MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES

Transformador ha sido definido por mucho tiempo como un dispositivo estático, formado por uno, dos o más enrollados acoplados con un núcleo magnético, y 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.

Principales elementos de un transformadorSe considera que las tres partes esenciales de un transformador básico son:El enrollado primarioEl enrollado secundarioEl núcleo1 El Plan Mantenimiento para Transformadores de Poder de Emelectric está basado en el «Manual deMantenimiento de Transformadores» preparado por Rhona para la mantención de sus equipos.

El núcleo se considera como un circuito magnético con una estructura de soporte, y es la parte en la cual el campo magnético oscila.El enrollado primario y secundario incluye los conductores por el cual circula la corriente 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 transformadorEl 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 ransformadores son: cobre, aluminio, acero, bronce, madera, papel kraft, prespan, aceite mineral, fibra vulcanizada, resina, porcelana, cubiertas de polímero, cinta adhesiva, empaquetaduras, pintura esmalte, etc.

Equipamiento de un transformador

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

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 y en algunos casos, suple la expansión térmica del aceite que puede variar en un 6% de su volumen.

Figura 5: Plano Transformador Rhona

Tabla 1: Características Transformador de Poder Subestación Leyda

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.

Los aisladoresLa 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.

El cambiador de derivacionesLa 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.

Dispositivos indicadores y de alarmas

Indicador de temperaturaLos 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 MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES control de ventiladores, alarma por sobretemperatura o contactos para un interruptor. Un segundo termómetro puede indicar la temperatura del enrollado.

Deshidratador con sílica gelAlgunos 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.

Válvula de sobrepresiónLas fallas internas en un transformador causan descomposición del aceite y por consiguiente una generación de gas. Estos gases se evacuan a través de 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.

El relé BuchholzLos 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 para atrapar cualquier desarrollo de gas que aumente a través del aceite. También opera por desplazamiento violento de aceite hacia el conservador.

El relé de presión súbitaEl 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.Unaumento 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 cromatografía.

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

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

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

Pruebas preliminaresLas pruebas en fábrica son separadas en pruebas preliminares (se 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 rutinaLas 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 todas las posiciones y conexiones del cambiador de derivaciones, con esta medidas se comprueban los valores de la placa característica.

Otras pruebas que también son ejecutadas:

1. Calentamiento: se hace con el propósito de confirmar que bajo el régimen de potencia 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. Pruebas especiales1. 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 excedera 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). Los oscilogramas de ondas reducidas y plenas se 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 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 determinardesplazamientos de los enrollados, producidos por esfuerzos mecánicos debido acortocircuitos. Puede utilizarse como prueba especial en fábrica y tener un registropara comparar posteriormente con mediciones en terreno.Pruebas a Transformadores en TerrenoLas pruebas de mantenimiento preventivo a transformadores en servicios, 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.Pruebas no eléctricasLas pruebas que se realizan con el transformador en servicio (energizado) son:1. Estado visual del aceite: sirve para determinar si el aceite tiene un buen aspecto, pero no indica el estado de la celulosa (humedad, envejecimiento, etc.).2. Humedad del aceite: esta prueba indica si el aceite está seco, pero no 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.Pruebas eléctricasLas 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.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 eltraslado.6. Cuando hay cambio en el color del aceite, más obscuro que antes.7. Cuando el aceite está oscuro.8. Si hay un zumbido o ruido mayor a lo normal.9. Contenido de agua en las muestras de aceite.10. Sobrecalentamiento o sobrecarga.11. Si ha operado algún dispositivo de protección del transformador.Lo más importante en la mantención del transformador es el monitoreo de 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 integridad del equipo a intervalos periódicos de tiempo. -Determinar la naturaleza de la extensión del daño cuando el equipo ha fallado.

Mantención PreventivaLa mantención preventiva de un transformador comienza con el reconocimiento delos factores inevitables que contribuyen a la degradación de la aislación. 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.

Análisis periódico del aceite mineralExiste un acuerdo en que la clave en la mantención preventiva del transformador, consiste en hacer pruebas al aceite al menos una vez al año. Esta es la 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.

Detección de problemas en el aceiteLas pruebas típicas que se realizan al aceite bajo la Norma ASTM se muestra en el cuadro 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.

Análisis cromatográfico de gases disueltosCon 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.

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

Pruebas eléctricas a la aislaciónLa 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 establece 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.

Tabla 3: Periodicidad de Pruebas Eléctricas del Transformador

Inspección visualCuando 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 ensuspensión o de suciedad.2. Olor extraño: al extraer una muestra de aceite, cualquier olor raro puede ser indicativo de una gran acidez producto de arco ínterno. Esta situación requiere 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 depresión-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 radiadores. Cualquier tipo de fuga puede significar que el transformador pierda su hermeticidad, con los riesgos que esto representa.

Tabla 4: Periodicidad de las Inspecciones Visuales del Transformador

MANTENIMIENTO DE INTERRUPTORES

IntroducciónLos interruptores de poder son elementos diseñados para interrumpir el paso 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 de cierre dada por un operador, o una orden de re-cierre generada por un relé de protección.

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

Descripción del Interruptor SiemensEl 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 vigila en cada polo con un monitor de densidad y la presión se indica mediante un manómetro.

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

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

-Constatar hasta que grado están desgastados ciertos componentes y verificar 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.

Instrucciones de Seguridad

Acerca del personal que intervengaCon 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, 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.

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 gasconduce a un desplazamiento del oxígeno. Concentraciones de SF6 mayores de19 vol.% exigen medidas de protección especiales. Estas concentraciones puedenpresentarse en compartimientos de gas SF6 abiertos y sin ventilar, en el suelo enrecintos estrechos y cerrados de una instalación, así como en instalaciones 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.

Figura 6: Interruptor Siemens 3AP1 FI

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

MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN GRUPO ELECTRÓGENO

Descripción GeneralEl grupo electrógeno ha sido diseñado como una unidad autónoma 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 12Vcc.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 las vibraciones transmitidas por el motor a la fundación sobre la que está montado el grupo electrógeno. También cuenta con una camara de insonorización que permite aislar el ruido generado por el grupo cuando está trabajando.

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

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

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

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

OperaciónDado que el Grupo Electrógeno de la subestación Leyda se ha instalado sólo para trabajar en caso de emergencias, por ausencia de la tensión axiliar, su operación será sólo esporádica y de muy baja frecuencia.

Tabla 8: Operación del Grupo Electrógeno

OPERACIÓN DE LA SUBESTACIÓN LEYDALa subestación Leyda está diseñada para operar en forma de forma 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 técnicas. 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 Cálculo 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 esté operando dentro de la red SCADA de la compañía.

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, durante el régimen 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 operacional del transformador, etc., tal como se indica en las Tablas 9, 10, 11 y 12 de la sección 7.

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

Se realizan trabajos de mantenimiento menor sólo cuando se requiere, es común que se deba efectuar un desmalezado del recinto interior de la subestación, reparación de cercos perimetrales, limpieza y pintado paredes o cierres perimetrales, mantenimiento de caminos de acceso e interiores, control de plagas y otros trabajos menores.

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

PLANTILLAS DE MANTENIMIENTO DE EQUIPOSLuego 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

Tabla 10: Plantilla de Manteninimiento Transformador de Poder

Tabla 12: Plantilla de Manteninimiento Servicios Auxiliares