que entrega cada prueba. Cuando se practica una prueba al año del aceite, puede detectarse los contaminantes polares antes de la formación de lodo en el aceite. Si no es ejecutada la prueba, la formación de lodo puede no detectarse y dañar en forma permanente, terminando por adherirse en la aislación sólida del transformador, por ejemplo, ductos de refrigeración de los enrollados. 3.7.3. Análisis cromatográfico de gases disueltos

Con el tiempo, los transformadores pueden desarrollar fallas incipientes. Estas fallas generan gases combustibles que indican una clara evidencia de esta condición en su interior. El análisis de gases disueltos en el aceite es una prueba informativa real tanto de alguna falla existente, como basada en el sistema de aislación del transformador. Uno de los métodos más conocidos es el análisis cromatográfico de gases ( ACG), cuyo resultado no es influenciado por las características de solubilidad de los diferentes gases. El ACG indica tanto el rango progresivo de formación del total de los gases combustibles y tipo de problema, como los pasos correctivos que pueden ser tomados.

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3 MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES Los gases combustibles más importantes que se deben tener presente son el Etileno (C2H4) indicativo de sobrecalentamiento. Hidrógeno (H2) indica corona y Acetileno (C2H2) que indica arco. Si hay una participación directa de celulosa aparece monóxido de carbono (CO). Tabla 2: Periodicidad de Exámenes de Aceite del Transformador

Tipo de examen a realizar Rigidez Dieléctrica Índice de Acidez Factor de Potencia Tensión Interfacial Contenido de Humedad Termografía Color Resistencia Volumétrica Análisis Cromatográfico

Antes de la Periodo Puesta en Servicio [meses] Si 12M Si 12M Si 12M Si 12M Si 12M Si 6M Si 12M Si 12M Si 12M

3.7.4. Pruebas eléctricas a la aislación

La fase final de una mantención preventiva involucra un momento de desconexión del transformador para realizar una serie de pruebas eléctricas. Estas pruebas no son destructivas, y son ejecutadas sin riesgo de daño a la aislación. Las pruebas eléctricas son las siguientes: Factor de potencia de la aislación. Resistencia de aislación. Indice de polarización. Razón de transformación. Resistencia de enrollados. Esta serie de pruebas es sólo un punto de partida. En base a la experiencia, se establese un calendario regular para realizar estas pruebas, debido a que se requiere desconectar el transformador. Se debe llevar una base de datos para comparar con otras pruebas programadas a futuro, teniendo como referencia los resultados obtenidos durante las pruebas de recepción y de Puesta en Servicio.

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3 MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES Tabla 3: Periodicidad de Pruebas Eléctricas del Transformador

Prueba a Efectuar

Antes de la Periodo Puesta en Servicio [meses] Resistencia de Aislación Si 36M Resistencia de Enrrollados Si 36M Razón de Transformación Si 36M Factor de Potencia Si 36M Calibración de Instrumentos Si 36M Termografía Si 6M 3.7.5. Inspección visual

Cuando se saca una muestra de aceite para pruebas de Laboratorio, también es conveniente observar los siguientes puntos para obtener alguna señal de aviso de la condición interna del transformador. 1. Claridad del aceite: el aceite debe estar libre de cualquier tipo de partículas en suspensión o de suciedad. 2. Olor extraño: al extraer una muestra de aceite, cualquier olor raro puede ser indicativo de una gran acidez producto de arco ínterno. Esta situación requiere de una serie de pruebas eléctricas y de análisis cromatográfico de gases disueltos. La presencia de gases en el aceite es una indicación sensible de algún problema interno, tales como: puntos calientes descargas parciales, arco, etc. 3. Monitoreo de equipos auxiliares: chequear el nivel del líquido, indicadores de presión-vacío (si corresponde), la temperatura superior del aceite (top-oil), comparar con resultados anteriores. Chequear el relé de sobrepresión, verificando si indica alguna operación (alarma visual en posición vertical). Cuando el dispositivo de sobrepresión ha operado, es recomendable realizar un análisis de gases. Algunos transformadores equipados con relé de presión súbita, distinguen solamente un rápido aumento de presión. El relé opera un contacto de alarma entre un rango de presión específico. 4. Sistema de refrigeración (radiadores): revisar si las válvulas están abiertas o cerradas, también si los ventiladores operan apropiadamente. 5. Fugas de la unidad: por lo menos una vez al mes de debe realizar una inspección a la unidad en busca de algún tipo de fuga (goteo continuo). Revisar la unidad cuidadosamente para asegurar que estructuralmente esté libre de daños. Verificar que no existan fugas alrededor de empaquetaduras, tales como las de la tapa, escotillas de inspección o aisladores. Poder atención en las válvulas de muestreo, drenaje y de

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3 MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES radiadores. Cualquier tipo de fuga puede significar que el transformador pierda su hermeticidad, con los riesgos que esto representa. Tabla 4: Periodicidad de las Inspecciones Visuales del Transformador

Elemento a Inspeccionar

Durante la Periodo Puesta en Servicio [meses] Hermeticidad de Filtraciones Si 1M Secador de Aire Si 1M Aisladores de loza Si 1M Prensas y Conectores Si 1M Refrigeración forzada Si 1M Control de Temperatura Si 1M Indicadores de Nivel Si 1M Conexiones a Tierra Si 1M Gabinete de Control Si 1M Relé Buchholz Si 1M Válvula de Sobrepresión Si 1M

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4 MANTENIMIENTO DE INTERRUPTORES

4. MANTENIMIENTO DE INTERRUPTORES 4.1. Introducción Los interruptores de poder son elementos diseñados para interrumpir el paso de energía a través de un circuito eléctrico, cada vez que reciba una orden de abrir, ya sea desde un relé de protección, o mediante un mando manual de un operador. Del mismo modo, permiten conectar la carga —aguas abajo del interruptor— una vez que reciben la orden decierredadaporunoperador,ounaordendere-cierregeneradaporunrelédeprotección. La subestación Leyda de Emelectric tiene dos (2) interruptores de poder, trifásicos, de disparo monopolar, marca Siemens, para tensión nominal de 123 kV, modelo 3AP1 FI, con que se protegen las líneas de transmisión en el circuito Tap Off . También cuenta con un (1) interruptor trifásico tripolar, marca Siemens, de tensión nominal de 123 kV, modelo 3AP1 FG, para la protección del transformador de poder en el lado de Alta Tensión.

4.2. Descripción del Interruptor Siemens El interruptor de poder 3AP1 FI es un interruptor tripolar de autocomprensión, en versión para interperie, que emplea el gas SF6 como medio aislante y de extinción de arco. Se acciona mediante un accionamiento por acumulador de energía de resorte en cada fase, de manera que es apropiado para auto-reconexión monopolar y tripolar. Cada columna polar contiene una carga de SF6 como medio de extinción y aislante, que constituye una cámara de gas herméticamente cerrada. La densidad del gas se vigilaencadapoloconunmonitordedensidadylapresiónseindicamedianteunmanómetro. La energía requerida para la maniobra se un polo es acumulada en un resorte de apertura. Los resortes de cierre y apetura se encuentran en el accionamiento. El aramario de mando sujeto al polo central contiene todos los dispositivos para el control y la vigilancia del interruptor de potencia y las regletas de bornes requeridas para la conexión eléctrica de control y monitoreo. La vigilancia del gas SF6 se hace de forma monopola en el armario de la unidad motriz. Los cables de conexión sirven para el acople eléctrico del control con los mecanismos de accionamiento

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4.3. Mantenimiento del Interruptor Siemens Para garantizar la seguridad de operación del interruptor se le tiene que realizar mantenimiento. Cada inspección y medida de mantenimiento tiene como fin: Constatar hasta que grado están desgastados ciertos componentes y verificar su estado, asegurar que se mantengan en buen estado las piezas que todavía se encuentran en buenas condiciones, sustituir preventivamente algunas piezas desgastadas por otras nuevas, asegurar la protección anticorrosiva. Los interruptores de potencia se desgastan en función de su uso, es decir, de la cantidad de maniobras de cierre / apertura que se efectúen en él, o de la cantidad de arcos de falla que deba despejar. Por esto, se debe distinguir entre: Desgaste mecánico por fricción, según la cantidad de ciclos de maniobra (ciclos de maniobra mecánicos) y desgaste como resultado de conmutaciones de corrientes de operación y cortocircuito. El límite de desgaste está calculado de manera que –en la mayoría de los casos– los diferentes servicios de mantenimiento se pueden efectuar a intervalos de tiempo fijos. Sólo si se maniobra el interruptor con una frecuencia relativamente grande, podrá ser necesario efectuar una mantención antes del ciclo previsto, por haberse excedido en el número admisible de cortes en carga o de conmutación bajo carga. Este tipo de equipos de maniobra sólo puede ser intervenido por personal especializado y debidamente capacitado.

4.4. Instrucciones de Seguridad 4.4.1. Acerca del personal que intervenga

Con el objeto de evitar accidentes, incendios o daños al medio ambiente, y para aegurar el funcionamiento seguro de la instalación de conmutación, se debe garantizar que: estén designados los responsables y encargados de la supervisión para la realización de la puesta en servicio, que sólo intervenga personal calificado y debidamente instruido,

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4 MANTENIMIENTO DE INTERRUPTORES tener siempre disponibles, en terreno, las instrucciones de servicio y normas para la seguridad de la operación, así como las instrucciones para planes de contingencia en caso de ser necesario, tener disponibles las herramientas, aparatos y equipos necesarios para la seguridad del trabajo, así como el equipaminento de seguridad del personal que intervenga, según la tarea requerida, utilizar sólo los materiales, lubricantes y materiales auxiliares permitidos por el fabricante. 4.4.2. Acerca del gas SF6

En estado puro, el hexafloruro de azufre es un gas transparente , inodoro e insípido, no tóxico y no inflamable que, como el nitrógeno, es inactivo. Es empleo de SF6 no es peligroso en tanto el aire inhalado contenga suficiente oxígeno. El SF6 no daña el medio ambiente. El SF6 es más pesado que el aire y desplaza en grandes cantidades el aire que se respira =⇒ Peligro de Asfixia. El SF6 puro es inodoro, no tóxico, casi 5 veces más pesado que el aire. Este gas conduce a un desplazamiento del oxígeno. Concentraciones de SF6 mayores de 19 vol.% exigen medidas de protección especiales. Estas concentraciones pueden presentarse en compartimientos de gas SF6 abiertos y sin ventilar, en el suelo en recintos estrechos y cerrados de una instalación, así como en instalaciones a mayor profundidad (como las canaletas por donde van los cables de control). El hexafloruro de azufre SF6 no se debe evacuar a la atmósfera. Para los trabajos de mantenimiento se han de utilizar el equipamiento adecuado de mantenimiento para gas.

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Figura 6: Interruptor Siemens 3AP1 FI

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Tabla 5: Capacidad de Aislamiento Interruptor Siemens Modelo 3AP1 FI

Tensión Nominal Tensión de ensayo soportada a frecuencia industrial respecto a tierra a través de la distancia soportada entre contactos abiertos entre polos Tensión de ensayo soportada a impulso tipo rayo respecto a tierra a través de la distancia soportada entre contactos abiertos entre polos Distancia disruptiva en el aire respecto a tierra a través de la distancia entre contactos abiertos Línea de fuga mínima a través de los aisladores respecto a tierra a través de la distancia entre contactos abiertos

123 kV 230 kV 230 kV 230 kV 550 kV 550 kV 550 kV 1200 mm 1200 mm

3625 mm 3625 mm

Tabla 6: Datos Eléctricos del Interruptor Siemens Modelo 3AP1 FI

Tensión Nominal Frecuencia Nominal Corriente Nominal de Servicio Corriente Nominal de Corte en caso de cortocircuito Corriente Nominal de Cierre en cortocircuito Duración Nominal del Cortocircuito Secuencia Nominal de Maniobra

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123 kV 50 Hz 2000 A 31.5 kA 78.8 kA 1s A-0,3s-CA-3min-CA

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5 MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN GRUPO ELECTRÓGENO

5. MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN GRUPO ELECTRÓGENO 5.1. Descripción General El grupo electrógeno ha sido diseñado como una unidad autónoma para proporcionar energía, en baja tensión, a la subestación, de forma que permita que en esta operen correctamente sus servicios esenciales durante un corte de suministro del transformador de poder o del transformador de servicios auxiliares. En la figura 7 se muestra una fotografía del grupo electrógeno sin su cámara de insonorización. El motor diesel que acciona el grupo electrógeno está diseñado especialmente para cumplir con esta función. El motor es de 4 o 2 tiempos e ignición por compresión. El sistema eléctrico del motor es de 12 V cc. El sistema de refrigeración consta de un radiador, un ventilador de gran capacidad y un termostato. El genrador tiene su propio ventilador interior para enfriar sus componentes internos. El motor y el generador están acoplados y montados sobre un bastidor de acero de gran resistencia, este bastidor incluye un depósito de combustible con una capacidad aproximada de 8 horas de funcionamiento a plena carga. El grupo electrógeno está dotado de unos aisladores de vibración diseñados para reducir lasvibracionestransmitidasporelmotoralafundaciónsobrelaqueestámontadoelgrupo electrógeno. También cuenta con una camara de insonorización que permite aislar el ruido generado por el grupo cuando está trabajando.

Figura 7: Fotografía del Grupo Electrógeno

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6 OPERACIÓN DE LA SUBESTACIÓN LEYDA

6. OPERACIÓN DE LA SUBESTACIÓN LEYDA La subestación Leyda está diseñada para operar en forma de forma ininterrumpida a no ser que ocurran fallas o eventos no deseados que alteren esta condición. Es decir —una vez que entre en servicio— estará energizada permanente, durante las 24 horas del día, los 365 días del año. Todo el diseño de la subestación, desde sus cimientos, pasando por los materiales a utilizar, hasta la adquisición de equipos de alta tecnología fueron adquiridos basándose en estrictas especificaciones ténicas. Todo esta evaluado para permitir que la subestación opere de forma ininterrumpida. Para ello se contrataron los estudios de ingeniería para realizar Estudios de Cálculo Sísmico de los equipos y estructuras de soporte, Estudio Mecánica de Suelos, Diseño y Cáalculo Estructural, Estudio de Coordinación de Protecciones. Así mismo, los sistemas de protecciones de la subestación están todos debidamente respaldados en cada una de sus funciones, para aislar cualquier tipo de falla que se produzca en forma interna o externa a la subestación eléctrica. La subestación Leyda también contará con un moderno enlace de comunicaciones, que permitirá monitorear y operar en línea la subestación, y en forma remota desde el Centro de Control y Despacho ubicado en Melipilla, o desde cualquier otro punto que este operando dentro de la red SCADA de la compañía.

6.1. Plan General de Mantenimiento Más allá del equipo en sí y de sus particularidades de mantenimiento, el Plan de Mantenimiento Programado de Emelectric se puede resumir en lo siguiente: Se pone énfasis en la inspección preventiva - predictica no intrusiva, es decir, se refuerza toda aquella tarea de mantenimiento que se pueda realizar en forma preventiva sin requerir de una desconexíón de las instalaciones. Se realiza inspección visual de forma mensual a las instalaciones, duranteelregimen permanente de trabajo, cada subestación primaria de Emeletric es visitada por un Técnico especialista, quien revisa de forma visual todas las instalaciones en busca de anormalidades que puedan alterar en buen funcionamiento de los equipos. En esta oportunidad también se hace una prueba operacional del Grupo Electrógeno. Se realizan inspecciones preventivas cada seis (6) meses, en estos casos, la inspección se hará en detalle, tomando el estado operacional de los equipos, inspección con Cámara Termográfica, verificación de los contadores de operación, verificación

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7 PLANTILLAS DE MANTENIMIENTO DE EQUIPOS

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

Descripción de la Tarea

Periodo [Meses]

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Inspección de conexiones a tierra, óxido y pintura Inspección Termográfica Inspección de fuelle interno Medida de aislación total (Factor de Potencia) Medida de Razón de Transformación Medida de burden

6 6 96 96 96 96

TRANSFORMADORES DE POTENCIAL Inspección de conexiones a tierra, óxido y pintura Inspección Termográfica Inspección de fuelle interno Medida de aislación total (Factor de Potencia) Medida de Razón de Transformación Medida de burden

6 6 96 96 96 96

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7 PLANTILLAS DE MANTENIMIENTO DE EQUIPOS

Tabla 11: Plantilla de Manteninimiento Interruptores

Descripción de la Tarea

Periodo [Meses]

INTERRUPTORES DE AT EN GAS SF6 Inspección de conexiones a tierra, número de operaciones, indicador de estado (abierto / cerrado), óxido y pintura Revisión de Densímetro o Manómetro de gas SF6 Chequeo de fugas con Detector de Gas SF6 Inspección de switches auxiliares Verificación de operación eléctrica y mecánica Medida de resistencia de contactos Medida de tiempos de operación Medida de aislación total (Factor de Potencia)

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GABINETES Y MECANISMOS DE ACCIONAMIENTO Inspección del estado de los calefactores Limpieza genaral del gabinete Lubricación Verificación de tiempos de respuesta del mecanismo Control de operación de switch del mecanismo Inspección de conexiónes y cables Inspección y limpieza general del mecanismo

6 12 72 72 72 72 72

INTERRUPTORES EN CELDAS TIPO SWITCHGEAR Inspección de conexiones a tierra, número de operaciones, indicador de estado (abierto / cerrado), óxido y pintura Inpección de respiraderos, calefactores y ventilación Prueba mecanismo de extracción del interruptor y limpieza interna de la celda Inspección de switches auxiliares Verificación de operación eléctrica y mecánica Medida de resistencia de contactos Medida de tiempos de operación Revisión de contactos y cámara de extinción

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Mantenimiento a Una Subestacion Electrica

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