DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE LAS SUBESTACIONES...

República Bolivariana de Venezuela

Ministerio de Educación, Cultura y Deporte

Universidad Rafael Urdaneta

Facultad de Ingeniería

Escuela de Eléctrica

DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS DE ALTA TENSION DE TIPO

COMPACTAS PARA LAS EMPRESAS ENELVEN, CA Y ENELCO, C.A

Trabajo especial de grado para optar al titulo de Ingeniero Electricista

presentado por:

Br. Juan Carlos Castellanos Peña

C.I. 12.941.041 TUTOR ACADÉMICO: TUTOR INDUSTRIAL: Ing: Nancy Mora Ing: Edgar Lugo

Maracaibo, Septiembre de 2007

DERECHOS RESERVADOS

República Bolivariana de Venezuela

Ministerio de Educación, Cultura y Deporte

Universidad Rafael Urdaneta

Facultad de Ingeniería

Escuela de Eléctrica

DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN DE TIPO


Trabajo especial de grado para optar al titulo de Ingeniero Electricista presentado por:

__________________ Br. Juan Carlos Castellanos Peña

C.I. 12.941.041 __________________ _________________ TUTOR ACADÉMICO: TUTOR INDUSTRIAL Ing: Nancy Mora Ing: Edgar Lugo


DERECHOS RESERVADOS

DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN DE TIPO


Presentado por:

___________________________ Br. Castellanos Peña Juan Carlos

C.I. 12.941.041

Tutor Académico: Tutor Industrial:

_______________ ______________ Ing. Nancy Mora Ing. Edgar Lugo C.I.4.062.002 C.I. 9.713.650

DERECHOS RESERVADOS

ACEPTACIÓN

Este jurado aprueba el Trabajo Especial de Grado titulado: “DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN DE TIPO COMPACTAS PARA LAS EMPRESAS ENELVEN, CA Y ENELCO, C.A ” presentado por el Bachiller Castellanos Peña Juan Carlos; titular de la cédula de identidad Nº 12.941.041, en cumplimiento de los requisitos señalados, para optar al titulo de “INGENIERO ELECTRICISTA”


Jurado examinador

_________________________ Ing. Nancy Mora

C.I.4.062.002 Tutor Académico

_________________________ _________________________ Ing.Geryk Nuñez Ing.Guillermo Cano C.I. 15.068.210 C.I. 15.060.667 Jurado Jurado

_________________________ _________________________ Ing. José Bohórquez Ing. Arnaldo Largo C.I. 3.379.454 C.I. 9.785.008 Decano de la Facultad de Ing. Director Escuela de Eléctrica

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DEDICATORIA

A DIOS, fuente de la Vida y la Sabiduría, por protegerme y darme la fuerza e

iluminar el sendero de mí vida para que todos mis éxitos se cumplan.

A MI MAMÁ, fuente inagotable de amor y cariño que desde el día en que me

concibió se ha encargado de llevarme de la mano para alcanzar todas las metas.

A FRANCIA, ejemplo de constancia y superación en la lucha cotidiana de la vida y

portadora de un don especial para dar siempre un buen ejemplo.

A MIS HERMANAS, emprendedoras, madres espectaculares y excelentes

profesionales, personas excepcionales con la cuales se puede contar tanto en las

buenas como en las malas.

A MI HERMANO, este triunfo es compartido va por ti.

A JULIANA, grata compañía durante todos estos años de carrera, apoyo

incondicional en todo momento, fuente de inspiración. Gracias por existir.

A MIS AMIGOS, grandes personas que siempre confiaron en que yo alcanzaría

esta meta y me motivaron con sus palabras.

Juan Castellanos

DERECHOS RESERVADOS

AGRADECIMIENTOS

A DIOS, ya que a través de él todos los sueños son posibles, por iluminarme y

guiar mis pasos por el camino correcto para alcanzar mis metas y objetivos, con

él todo

A MI MADRE, por darme la vida y tu cariño de una manera tan especial, persona

fiel y de espíritu noble, eres excepcional ninguna como Tú. Eres la mejor madre y

padre del mundo...Te quiero demasiado. Este triunfo también es tuyo...

A FRANCIA, por soportarme durante todo este tiempo y ser la mejor referencia de

progreso y superación, sabes que te admiro por todo lo que eres. Gracias por

brindarme tu ayuda incondicional.

A MI ADORADA NOVIA, por ser fuente de inspiración por darme el ejemplo de

perseverancia y dedicación, sabes que te admiro burda. Gracias por colmarme de

tanta ternura, amor y comprensión, sin ti no lo hubiese logrado. Gracias por

aparecer en mi vida, TE AMO.

A la PROFESORA NANCY MORA, profesora excepcional participe de este gran

logro, gracias por infundir tantos conocimientos a lo largo de la carrera los cuales

hicieron posible este logro.

A los Ingenieros EDGAR LUGO, GUILLERMO CANO, ALI LOBO, ERIC RUBIO, y los Técnicos GUILLERMO SEGUERI, ALENIO NAVA, FRANCISCO ALFONZO, Y A TODO EL PERSONAL DE GOM-T, de ENELVEN, C.A por brindarme esta

gran oportunidad de poder realizar esta investigación.

Juan Castellanos

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Castellanos, Juan, “DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN DE TIPO COMPACTAS PARA LAS EMPRESAS ENELVEN, CA Y ENELCO, C.A” Universidad Rafael Urdaneta. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería Eléctrica. Trabajo Especial de Grado para Optar al Titulo de Ingeniero Electricista. Maracaibo, Abril 2007.

RESUMEN Motivado a la necesidad de disponer de un plan de mantenimiento estructurado adecuadamente, antes de poner en funcionamiento a las subestaciones compactas Soler y Médanos, se propuso desarrollar el presente trabajo. Para cumplir los objetivos planteados fue necesario realizar las siguientes actividades: Revisar las configuraciones eléctricas utilizadas en las Subestaciones de Transmisión por ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A analizando la base de datos de la Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión. Revisar las estrategias e indicadores que se utilizan para la estructuración del Plan Anual de Mantenimiento de Transmisión (PAMT) empleando el Manual de Normas y Procedimientos para Elaborar el Plan Anual de Mantenimiento del Sistema Eléctrico de Transmisión de la C.A, Energía Eléctrica de Venezuela. Revisar el PAMT-2007 para conocer los tipos de mantenimiento, labores y frecuencias, usando el Sistema de Aplicaciones y Procesos (SAP). Realizar entrevistas a los Supervisores del área de Potencia y Protecciones para conocer como son los trabajos de mantenimiento en las Subestaciones Eléctricas de Transmisión Convencionales y los procedimientos utilizados. Revisión de las páginas electrónicas y manuales de fabricantes de tecnología Compacta aplicables a Subestaciones Eléctricas Compactas, para observar las variantes existentes entre Subestaciones Compactas y Subestaciones Eléctricas Convencionales de Transmisión. Revisión de los manuales del modelo COMPASS ABB utilizado por las Empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A en la construcción de las Subestaciones de Transmisión de Tipo Compactas Soler 138/24 Kv (Maracaibo) y Médanos 115/13.8 Kv (Cabimas) y conocer los equipos y sus características. Revisar cual es el Plan de Mantenimiento propuesto por ABB para los equipos que conforman las Subestaciones Eléctricas Compactas Soler y Médanos para conocer las labores que aplican en ellas, usando la Guía y Plan de Mantenimiento Compass 123/170 Kv con estos insumos se determino la relación entre los mantenimientos realizados en la Subestación Convencional Canchancha 138/24kV y los sugeridos por ABB para las Subestaciones Compactas, lográndose elaborar el plan de mantenimiento que se aplicara a las Subestaciones Soler y Médanos, con una estructuración de actividades, labores de mantenimiento y su frecuencia correspondiente. Palabras Claves: Plan de Mantenimiento, Subestaciones Compactas, Alta Tensión.

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ÍNDICE GENERAL

DEDICATORIA…………………………………………………………………………….v RESUMEN………………………………………………………………………………..vii INTRODUCCION………………………………………………………………………….1 CAPITULO I: EL PROBLEMA 1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA………………………………………………5

1.1.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA…………………………………………..11

1.2 OBJETIIVOS DE LA INVESTIGACIÓN…………………………………………...11

1.2.1 OBJETIVO GENERAL……………………………………….........................11

1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS…………………………………………………..11

1.3 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN………………………………...........12

1.4 DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN………………………………………..13

CAPITULO II: MARCO TEÓRICO 2.1 ANTECEDENTES…………………………………………………………………...15

2.2 RESEÑA HISTÓRICA………………………………………………………...........17

2.3 BASES TEÓRICAS…………………………………………………………...........23

2.3.1 EQUIPOS DE POTENCIA DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS……….23

2.3.1.1 TRANSFORMADORES DE POTENCIA………………………………..23

2.3.1.2 INTERRUPTORES………………………………………………………..25

2.3.1.3 SECCIONADORES……………………………………………………….28

2.3.1.3.1 SECCIONADORES DE PUESTA A TIERRA……………………..28

2.3.1.4 TRANSFORMADORES DE MEDICIÓN………………………………..29

2.3.1.4.1 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL…………………………29

2.3.1.4.2 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE…………………………….31

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2.3.1.5 DESCARGADOR DE SOBRETENSIÓN……………………………….31

2.3.1.6 CAPACITOR DE ACOPLAMIENTO…………………………………….32

2.3.1.7 BOBINA DE BLOQUEO…………………………………………………..33

2.3.1.8 AISLADORES……………………………………………………………...33

2.3.1.9 TRANSFORMADORES DE SERVICIOS AUXILIARES……………....34

2.4 SUBESTACIÓN TIPO COMPACTA….…………………………………………...35

2.4.1 ALGUNOS ASPECTOS DEL DISEÑO MODULAR PARA

SUBESTACIÓNES………………………………………………………………………35

2.4.2 EMPRESA QUE OFRECEN TECNOLOGÍA COMPACTA………………..36

2.4.2.1 ABB………………………………………………………………………….37

2.4.2.2 SIEMENS…………………………………………………………………...45

2.4.2.3 ALSTOM……………………………………………………………………48

2.4.5 CARACTERISTICAS DE LOS EQUIPOS DE LAS SUBESTACIONES

COMPACTAS………………………………………………………………………….51

2.5 TEORIA DE MANTENIMIENTO……………………………………………….......60

2.5.1 MANTENIMIENTO……………………………………………………………..60

2.5.1.1 OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO…………………………………..61

2.5.1.2 TIPÒS DE MANTENIMIENTOS………………………………………….63

2.5.2 PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO……………………………………….65

2.5.3 SISTEMAS DE MANTENIMIENTO…………………………………………..65

2.5.4 PROGRAMA ESPECÍFICO DE MANTENIMIENTO………………………..67

2.5.5 ANÁLISIS DE DATA EN OPERACIÓN………………………………………69

2.6 RUTINAS DE MANTENIMIENTO…………………………………………………70

2.6.1 RUTINAS DE MANTENIMEINTO PARA EQUIPOS DE POTENCIA

SEGÚN FABRICANTES………………………………………………………………..70

2.6.1.1 TRANSFORMADOR DE POTENCIA…………………………………...70

2.6.1.2 INTERRUPTOR DE POTENCIA…………………………………………71

2.6.1.3 SECCIONADORES………………………………………………………..72

2.7 NORMAS INTERNACIONALES APLICADAS PARA EL MANTENIMIENTO DE

EQUIPOS DE POTENCIA………………………………………………………………73

DERECHOS RESERVADOS

2.8 DEFINICION DE TERMINOS BASICOS………………………………………….97

2.9 MAPA DE VARIABLES……………………………………………………………100

CAPITULO III: MARCO METODOLOGICO 3.1 TIPO DE IMVESTIGACION………………………………………………………109

3.2 DISENO DE INVESTIGACION…………………………………………………..110

3.3 POBLACION Y MUESTRA……………………………………………………….111

3.4 TECNICA DE RECOLECCIÓN DE DATOS……………………………………112

3.4.1 OBSERVACIÓN DIRECTA………………………………………………….112

3.4.2 ENTREVISTA NO ESTRUCTURADA……………………………………...112

3.4.3 OBSERVACIÓN DOCUMENTAL…………………………………………..112

3.5 FASES DE LA INVESTIGACIÓN………………………………………………..114

CAPITULO IV: ANALISIS DE RESULTADOS 4.1 CONFIGURACIONES DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA

TENSIÓN DE LAS EMPRESAS ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A……………….120

4.2 PLANES DE MANTENIMIENTO APLICADOS ACTUALMENTE EN LAS

EMPRESA ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A PARA SUBESTACIONES

ELÉCTRICAS…………………………………………………………………………...128

4.2.1 OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO PARA ENELVEN, C.A Y ENELCO,

C.A……………………………………………………………………………………….129

4.2.2 TIPOS DE MANTENIMIENTO APLICADOS A EQUIPOS DE POTENCIA

EN ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A…………………………………………………130

4.2.3 PLANIFICACIÓN DEL MANTENIMIENTO………………………………...131

4.2.3.1 PLANIFICACIÓN DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO EN

SUBESTACIONES CONVENCIONALES……………………………………….. …132

DERECHOS RESERVADOS

4.2.4 CONSIDERACIONES QUE SE DEBEN DE TOMAR PARA LA

EFECTIVIDAD DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PLANIFICADO……...133

4.2.5 ACTIVIDADES QUE REALIZA ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A PARA

PLANIFICACION DE MANTENIMIENTOS EN SUBESTACIONES

ELÉCTRICAS…………………………………………………………………………...135

4.2.6 LABORES DE MANTENIMIENTO GENERAL APLICADAS POR

ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS………..136

4.2.6.1 INFORMACIÓN CONTENIDA EN SAP (Sistema de Aplicaciones y

Procesos) RELACIONADA CON MANTENIMIENTOS A SUBESTACIONES Y

EQUIPOS DE ENELVEN, C.A………………………………………………………..140

4.2.7 DOCUMENTOS REVISADOS QUE APLICAN EN LA REALIZACIÓN DE

PLANES DE MANTENIMIENTO……………………………………………………...153

4.2.7.1 FORMATOS DE INGRESO, TRASLADO Y/O RETIRO DE EQUIPOS

UTILIZADO POR ENELVEN, C.A…………………………………………………….156

4.2.7.2 FORMATOS DE ACTUALIZACIÓN, DATOS MAESTROS PM,

TRANSMISIÓN, HOJA DE CONTROL Y MONTAJE DE EQUIPOS…………….158

4.3 DESCRIPCION DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA

TENSIÓN TIPO COMPACTAS PROYECTADAS EN LAS EMPRESAS ENELVEN,

C.A Y ENELCO, C.A…………………………………………………………………...158

4.3.1 CARACTERÍSTICAS DE LAS SUBESTACIONES COMPACTAS………163

4.3.2 REQUERIMIENTOS TÉCNICOS GENERALES QUE CUMPLEN LAS

SUBESTACIONES COMPACTAS……………………………………………………164

4.3.3 FILOSOFIA DE OPERACIÓN DE LA CONFIGURACIÓN TIPO ¨H¨ DE LAS

SUBESTACIONES COMPACTAS……………………………………………………167

4.3.4 CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LOS EQUIPOS QUE

CONFORMAN LA SUBESTACIÓN SOLER 138/24 KV……………………………170

4.4 RECOMENDACIONES DEL FABRICANTE DE LAS SUBESTACIONES

ELECTRICAS DE ALTA TENSION DE TIPO COMPACTA SOLER Y

MÉDANOS………………………………………………………………………………216

4.4.1 MANTENIMIENTOS PROPUESTOS POR LA EMPRESA ABB………...217

DERECHOS RESERVADOS

4.5 REVISION DE LAS NORMAS NACIONALES E INTERNACIONALES QUE

APLICAN AL DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE LAS

SUBESTACIONES ELECTRICAS DE ALTA TENSION DE TIPO

COMPACTAS…………………………………………………………………………..221

4.6 COMPARACIONES ENTRE LOS PLANES DE MANTENIMIENTO

UTILIZADOS ACTUALMENTE POR LAS EMPRESAS ENELVEN, C.A Y

ENELCO, C.A Y LOS RECOMENDADOS POR LOS FABRICANTES DE NUEVA

TECNOLOGIA…………………………………………………………………………..225

4.6.1 COMPARACION DE LOS PLANES DE MANTENIMIENTO……………..225

4.7 PROPUESTA DE PLAN DE MANTENIMIENTO PARA LAS SUBESTACIONES

ELECTRICAS DE ALTA TENSION DE TIPO COMPACTAS ENELVEN, C.A Y

ENELCO, C.A…………………………………………………………………………..228

4.7.1 TIPO DE MANTENIMIENTO………………………………………………...228

4.7.2 LABORES DE MANTENIMIENTO…………………………………………..229

4.7.3 RECURSOS HUMANOS Y MATERIALES…………………………………231

4.7.3.1 PERSONAL CONTRATADO PARA LABORES DE MANTENIMIENTO

EN LAS SUBESTACIONES COMPACTAS…………………………………………232

4.7.4 FRECUENCIA DE MANTENIMIENTO………………………………….. ...232

4.7.5 PLAN DE MANTENIMIENTO PROPUESTO…………………………….. .233

CONCLUSION………………………………………………………………………….274

RECOMENDACIONES………………………………………………………………..278

BIBLIOGRAFIA……………………………………………………….........................281

ANEXOS………………………………………………………………………………...285

DERECHOS RESERVADOS

ÍNDICE DE FIGURAS

Capitulo II N° TITULO PAG 2.1 Estructuración Organizativa Actual de la Empresa……………………........22

2.2 Elementos que conforman un Transformador de potencia..........................25

2.3 Interruptor de Potencia AT Tipo LTB D………………………………………..25

2.4 Interruptor de Potencia para AT de Tanque Vivo…………………………….27

2.5 Interruptor de Potencia para AT de Tanque Muerto…………………………27

2.6 Seccionadores de AT……………………………………………………………28

2.7 Componentes del Transformador de Potencial Inductivo Modelo EMF…...30

2.8 Componentes del Transformador de Potencial Capacitivo Tipo CSA…….30

2.9 Componentes del Transformador de Corriente AT Tipo IMB……………….31

2.10 Descargador de sobretensión con envolvente de silicona y con envolvente

de porcelana……………………………………………………………………………...32

2.11 Capacitor de Acoplamiento o Transformador Capacitivo…………………..32

2.12 Bobina de Bloqueo………………………………………………………………33

2.13 Trampa de Onda…………………………………………………………………33

2.14 Aisladores………………………………………………………………………...34

2.15 Aisladores Pasantes…………………………………………………………….34

2.16 Modulo COMPASS………………………………………………………………37

2.17 Componentes que integran el módulo Compass…………………………….38

2.18 Módulo COMPASS………………………………………………………………39

2.19 Vista lateral del Modelo COMPASS…………………………………………...40

2.20 Modulo Compass con Barra Nabla…………………………………………..40

2.21 Vista de planta de Subestación Compass…………………………………….40

2.22 Vista Lateral de Subestación Compass……………………………………….41

2.23 Módulo de interrupción LTB Compact…………………………………………42

2.24 Módulo de entrada de línea…………………………………………………….44

2.25 Módulo SIMOBREAKER………………………………………………………..45

DERECHOS RESERVADOS

2.26 Dimensiones del Modulo SIMOBREAKER – 170KV, vista frontal y

planta……………………………………………………………………………………...46

2.27 Módulo SIMOVER……………………………………………………………….47

2.28 Comparación del tamaño de una Subestación convencional y una con

tecnología SIMOVER……………………………………………………………………48

2.29 Modulo AIM-CAIS 145 KV............................................................................49

2.30 Componentes del Modulo AIM-CAIS 145 KV...............................................50

2.31 Curva de Falla..............................................................................................62

Capitulo IV

N° TITULO PAG 4.1 Configuración de Interruptor y Medio. Barra interna………………………….121

4.2 Configuración de Interruptor y Medio. Barra externa…………………………122

4.3 Configuración tipo “H”……………………………………………………………123

4.4 Configuración en Anillo…………………………………………………………..126

4.5 Configuración Barra Principal + Barra de Transferencia…………………….127

4.6 Lista de mantenimiento Enelven Red de Transporte 2007…………………..141

4.7 Asignación de hojas de ruta en equipos 2006………………………………...146

4.8 Hojas de Ruta 2006 de Subestaciones Eléctricas 2006…………….............147

4.9 Hojas de Ruta 2006 de Interruptores y Recloser……………………………..148

4.10 Hojas de Ruta 2006 de Transformadores de Potencia……………...............149

4.11 Hojas de Ruta 2006 de Pruebas, Evaluaciones, Lecturas Lavado e

Inspección ………………………………………………………………………...........150

4.12 Hojas de Ruta 2006 de Otros Servicios……………………………………….150

4.13 Hoja de Ruta 2006 de Protecciones…………………………………………..151

4.14 Hojas de Ruta 2006 de Líneas de Transmisión………………………………152

4.15 Ubicación Técnica de Transmisión…………………………………………….153

4.16 Modulo SAP, Despliegue del Formato GAF…………………………………..157

4.17 Unifilar Subestación Soler 138/24 KV…………………………………………160

DERECHOS RESERVADOS

4.18 Unifilar Subestación Medanos 115/13.8 KV…………………………………..160

4.19 Vista de Planta de la Subestación Compacta Soler 138/24 KV……………162

4.20 Unifilar Subestación Compacta………………………………………………...169

4.21 Modulo COMPASS (Acople de barra), Subestación Soler 138/24

KV………………………………………………………………………………………..171

4.22 Transformador de Corriente Módulo COMPASS S/E Soler 138/24

KV….....................................................................................................................172

4.23 Mando del Mecanismo BLK 222, COMPASS 1, S/E Soler 138/24

KV………………………………………………………………………………………..173

Figura 4.24. Disposición interna de la Cámara de Extinción del Interrupción

LTB……………………………………………………………………………………….173

4.25 Monitor de densidad de gas SF6………………………………………………174

4.26 Polo GAMMA Rieles y estructura móvil del Modulo COMPASS 2…………175

4.27 Modulo COMPASS 1, Posición afuera o Abierto…………………………….176

4.28 Transformador de Potencial Inductivo……………………………….............180

4.29 Seccionador HAPAM Tipo SGF 145 KV……...................................................183

4.30 Vista del Seccionador Motorizado HAPAM Tipo SGF 145 KV….................184

4.31 Transformador de Potencia TX-1 Subestación Soler……………….............186

4.32 TEC, Dispositivo de Monitoreo y Diagnostico del TX-2, Subestación

Soler……………………………………………………………………………………..187

4.33 Panel TEC y Modelaje del Transformador de Potencia…………….............188

4.34 Descargador de sobretension EXLIM P……………………………………….190 4.35 Barra NABLA Autosoportada………………………………………………….191

4.36 Celdas de Media Tensión……………………………………………………….194

4.37 Vista Frontal y Lateral de la Celda Individualmente………………………….195

4.38 Seccionador e Interruptor……………………………………………………….196

4.39 Descargadores de sobretension EXLIM Q…………………………………...197

4.40 Relé de línea REF54X …………………………………………………………199

4.41 REGSys Unidad de Control del Tap Changer………………………………..200

4.42 Relé de Protección REX 670…………………………………………………..202

DERECHOS RESERVADOS

4.43 Relé HMI, serie IED 670, Subestación Soler…………………………………205

4.44 Funciones que presenta el HMI en sus dos versiones………………………206

4.45 Diagrama de comunicación del TEC…………………………………………..207

4.46 Vista externa e interna del TEC……………………………………….............208

4.47 Información de la Pantalla del armario……………………………….............210

4.48 Medidor de calidad de red PQMII……………………………………………...211

4.49 Equipo de Medición EPM 9650………………………………………………...212

4.50 Transformador de Servicios Auxiliares……………………………….............215

4.51 Indicadores a considerar para Planes de Mantenimiento…………………...226

4.52 Comparación de los indicadores de Planes de Mantenimiento…………… 227

DERECHOS RESERVADOS

ÍNDICE DE TABLAS

Capitulo II Tabla N° TITULO PAG Tabla 2.1 Características Generales de los Módulos Compactos………………….52

Tabla 2.2 Características Generales de los Módulos Compactos (Continuación)..53

Tabla 2.3 Características Constructivas de los Descargadores de Sobretension o

Pararrayos………………………………………………………………………………..54

Tabla 2.4 Características Eléctricas de los Descargadores de Sobretension o

Pararrayos………………………………………………………………………………..54

Tabla 2.5 Características Constructivas de los Interruptores………………………55

Tabla 2.6 Características Eléctricas y Mecánicas de los Interruptores…………...56

Tabla 2.7 Características Constructivas de los Seccionadores………………….....57

Tabla 2.8 Características Eléctricas y Mecánicas de los Seccionadores………….58

Tabla 2.9 Características Constructivas de los Transformadores de Tensión……58

Tabla 2.10 Características Eléctricas y Mecánicas de los Transformadores de

Tensión…………………………………………………………………………………....59

Tabla 2.11 Características Constructivas de los Transformadores de Corriente…59

Tabla 2.12 Características Eléctricas y Mecánicas de los Transformadores de

Corriente…………………………………………………………………………………..60

Tabla 2.13 Limites Aceptados para Pruebas en Líquidos Aislantes……………….75

Tabla 2.14 Clasificación del Aceite de Transformador en Servicio………………...76

Tabla 2.15 Límites Aceptados para Aceites en Servicio de Acuerdo al Nivel de

tensión…………………………………………………………………………………….76

Tabla 2.16Valores de Torque Recomendado para Tornillos en Conexiones

Eléctricas de Potencia…………………………………………………………………..79

Tabla 2.17 Factor de Corrección por Temperatura para los Valores Obtenidos en

la Prueba de Resistencia del Aislamiento, Realizada sobre Equipos de Aislamiento

Liquido…………………………………………………………………………………….80

DERECHOS RESERVADOS

Tabla 2.18 Valores de Referencia para la Prueba de Resistencia del Aislamiento

de Interruptores…………………………………………………………………………..81

Tabla 2.19 Valores de Referencia para la Prueba de Resistencia de Aislamiento en

Sistemas y Equipos Eléctricos………………………………………………………….86

Capitulo IV

N° TITULO PAG

Tabla 4.1 Subestaciones con Configuración Interruptor y Medio…………………122

Tabla 4.2 Subestaciones con Configuración Tipo H………………………………..124

Tabla 4.3 Subestación con Configuración en Anillo………………………………..126

Tabla 4.4 Subestaciones Configuración Barra principal+Barra de

Transferencia……………………………………………………………………………127

Tabla 4.5 Subestaciones Configuración Híbridas de ENELVEN, C.A……………128

Tabla 4.6 Niveles de tensión del sistema……………………………………………166

Tabla 4.7 Especificación de los Módulos COMPASS Soler 138/24 KV, Barra 1 y

2…………………………………………………………………………………………..176

Tabla 4.8 Especificación del Módulo COMPASS Soler 138/24 KV, Acople de

Barra……………………………………………………………………………………..178

Tabla 4.9 Especificaciones del transformador de Potencial………………………181

Tabla 4.10 Especificación Seccionador Motorizado………………………………..184

Tabla 4.11 Especificación Transformador de Potencia…………………………….185

Tabla 4.12 Datos descargadores de tensión EXLIM P…………………………….190

Tabla 4.13 Especificación Celdas de Media Tensión………………………………193

Tabla 4.14 Datos de desempeño del descargador de sobretension EXLIM Q….198

Tabla 4.15 Especificación del Transformador de Servicios Auxiliares…………...215

Tabla 4.17 Cantidad de Personal de Mantenimiento de la GOMT………………..231

Tabla 4.18 Relación entre maniobras de los Módulos y las corrientes de

cortocircuito…………………………………………………………………………......235

DERECHOS RESERVADOS

Tabla 4.19 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL MÓDULO

COMPASS (inspección periódica - revisión general)………………………………237

Tabla 4.20 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL TRANSFORMADOR

DE POTENCIAL (inspección periódica - revisión general)………………………...241

Tabla 4.21 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL SECCIONADOR

(inspección periódica - revisión general)…………………………………………….244

Tabla 4.22 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL TRANSFORMADOR

DE POTENCIA (inspección periódica - revisión general)………………………….249

Tabla 4.23 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL DESCARGADOR DE

SOBRETENSION (inspección periódica - revisión general)………………………252

Tabla 4.24 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE LAS BARRAS NABLA


Tabla 4.25 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE CELDAS DE 24kV


Tabla 4.26 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL BANCO DE

BATERIAS (inspección periódica - revisión general)………………………………261

Tabla 4.27 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL CUARTO DE

CONTROL (inspección periódica - revisión general………………………………..266

DERECHOS RESERVADOS

1

INTRODUCCIÓN

Las Empresas Eléctricas al igual que las demás compañías de

servicio están en la búsqueda de vías que mejoren su rendimiento, con

el firme objetivo de incrementar su rentabilidad. Para conseguir ésto,

ponen especial interés en los planes de mantenimiento de sus equipos y

instalaciones más importantes, buscando diferentes alternativas técnicas

que le ayuden a optimizar los costos que involucren el mantenimiento de

los mismos. La industria eléctrica se ha propuesto adecuar sus

instalaciones y actividades de mantenimiento a un nivel considerado

Clase 1 mundialmente, el cual es un estatus básico de referencia

asociado a empresas que han logrado la excelencia en su gestión

corporativa y el reconocimiento internacional en la calidad y rentabilidad

de sus servicios, así como elevados niveles de motivación y satisfacción

personal.

Las Empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A en la actualidad

realizan las obras de construcción de las subestaciones eléctricas de alta

tensión de tipo compactas Soler con nivel de tensión de 138/24 KV en la

ciudad de Maracaibo y Médanos 115/13.8KV en Cabimas, las cuales van

a formar parte del nutrido grupo de subestaciones de transmisión del

sistema eléctrico de potencia, estas subestaciones en su totalidad

presentan avances tecnológicos considerables relacionados con los

equipos que la conforman. La tecnología utilizada en ellas es COMPASS

cuyo proveedor y fabricante es las empresa ABB. Estas Subestaciones

poseen características muy particulares que difieren de las subestaciones

eléctricas convencionales. Las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A

en su afán de prestar un servicio eficiente y continuo propone la

realización de un plan de mantenimiento aplicable a estas subestaciones.

DERECHOS RESERVADOS

2

El propósito de este estudio es diseñar un plan de mantenimiento

para las subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo compactas que

las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A tienen proyectadas para

construir, de manera que garanticen la continuidad operacional y la

confiabilidad de activos existentes en las mismas así como también

mostrar este plan de manera estructurada para que se pueda conseguir

su adhesión al PAMT que realiza la Gerencia de Operación y

Mantenimiento de Transmisión. En busca de este fin, la investigación

pretende conseguir la técnica que se adapte mejor a los requerimientos y

necesidades de la empresa, para poder preservar los activos del las

Subestaciones eléctricas compactas Médanos y Soler, así como la

reducción de los costos de mantenimiento.

La investigación se ha estructurado en cuatro capítulos:

En el Capitulo I: El problema se describe la problemática bajo

estudio, se identifican los objetivos, se justifica y se delimita la

investigación.

En el Capitulo II: Marco Teórico, se hace referencia a la

conformidad de equipos de las subestaciones eléctricas convencionales y

compactas fundamentalmente en una base teórica para conocer los

aspectos relacionados en su respectivo plan de mantenimiento.

En el Capitulo III: En este capitulo se presenta la metodología

empleada para el desarrollo de el plan de mantenimiento, por medio del

descripción del tipo y diseño de investigación, de las técnicas de

recolección de datos, así como la metodología empleada para el logro de

los objetivos planteados.

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3

En el Capitulo IV: Análisis de Resultados, contiene el análisis

arrojado en las actividades planteadas para alcanzar los objetivos

propuestos con lo que se elaboró el plan de mantenimiento de las

subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo compactas para las

empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A.

Finalmente se presentan las conclusiones, recomendaciones y

anexos obtenidos de la elaboración del proyecto de investigación que en

el caso se refiere al Diseño del Plan de Mantenimiento de las

Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión de Tipo Compactas

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CAPÍTULO I: EL PROBLEMA

5

CAPITULO I: EL PROBLEMA

En éste capítulo se describe el problema a estudiar, se realiza la

formulación del mismo, se presentan los objetivos que se desean alcanzar, la

justificación e importancia así como también la delimitación espacial y temporal

de esta investigación.

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

En la actualidad el crecimiento de la población se ha dado de una forma

significativa en el transcurso de los últimos años, y ésto a su vez ha influenciado

en el incremento de la demanda de la energía eléctrica. La energía eléctrica es

uno de los recursos naturales más importantes, la cual ha venido siendo

indispensable para el desarrollo del ser humano y su entorno, una vez producida

y puesta a disposición se transforma en diversas formas pudiendo brindar: calor,

luz, movimiento entre otras, que permiten el avance de diferentes sectores de la

comunidad .

Todo esto ha impulsado a las empresas destinadas a prestar servicio

eléctrico a crear proyectos para mejorar el sistema eléctrico en todo el mundo.

Las empresas eléctricas se han visto en la obligación de ampliar el sistema

eléctrico en Generación, Transmisión y Distribución, construyendo plantas de

generación, subestaciones eléctricas y ubicando nuevas líneas de transmisión y

distribución, dependiendo de sus requerimientos y necesidades, para brindarle un

servicio a sus clientes más eficiente y confiable permitiendo además continuidad

del servicio con las menores pérdidas posibles.

Para su consumo la energía previamente se debe pasar por varias etapas,

las cuales están conformadas por: la generación la cual inicia generalmente en

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6

plantas eléctricas, conformadas por equipos que transforman los distintos

recursos naturales en energía eléctrica.

Luego se realiza la etapa de transmisión, la cual consiste en elevar los

niveles de tensión por medio de transformadores de potencia con el fin de

transportar la energía a largas distancias por medio de interconexiones entre

subestaciones y líneas de transmisión, con las mínimas pérdidas posibles.

Posteriormente se encuentra la etapa de distribución, consiste en

transformar la energía eléctrica a menores niveles de tensión; donde es

necesario un conjunto de subestaciones y redes eléctricas, con el fin de distribuir

la potencia al consumidor.

Como ultima etapa está el proceso de comercialización, consiste

principalmente en el suministro y venta de la energía eléctrica a distintos

consumidores. Todo este conjunto de procesos desde la generación hasta la

distribución de energía eléctrica recibe el nombre de Sistema Eléctrico de

Potencia.

Según Ramírez (p.128) “Las subestaciones eléctricas son fundamentales

dentro de los sistemas de potencia, es un conjunto de equipos utilizado para

dirigir el flujo de energía en un sistema de potencia y garantizar la seguridad del

sistema por medio de dispositivos automáticos de protección, al mismo tiempo se

encarga de redistribuir el flujo de energía a través de rutas alternas durante

contingencias, siendo ésta una de las ventajas más importantes a la hora de

brindar un servicio de alta calidad a sus usuarios. Una subestación eléctrica

puede estar asociada con una central generadora, controlado directamente el flujo

de potencia al sistema, con transformadores de potencia convirtiendo la tensión

de suministro a niveles más altos o más bajos, o puede conectar diferentes rutas

de flujo al mismo nivel de tensión.”

Las subestaciones eléctricas se construyen a medida que se da el

crecimiento de la demanda, la relación se da de forma proporcional, cuando las

cargas que están conectadas actualmente al sistema de potencia se incrementan

o se incorporan nuevas cargas al mismo.

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7

Las subestaciones eléctricas están compuestas por una serie de equipos

de potencia y equipos de protección. Los primeros están asociados a dirigir el

flujo de energía eléctrica desde los centros de generación hasta los centros de

consumo. La función de los equipos de protección es detectar situaciones

intolerables o indeseables dentro de una determinada área e iniciar acciones a fin

de realizar el despeje de la falla mediante la apertura de los interruptores o

activación de alarmas.

Entre los principales componentes de potencia de una subestación

eléctrica se tienen: transformadores de potencia, interruptores de potencia,

seccionadores, reguladores de tensión, condensadores, descargadores de

sobretensión, pararrayos, barras, impedancias de puesta a tierra, entre otros.

Los componentes del sistema de protección que tienen lugar en una

subestación eléctrica son: los equipos convertidores o transductores, compuestos

por los transformadores de potencial (magnéticos y capacitivos) y los

transformadores de corriente; el equipo de detección, integrado por los relés,

encontrándose generalmente relés de tecnología electromecánicos y/o

numéricos.

Toda subestación está conformada por elementos que pueden fallar o

deteriorarse por causas naturales, de envejecimiento y/o debido al uso continúo

del mismo. Es posible que las causas de deterioro o las fallas sean inherentes a

los equipos o bien por consecuencias de factores externos.

Las exigencias de competitividad a las que se ve sometida la industria son

cada vez mayores, factor que ha repercutido directamente en la evolución de las

estrategias de mantenimiento que se aplican a los equipos en general y en

especial a los equipos eléctricos en alta tensión. El mantenimiento es un conjunto

de operaciones y cuidados necesarios para que cualquier tipo de instalación

eléctrica continué funcionando adecuadamente para conservar las características

originales de desempeño durante su vida útil.

Son muchos los esfuerzos que se están realizando para alcanzar los

objetivos establecidos para el aumento de la disponibilidad de los equipos y la

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8

reducción de su tasa de fallas. Esto esfuerzos además, deben ser alcanzados con

una optimización de la realidad de la relación calidad / costo de mantenimiento.

Las rutinas de mantenimiento, deben estar perfectamente diseñadas para

evitar el desperdicio. Se ha demostrado en estudios relacionados al

mantenimiento de equipos industriales, que al adoptar rutinas de mantenimiento

eficiente y oportunas se puede alargar la vida útil de los dispositivos, mejorando

su operación y funcionamiento. El mantenimiento debe ser prioritario en los

sistemas de energía para poder suministrar un producto óptimo.

Para obtener la máxima confiabilidad de una instalación eléctrica, su

funcionamiento debe ser excelente. Para lograr esto, es necesario realizar un

proceso de mantenimiento que simplemente viene dado por actividades de

inspección de los equipos eléctricos, reparaciones o reemplazos oportunos, todo

con finalidad de obtener el funcionamiento óptimo de los equipos.

Dichos planes de mantenimiento deben establecer ciertos lineamientos y

parámetros que se deben considerar, como lo son la estrategia a seguir, los

indicadores, la frecuencia con que se quieren ejecutar, entre otros.

Debido a la relevancia que poseen los equipos de potencia para la

empresa en calidad de servicio y altos costos, se debe velar por su buen

funcionamiento, para mantenerlos operando eficientemente.

Según “Luces del Zulia” (2002 Pág. 5): “La Energía Eléctrica de Venezuela,

C.A (ENELVEN, C.A) se encarga del suministro eléctrico de la zona occidental

del Lago de Maracaibo, específicamente en el Estado Zulia.

“La Energía Eléctrica de la Costa Oriental, C.A (ENELCO, C.A) se dedica a

generar, transmitir y distribuir energía eléctrica a los Municipios Cabimas,

Lagunillas, Miranda, Santa Rita, Baralt y Valmore Rodríguez del Estado Zulia. Es

una empresa de servicios que brinda a los suscriptores energía eléctrica de

acuerdo a sus requerimientos de capacidad, voltaje y número de fases”.

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9

Ambas empresa poseen en su sistema eléctrico subestaciones de

transmisión, subtransmisión y distribución, con las que cubren la demanda de sus

respectivas zonas a servir.

Para llevar a cabo sus procesos la empresa ENELVEN, C.A está

compuesta por varias Divisiones tales como: Gerencia de Operación y

Mantenimiento de Transmisión (GOM-T), Gerencia de Operación y Mantenimiento

de Distribución (GOM-D), Proyectos de Inversión Transmisión (PIT).

La Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión (GOM-T), se

ocupa de operar y mantener las instalaciones y equipos asociados a la red de

transmisión de energía eléctrica para contribuir al logro de un servicio de alta

calidad.

Esta Gerencia está compuesta por las siguientes áreas: Planificación y

Programación de Mantenimiento, Ejecución de Mantenimiento de Líneas de

Transmisión, Ejecución de Mantenimiento de Sistemas Protecciones y Ejecución

de Mantenimiento de Equipos de Potencia. Éstas trabajan en conjunto y

coordinadamente, con el propósito de llevar a cabo una ejecución eficiente de los

trabajos de mantenimiento.

Actualmente la empresa ENELVEN, C.A realiza estrategias de

mantenimiento a los equipos de potencia basados en el criterio de frecuencia de

mantenimiento al igual que su filial ENELCO, C.A y éstas estrategias están

concebidas para aplicarlas individualmente a los equipos de acuerdo a su función

dentro de las configuraciones utilizadas en Subestaciones Convencionales.

Dentro del plan de expansión del sistema eléctrico en la región zuliana, las

empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A en la actualidad llevan a cabo la

construcción de dos subestaciones eléctricas de tipo compactas en alta tensión

que son las primeras de su tipo en la región y Latinoamérica; con esto se espera

mejorar el servicio que ofrecen a sus suscriptores y a la vez contar con un

sistema de potencia más completo y confiable.

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10

Estas nuevas instalaciones eléctricas son: en ENELVEN, C.A la

subestación Soler (Maracaibo) con niveles de tensión de 138/24 Kv y en

ENELCO, C.A la subestación Medanos (Cabimas) en 115/13.8 Kv. Ambas se

estan construyendo con tecnología compacta (COMPASS-ABB), resaltando el

Sistema Modular Compass, el sistema de monitoreo del Transformador de

Potencia (TEC) y las celdas Switchgears en baja tensión.

Lo antes señalado conlleva a realizar una evaluación de las estrategias

utilizadas en el desarrollo de los planes de mantenimiento de las subestaciones

eléctricas convencionales que posee en la actualidad las empresas ENELVEN,

C.A y ENELCO, C.A, de manera de establecer las nuevas estrategias necesarias

para obtener el mejor desempeño de los activos de las dos nuevas

subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo compactas, al menor costo

posible, consiguiendo con ello una aplicación adecuada a las necesidades y

requerimientos de las mismas. De este planteamiento surge la razón de ser de

este trabajo de investigación.

La finalidad de esta investigación es diseñar un plan de mantenimiento

para el año 2008 a los equipos ubicados en las subestaciones de alta tensión de

tipo compactas de ENELVEN, C.A (S/E Soler), y ENELCO, C.A (S/E Medanos).

Para desarrollarlo, fue necesario recolectar información de campo y llevar a cabo

entrevistas para familiarizarse con la programación de los trabajos a los equipos

de potencia, también se realizaron análisis para relacionar la nueva tecnología y

equipos de las nuevas subestaciones con el plan actual de mantenimiento (PAMT

2006), aplicado a las subestaciones convencionales existentes, lo cual permitió

tener un punto de partida estratégico, relacionado con los indicadores utilizados

en dichos planes ya existentes, como también realizar ajustes para evitar

repetición de acciones indeseables e innecesarias en el nuevo plan a diseñar.

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11

1.1.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

De lo anteriormente expuesto se plantea la siguiente interrogante: ¿Cómo

se diseña el plan de mantenimiento de las subestaciones eléctricas de alta

tensión de tipo compactas para las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A”?

1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

1.2.1 OBJETIVO GENERAL

Diseñar el plan de mantenimiento de las subestaciones eléctricas de alta

tensión de tipo compactas para las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A.

1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Conocer las configuraciones y los diferentes planes de mantenimiento de

las subestaciones del sistema eléctrico de ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A.

Conocer aspectos técnicos y operativos de las subestaciones eléctricas de

alta tensión de tipo compactas

Conocer las características técnicas de los equipos de potencia que

integran las subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo compactas.

Indagar sobre los mantenimientos recomendados por fabricantes para

equipos y módulos de subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo

compactas.

Analizar las Normas Nacionales e Internacionales, que rigen los planes de

mantenimiento de las subestaciones eléctricas de alta tensión.

Establecer la comparación entre los planes de mantenimiento utilizados

actualmente por las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, y los

recomendados por los fabricantes de nuevas tecnologías.

Desarrollar el plan de mantenimiento adaptado a las necesidades y

requerimientos de las subestaciones compactas en alta tensión de las


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1.3 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN

La eficiencia y confiabilidad son variables de suma importancia

cuando se trata del entorno de una empresa de servicio público como

ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, la cual presta un servicio significativo y este a su

vez influye sensiblemente en las actividades de la comunidad, así como en el

funcionamiento de importantes centros industriales los cuales bajo ninguna

circunstancia pueden sufrir una parada indeseada de actividades.

Diseñar el plan de mantenimiento para las subestaciones de alta tensión de

tipo compactas, se justifica plenamente en las empresas ENELVEN, C.A y

ENELCO, C.A, ya que éstas son subestaciones construidas con última tecnología,

en las cuales las labores de mantenimiento no se ejecutan completamente en la

misma forma como se realizan tradicionalmente en las subestaciones eléctricas

de tipo convencionales.

El plan mantenimiento diseñado constituye un material técnico valioso

para desarrollar las labores de mantenimiento requeridas en los equipos de

subestaciones compactas, ya que considera las características constructivas de

nueva tecnología de este tipo de subestación, las recomendaciones de los

fabricantes, las pautas establecidas en normas así como la experiencia del

personal de la empresa adquirido en subestaciones eléctricas convencionales.

Este plan de mantenimiento proporciona indicadores precisos de

actividades de mantenimiento predictivo (mantenimiento tipo A) y preventivo

(mantenimiento tipo B), adaptándolo en lo más posible a lo actualmente realizado

en las empresas ENELVEN, CA y ENELCO, C.A, con el objeto de no modificar

aquellas actividades similares existentes entre ambos tipos de subestaciones

(Convencionales y Compactas).

Otro aspecto relevante del plan de mantenimiento diseñado es que se

establecen frecuencias para la realización de las diferentes actividades de

mantenimiento, también tratando de apegarse a lo establecido en ENELVEN, C.A

y ENELCO, C.A a excepción de los módulos compass.

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13

Por otra parte, el plan de mantenimiento diseñado ofrecerá grandes

beneficios para las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, CA, en los que se

pueden citar:

Disminución de costos de reparación y paradas imprevistas asociadas a

las nuevas subestaciones eléctricas Soler y Medanos.

Aumentar la disponibilidad de sus equipos.

Disminuye la inversión de horas – hombre requeridos para la ejecución de

planes de mantenimiento relacionados en estas subestaciones.

Contribuye con la reducción de riesgos de accidentes en las mencionadas

subestaciones compactas.

Disminuye las interrupciones en el sistema eléctrico de alta tensión y en

consecuencia contribuye con el aumento de la confiabilidad del servicio

eléctrico suministrado por ambas empresas, aumentado a su vez la

satisfacción de sus clientes.

Finalmente, para el autor de este trabajo de grado implica crecimiento

académico ocasionado por el beneficio de conocer las nuevas tecnologías

compactas que actualmente están ofreciendo los fabricantes de subestaciones

de alta tensión, lo cual sin duda le confiere preparación y destrezas para

afrontar con éxito el futuro desempeño laboral.

1.4 DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN

La presente investigación se realizó en la empresa ENELVEN, C.A,

específicamente en la División Gerencia Proyectos Inversión de Transmisión con

sede en el Centro de Control Caujarito, ubicado en la Av. Don Manuel Belloso,

Sector Altos de La Vanega, Vía al Aeropuerto de Maracaibo, Estado Zulia

Dicha investigación se llevó a cabo en el lapso comprendido desde

Septiembre de 2006 hasta Agosto del 2007, en la ciudad de Maracaibo, Estado

Zulia.

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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO

15

CAPITULO II: MARCO TEÓRICO

En este capítulo se presenta el marco teórico, en el cual se sustenta esta

investigación. Incluye antecedentes, reseña histórica de la Corporación

ENELVEN, las bases teóricas, la definición de términos básicos y el cuadro de

variables.

2.1 ANTECEDENTES

Para desarrollar esta investigación se tomaron en cuenta como base de

información y fundamentos los siguientes trabajos de investigación:

IZARRA, Israel “SUBESTACIONES ELECTRICAS 138/24KV, 84 MVA, CON TECNOLOGÍA COMPACTA PARA LA C.A ENELVEN DISTRIDUIDORA (ENELDIS)”. La cual fue realizada en la Escuela de Ingeniería Eléctrica

Universidad del Zulia, Septiembre 2002.

Este trabajo Especial de Grado estuvo dirigido específicamente a la

evaluación económica del diseño normalizado de subestaciones de 138/24 KV y

al estudio de factibilidad técnico – económica, evaluación del diseño y además

simular un diseño de subestaciones con tecnología compacta en 138/24 KV con

aislamiento hibrido (SF6, Aire), con sistema de control y protección numérica,

para ser aplicado en las subestaciones de ENELDIS.

Esta investigación se manejó información relacionada con tecnología

compacta, que suministra en un solo paquete todos los dispositivos que integran

una bahía, tanto los de potencia como las soluciones del sistema de control y de

protección, permitiendo disminuir las obras civiles de manera considerable, por

poseer una misma estructura para ubicar todos los componentes (interruptores,

seccionadores, seccionadores de puesta a tierra, transformadores de corriente y/o

de tensión, pararrayos, como también el sistema de protección).

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16

Este trabajo de grado aportó considerablemente a la presente

investigación los nombres de las principales empresas proveedoras de tecnología

compacta a nivel mundial así como también las características básicas y las

variantes que presentan cada modelo.

OLMEDILLO RIBON, Beatriz A; “DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO AÑO 2004 PARA LOS EQUIPOS DE POTENCIA DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE LA C.A, ENELVEN DISTRIBUIDORA (ENELDIS). Ésta fue elaborada en la Escuela de Ingeniería

Eléctrica de la Universidad Rafael Urdaneta, Octubre 2003.

Este trabajo contempló el diseño del plan de mantenimiento preventivo de

los equipos de potencia de las subestaciones de ENELDIS, C.A para el año 2004.

Este plan fue diseñado basándose en el plan de mantenimiento del año anterior,

tomando en cuenta cambios que fueron determinados durante el análisis del plan

del año 2003. Se estudiaron los términos básicos necesarios para conocer a

fondo todo lo relacionado con el mantenimiento preventivo que les realiza la

empresa a sus activos en especial a los equipos de potencia de las

subestaciones.

También se establecieron estrategias para el diseño y ejecución de planes

de menteniemiento, siendo necesario la revisión de planes de mantenimiento

anteriores, conocer los procesos de mantenimientos de los equipos a los cuales

se les diseñará el plan así como también conocer los recursos tanto humanos

como materiales con los que se cuenta.

Esta tesis contribuyó en la presente investigación con el conocimiento de

las estrategias seleccionadas para el diseño del plan de mantenimiento de los

equipos de potencia, al igual que las restricciones y prioridades que presenta las

subestaciones de acuerdo a su ubicación dentro sistema de potencia, se conoció

el fundamento de el mantenimiento basado en inspecciones, el cual se basó en

mantenimientos de ciclo individual (asignación de fechas en función de frecuencia

de tiempo).

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EGURROLA JIMÉNEZ, Hecbland José; MORA RICO, Nehomar Jesús.

“ELABORACIÓN DE PROCEDIMIENTOS PARA EL MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE EQUIPOS DE POTENCIA Y PROTECCIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN ENELCO, C.A, APLICANDO TÉCNICAS DE ANÁLISIS DE RIESGO ART Y CONTROL DE CALIDAD, ISO-9000”. Ésta fue elaborada en la

Escuela de Ingeniería Eléctrica de La Universidad del Zulia se realizó en 2002.

Esta tesis se dedicó a elaborar un manual de procedimientos para el

mantenimiento de equipos de potencia y protecciones de subestaciones

eléctricas. Proporciona los pasos para la ejecución de las inspecciones y pruebas

de mantenimiento preventivo (mayor o clase B), en los equipos de potencia y

protecciones que se encuentran ubicados dentro de las subestaciones de alta

tensión de ENELCO. El manual esta fundamentado y desarrollado bajo el

estándar de calidad ISO-9002 y normas internacionales asociadas al campo de la

ingeniería eléctrica además de estar respaldado por el Análisis Riesgo en el

Trabajo (ART).

Este trabajo de grado fue utilizado en la presente investigación para

comprender la relación entre el mantenimiento como labor y el control sobre los

registros generados por la aplicación del mantenimiento, lo cual determina la

frecuencia de los mantenimientos para realizarlos oportunamente en aras de

garantizar el comportamiento de los equipos en el tiempo, con lo que se tiene un

control más seguro de su vida útil.

2.2 RESEÑA HISTÓRICA DE LA CORPORACION ENELVEN

(J. Olier, 2003,) Más de cien años han pasado desde que en Venezuela se

comenzó a utilizar el alumbrado público externo. Se considera que la ciudad de

Maracaibo es la pionera en contar con el servicio eléctrico regular y continuado,

desde el 24 de Octubre de 1888, además de ser la segunda ciudad suramericana

en contar con alumbrado público eléctrico.

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Año 1888:

La instalación de la electricidad fue posible gracias a la visión del

comerciante Jaime Felipe Carrillo, empresario venezolano de la época quien tuvo

a su cargo la responsabilidad de realizar las labores de instalación de una planta

cercana a la Plaza Bolívar, para alumbrarla en el acto central del centenario del

natalicio del prócer General Rafael Urdaneta.

Año 1889:

El 4 de Junio de 1889, Carrillo y otros inversionistas registran y fundan la

empresa The Maracaibo Electric Light Co.

Año 1916:

Para esta época la ciudad contaba con el servicio de electricidad las 24

horas del día. La sede estaba en lo que hoy es la avenida Libertador. The

Maracaibo Electric Light Co. funcionó hasta 1924, cuando inversionistas

Canadienses adquirieron sus acciones y la denominaron Venezuela Power

Company.

Período 1926 – 1976:

Se instaló una nueva planta en el sector la Arreaga, conocida hoy como

“Central Termoeléctrica Ramón Laguna”.

Años más tardes, en 1940, todavía bajo la propiedad del consorcio

canadiense, se registra la empresa en Maracaibo y cambia la rozón social a C.A.

Energía Eléctrica de Venezuela.

Con este nombre la empresa comenzó a expandirse hacia el área rural en

la década del setenta y adquiere las plantas ubicadas en las zonas de Perijá y

Colón. Es así como fue ampliando sus áreas de influencia, hasta cubrir toda la

Costa Occidental y Sur del Lago de Maracaibo.

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19

En 1973 se inaugura la “Central Termoeléctrica Rafael Urdaneta”, la

segunda en importancia que posee.

Para 1976, el fondo de Inversiones de Venezuela adquiere las acciones

mayoritarias de ENELVEN, convirtiéndose en empresa del Estado Venezolano.

Con ello se traspasan cincuenta y dos años de experiencia de este nuevo

consorcio a la organización, desde el punto de vista de enseñanza administrativa

y gerencial.

Período 1981 – 1988:

En 1981 se produce la interconexión de ENELVEN con el Sistema Eléctrico

Nacional (SEN) a través de un cable que pasa por debajo de la plataforma del

Puente sobre el Lago.

La segunda interconexión con el SEN entra en funcionamiento en 1985,

con la línea de 230 KV que une las subestaciones “El Rincón y “Peonías.

El tendido sublacustre permite transportar la electricidad desde El Tablazo,

en la Costa Oriental, hasta la subestación “Peonías” en la Costa Occidental.

El 11 de Marzo de 1987, se instala una línea de 24 KV desde la

subestación “Santa Bárbara” de ENELVEN hasta la subestación “San Carlos” de

CADAFE, para una tercera interconexión.

El primero de Diciembre de 1988, ENELVEN suscribe con CADAFE, EDELCA

y ELECTRICIDAD DE CARACAS el nuevo contrato de interconexión nacional,

incorporando de esta manera la vos y el voto de la empresa a las discusiones que

a nivel nacional se implementen en materia de planificación y generación del

Sistema Interconectado Nacional. (J. Olier, 2003).

Año 2001:

A partir del primero de Enero del 2001, ENELVEN se sumerge en un

proceso de transformación integral, debido a factores básicamente económicos

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20

que envuelven la problemática del sistema eléctrico de Venezuela, y que se

resumen a través del mandato de segmentación contenido en el Decreto con

Rango y Fuerza de Ley del Servicio Eléctrico (1999), el cual define la separación

jurídica de las actividades que conforman el suministro de electricidad, buscando

una mayor transparencia en la gestión y regulación de las mismas.

De allí se generó la nueva estructura organizativa de la empresa,

resultando 5 unidades estratégicas de negocio y diversificando su servicio en las

áreas de Energía, Telecomunicaciones y Tecnología de Información.

El 3 de Agosto, ENELVEN es adscrita al Ministerio de Energía y Minas

según gaceta Oficial No. 37.253.

Año 2003:

A partir de este año se implementó una de las nuevas tecnologías a través

del Proyecto Compensación en Serie 400 KV para la subestación El Tablazo,

como parte de un plan nacional que tiene como objetivo aumentar la capacidad

de transferencia de Energía Centro Occidente, a través de la instalación de

bancos condensadores en serie en las líneas de 400 KV.

El 24 de Octubre, en el marco de los 115 años de la Corporación y en

presencia del Presidente de la República Hugo Chávez Frías, fue inaugurada la

fase de arranque de la nueva sede Central Termoeléctrica “TERMOZULIA”, con

un aporte de 300 megavatios al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Así mismo, desde el 29 de Diciembre del mismo año, entró en

funcionamiento la nueva plataforma SAP – CCS, estrategia enmarcada en el

Proyecto Enlace para atender la necesidad de cambiar el sistema actual de

interacción con el cliente por uno que integre las diferentes áreas de la

organización.

Entre sus bondades se puede destacar: total consistencia e integridad de

los datos, oportunidad para obtener información gerencial que facilite la toma de

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21

decisiones, mayor integración funcional para una mejor atención y gestión de

clientes, menor tiempo de entrega de información vital, entre otros aspectos.

La Corporación ENELVEN está conformada por cuatro empresas que

desempeñan actividades propias en el sector eléctrico, como lo son: ENELVEN

Generadora (Enelgen), ENELVEN Distribuidora (ENELDIS C.A.), ENELVEN

Costa Oriental (Enelco) y en el área de Telecomunicaciones y Tecnología de

Información (Procedatos).

Sin embargo a partir de la fecha 05/11/2004 en la resolución No. 2209-A la

Junta Administradora aprueba la modificación del esquema organizacional actual

de 5 Empresas (Enelven, Eneldis, Enelgen, Enelco y Procedatos) hacia uno

nuevo de 3 empresas constituidas por:

Enelven,C.A, Enelco C.A y Procedatos

Enelven: Separación basada en Divisiones con enfoque a actividades,

manteniendo la separación contable.

- Generación, Distribución, Comercialización, Centro de Servicios Compartidos, Estrategia y Desarrollo, y Tecnología de Información.

Este esquema o nueva estructuración (Figura 2.1) permite estar

preparados para cumplir con la Ley actual, así como con los ajustes que se

plantean en la misma.

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Figura 2.1, Estructuración Organizativa Actual de la Empresa

Fuente: Castellanos, 2007

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23

2.3 BASES TEÓRICAS

2.3.1 EQUIPOS DE POTENCIA DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

2.3.1.1 TRANSFORMADOR DE POTENCIA

Equipo estático con dos o más devanados que, mediante inducción

electromagnética, transforma un sistema de tensión y corriente alterna en otro

sistema den tensión y corriente generalmente de diferentes valores y a la misma

frecuencia con el fin de transmitir la potencia eléctrica.

Se dice que un transformador es de potencia cuando su capacidad nominal

supera los 500 KVA. Normalmente estos transformadores son usados en niveles

de alta tensión (AT), extra alta tensión (EAT) y ultra alta tensión (UAT),

específicamente dentro de subestaciones que se utilizan para manejar grandes

cantidades de energía.

En principio de este equipo es el más importante de las subestaciones

eléctricas de transformación, ya que el mismo es responsable del cambio de

tensión, objetivo principal de cualquier subestación eléctrica de transformación.

Elementos que conforman un transformador de potencia. (Ver figura 2.2) 1. Bushing de alto voltaje 8. Válvula Alivio de presión

2. Bushing de bajo voltaje 9. Relé de presión súbita 3. Conservador 10. Terminal BCT

4. Relé Buchholz 11. Soporte para suspensión tapa

5. Válvula para filtro de aceite 12. Selector de toma manual

6. Sello de acero 13. Boca de visita 7. Indicador de nivel de aceite 14. Tanque o cuba

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15. Gancho para izado 26. Perno de anclaje 16. Termómetro 27. Núcleo 17. Radiador 28. Soporte extremos 18. Válvula de radiador 29. Bobinas 19. Escalera 30. Placa de presión de bobinas 20. Placa de datos 31. Perno de apriete de bobinas

21. Termómetro 32. Cambiador de tomas

22. Gabinete de control 33.Gancho para izar núcleo y bobinas

23. Válvula de drenaje de aceite 34. Seguro de núcleo y bobinas

24. Base 35. Fijación de parte activa 25. Terminal de puesta a tierra

Figura 2.2, Elementos de un Transformador de Potencia

Fuente: Gómez e Iriarte, 2001

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25

2.3.1.2 INTERRUPTORES

Se puede definir un interruptor o disyuntor como un dispositivo diseñado

para la apertura y cierre de un circuito, por el cual circulan grandes cantidades de

corriente, este puede ser accionado de manera manual o automática. Su función

principal es disipar el arco que se forma internamente entre los contactos al

interrumpir las cargas.

Elementos del Interruptor de Potencia (Ver figura 2.3) 1. Cámara de interrupción 6. Tubo de gas con viga protectora

2. Aislador soporte 7. Supervisión de gas (En el lado opuesto)

3. Estructura soporte 8. Orificios perforados para conexión a

tierra

4. Mecanismo de operación tipo BLK 9. Barra de tracción con tubo protector

5. Resorte de disparo 10. Indicador de posición

Figura 2.3 Interruptor de Potencia AT Tipo LTB D

Fuente: ABB, 2007

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26

En la actualidad existen diferentes tipos de interruptores o disyuntores

clasificados en la siguiente forma:

Por su medio de extinción de arco:

Interruptor de Bajo Volumen de Aceite

Interruptor de Gran Volumen de Aceite

Interruptor de Hexafloruro de Azufre (SF6)

Interruptor de Botella al Vació

Interruptor de Aire Comprimido

Por su medio de accionamiento:

Interruptores Mecánico (resorte)

Interruptores Hidráulicos

Interruptores Electromecánicos

Estos interruptores son de gran importancia, ya que es el principal mecanismo

de protección del transformador, con él se puede dejar abrir o cerrar el circuito

cuando existen fallas que provienen de las subestaciones eléctricas.

Por otra parte, de acuerdo al tipo de construcción en el mercado existen dos

tipos de interruptores de potencia para aplicaciones en alta tensión

Tanque Vivo (Ver figura 2.4)

Tanque Muerto (Ver figura 2.5)

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27

Figura 2.4 Interruptor de Potencia para AT de Tanque Vivo

Fuente: ABB, 2007

Figura 2.5 Interruptor de Potencia para AT de Tanque Muerto

Fuente: Siemens, 2007

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28

2.3.1.3 SECCIONADOR

Aparato mecánico de conexión que aseguran, en posición de abierto una

distancia de seccionamiento que satisface unas condiciones especificadas. Se

puede operar sobre él para abrirlo ó cerrarlo cuando el circuito está libre de carga.

Pueden ser unipolares, tripolares y tripolares deslizante. (Ver figura 2.6)

Figura 2.6 Seccionadores de AT

Fuente: Exportaciones Industriales Andaluzas S.L., 2007

2.3.1.3.1 SECCIONADOR DE PUESTA A TIERRA

El seccionador de puesta a tierra, tiene la función de conectar a tierra

parte de un circuito. El seccionador de tierra generalmente está asociado a un seccionador

principal. Normalmente este seccionador cortocircuita un aislador de soporte del

seccionador principal al que se encuentra asociado.

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29

2.3.1.4 TRANSFORMADORES DE MEDICIÓN

Los transformadores de medición están destinados a alimentar

instrumentos de medida, indicadores, registradores, integradores, relés de

protección, o aparatos análogos. Según la magnitud en juego se clasifican en

Transformadores de Potencial y de Corriente.

Actualmente estas funciones se realizan con equipos de tipo

electromagnético, pero la tecnología ya ha comenzado a difundir trasductores

cuya señal de salida es luminosa y se transmite a los aparatos de visualización

mediante fibra óptica.

2.3.1.4.1 TRANSFORMADOR DE POTENCIAL

Los transformadores de potencial también llamados como instrumentales o

de medición, son utilizados para sensar la magnitud de las tensiones, las cuales

son utilizadas como referencia para los equipos de protecciones y las mediciones

de los niveles de tensiones dentro del sistema. Son construidos en dos tipos:

a. Transformador de Potencial Inductivo (Ver Figura 2.7)

b. Transformador de Potencial Capacitivo (Ver Figura 2.8)

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30

Figura 2.7 Componentes del Transformador de

Potencial Inductivo Modelo EMF

Fuente: ABB, 2007

Figura 2.8 Componentes del Transformador de Potencial Capacitivo Tipo CSA

Fuente : ABB, 2007

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31

2.3.1.4.2 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE

Los transformadores de corriente también llamados como instrumentales o

de medición, son utilizados para sensar la magnitud de las corrientes, las cuales

son utilizadas como referencia para los equipos de protecciones y los equipos de

medición de las corrientes dentro del sistema.

La Figura 2.9 ilustra los componentes de un transformador de corriente.

Figura 2.9 Componentes del Transformador de Corriente AT Tipo IMB

Fuente: ABB, 2007

2.3.1.5 DESCARGADOR DE SOBRETENSIÓN

El descargador de sobretensión es un aparato destinado a proteger los

equipos eléctricos contra sobretensiónes transitorias elevadas y a limitar la

duración y frecuentemente la amplitud de la corriente subsiguiente.

Modernamente se han impuesto los descargadores de óxido de zinc y una

variedad de envolventes. (Ver Figura 2.10 )

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32

Figura 2.10 Descargador de Sobretension con Envolvente

de Silicona y con Envolvente de Porcelana

Fuente: ABB, 2007

2.3.1.6 CAPACITOR DE ACOPLAMIENTO

Tiene la función de acoplar los sistemas de telecomunicaciones en alta

frecuencia a las líneas aéreas de alta tensión que de esta manera actúan como

soporte de comunicaciones.

Los transformadores de tensión capacitivos pueden cumplir las funciones

de transformador de tensión y de capacitor de acoplamiento para las altas

frecuencias que sostienen la comunicación. (Ver Figura 2.11)

Figura 2.11 Capacitor de Acoplamiento o Transformador Capacitivo

Fuente: ABB, 2007

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33

2.3.1.7 BOBINA DE BLOQUEO

La bobina de bloqueo, también llamada Trampa de Onda, es un dispositivo

destinado a ser instalado en serie en una línea de alta tensión. Su impedancia

debe ser despreciable a la frecuencia de la red, de manera de no perturbar la

transmisión de energía, pero debe ser selectivamente elevada en cualquier banda

de frecuencia utilizable para la transmisión por onda portadora. (Ver Figura 2.12 y

2.13)

El equipo consiste en un inductor principal, un dispositivo de protección,

descargador, y un dispositivo de sintonización.

Figura 2.12 Bobina de Bloqueo Figura 2.13 Trampa de Onda

Fuentes: Exportaciones Industriales Andaluzas S.L., 2007 y RFL Electronics, 2007

2.3.1.8 AISLADORES

Los aisladores son dispositivos que sirven para mantener un conductor fijo,

separado y aislado de partes que en general no están bajo tensión (a tierra).

Los aisladores que sirven para que un conductor atraviese una pared se

denominan pasamuros. Se los denomina pasatapas cuando atraviesan la cuba de

un transformador o la celda metálica de una instalación blindada. En general se

suelen denominar genéricamente como aisladores pasantes o bushings. (Ver

Figura 2.14 y 2.15)

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34

La definición de éstos incluye los medios de fijación al tabique o pared a

atravesar.

Figura 2.14 Aisladores

Fuente: Comem, 2007

Figura 2.15 Aisladores Pasantes

Fuente: Celectra, 2007

2.3.1.9 TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES:

Es un equipo que sirve a los servicios internos de funcionamiento de las

subestaciones eléctricas tales como: sala de baterías, alumbrado, etc. Sin el

funcionamiento de este transformador no pudiera funcionar el gabinete o celda de

protección, no existiría alumbrado de la subestación eléctrica y otras funciones

que para su ejecución necesita energía eléctrica.

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35

2.4 SUBESTACIÓN TIPO COMPACTA

Es aquella que utiliza un arreglo básicamente compacto, referido a un

módulo prefabricado y sus barras auto soportadas, con lo cual reduce el tamaño

usual del patio de la subestación, impulsando con esto la flexibilidad en términos

de esquemas eléctricos como de disposición planimetrica, también posee un

sistema de control y protección conformado por un ordenador de módulos y relé

de protección digital.

2.4.1 ALGUNAS ASPECTOS DEL DISEÑO MODULAR PARA

SUBESTACIÓNES. Con la introducción de la tecnología compacta se ha mejorado mucho el

sistema de diseño de subestaciones a partir de módulos funcionales con

lo cual la subestación se divide en módulos en los que los ingenieros de

diseño pueden probar la estructura y el diseño con gran precisión

reduciendo con ello el margen de error. El precio y la viabilidad técnica de una subestación se pueden determinar

al principio de un proyecto. Se pueden generar y evaluar rápidamente alternativas y estimar el valor

de una posible inversión sin necesidad de un estudio exhaustivo del

diseño. Los resultados se obtienen en cuestión de días o incluso de

horas, frente a los varios meses que con frecuencia se requieren para los

sistemas convencionales. Entre las ventajas fundamentales del sistema modular compacto referido

a subestaciones eléctricas está la flexibilidad para adaptarse a la mayoría

de los diseños usuales de subestaciones. El uso de equipamiento híbrido ha permitido desarrollar subestaciones

nuevas, más sencillas y con diseño muy compacto, que se instalan

rápidamente y se sustituyen con facilidad en caso de fallo, con menos

costes de mantenimiento y de vida útil, y que son más fiables que las

configuraciones de subestaciones convencionales.

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36

2.4.2 EMPRESAS QUE OFRECEN TECNOLOGÍA COMPACTA.

Existen un numero significativo de empresas que desde años vienen

trabajando e implementando soluciones de vanguardia con tecnología compacta,

la cual suministra en un solo paquete todos los dispositivos que integran una

bahía, tanto los de potencia como las soluciones del sistema de control y

protección.

Principales empresas fabricantes de este tipo de tecnología a nivel Internacional:

ABB

SIEMENS

ALSTOM

Algunos Modelos de tecnología compacta ofrecidos:

ABB:

Modelo COMPASS

Modelo COMPACT

SIEMENS:

Modelo SIMOVER

Modelo SIMOBREAKER

ALSTOM:

Modelo AIM-CASI

Modelo AIS-S

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37

2.4.2.1 ABB

Partiendo de la pagina electrónica de la empresa ABB, www.abb.com (

The ABB Group - Automation and Power Technologies ) se tomó información

relacionada a los modelos Compass y Compact respectivamente, contenida en el

“Brochure with all Basic information about COMPASS and COMPACT

substations”, como se describe a continuación:

2.4.2.1.1 COMPASS

Buscando la respuesta para enfrentar a un mundo cambiante en lo

concerniente al mercado de energía y proporcionar a los usuarios todas las

funciones requeridas por las subestaciones, ABB introdujo en el mercado

módulos innovadores para subestaciones compactas con tensiones de hasta 145

KV, cumpliendo con los estándares de equipos de alto voltaje o HV (siglas en

ingles), transductores ópticos y moderna tecnología de información. Ver Figura

2.16

Figura 2.16 Modulo COMPASS


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38

El módulo Compass esta equipado por los siguientes componentes,

mostrados en la Figura 2.17

Interruptor: El diseño de la cámara de interrupción es Tipo LTB (auto

soplante con SF6)

El transformador de corriente es aislado con gas SF6, tipo TG.

El mecanismo de operación es tipo BLK (resorte), con dos variantes: La

primera es el BLK 82 de polo simple y la otra es el BLK 222 tripolar.

Los componentes anteriormente mencionados son combinados dentro del

mismo aparato, donde el transformador de corriente sirve como soporte de la

cámara de extinción; en el módulo Compass dicha cámara tiene un arreglo

horizontal tomando el equipo la forma de una Γ griega (gamma).

Seccionadores: El aparato en forma de Γ es instalado sobre un carruaje,

que es manejado con un motor, donde el desplazamiento de éste, puede

conectar o aislar el circuito asociado. Los terminales están sobre los topes de

los aisladores, unidos a un soporte fijo.

Figura 2.17 Componentes que integran el módulo Compass

Fuente: ABB, 2007

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39

El equipo Compass por consiguiente es equivalente a: Interruptor + Transformador de Corriente + Contactos interiores y exteriores de los Seccionadores.

Seccionadores de puesta a tierra: Pueden ser instalados en cualquiera o en

ambos lados externos de los aisladores.

Descargadores de sobretensión: Pueden ser instalados sobre el módulo en

el lado opuesto del transformador de corriente.

DISPOSICIÓN DE EQUIPOS COMPASS ABB DENTRO DE UN PATIO DE TRANSFORMACIÓN EN SUBESTACION ELECTRICA DE ALTA TENSION.

El diseño modular compass reduce considerablemente el patio de

transformación debido a que los equipos son integralmente compactos, esto

produce una ventaja en lo que se refiere al aprovechamiento del espacio y reduce

el impacto visual que presentan las subestaciones convencionales. Ver figuras

2.18, 2.19, 2.20, 2.21 y 2.22.

Figura 2.18 Módulo COMPASS

Fuente: ABB, 2007

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40

Figura 2.19 Vista lateral del Modelo COMPASS

Fuente: ABB, 2006

Figura 2.20 Modulo Compass con Barra Nabla

Fuente: ABB, 2007

Figura 2.21 Vista de planta de Subestación Compass

Fuente: ABB, 2006

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41

Figura 2.22 Vista Lateral de Subestación Compass

Fuente: ABB, 2006

2.4.2.1.2 COMPACT

En forma similar ABB introduce un nuevo concepto de celdas integrales o

módulos switchgear.

Estos módulos se encuentran disponibles como:

Módulos de Interrupción.

Módulos de entrada de línea.

Módulos de medición de energía.

El módulo de interrupción incluye todas las funciones realizadas por un

interruptor de una bahía convencional. Se basa en montar un interruptor estándar

de ABB en un carruaje con un transformador de corriente convencional u óptico

y/o un transformador de voltaje. El módulo puede, si es requerido, ser equipado

con seccionador de puesta a tierra y/o descargadores de sobretensión.

LTB Compact usa interruptores tipo LTB de operación tripolar equipada

con un mecanismo de operación de resorte tipo BLK. Este mecanismo está

encerrado en un cajetin resistente a la corrosión tipo IP 55 y está unido a la viga

principal de soporte de los polos. Ver figura 2.23

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42

Figura 2.23 Módulo de interrupción LTB Compact

Figura: ABB, 2007

La principal ventaja con el interruptor montado en un carruaje es que la

función de desconexión es lograda a través del movimiento completo de la unidad

de interrupción. Así los seccionadores convencionales son desplazados por esta

función de desconexión con contactos fijos libre de mantenimiento. El interruptor

puede ser retirado para servicio o reemplazo con una unidad sustituta en corto

tiempo. Para mecanismo de movimiento del carruaje es utilizado un motor tipo

BCM-F o con un mecanismo de operación manual tipo BCM-H.

El módulo puede ser equipado con condición de monitoreo cuando se

requiera (mantenimiento cuando sea necesario) en lugar de tiempos de

mantenimientos programados e innecesarios.

El módulo de switchgear LTB Compact completo es probado como una

bahía completa como es acordado en los estándares internacionales, con los

diferentes equipos incluidos.

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43

El estándar de ABB Compact consiste de los siguientes equipos de alto voltaje:

Interruptor de potencia: Tipo LTB con mecanismo de operación BLK.

Carruaje: con una motor de operación tipo BCM-F o un mecanismo de

operación manual tipo BCM-H

Contactos fijos.

Estructura soporte para los contactos fijos.

Otros equipos adicionales pueden ser utilizados, tales como:

Transformador de corriente: IMB (123-170 KV) transformadores de

corriente convencional en aceite o DOCT transductores ópticos digitales

de corriente.

Transformadores de tensión: CPA/ CPB Transformadores de voltaje

capacitivos o DOVT Transductores ópticos digitales de voltaje.

Seccionador de puesta a tierra: Tipo NVA.

Descargadores de sobretensión: PEXLIM aisladores poliméricos

También posee diferentes sistemas tal como el sistema de

SWITCHGUARD que permite la supervisión remota, del sistema SWITCHSYNC

que realiza las funciones de sincronización en la apertura y cierre de los

interruptores de la conmutación de bancos de capacitares, reactores,

transformadores y líneas aéreas largas, y del sistema SWITCHCONTROL el cual;

procesa las señales para controlar las funciones de interrupción y desconexión.

Módulos de entrada de línea

El módulo de entrada de línea (Figura 2.24) puede incluir varias funciones y

aparatos integrados a una misma estructura, donde éstos eran ubicados en

distintas estructuras en el patio. Un módulo de entrada de línea es la

combinación de los siguientes equipos de alto voltaje:

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44

Transformador de voltaje capacitivos tipo CPA o CPB o transductores

ópticos digitales de voltaje tipo DOVT

Seccionador de puesta a tierra NVA.

Los siguientes equipos pueden se incluidos:

Descargador de sobretensión PEXILIM.

Transductores ópticos digitales de corriente tipo DOCT.

Módulo de medición de energía (combinado DOVT/DOCT)

Figura 2.24 Módulo de entrada de línea

Fuente: ABB, 2007

Módulo de medición de energía

Este módulo es una combinación de transductores óptimos digitales de

corriente DOCT y transductores óptimos digitales de voltaje DOVT con equipos de

interfase y comunicación. La combinación DOVT/DOCT consiste de un DOCT

montado directamente en el tope del DOVT. Las fibras ópticas son empotradas en

aisladores polimérico del divisor de voltaje capacitivo. Los datos digitales de la

corriente y de voltaje son enviados a través de una interfase para calcular la

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45

energía. El sistema entero de transductores y equipos de medición permite una

precisión del 0.5%.

El módulo de medición de energía puede ser instalado separadamente o

combinado con el módulo de entrada de línea anterior.

2.4.2.2 SIEMENS

De igual manera se revisó la página electrónica de la empresa SIEMENS, www.energy-portal.siemens.com, (SIEMENS Power Transmission and

Distribution) y se obtuvo la siguiente información relacionada con los modelos que

ofrece esta empresa, a continuación se indican los dos modelos:

2.4.2.2.1 SIMOBREAKER

Los componentes del módulo compacto SIMOBREAKER son los interruptores,

seccionadores tipo “Doble apertura”, los transformadores de corriente o de

tensión, seccionadores de puesta a tierra y los descargadores de sobretensión,

montados todos sobre una misma estructura. (Ver Figura 2.25)

Figura 2.25 Módulo SIMOBREAKER


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46

Los dispositivos necesarios para la operación, monitoreo y protección del

módulo están guardados en armarios estándar de control local. Éstos están de

manera colgada montados directamente sobre el marco estructural soporte. El

proyecto de control y protección se ajusta a la corriente que corresponde a la

demanda de los usuarios, conteniendo todas las funciones necesarias para una

eficiente y segura operación.

La Figura 2.26 muestra las dimensiones del equipo SIMOBREAKER 170KV

Figura 2.26 Dimensiones del Modulo SIMOBREAKER – 170KV, Vista frontal y planta


2.4.2.2.2 SIMOVER

El módulo compacto SIMOVER es aplicable para subestaciones

compactas con interruptores de potencia desplazables, tanto en regiones con

estaciones de transformación pequeñas, como en centros industriales, son

concebidas asegurando el suministro económico de corriente eléctrica en un nivel

de tensión nominal de 123 a 145 KV (Ver Figura 2.27).

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47

Figura 2.27 Módulo SIMOVER


Las tecnología de SIEMENS para subestaciones utilizando el modelo

SIMOVER ahorra considerablemente espacio, con interruptores de potencia

desplazables convienen precisamente en estaciones transformadoras pequeñas

bajo condiciones de espacio limitado ya que integran todos los componentes de

una bahía de alta tensión y al mismo tiempo eliminan los seccionadores de barras

colectoras al igual que la salida de las derivaciones, también resultan muy

adecuada para interiores.

El módulo compacto SIMOVER es absolutamente integral, todos los

componentes de una bahía de alta tensión incluso los tramos de seccionamineto

están integrados en una unidad. El transformador de medida también se ha

incluido en este concepto. Esto significa que un control o mando estándar basta

para toda la bahía. Además, el equipo completo requiere aproximadamente el

45% del espacio que necesita una bahía tradicional, como se ilustra en la Figura

2.28

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48

Figura 2.28 Comparación del tamaño de una Subestación convencional y una con tecnología SIMOVER


2.4.2.3 ALSTOM

De la página electrónica de la empresa ALSTOM, http://www.power.alstom.com/home/ se reviso información relacionada a los

modelos propuestos por dicha empresa, los cuales son AIM-CAIS 145 KV y AIM-

S 145 KV en lo que se refiere a Módulos Compactos.

ALSTOM ha estudiado el comportamiento del sistema, donde se observa

la tendencia de la construcción de más subestaciones con menos números de

celdas. Esto ha obligado a la empresa ALSTOM a desarrollar una tecnología

compacta, utilizando módulos con aislamiento en aire (AIM, siglas en ingles) y

módulos de aislamiento en gas (AIG, siglas en ingles), buscando ocupar menores

espacios, reducir el tiempo de instalación y puesta en servicio, agilizar el diseño,

facilitar el mantenimiento y reducir los costos durante todo el ciclo de vida útil de

la subestación. Esta tecnología también es aplicable al momento de ampliar la

capacidad de subestaciones existentes y renovar sus equipos.

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49

2.4.2.3.1 AIM-CAIS 145 KV

AIM-CASI es un nuevo diseño de subestación que incluye dispositivos

ALSTOM, extensamente probados. Se encuentra integrado por un interruptor de

tanque muerto DTI con tramo de maniobra horizontal, accionamiento por energía

de resorte y transformadores de corriente integrados en sus bushings,

transformador de tensión, protección de sobretensiones, seccionadores puesta a

tierra y seccionadores de doble apertura lateral, donde los contactos de los

seccionadores se montan en los bornes del interruptor, del transformador de

tensión y/o soportes aisladores. La subestación compacta con aislamiento de aire

es un sistema abierto para instalaciones con barra distribuidora simple y doble.

Las zonas densamente pobladas tienen por naturaleza una necesidad de

energía muy elevada, y en la mayoría de los casos el espacio físico para levantar

subestaciones o y redes de Transmisión de energía de gran superficie es muy

reducido, ALSTOM da la respuesta ideal con su nuevo Modelo Compact Air

Insulated Switchgear (CASI, singlas en ingles), el cual se muestra en la figura

2.29.

Esta configuración de dispositivos de maniobra y la forma

constructiva logra reducir hasta en un 60% los requerimientos de espacio físico y

ofrece enormes ventajas en el montaje de la instalación, maniobra y distribución

al aire libre en las cercanías del consumidor.

Figura 2.29. Modulo AIM-CAIS 145 KV

Fuente: CAIS Compact Air Insulated Substation de 72.5-145 KV

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50

Componentes del Modulo AIM-CAIS 145 KV ( Ver figura 2.30):

1. Convertidores de tensión integrados

2. Interruptor de potencia DT1 con convertidores de corriente integrados

3. Contactos de seccionador montado directamente en el interruptor de

potencia

Figura 2.30. Componentes del Modulo AIM-CAIS 145 KV

Fuente: CAIS Compact Air Insulated Substitution de 72.5-145 KV

2.4.2.3.2 AIM-S 145 KV

Un aparato compacto, multifuncional, que incorpora un interruptor,

transformador de corriente, seccionador de línea y seccionador de puesta a tierra;

diseñado para subestaciones con aislamiento de aire de alta tensión, para un

esquema en “H”, con barra de distribución sencilla o con interruptor y medio. El

AIM-S 145KV es un equipo modular compacto, multifuncional que se puede

utilizar en subestaciones de alta tensión con aislamiento en aire. Los bloques que

lo conforman son los mismos elementos que en instalaciones convencionales:

Interruptor, seccionador y transformador de medida. El conjunto se ha diseñado

para que cumpla con las funciones de interrupción, seccionamiento y medidas.

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51

Está constituido por equipos manufacturados y certificados por ALSTOM:

Interruptor tipo S1, con mecanismo de apertura monopolar de resorte.

Transformador de corriente tipo CTH170, con aislamiento en aceite.

2.4.5 CARACTERISTICAS DE LOS EQUIPOS DE LAS SUBESTACIONES COMPACTAS

Los valores que se indican en las tablas 2.1 a la 2.12 que a continuación

observaremos hacen referencia a las características básicas de los equipos mas

importantes existentes en las subestaciones compactas, las tablas se realizaron

unificando la información mas relevante de cada uno de los fabricantes a modo de

manejar las opciones y tener los valores de cada uno de ellos, características

constructivas y eléctricas de algunos de estos equipos, se observa que los tres

principales fabricantes de esta tecnología poseen dos modelos. Cada modelo

tiene sus particularidades, existen variables de diseño y funcionamiento en cada

uno de ellos como se indico en el punto anterior.

Cabe destacar que se solicito información técnica y constructiva a cada

una de las compañías. Alguna de estas no suministraron suficiente información

por lo tanto solo se coloco los datos obtenidos.

Los factores relevantes de exigencia de la Corporación ENELVEN, C.A

para seleccionar la tecnología más viable se enfoca en:

Cumplimiento de las especificaciones técnicas generales para el suministró

de los equipos a ser instalados en las subestaciones compactas.

Que no se modifiquen las filosofías de operación, protección, control,

ampliación y mantenimiento, dimensiones de equipos, ventajas y

desventajas que proporcionaran a la subestación, al personal y al sistema.

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52

MODULOS COMPACTOS

Tabla 2.1. Características Generales de los Módulos Compactos

FABRICANTES DE TECNOLOGIA COMPACTA ABB SIEMENS ALSTOM

Modelos Compactos

CO

MPA

SS

CO

MPA

CT

SIM

OB

REA

KER

SIM

OVE

R

AIM

-S

AIM

-CA

IS

EQUIPOS Fabricación •En serie (Pre-fabricados) •Convencionales Probados en fabrica Suminsitro de un solo proveedor Reducen las partes móviles Tiempo de entrega •≤4 meses •Entre 4 y 6 meses •<a 6 Meses Tipo Intemperie FUNDACIONES Equipos •≤4 Fundaciones •>4 Fundaciones •Base de Concreto Barras •Autosoportada •Convencionales CONTROL Control convencional Control numérico Pre-cableado Armario de agrupamiento Esquema de control simplicado PROTECCIONES Electromecánico Numérico Pre-cableado ESTRUCTURAS •Equipo •Barra •Adicional •Facil instalacion Reemplazo Interruptor


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53

Tabla 2.2. Características Generales de los Módulos Compactos (Continuación)


Modelos Compactos

CO

MPA

SS

CO

MPA

CT

SIM

OB

REA

KER

SIM

OVE

R

AIM

-S

AIM

-CA

IS

Continuación de Estructuras •Facil y rapido •Convencional Requiere desenergizacion •La barra y el transformador •La línea Transformador de corriente Reemplazo •Facil y rapido •Convencional Acceso vehicular obligatorio Contactos fijos libre mantenimiento Requiere desenergizar •La barra y el transformador •La línea Herramientas especiales •Para instalacion

Montacargas Grua

•Para mantenimiento Señoritas (Winches ) Grua

DIMENSIONES Ancho •Sin desplazamiento (m) 5 6 5 6,9 4,4 ? •Con desplazamiento (m) 7,2 6 – 6,9 7,9 – Largo •Sin desplazamiento (m) 2,63 3,35 4,5 5,6 3,5 ? •Con desplazamiento (m) 2,63 6,7 – 5,6 3,5 – Alto •Sin barra (m) 5,49 5,47 6 6,5 6,587 ? •Con barra (m) 7,5 8,81 7,33 9 7,33 7,33Volumen (m³) 142,2 354,6 165,2 347,8 202,3 ? Distancias entre Fase/fase (m) 2,4 1,75 2 21 2,2 ? Fase/fase minima (m) 2,4 1,4 1,4 1,7 2,2 ? Fase/tierra (m) 1,1 1,1 1,1 1,49 ?


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54

DESCARGADORES DE SOBRETENSION O PARARRAYOS

Tabla 2.3. Características Constructivas de los Descargadores de Sobretension o Pararrayos


Descargadores de Sobretension o Pararrayos

CO

MPA

SS

CO

MPA

CT

SIM

OB

REA

KER

SIM

OVE

R

AIM

-S

AIM

-CA

IS

Características Constructivas ZnO (Oxido de Zinc) SiC (Carburo de Silicio) En la misma estructura Estructura adicional


Tabla 2.4 . Características Eléctricas de los Descargadores de Sobretension o Pararrayos


Descargadores de Sobretension o Pararrayos

CO

MPA

SS

CO

MPA

CT

SIM

OB

REA

KER

SIM

OVE

R

AIM

-S

AIM

-CA

IS

Características Eléctricas Tensión nominal (KV rms) 120 120 150 120 120

Frecuencia nominal del sistema (Hz) 60 60 60 60

Nivel básico de asilamiento (1,2/50 µs) (KV c) 650 650 650 650

Corriente para tensión de descarga (KA)

Tensión máxima de operación continua (MCOV) - KA rms 90 90

Capacidad aliviadero de presión (KArms)

FOW a 10 KA 0,5 µs (KV c)

Tensión de descarga a impulso de conmutación a 1000A (KV c)

Tensión máxima de descarga con onda de 8/20 µseg, 10 KA (KV) 105 351,9 351,9

Tipo

Clase ZnO ZnO


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55

INTERRUPTOR

Tabla 2.5. Características Constructivas de los Interruptores


Interruptor

CO

MPA

SS

CO

MPA

CT

SIM

OB

REA

KER

SIM

OVE

R

AIM

-S

AIM

-CA

IS

Características Constructivas Disposición de la cámara de extinción

•Horizontal

•Vertical

Tipo de cama de extinción

•Tanque vivo

•Tanque muerto

Aislamiento

•Interno

Gas SF6

•Externo

Porcelana

Mecanismo de operación

•Resorte

•Monopolar

•Tripolar


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56

Tabla 2.6. Características Eléctricas y Mecánicas de los Interruptores


Interruptor

CO

MPA

SS

CO

MPA

CT

SIM

OB

REA

KER

SIM

OVE

R

AIM

-S

AIM

-CA

IS

Características Eléctricas y Mecánicas

Nivel de tensión (KV rms) 145 145 145 145 145 145

Frecuencia de servicio (Hz) 60 60 60 60 60 60

Nivel básico de asilamiento (KV rms) 650 650 650 650 650 650

Tensión de corta duración (KV rms) 275 275 275 275 275 275 Tiempo de corta duración (S) 1 1 3

Corriente nominal (A rms) 1600 3150 2000 2000 1600 1600

Corriente de cortocircuito (KA rms) 40 40 31,5 40 40 40

Factor de despeje de apertura de polos (1,5) 1,5 1,5

Tiempo de apertura (ms) 50 40 Mecanismo de Operación Operado por resorte si si si Tensión de la calefacción (Vac) 230 230

Contactos auxiliares disponibles 5NO-5NA 5NO-5NA

Numero de bobinas de disparo independientes 2 2

Numero de bobinas de cierre independientes 1 1--2

Enclavamiento Eléctrico Eléctrico Fuente: Castellanos, 2007

DERECHOS RESERVADOS


57

SECCIONADORES

Tabla 2.7. Características Constructivas de los Seccionadores


Seccionador

CO

MPA

SS

CO

MPA

CT

SIM

OB

REA

KER

SIM

OVE

R

AIM

-S

AIM

-CA

IS

Características Constructivas Tipo de Operación

•Monopolar

•Tripolar

Convencionales

•CBS

•Apertura central – – – –

•Montaje horizontal – – – –

•Montaje vertical – – – –

Compactos

•Giro en su propio eje

•Carruaje

Desplazamineto lateral

Desplazamineto frontal


•Operación

Manual

Motorizado

Cuando el equipo se encuentra seccionado

Dispositivos energizados

•Interruptor

•Transformador de corriente

•Transformador de tensión – – –

•Switch de puesta a tierra

•Pararrayos


DERECHOS RESERVADOS


58

Tabla 2.8. Características Eléctricas y Mecánicas de los Seccionadores


Seccionador

CO

MPA

SS

CO

MPA

CT

SIM

OB

REA

KER

SIM

OVE

R

AIM

-S

AIM

-CA

IS


Nivel de tensión (KV rms) 145 145 145 145 145 145

Frecuencia de servicio (Hz) 60 60 60 60 60 60

Tensión impulso atmosférico (KV rms) 750 750 650 650

Tensión de corta duración (KV rms) 315 315 275 275 Tiempo de corta duración (S) 1 1 3 3

Corriente nominal (A rms) 1600 1600 1250 1250 2500 2500

Corriente de cortocircuito (KA rms) 40 40 40 40 40 40

Contactos auxiliares 2NO-2NA 2NO-2NA


TRANSFORMADOR DE TENSION

Tabla 2.9. Características Constructivas de los Transformadores de Tensión


Transformador de Tensión

CO

MPA

SS

CO

MPA

CT

SIM

OB

REA

KER

SIM

OVE

R

AIM

-S

AIM

-CA

IS

Características Constructivas Modelo convencional Modelo óptico Aislador •Porcelana •Polimerico Instalado en : •Misma estructura •Estructura adicional


DERECHOS RESERVADOS


59

Tabla 2.10. Características Eléctricas y Mecánicas de los Transformadores de Tensión


Transformador de Tensión

CO

MPA

SS

CO

MPA

CT

SIM

OB

REA

KER

SIM

OVE

R

AIM

-S

AIM

-CA

IS


Tipo de conexión si si si si si si

Numero de fases si si si si si si

Frecuencia nominal del sistema (Hz) 60 60 60 60 60 60

Tensión nominal del sistema (KV ) 138 138 138 138 138 138 Nivel básico de aislamiento (KV) 650 650 650 650 650 650

Clase de precisión (todo el devanado) si si si si si si

Tensión en secundarios (V) 115 115 115 115 115 115


TRANSFORMADOR DE CORRIENTE

Tabla 2.11. Características Constructivas de los Transformadores de Corriente


Transformador de Corriente

CO

MPA

SS

CO

MPA

CT

SIM

OB

REA

KER

SIM

OVE

R

AIM

-S

AIM

-CA

IS

Características Constructivas Modelo •Convencional •Optico Integrado al interruptor •Gas SF6 •Aceite Aislador •Porcelana •Polímero


DERECHOS RESERVADOS


60

Tabla 2.12. Características Eléctricas y Mecánicas de los Transformadores de Corriente


Transformador de Corriente

CO

MPA

SS

CO

MPA

CT

SIM

OB

REA

KER

SIM

OVE

R

AIM

-S

AIM

-CA

IS


Tensión máxima (KV) 145 145 145 145

Frecuencia nominal del sistema (Hz) 60 60 60 60

Nivel básico de aislamiento (KV) 650 650

Corriente nominal primario (A) 1600 1600 2000 2000 Corriente de cortocircuito (KA) 40 40 31,5 31,5

Corriente nominal secundario (A) 5 5 1 1

Cantidad de devanados totales 3 3 4 4

Cantidad de devanados para protección 2 2 3 3

Relación de transformación 1600/800/400:5

1600/800/400:5 ,1000:1 ,1000:1

Clase de precisión (para todo el devanado) 30VA 5P30

30VA 5P30

20VA 5P20

20VA 5P20

Cantidad de devanados para medición 1 1 1 1

Relación de transformación 1600/800/400:5

1600/800/400:5

,1000 :1

,1000 :1

Clase de precisión 30VA/ 0,2

30VA/ 0,2

15VA/ 0,5

15VA/ 0,5


2.5 TEORIA DE MANTENIMIENTO

2.5.1 MANTENIMIENTO

El Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED), filial de PDVSA

(1995), define al mantenimiento como: "El conjunto de acciones orientadas a

conservar o restablecer un sistema y/o equipo a su estado normal de operación,

para cumplir un servicio determinado en condiciones económicamente favorable y

de acuerdo a las normas de protección integral."

DERECHOS RESERVADOS


61

Para Moubray (1997), el mantenimiento significaba "Acciones dirigidas a

asegurar que todo elemento físico continúe desempeñando las funciones

deseadas".

Por su parte Anzola (1992), lo describe como "Aquél que permite alcanzar

una reducción de los costos totales y mejorar la efectividad de los equipos y

sistemas".

En otras palabras, el objetivo tradicional de mantenimiento es el de

asegurar la máxima disponibilidad de máquinas y equipos para generar los

productos y servicios requeridos, en calidad y oportunidad. Manual de

mantenimiento de instalaciones industriales, Gustavo- Barcelona.

2.5.1.1 OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO

La meta general que se persigue con el mantenimiento es la de elevar al

máximo los beneficios derivados de las oportunidades disponibles en el mercado,

y la secundaria corresponde a aspectos técnicos y económicos correspondientes

a la conservación de máquinas y herramientas; ambas, derivan en la

contemplación de aspectos como seguridad, medio ambiente, ahorro de energía,

disminución del tiempo muerto, calidad del servicio a los clientes y máxima

disponibilidad de las instalaciones y equipos. Una medida útil para aproximar el

costo del desarrollo del mantenimiento esta dado por la siguiente expresión:

Donde el Costo de mantenimiento está dado por el valor en dinero gastado

en las operaciones desarrolladas; y los Activos fijos mantenibles son aquellos

equipos, maquinarias, y construcciones revaluados a precios corrientes y

correspondientemente depreciados. El momento ideal para llevar a cabo puede

ser determinado desde muchos puntos de vista, a los cuales les va a

DERECHOS RESERVADOS


62

corresponder un determinado tipo de mantenimiento; teóricamente existe la

llamada "curva de falla" (Ver Fig. 2.29)

Figura 2.31 Curva de Falla

Fuente: Moubray, 1997

Para la consecución de estos objetivos generales se deberán alcanzar

metas específicas más concretas que se describen a continuación.

Máxima productividad.

Reducción de los costos causados por averías de equipos críticos.

Aporte de sugerencias de mejora productiva, a través de la experiencia en

intervenciones de las máquinas.

Reparación en el mínimo tiempo y con la máxima durabilidad.

Disminución de los paros no programados y realización óptima de las

actividades preventivas programadas.

Mínimo costo.

Aprovisionamiento de repuestos de los equipos, con una medida justa

entre la inversión realizada para la adquisición de éstos y el costo que

ocasiona la parada por su ausencia.

DERECHOS RESERVADOS


63

Prolongación de la vida de la máquina en sus condiciones originales de

calidad y de rechazo.

Ahorro energético.

Aseguramiento del suministro de energía eléctrica, aire comprimido, gas,

etc.

Mínimo impacto en el medio ambiente.

Máxima seguridad e higiene.

Aseguramiento de la integridad de las personas, los equipos y las

instalaciones.

Garantía de la calidad exigida.

2.5.1.2 TIPOS DE MANTENIMIENTO

Existen tres tipos de mantenimiento. Según las actividades a realizar es

importante mencionar que ninguno es más importante que otro, pero cada tipo

será utilizado según los requerimientos de equipo o de empresa. (Manual de

mantenimiento de instalaciones industriales, Gustavo- Barcelona).

a. Mantenimiento Preventivo

Es el mantenimiento efectuado sistemáticamente, con la intención de

mantener una instalación en condiciones específicas y reducir la posibilidad de

desperfectos o la presencia de la falla en los equipos. Es el conjunto de acciones

necesario para conservar un equipo en buen estado, independientemente de la

aparición de las fallas. Cubre todo el mantenimiento programado que se realiza

con el fin de, Prevenir la ocurrencia de fallas. Se conoce como Mantenimiento

Preventivo Directo o Periódico -FTM (Fixed Time Maintenance) por cuanto sus

actividades están controladas por el tiempo. Se basa en la Confiabilidad de los

Equipos (MTTF) sin considerar las peculiaridades de una instalación dada.

Ejemplos: limpieza, lubricación, recambios programados.

DERECHOS RESERVADOS


64

b. Mantenimiento Predictivo

Cuando la falla se presenta de manera progresiva, pueden controlarse

ciertos parámetros físicos que permiten decidir la intervención del equipo antes de

la ocurrencia de la falla. Este tipo de mantenimiento se conoce como de condición

o predictivo ya que busca efectuar la reparación de equipos en el umbral de

ocurrencia de la falla, bajo condiciones programadas, minimizando así los costos

globales de mantenimiento. Este mantenimiento se lleva a cabo usando

herramientas de predicción físicas (ultrasonidos, rayos X, termografía,

vibriometría, análisis espectográficos de lubricantes) o estadísticos (técnicas de

confiabilidad).

c. Mantenimiento Correctivo

Es el conjunto de acciones necesarias para devolver un equipo a

condiciones operativas luego de la aparición de una falla. El mantenimiento

correctivo se puede clasificar de la siguiente manera:

No planificado:

Es el mantenimiento de emergencia (reparación de roturas). Debe efectuarse

con urgencia ya sea por una avería imprevista a reparar lo más pronto posible

o por una condición imperativa que hay que satisfacer (problemas de

seguridad, de contaminación, de aplicación de normas legales, etc.).

Planificado:

Se sabe con antelación qué es lo que debe hacerse, de modo que cuando se

pare el equipo para efectuar la reparación, se disponga del personal, repuesto

y documentos técnicos necesarios para realizarla correctamente.

DERECHOS RESERVADOS


65

2.5.2 PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO

Según PAR Consulting Limited (1997; p89) “se entiende por programa de

mantenimiento a todas las acciones emprendidas por una disciplina en algún

lugar o sobre un elemento de la planta, a frecuencia dada”. Los programas de

mantenimiento pueden agruparse según su frecuencia en dos clases:

Programas de Baja Frecuencia: por lo general, estos programas no

tienen una frecuencia suficiente para formar parte de una secuencia de

acciones que pueden recordarse fácilmente, por lo que deben ser definidas

detalladamente cada vez que se planifican. Debe emitirse una orden de

trabajo para la persona a cargo de ejecutar esta tarea, y en ella ha de

estipularse lo que debe hacerse, ya sea en su totalidad o por referencia a

otros procedimientos estándar.

Programas de Alta Frecuencia: Estos programas por lo general reúnen

las acciones de mantenimiento a cargo de un operador. Cuando es éste el

caso, debe hacerse todo esfuerzo posible por incorporar estas actividades

a una serie de procedimientos operativos que conforman una rutina.

Cuando se realizan tareas técnicamente más avanzadas a altas

frecuencias, la mejor práctica consiste en suministrar una orden de trabajo

o lista de tareas que pueda ser utilizada para definir la tarea por referencia

a estándares e indicar la acción y el día de ejecución de la misma en un

documento.

2.5.3 SISTEMAS DE MANTENIMIENTO

El mantenimiento puede ser considerado como un sistema, con un

conjunto de actividades que contribuyen al logro de las metas de producción, al

incrementar las utilidades, minimizar el tiempo muerto de la planta, mejorar la

calidad e incrementar la productividad. (Matalobos, 1998)

DERECHOS RESERVADOS


66

Un sistema de mantenimiento puede verse como un modelo sencillo de

entrada-salida. Las entradas de dicho modelo son: mano de obra, administración,

herramientas, refacciones, equipo, etc., y la salida es un equipo funcionando,

confiable y bien configurado para lograr la operación planeada, a través de

ciertas actividades. (Duffua-Raouf, 2000)

a. PLANEACIÓN.

La planeación es el proceso mediante el cual se determinan los elementos

necesarios para realizar una tarea, antes del momento en que se inicie el trabajo.

El mantenimiento planeado se refiere al trabajo que se realiza a través del manejo

de registros, previendo y controlando procesos. Incluye todos los tipos de

mantenimiento, y para desarrollarlo se necesitan todos los pasos descritos a

continuación.

b. OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN.

Sirve para determinar con precisión los trabajos necesarios para mantener

la capacidad de producción. Para conseguirlos, se utilizan los siguientes patrones:

Documentación del Proveedor.

Normas internacionales.

DOCUMENTACIÓN DEL FABRICANTE Y/O PROVEEDOR

Al adquirir un sistema o equipo debe exigírsele al fabricante la siguiente

información: (Matalobos, 2000).

Todos los planos y esquemas lógicos del material “como construido”. Estos

planos deben incluir diagramas unifilares, planos de vistas explotadas, de

diagramas funcionales y diagramas de instrumentación y tubería, según el

tipo de instalación. Los especialistas de mantenimiento deben confirmar la

suficiencia de estos planos y esquemas, cuya complejidad y cantidad

dependerá de la propia complejidad del material.

DERECHOS RESERVADOS


67

Información y especificaciones del sistema y sus componentes principales.

Procedimientos de operación, incluyendo ubicación y función de todos los

controles consumibles requeridos para el mantenimiento.

Requisitos de mantenimiento preventivo, incluyendo frecuencias y

procedimientos de lubricación, inspección, sustitución programada y otras

actividades preventivas.

Ayudas para la solución de fallas, incluyendo esquemas lógicos de

búsqueda de fallas recomendaciones y procedimientos de reparación.

Especificaciones de confiabilidad, disponibilidad, mantenibilidad, seguridad,

repuestos necesarios y costos esperados de operación pueden ser

requeridos del proveedor en sistemas complejos.

Requerimientos de formación de personal.

2.5.4 PROGRAMA ESPECÍFICO DE MANTENIMIENTO.

Según (Matalobos, 2000) debe elaborarse un programa específico de

mantenimiento para cada equipo; éste se refiere a una lista completa de las

tareas de mantenimiento que se van a realizar en dicho equipo.

El programa incluye el nombre y número de identificación del equipo, la

lista detallada de las tareas que se llevarán a cabo (inspecciones, mantenimientos

preventivos, reemplazos) y la frecuencia de cada una; herramientas especiales

que se necesitan, materiales a utilizar y cualquier otro detalle acerca de algún

arreglo de mantenimiento por contrato.

Estos conjuntos de tareas son conocidos como instrucciones de trabajo de

mantenimiento. Deben ser desarrolladas aprovechando el conocimiento del

personal técnico de ejecución con más experiencia y las recomendaciones de los

fabricantes, las indicaciones en los catálogos y manuales; y los diseños y

referencias de profesionales con experiencia de empresas similares.

Una vez compuesta cada instrucción de trabajo es necesario estimar el

valor en Horas-Hombre para su ejecución; este “tiempo patrón” debe ajustarse a

DERECHOS RESERVADOS


68

la realidad en la medida que sean obtenidos los datos reales de cada actividad.

(Tavares, 2000).

Las instrucciones pueden ser de carácter genérico o específico, en función

del nivel de detalle deseado. Una instrucción genérica no detalla los puntos de

ejecución de cada etapa de la tarea que describe y puede ser usada en cualquier

equipo de iguales características operativas; mientras que las instrucciones de

carácter específico indican en forma detallada las tareas a ser ejecutadas.

Como variante de las instrucciones de mantenimiento: existen los archivos

de recomendaciones de seguridad, asociados regularmente a la naturaleza del

equipo, y que tienen por finalidad evitar actos inseguros durante la ejecución del

mantenimiento o el mantenimiento en condiciones inseguras.

a. Especificaciones de los Trabajos.

La especificación del trabajo es un documento que describe el

procedimiento para cada tarea; su intención es proporcionar los detalles de cada

actividad en el programa de mantenimiento. (Duffua-Raouf, 2000)

Cada procedimiento de trabajo debe contener el número de referencia de

especificación de la labor y el número de referencia del programa de

mantenimiento, además: la frecuencia del trabajo, el tipo de mano de obra

requerida, los detalles de la tarea, los componentes que se deban reemplazar, las

herramientas y equipos especiales necesarios, planos de referencia y

procedimientos de seguridad a seguir. Estos procedimientos, con las normas y la

organización de la empresa, deben ser recopilados en un manual de

mantenimiento.

b. Programación.

La programación del mantenimiento es el proceso mediante el cual se

acoplan los trabajos con los recursos y se les asigna una secuencia para ser

ejecutada en ciertos puntos del tiempo. La programación tiene que ver con la hora

o el momento específico y el establecimiento de fases o etapas de los trabajos

DERECHOS RESERVADOS


69

planeados junto con las órdenes para efectuar el trabajo, su monitoreo, control y

el reporte de su avance. (Duffua-Raouf, 2000).

Un programa confiable debe tomar en consideración:

Una clasificación de prioridades de trabajos.

La disponibilidad de materiales y repuestos.

El programa maestro de producción y la coordinación con la función de

operaciones.

Estimaciones reales del futuro.

Flexibilidad en el programa (revisión y actualización frecuente).

2.5.5 ANÁLISIS DE DATA EN OPERACIÓN

Todo equipo dispuesto en un sistema refleja distintos comportamientos que

nos pueden dar previa identificación de posibilidades de falla. Estos

comportamientos pueden ser identificados y estudiados a través de Técnicas de

Predicción Física.

Técnicas de Predicción Físicas

Vibrometría:

Los análisis de vibraciones son de tres tipos principales:

De tendencia de ancha banda, o general aplicada en varios puntos del

equipo.

De banda estrecha, o aplicada a componentes específicos.

De análisis de firma (signature analysis), el más común, que permite la

representación visual de cada frecuencia.

DERECHOS RESERVADOS


70

Termografía:

Es la medición de las emisiones de energía infrarroja. El análisis de

puntos calientes en maquinaria compleja y en equipos eléctricos puede

ayudar a detectar fallas incipientes, como fuga o daños a arrollados

eléctricos.

Análisis de aceites lubricante (viscosidad, contaminación, ácidos totales,

número de base).

Análisis de partículas de desgaste.

Ferrografía

Análisis espectografíco de los lubricantes.

Existen otras técnicas que son aplicables, éstas son:

Ensayos con líquidos penetrantes. Permiten descubrir grietas ocultas.

Ensayos con partículas magnéticas. Permiten descubrir defectos en el

material.

Pruebas con ultrasonidos. Usadas para detectar fallas superficiales de

espesor en el material.

2.6 RUTINAS DE MANTENIMIENTO

2.6.1 RUTINAS DE MANTENIMIENTO PARA EQUIPOS DE POTENCIA SEGÚN FABRICANTES

Estos plantean todas las recomendaciones de los fabricantes en cuanto al

mantenimiento de los equipos de potencia, dividiendo las recomendaciones por

cada uno de los equipos de potencia.

2.6.1.1 TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Los fabricantes recomiendan se le realice un mantenimiento incluya las

siguientes pruebas:

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71

Pruebas al aceite: Estas pruebas se diseñan para evaluar la capacidad

del aceite de realizar su trabajo. Las pruebas incluyen la humedad en

aceite, la tensión interfacial, el número de acidez, el número del color, la

representación visual, la fuerza dieléctrica, la viscosidad, la gravedad

específica, el factor de potencia a 25 ºC y 100 ºC, inhibidor de la

oxidación, índice de refracción.

Pruebas cromatografícas: Es una técnica que analiza y mide la

composición de un material. Se basa en la interacción selectiva de una

mezcla de proteínas u otras sustancias (en este caso pigmentos) con un

material adsorbente (en este caso el papel filtro). Esta interacción puede

tomar muchas formas como estar basada en carga positiva o negativa, en

hidrofobicidad, afinidad o tamaño. La cromatografía sirve para separar

diferentes compuestos químicos de una mezcla multicomponente que

puede llegar a tener cientos de sustancias diferentes.

Pruebas físico química:

Físico: Apariencia visual. Color Densidad Punto de anilina. Tensión

interfacial. Temperatura de inflamación °C. Temperatura de fluidez °C.

Viscosidad. Índice de viscosidad. Química: Contenido de agua ppm. Cromatografía de gases.

Determinación de PCB´s. Número de neutralización.

Resistencia de aislamiento. Relación de transformación (TTR). Resistencia de los devanados. Prueba de disparo y alarmas de temperatura. Pruebas de arranque de ventiladores.

DERECHOS RESERVADOS


72

2.6.1.2 INTERRUPTORES DE POTENCIA

Aquí se presentan las recomendaciones que los fabricantes ofrecen para el

mantenimiento de interruptores de potencia, para los interruptores en aceite, SF6

y en vacío.

INTERRUPTORES EN ACEITE

Limpiar los Bushings del interruptor.

Realizar la prueba de rigidez dieléctrica del aceite.

Realizar la prueba de factor de potencia del aislamiento del aceite (gran

volumen de aceite).

Realizar la prueba de aislamiento de los contactos.

Realizar la prueba de resistencia de los contactos.

Calibrar los contactos según las especificaciones del fabricante.

INTERRUPTORES EN SF6

Limpiar los Bushings del interruptor.

Realizar la prueba de aislamiento de los contactos.

Realizar la prueba de resistencia de los contactos.

Realizar las pruebas de punto de rocío y pureza del gas.

Medir la Resistencia de contacto entre terminales.

INTERRUPTORES EN VACÍO

• Limpiar los Bushings del interruptor.

• Realizar la prueba de aislamiento de los contactos.

• Realizar la prueba de resistencia de los contactos.

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73

2.6.1.3 SECCIONADORES

Normalmente no es mucha la información referente al mantenimiento que

los fabricantes de seccionadores ofrecen en sus manuales, debido a que la gran

mayoría de éstos se remiten a la norma ANSI/IEEE C37.35, la cual contiene

información muy valiosa acerca de la aplicación, instalación, operación y

mantenimiento de seccionadores de alta tensión.

2.7. NORMAS INTERNACIONALES APLICADAS PARA EL MANTENIMIENTO DE EQUIPOS DE POTENCIA

Debido a que las normas nacionales no especifican ningún tipo de

recomendaciones para el mantenimiento de equipos de potencia, acá se plantean

algunas dadas por las normas internacionales.

a. TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Para transformadores de potencia se tomaron en cuenta tres normas, la NETA

MTS, la ANSI/IEEE C57.12.00 y la ANSI/IEEE C.57.12.90, las cuales se detallan

a continuación:

• NETA MTS-1993. Maintenance Testing Specification.

Esta norma recomienda lo siguiente para estos equipos:

1) Inspección visual y mecánica

a) Inspeccionar si hay daños o rajaduras en los conectores y aisladores del

transformador

b) Verificar el correcto funcionamiento de ventiladores e indicadores.

DERECHOS RESERVADOS


74

c) Verificar el nivel de aceite de los aisladores y de la cuba.

d) Verificar la puesta a tierra.

2) Pruebas eléctricas

a) Realizar la prueba de resistencia de aislamiento.

b) Realizar pruebas de relación de transformación (TTR) en cada posición del

cambiador de tomas.

c) Realizar la prueba de factor de potencia en todos los devanados y aisladores.

d) Realizar prueba de corriente de excitación en cada fase.

e) Realizar prueba en cada devanado y en cada posición del cambiador de toma.

f) Realizar pruebas y ajustes en los controles de ventiladores, bombas y alarmas.

g) Verificar la puesta a tierra central.

3) Pruebas al aceite (ver Tabla 2.1, 2.2 y 2.3)

a) Voltaje de ruptura: ASTM D-877 ó D1816.

b) Número de Neutralización: ASTM D974.

c) Gravedad específica: ASTM1298.

d) Tensión Interfacial: ASTM D971 ó D2285.

e) Color: ASTM D1500.

f) Condición visual: ASTM D1524.

g) Análisis de gases disueltos en el aceite según ANSI/IEE C57.104.

h) Contenido de Humedad: ASTM D1533.

i) Total de Gases Combustibles: ANSI/IEEE C57.104 ó ASTM D3284.

j) Factor de Potencia del aceite: ASTM D924.

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75

Tabla 2.13 Limites Aceptados para Pruebas en Líquidos Aislantes Prueba ASTM Método de Prueba Valor límite para

mantenimiento Valor típico para líquidos nuevos

Acidez, Aproximada

D1534-64 o D1902-64

Alguno como el número de

Neutralización

Por debajo

Color, ASTM

D1500-64 (1968) (aceites derivados del petróleo) (usado también para pruebas

de mantenimiento de Askarel)

4,0 Máximo (Aceite)

2,0 Máximo (Askarel)

1,0 Máximo (Aceite y Askarel)

Voltaje de ruptura

D877-67 (Electrodos de disco) o

(D1816-67) (VDE Electrodos)

22 kV Mínimo (aceite)

25 kV Mínimo (askarel)

26 kV (aceite)

30 Kv (askarel)

Inspección visual de campo

D971-50 (1968) (Método de la campana) o D2285-68 (Peso de gota)

18 Dinas/cm. Mínimo

35 Dinas/cm.

Mínimo Tensión

interfacial

(sólo para aceites)

D974-54 (1968) o D664-58

0,40 Máximo (Aceite)

0,014 Máximo.

0,04 Máximo

(Aceite)

0,014 Máximo

(Askarel) Número de

neutralización D924-65 (1969) 1.8% Máximo (aceite)

0,5-2,0% (Askarel).

0,1% Máximo

(25°C) (Aceite)

0,2 – 0,5%

(25°C)(Askarel)

NFPA 70B-1.998. Summary of Maintenance Test for Insulating Liquids.

DERECHOS RESERVADOS


76

Tabla 2.14, Clasificación del Aceite de Transformador en Servicio Prueba Aceite en

servicio continuo

Aceite para ser reacondicionado

Aceite para ser regenerado

Aceite para ser desechado

Voltaje de ruptura, D877, kV,

Mínimo

24

23,5

22

17

Número de Neutralización, mg KO por g de Aceite,

Máximo.

0.36

0.4

0.4

0.75 Tensión Interfacial, Dinas

por cm, Mínimo.

21

21

18

16 Factor de

Potencia, 60 Hz, 25°C, %, Máximo.

1

1.2

18

16

Contenido de humedad, ppm, Máximo.

25

35

60

75

ANSI/IEEE C57.106-1977. Classification of Service-Aged Transformer Oils.

Tabla 2.15 Límites Aceptados para Aceites en Servicio de Acuerdo al Nivel de tensión

Prueba Hasta

69 Kv

Más de 69 kV y

Hasta 288 kV

325 kV y más

Voltaje de ruptura, D877, kV, Mínimo 25 29 31

Número de Neutralización, mg KO por g de Aceite, Máximo. 0.39 0.33 0.28 Tensión Interfacial, Dinas por cm, Mínimo. 20.5 21.7 30.7

Factor de Potencia, 60 Hz, 25°C, %, Máximo. 1.0 0.7 0.30 Contenido de humedad, ppm, Máximo. 30 36 15

ANSI/IEEE C57.106-1977. Acceptable Limits for Service-Aged Oil versus Voltage Class

DERECHOS RESERVADOS


77

• ANSI/IEEE C57.12.90-1993, Standard Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers.

Se utilizó para reforzar la información concerniente a las pruebas eléctricas.

CAMBIADORES DE TOMA BAJO CARGA

Los cambiadores de tomas bajo carga son considerados en la norma

ANSI/IEEE C57.131-1995, en la cual se mencionan los requerimientos básicos

para estos equipos, entre ellos se definen algunas acciones a considerar en su

mantenimiento.

• ANSI/IEEE C57.131-1995, Standard Requirements for Load Tap

Changer.

Esta norma indica lo siguiente:

a. Realizar una prueba de operación del mecanismo (con el cambiador

desenergizado).

b. Realizar prueba de secuencia de operación en los contactos de arco,

debiendo registrar en oscilografía medio y un ciclo completo de operación.

c. Realizar prueba de resistencia de aislamiento a los circuitos auxiliares.

d. Realizar pruebas a la fuente de alimentación del motor del mecanismo, ésta

debe estar entre un 85% y 110% del voltaje nominal.

e. Inspeccionar el mecanismo contador de operaciones.

f. Inspección completa de los mecanismos para detectar daños.

b. INTERRUPTORES DE POTENCIA

Las normas usadas como base para definir el mantenimiento preventivo de

interruptores de potencia en esta investigación fueron la NETA MTS y la

ANSI/IEEE C37.100.

DERECHOS RESERVADOS


78

• NETA MTS-1993. Maintenance Testing Specification.

Las normas NETA MTS, recomiendan para un mantenimiento preventivo

de interruptores de potencia una inspección visual y mecánica y pruebas

eléctricas, según el tipo de interruptor.

Además en las mismas se indican algunos valores de referencia y el

análisis de algunos de los resultados.

A continuación se presentan estas recomendaciones para cada tipo de

interruptor.

INTERRUPTORES EN ACEITE


a. Inspeccionar por daños físicos el anclaje, la estructura y la puesta a tierra

b. Verificar que las ventanillas de extinción estén limpias

c. Realizar todas pruebas de operación mecánica y de alineación de los

contactos.

d. Verificar la tensión de los tornillos de fijación a las barras. Usar referencias del

manual del fabricante o de las tablas suministradas en esta norma para el

nivel de torque requerido.(Ver Tabla 2.16)

e. Realizar prueba de alarmas y bloqueo en los mecanismos de operación

neumáticos y/o hidráulicos según las recomendaciones del fabricante.

f. Realizar prueba del tiempo de operación del mecanismo.

DERECHOS RESERVADOS


79

Tabla 2.16Valores de Torque Recomendado para Tornillos

en Conexiones Eléctricas de Potencia. TORQUE (Libra – pie)

MATERIAL

DIÁMETRO (Pulgadas)

SUPERFICIE NO LUBRICADA

SUPERFICIE LUBRICADA

5/16 15 10 3/8 20 14 ½ 40 25

5/8 55 40

Bronce

Silicado ¾ 70 60 5/16 - 8 3/8 - 11 ½ - 20

5/8 - 32

Aleación de Aluminio

¾ - 48 5/16 14 - 3/8 25 - ½ 45 -

5/8 60 -

Acero

Inoxidable

¾ 90 - NETA MTS-1.993. Maintenance Testing Specifications


a. Medir la resistencia de los contactos.

b. Tomar una muestra de aceite, para hacer las siguientes pruebas de

laboratorio:

Voltaje de ruptura dieléctrica, según norma ASTM D-877.

Color, según norma ASTM D-1500.

Factor de potencia, según norma ASTM D-924. (Opcional)

Tensión Interfacial, según norma ASTM D-971 o D-2285. (Opcional)

Condición visual, según norma ASTM D-1524.

c. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento de polo a polo, de polo a

tierra y a través de los polos abiertos, a un voltaje mínimo de 2500 V.

d. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento a todo el cableado de control

a 1000 VCD.

e. Realizar pruebas de factor de potencia y factor de disipación en cada polo con

el interruptor abierto y en cada fase con el interruptor cerrado. Determinar el

índice de pérdidas en el tanque.

DERECHOS RESERVADOS


80

f. Realizar pruebas de factor de potencia y factor de disipación en cada bushing.

g. Realizar una prueba de alto potencial. (Opcional)

Tabla 2.17 Factor de Corrección por Temperatura para los Valores Obtenidos en la Prueba de Resistencia del Aislamiento, Realizada sobre Equipos de Aislamiento Liquido

Temperatura ºC Temperatura ºF Factor multiplicador 0 32 0.25 5 41 0.36

10 50 0.50 15 59 0.75 20 68 1.00 25 77 1.40 30 86 1.98 35 95 2.80 40 104 3.95 45 113 5.60 50 122 7.85 55 131 11.20 60 140 15.85 65 149 22.40 70 158 31.75 75 167 44.70 80 176 63.50

NETA MTS-1.993. Maintenance Testing Specifications

3) Referencias y análisis de los resultados

a. El nivel de torque de los tornillos debe estar de acuerdo con la tabla 2.16 a

menos que el fabricante indique otra cosa.

b. Comparar los micro-ohmios o caída de milivoltios obtenidos con los publicados

por el fabricante. En ausencia de los valores de fabricante, compare con polos

adyacentes e interruptores similares. Investigar desviaciones de más del 50%.

c. Comparar los valores de velocidad de operación del mecanismo con los

aceptados por el fabricante y con datos previos del interruptor.

d. Los resultados de las pruebas al aceite deben estar de acuerdo con los

valores de la tabla 2.17.

e. La resistencia de aislamiento del interruptor debe estar de acuerdo con la tabla

2.18.

DERECHOS RESERVADOS


81

f. la resistencia de aislamiento del cableado de control debe ser como mínimo de

2 megaohmios.

g. Los resultados de la prueba de factor de potencia/factor de disipación deben

estar del 10% de los valores de placa de los bushings.

h. El aislamiento debe soportar el voltaje aplicado en la prueba de alto potencial.

Tabla 2.18 Valores de Referencia para la Prueba de

Resistencia del Aislamiento de Interruptores. Rango de Voltaje del

equipo (VAC) Voltaje mínimo de

prueba (VDC) Mínima resistencia de

aislamiento recomendada (Mega-

ohmios) 0 - 250 500 50

251 - 600 1000 100 601 - 5000 2500 1000

5001 - 15000 2500 5000 5001 - 25000 5000 20000


INTERRUPTORES EN SF6


a. Inspeccionar por fracturas en los bushings.

b. Inspeccionar anclaje y la puesta a tierra.

c. Inspeccionar, lubricar y verificar ajustes del mecanismo, según instrucciones

del fabricante.

d. Inspeccionar y dar servicio al compresor de aire (en los casos en donde

aplique) de acuerdo a las instrucciones del fabricante.

e. Realizar una prueba de fuga del gas según instrucciones del fabricante.

f. Verificar la operación de todas las alarmas y bloqueos por presiones de aire (si

aplica) y gas SF6.

g. Cerrar y abrir lentamente el interruptor detectando posibles ataduras.

h. Realizar prueba del tiempo de operación del mecanismo.

i. Registrar el contador de operaciones, como se encontró y como se dejó.

DERECHOS RESERVADOS


82

j. Verificar la tensión de las conexiones y/o cables atornillados para calibrar el

torque de acuerdo a los datos publicados por el fabricante o los de la tabla

2.16.


a. Medir la resistencia de los contactos.

b. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento de polo a polo, de polo a

tierra y a través de los polos abiertos, a un voltaje mínimo de 2500 V.

c. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento a todo el cableado de control

a 1000 VCD. No realice esta prueba en cableado conectado a relés de estado

sólido. (Opcional)

d. Realizar pruebas de factor de potencia y factor de disipación en el interruptor y

en los bushings. (Opcional)

e. Realizar una prueba de alto potencial de acuerdo a las indicaciones del

fabricante. (Opcional)

f. Realizar prueba de mínimo voltaje de arranque en bobinas de disparo y cierre.

(Opcional)

g. Verificar disparo, cierre, disparo emergente y función anti-bombeo.

h. Disparar el interruptor por operación de cada dispositivo de protección.


a. El nivel de torque de los tornillos debe estar de acuerdo con la tabla 2.16 a


b. Comparar la resistencia de contacto con los valores publicados por el

fabricante o con valores de interruptores similares.

c. Comparar los valores de velocidad de operación del mecanismo con los datos

publicados por el fabricante.

d. La resistencia de aislamiento del cableado de control debe ser como mínimo

de 2 megaohmios.

e. La resistencia de aislamiento del interruptor debe estar de acuerdo con la tabla

2.18

DERECHOS RESERVADOS


83

f. Comparar los resultados de la prueba de factor de potencia/factor de

disipación con valores de interruptores similares.

INTERRUPTORES EN VACÍO


a. Inspeccionar por daño físico.

b. Inspeccionar el anclaje, estructura y puesta a tierra.

c. Realizar las pruebas de operación mecánica.

d. Medir distancias críticas a cada abertura de contacto según recomendaciones

del fabricante.

e. Verificar que la tensión de conexiones atornilladas estén de acuerdo a los

datos publicados por el fabricante o a las tablas suministradas en esta norma.


a. Realizar prueba de resistencia de contacto.

b. Realizar prueba de velocidad y recorrido del interruptor. (Opcional)

c. Realizar prueba de mínimo voltaje de arranque de bobinas de disparo y cierre.

(Opcional)

d. Verificar disparo, cierre, disparo emergente y función anti-bombeo.

e. Disparar el interruptor por operación de cada dispositivo de protección.

f. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento de polo a polo, de polo a

tierra y a través de los polos abiertos. Usar un voltaje de prueba mínimo de

2500 V.

g. Realizar prueba de integridad de las botellas de vacío (alto potencial) a través

de cada botella con el interruptor en posición de abierto, en estricta

concordancia con las instrucciones del fabricante. No exceda el máximo

voltaje estipulado en esta prueba. Proveer barreras adecuadas y protección

contra Rayos-X durante esta prueba. No realice esta prueba a menos que los

desplazamientos de los contactos de cada botella esté dentro de la tolerancia

del fabricante.

DERECHOS RESERVADOS


84

h. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento en todo el cableado de control

a 1000 VDC. No realizar la prueba en cableado conectado a relés de estado

sólido. (Opcional)

i. Realizar la prueba de factor de potencia a cada polo con el interruptor abierto

y a cada fase con el interruptor cerrado. (Opcional)

j. Realizar la prueba de factor de potencia a cada bushing. Usar correa

conductiva y procedimiento de collar caliente en caso de que los bushings no

estén equipados con una toma capacitiva. (Opcional)

k. Realizar la prueba de alto potencial de acuerdo con las instrucciones del

fabricante. (Opcional).


a. El nivel de torque de los tornillos debe estar de acuerdo con la tabla 2.16, a


b. Comparar la resistencia de contacto con polos adyacentes e interruptores

similares.

c. Investigar desviaciones de más del 50%. Investigar cualquier valor que exceda

la tolerancia del fabricante.

d. El desplazamiento de los contactos debe estar de acuerdo con el factor

registrado en a placa de características del interruptor o de cada botella de

vacío.

e. El interruptor debe soportar el voltaje aplicado en la prueba de alto potencial.

f. Comparar los valores de velocidad y recorrido del interruptor con los límites

aceptados por el fabricante.

g. La resistencia de aislamiento del cableado de control debe ser como mínimo

de 1 megaohmio.

h. Los resultados de la prueba de factor de potencia deben estar dentro del

rango registrado en las placas de características de los bushings.

i. El aislamiento debe soportar el voltaje aplicado en la prueba de alto potencial.

DERECHOS RESERVADOS


85

c. SECCIONADORES

Normas usadas como base para el diseño del plan de mantenimiento:

• NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications.

Las recomendaciones de esta norma para el mantenimiento preventivo de

seccionadores son las siguientes.


a. Inspección por daño físico.

b. Verificar la tensión de conexiones atornilladas. Usar referencias del manual del

fabricante o de las tablas suministradas en esta norma para el nivel de torque

requerido.

c. Realizar pruebas de operación mecánica de acuerdo a las instrucciones del

fabricante.

d. Verificar la alineación de las hojas y la operación del interruptor de arco.


a. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento en cada polo, de fase a fase y

de fase a tierra por 1 minuto. La prueba debe estar de acuerdo con las

especificaciones del fabricante o las tablas suministradas en estas normas.

b. Realizar la prueba de resistencia de contacto a través del conjunto

hoja/mordaza cerrado.

3) Referencias y análisis de resultados

a. El torque de los tornillos debe estar de acuerdo a la taba 2.16 a menos que el

fabricante especifique otra cosa.

b. Investigar valores de resistencia de aislamiento menores que los mínimos

aceptados por el fabricante o los indicados en la tabla 2.18.

c. La resistencia de contacto debe ser determinada en micro-ohmios. Investigar

cualquier valor que exceda de 500 micro-ohmios o algún valor con desviación

mayor del 50% del valor de polos adyacentes o seccionadores similares.

DERECHOS RESERVADOS


86

Tabla 2.19 Valores de Referencia para la Prueba de Resistencia de Aislamiento en Sistemas y Equipos Eléctricos

Voltaje Máximo del

equipo (VAC)

Voltaje Mínimo de

prueba (VDC)

Mínima resistencia de aislamiento

recomendada (Mega-ohmios)

250 500 25

600 1000 100

5000 2500 1000

8000 2500 2000

15000 2500 5000

25000 5000 20000

35000 15000 100000

46000 15000 100000

69000 15000 100000


• ANSI/IEEE C37.35-1995, Guide for Application, Installation and Maintenance of High-Voltage Air Disconnecting and Load interrupter Switches.

Esta norma emite las siguientes recomendaciones para el mantenimiento

de seccionadores:

a. Inspeccionar el aislamiento del seccionador, buscando posibles fracturas del

mismo.

b. Verificar la alineación de los contactos, presión, contactos erosionados,

corroídos, y mal funcionamiento mecánico. Reemplazar componentes

deteriorados. Si los contactos poseen superficies irregulares, alíselos con

papel de lija fino. Inspeccione los cuernos de arco, reemplace si es necesario.

c. Chequear el pestillo de bloqueo, ajustar si es necesario

d. Inspecciona toda la parte activa, buscando raspaduras, acanaladuras, o

puntos afilados que puedan contribuir al ruido excesivo y al efecto corona,

limándolos con papel de lija fino.

DERECHOS RESERVADOS


87

e. Inspecciona el estado de los anillos y esferas para contrarrestar el efecto

corona, los reemplaza en caso de daños severos en los mismos

f. Inspeccionar uniones de ensamblaje, barras de operación, palancas, cojinetes,

etc., para asegurar que los ajustes sean los correctos, que todas las

conexiones están firmes y que las tuberías no están desviadas. Limpiar y

lubricar sólo las partes indicadas por el fabricante.

g. Chequear el cierre simultáneo de las hojas y apropiado contacto en la posición

de cerrado.

h. Verificar que no exista humedad en cajas de engranajes.

i. Inspeccionar la buena condición de trabajo del seccionador. Verificar que los

tornillos, tuercas, arandelas y conectores terminales estén en su sitio y en

buena condición.

j. Inspeccionar todos los bloqueos de seguridad y probar la operación apropiada

de los mismos.

d. TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACIÓN


• NETA MTS-2001, Maintenance Testing Specifications


transformadores de Instrumentación y/o medición son las siguientes.

1) Inspección Visual y Mecánica

a. Examinar la condición física y mecánica.

b. Antes de limpiar la unidad, realizar pruebas como se encontró, si es requerido.

c. Limpiar la unidad.

d. Examinar las conexiones eléctricas con pernos para saber si hay alta

resistencia usando uno de los métodos siguientes:

Usar del ohmímetro de baja resistencia de acuerdo con la sección 7.10.2 y

7.10.3.

DERECHOS RESERVADOS


88

Verificar el nivel de tensión de conexiones eléctricas de pernos accesibles

por método calibrado de torque-llave de acuerdo con los datos publicados o la

tabla 10.12 del fabricante.

Realizar la prueba termográfica de acuerdo con la sección 9.

e. Verificar que todas las conexiones a tierra y en corto estén en contacto.

f. Verificar la operación correcta del mecanismo de recierre del transformador y

la operación de tierra.

g. Verificar los tamaños correctos primarios y secundarios del fusible para los

transformadores de tensión.

h. Requisitos para la lubricación

Lubricaciones apropiadas del uso en partes móviles de corriente

Utilizar la lubricación apropiada en superficies deslizantes y resbaladizas.

Realizar las pruebas como se dejó.

2) Pruebas Eléctricas - TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

a. Realizar la medición de resistencia a través de conexiones de pernos con un

ohmímetro de baja resistencia, si es aplicable, de acuerdo con la sección

7.10.1.

b. Realizar la prueba de resistencia de aislamiento de cada transformador de

corriente y del cableado a tierra en 1000 voltios de C.C. Para las unidades con

componentes en estado sólido, seguir las recomendaciones del fabricante.

c. Realizar una prueba de polaridad de cada transformador de corriente.

d. Realizar una prueba de verificación de razón usando el método de voltaje o

corriente de acuerdo con ANSI/IEEE C57.13.1. 1 (guía de IEEE para la prueba

en el campo de transformadores de corrientes de retransmisión).

e. Realizar una prueba de excitación en los transformadores usados para

retransmitir de acuerdo con ANSI/IEEE C57.13.1. (Guía de IEEE para la

prueba en el campo de transformadores de corrientes de retransmisión).

f. Medición de la corriente de carga en los terminales del transformador.

g. Si es aplicable, realizar las pruebas de resistencia de aislamiento y

dieléctricas de recierre en la bobina primaria con el secundario a tierra. Los

DERECHOS RESERVADOS


89

voltajes de la prueba serán de acuerdo con las tablas 10.5 y 10.9

respectivamente y aplicados por un minuto.

h. Verificar que los circuitos de corriente estén puestos a tierra y tenga solamente

un punto a tierra de acuerdo con ANSI/IEEE C57.13.3 (guía de IEEE para la

puesta a tierra de los circuitos y de las cajas secundarios del transformador de

instrumentación).

3) Pruebas Eléctricas - TRANSFORMADORES DE TENSIÓN

a. Realizar la medición de resistencia a través de conexiones empernadas con

un ohmímetro de baja resistencia, si es aplicable, de acuerdo con la sección

7.10.1.

b. Realizar las pruebas de resistencia de aislamiento de bobina a bobina y de

bobina a tierra. Los voltajes de la prueba estarán de acuerdo con la tabla 10.5.

Para las unidades con los componentes en estado sólido, seguir las

recomendaciones del fabricante.

c. Realizar una prueba de polaridad en cada transformador para verificar las

marcas de la polaridad o la relación H1-X1 según aplique.

d. Realizar la prueba de la razón de número de vueltas en todas las posiciones

del cambiador de tomas, si aplica.

e. Medición de la tensión de carga en los terminales del transformador.

f. Realizar pruebas dieléctricas de recierre en las bobinas primarias con las

bobinas secundarias conectadas a tierra. El voltaje dieléctrico estará de

acuerdo con la tabla 10.9. El voltaje de la prueba será aplicado por un minuto.

4) Pruebas Eléctricas – CONDENSADOR DE ACOPLE DEL TRANSFORMADOR DE TENSIÓN

a. Realizar todas las pruebas de transformadores de tensión.

b. Medir la capacitancia de las secciones del condensador.

c. Medir el factor de potencia o el factor de disipación de acuerdo con los datos

publicados por el fabricante de equipo de prueba.

DERECHOS RESERVADOS


90

5) Valores de Pruebas

a. Comparar las resistencias de pernos de la conexión con los valores de

conexiones similares.

b. Los niveles de perno-torque deben estar de acuerdo con la tabla 10.12 salvo

especificación del fabricante.

c. Los valores de caída en microhmio o milivoltio no excederán los altos niveles

del rango normal, según lo indicado en los datos publicados por el fabricante.

Si los datos del fabricante no están disponibles, investigar cualquier valor de

conexiones similares que tenga una desviación por más de 50 por ciento del

valor más bajo.

d. La medición de la resistencia de aislamiento en cualquier transformador de

instrumentación será no menos que la mostrada en la tabla 10.5.

e. Los resultados de la polaridad convendrán con la placa del transformador.

f. Comparar la medición de las cargas con los rangos del transformador de

instrumentación.

g. Las exactitudes de la razón estarán dentro de un 0.5 por ciento de datos

publicados de la placa de identificación o del fabricante.

h. El aislamiento soportará el voltaje aplicado en la prueba de sobretensión.

i. La capacitancia de las secciones del condensador de los condensadores de

acople de los transformadores de tensión estará de acuerdo con los datos

publicados por el fabricante.

j. El factor de potencia o el factor de disipación estará de acuerdo con los datos

publicados por el fabricante del equipo de prueba.

e. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA




la puesta a tierra son las siguientes.

DERECHOS RESERVADOS


91

1) Inspección Visual y Mecánica

a. Inspección de la condición física y mecánica.

b. Inspección de enclavamiento.

2) Pruebas Eléctricas

a. Realizar la prueba de caída de tensión o alternativa de acuerdo con el

estándar 81 de IEEE en el electrodo de puesta a tierra o del sistema.

b. Realizar pruebas punto a punto para determinar la resistencia entre el

sistemas principal de aterramiento y todos los marcos de los equipos

eléctricos importantes, neutro del sistema, y/o puntos neutrales derivados.

3) Valores de Pruebas

a. La resistencia entre el electrodo principal de puesta a tierra y tierra debe ser

no mayor de cinco ohmios para los sistemas comerciales o industriales y un

ohmio o menos para las estaciones de aterrado en generación o transmisión

salvo especificación del dueño. (estándar 142 de la referencia ANSI/IEEE).

b. Investigar que los valores de las resistencias punto apunto no excedan los 0.5

ohmio.

f. DESCARGADORES, DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE DESCARGADORES DE MEDIO Y ALTO VOLTAJE




los descargadores de medio y alto voltaje son las siguientes.

1) Inspección mecánica y visual

a. Inspeccionar las condiciones físicas y mecánicas.

b. Inspeccionar anclaje, alineación y aterramiento.

c. Antes de limpiar la unidad, realizar pruebas de cómo se encontró la unidad.

d. Limpiar la unidad.

DERECHOS RESERVADOS


92

e. Inspeccionar las conexiones eléctricas de pernos para alta resistencia

utilizando alguno de los siguientes métodos:

Uso de un óhmimetro de baja resistencia de acuerdo con la

Sección 7.19.2.2.

Verificar el ajuste de las conexiones eléctricas de pernos accesibles por

medio del método calibrado del torque – llave de acuerdo con los datos

publicados por el fabricante o por la Tabla 10.12

f. Verificar que la conexión a tierra de cada dispositivo este conectada

individualmente a una barra de tierra o un electrodo de tierra.

g. Verificar que el contador stroke, este montado correctamente y conectado

eléctricamente.

h. Realizar pruebas de como se dejó la unidad.


a. Realizar medidas de resistencia a lo largo de las conexiones de pernos con un

óhmimetro de baja resistencia, si aplica, de acuerdo con la Sección 7.19.2.1.

b. Realizar prueba de resistencia de aislamiento a niveles de voltaje de acuerdo

con la Tabla 10.1

c. Probar las conexiones a tierra de acuerdo con la Sección 7.13.

d. Realizar una prueba de pérdidas de potencia activa.

3) Valores de prueba

a. Comparar las resistencias de las conexiones de pernos con los valores de


b. Los niveles de perno – torque deberán ser acordes con los de la Tabla 10.12

a menos que el fabricante lo especifique de otra forma.


de los rangos normales según lo indicado en los datos publicados del

fabricante. Si los datos del fabricante no están disponibles, investigar cualquier

valor de conexiones similares que tenga una desviación por más de 50 por

ciento del valor más bajo.

DERECHOS RESERVADOS


93

d. Los valores de las resistencias de aislamiento deberán ser acordes con los de

la Tabla 10.1.

e. La resistencia entre el terminal de tierra del descargador y el sistema de tierra

debe ser menor a 0.5 ohm.

f. Comparar las pérdidas de potencia activa con unidades similares.

g. ESTRUCTURAS EXTERIORES DE LAS BARRAS



Las recomendaciones de esta norma para el mantenimiento preventivo las

estructuras exteriores de las barras son las siguientes.

1) Inspección Mecánica y Visual

a. Inspeccionar las condiciones físicas y mecánicas.

b. Inspeccionar anclaje, alineación y aterramiento.

c. Antes de limpiar la unidad, realizar pruebas de cómo se encontró la unidad.


e. Inspeccionar las conexiones eléctricas de pernos para alta resistencia

utilizando alguno de los siguientes métodos:

Uso de un óhmimetro de baja resistencia de acuerdo con la

Sección 7.21.2.

Verificar el ajuste de las conexiones eléctricas de pernos accesibles por

medio del método calibrado del torque – llave de acuerdo con los datos

publicados por el fabricante o por la Tabla 10.12

f. Realizar una inspección termográfica de acuerdo con lo establecido en la

Sección 9.

g. Limpiar los aisladores

h. Realizar pruebas de como se dejó la unidad.

DERECHOS RESERVADOS


94


a. Realizar medidas de resistencia a lo largo de las conexiones de pernos con un

óhmimetro de baja resistencia, si aplica, de acuerdo con la Sección 7.21.1.

b. Realizar prueba de resistencia de aislamiento de cada barra, de fase a tierra

con las otras fases aterradas

c. Realizar pruebas de sobretensión en cada fase de la barra, de fase a tierra

con las otras fases aterradas. La aplicación del potencial debe ser de un

minuto.

3) Valores de Prueba

a. Comparar las resistencias de pernos de la conexión con los valores de


b. Los niveles de perno-torque deben estar de acuerdo con la tabla 10.12 salvo

especificación del fabricante.


del rango normal, según lo indicado en los datos publicados por el fabricante.

Si los datos del fabricante no están disponibles, investigar cualquier valor de

conexiones similares que tenga una desviación por más de 50 por ciento del

valor más bajo.

d. Los valores de las resistencias de aislamiento deberán ser acordes con los de

la Tabla 10.1.

e. El voltaje de las pruebas de sobretensión debe ser acorde con la data

publicada por el fabricante o con la Tabla 10.19. El aislamiento debe soportar

el voltaje de sobretensión aplicado.

f. Compare la resistencia de junta medida en el conector de la barra con las de

una barra de igual longitud y conexiones similares

g. SWITCHES GAS SF6 MEDIA TENSIÓN



DERECHOS RESERVADOS


95

Las recomendaciones de esta norma para el mantenimiento Interruptores

en gas SF6 de media tensión son las siguientes.

1) Inspección mecánica y visual

a. Inspección de condiciones físicas y mecánicas.

b. Inspección de alineación, ancladura, aterramiento y la separación respectiva.

c. Prioridad en cuanto a limpieza de la unidad, rendimiento en como se encontró,

si es aplicable.


e. Inspección y servicio de los operadores mecánicos y del sistema de

aislamiento de gas de acuerdo con el manual del fabricante.

f. Verificar el correcto funcionamiento de alarmas para controlar la presión del

gas SF6 y de los switches limitadores, si aplica, como ha sido recomendado

por el fabricante.

g. Medir distancias críticas como ha sido establecido por el fabricante.

h. Inspeccionar las conexiones eléctricas que se encuentren empernadas para

alta resistencia, mediante los siguientes métodos:

Uso de un óhmimetro de baja resistencia de acuerdo a lo especificado en

la sección 7.5.4.2.

Verificar el nivel de tensión de las conexiones eléctricas empernadas que

se encuentren accesibles usando el método de calibre torque-llave de

acuerdo con lo establecido por el fabricante. En ausencia de un manual de

fabricante, usar Tabla 10.12 Anexo 1

Realzar un examen termográfico de acuerdo a la sección 9.

i. Inspección de ensamblajes de aislamiento por daños físicos o superficies

contaminadas.

j. Verificar que cada sostenedor de fusibles reciba un adecuado servicio

mecánico y verificación de la integridad de los contactos.

k. Verificar que el tamaño y tipo de fusible corresponda con los planos.

l. Verificar todos los sistemas de dispositivos de seguridad, tanto mecánicos

como eléctricos, para una correcta operación y secuencia.

DERECHOS RESERVADOS


96

m. Requerimientos en cuanto a lubricación:

Usar una apropiada lubricación para los contactos de las partes

conductoras de corriente que sean fáciles de mover.

Usar una apropiada lubricación para superficies deslizantes y movibles.

n. Pruebas para verificar escapes de gas SF6 de acuerdo con la información

publicada por el fabricante.

o. Realizar pruebas de como se dejó.

p. Guardar las lecturas contandoras de operaciones en como se encontró y como

se dejó, si aplica.


a. Realizar mediciones para la resistencia de conexiones eléctricas empernadas

usando un óhmetro de baja resistencia, si es aplicable. Ver sección 7.5.4.1.

b. Realizar pruebas de resistencia-contacto.

c. Realizar pruebas de resistencia de aislamiento por cada polo, fase-fase y fase-

tierra con el interruptor cerrado y a través de cada polo abierto durante un

minuto. La prueba de voltaje deberá realizarse de acuerdo al manual del

fabricante o con la Tabla 10.1.

d. Tomar una muestra de gas SF6 y hacer las pruebas de acuerdo a la Tabla

10.13.

e. Realizar pruebas de sobretensión a través de cada botella de gas

conservando el interruptor abierto de acuerdo con el manual publicado por el

fabricante.

f. Realizar pruebas de resistencia de aislamiento sobre todos los cableados de

control a tierra. La tensión aplicada deberá estar en un rango de 500 a 300

voltios DC y de 1000 a 600 voltios DC para cables clasificados. La duración

de la prueba deberá ser de un minuto. Para unidades de componentes en

estado sólido, seguir las recomendaciones del fabricante.

g. Verificar las operaciones de abierto y cerrado para los dispositivos de control,

si es aplicable.

DERECHOS RESERVADOS


97

3) Valores de Prueba

a. Comparar las resistencias de las conexiones empernadas con valores de

similares conexiones.

b. Los niveles de perno-torque deberán estar de acuerdo a la Tabla 10.12 al

menos que sea una excepción que se encuentre especificada por el

fabricante.

c. Los valores de microhmios o milivoltios no deben excederse de los niveles

más altos del rango de normal funcionamiento indicado por el fabricante. Si no

se tiene el manual del fabricante, investigar sobre cualquier valor que

provenga de postes adyacentes o interruptores similares para menos de 50 %

del menor valor.

d. Los valores para la resistencia del aislamiento deberá estar de acuerdo a lo

publicado por el fabricante o a la Tabla 10.1.

Las distancias críticas para los mecanismos de operación estarán regidas de

acuerdo al manual del fabricante.

Las Tablas de la Norma NETA mencionadas anteriormente se muestran en el

Anexo 1.

2.8 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS.

Apantallamiento: Es la ubicación de objetos con el propósito principal de

proteger los equipos y elementos que conforman, de descargas atmosféricas

directas (rayos).

Barra nabla: Conjunto de barras prefabricadas, minimizan las labores de

ensamblaje. Las conexiones eléctricas con las bahías y acoples de barra están

hechos con conductores tubulares rígidos que permiten ser autosoportados sobre

los aisladores del equipo.

DERECHOS RESERVADOS


98

Bahía: Es una parte que incluye equipos o aparatos orgánicamente

agrupados y conectados, caracterizados por una determinada tensión nominal,

incluyendo sus estructuras portantes.

Cámaras o celdas: armario constitutivo de opción de interrupción,

secionamineto y medición, son conectadas al sistema de media tensión

Confiabilidad: Probabilidad de que un equipo cumpla una misión

específica bajo condiciones de uso determinadas en un periodo.

Configuración de una subestación: Arreglo de los equipos

electromecánicos construidos en un patio de conexión, o pertenecientes a un

mismo nivel de tensión de una subestación

Coordinación de aislamiento: La coordinación de aislamiento comprende

la selección de la soportabilidad o resistencia eléctrica de un equipo y su

aplicación en relación con las tensiones que pueden aparecer en el sistema en el

cual el equipo será utilizado teniendo en cuenta las características de los

dispositivos de protección disponibles, de tal manera que se reduzca a niveles

económicos y operacionalmente aceptables la probabilidad de que los esfuerzos

de tensión resultantes impuestos en el equipo causen daño al aislamiento o

afecten la continuidad del servicio.

Mantenibilidad: “Probabilidad de que un dispositivo sea devuelto a un

estado en el que pueda cumplir su misión en un tiempo dado, luego de la

aparición de una falla y cuando el mantenimiento es realizado en las condiciones

y con los medios y procedimientos preestablecidos.”

Nivel de aislamiento nominal: Para equipo con tensión máxima con

diseño no mayor de 300KV el nivel de aislamiento nominal es la tensión

soportada a frecuencia industrial. Para sistemas con tensiones de 300KV y

mayores, el nivel de aislamiento es dado por la tensión soportada al impulso de

maniobra y por la tensión soportada al impulso atmosférico.

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99

Puesta a tierra: Sistemas, circuitos o equipos que están provistos con

tierra para el propósito de establecer un circuito de retorno de tierra y para

mantener su potencial aproximadamente al potencial de tierra.

Seguridad: Característica del sistema relativa a su capacidad para prevenir

accidentes o para minimizar su ocurrencia y severidad. Considera los riesgos que

afectan a personas y propiedades.

Sobretensión debida a descargas atmosféricas: Una sobretension fase-

tierra o fase-fase en un lugar dado del sistema que resulte de una descarga

atmosférica.

Sobretensión de maniobra: Una sobretension fase-tierra o fase-fase en

un lugar dado del sistema que resulte de un especifica operación de maniobra.

Estas sobretensiones son altamente amortiguadas y de duración.

Sobretensión temporal: Una tensión oscilatoria fase-tierra o fase-fase en

un lugar dado del sistema y que resulta generalmente de una falla y la cual tiene

poca o ninguna amortiguación.

Sobretensión: Cualquier tensión dependiente del tiempo, entre fase y

tierra o entre fases cuyo valor pico o valores excedan el correspondiente valor

pico derivado de la tensión máxima del diseño del equipo.

Tablero de control y comando: Es el conjunto orgánico de dispositivos y

aparatos (incluidas sus estructuras portantes) alimentados por sistemas de baja

tensión destinados a medición, comando, señalización, control y protección de las

máquinas, aparatos, y circuitos de una planta eléctrica, estación eléctrica o de un

consumo.

Tensión máxima de un sistema: Es la tensión mas elevada (expresada

en valor eficaz para los sistemas de corriente alterna) que pueden presentarse en

cualquier momento y en cualquier punto del sistema en condiciones regulares de

servicio.

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100

Tensión nominal de un sistema: Es la tensión eficaz fase-fase para el

cual el sistema es diseñado.

Tensión nominal en pararrayos: El valor máximo de tensión eficaz a

frecuencia industrial entre los terminales del pararrayos para el cual está diseñado

para operar correctamente.

Tensión soportada a frecuencia industrial: Es el valor de tensión eficaz

a frecuencia industrial (60Hz) que el equipo debe soportar durante pruebas

efectuadas bajo condiciones especificas y por un tiempo que usualmente no

sobrepasa 1 min. Esta tensión deberá ser especificada entre las partes

energizadas y tierra y entre terminales del equipo.

Tensión soportada al impulso tipo atmosférico (BIL o LIWL): Es el

valor pico de tensión soportada al impulso atmosférico el cual caracteriza el

aislamiento del equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensión se especifica

solamente en seco, ya que la soportabilidad de los equipos a estos impulsos, de

manera muy general, es poco afectada por la lluvia.

Tensión soportada al impulso tipo maniobra (BSL, SIWL): Es el valor

pico de tensión soportada al impulso tipo maniobra el cual caracteriza el

aislamiento del equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensión debe ser

especificada en seco y o bajo lluvia, ya que la soportabilidad de los equipos a los

impulsos de maniobra tiende a reducirse bajo una lluvia de elevada precipitación.

Tierra: Una conexión conductora, ya sea intencional o accidental, por la

cual un circuito eléctrico o equipo es conectado a la tierra o a un cuerpo conductor

de tamaño relativamente grande que sirve en lugar de la tierra.

Estrategias de mantenimiento: Las estrategias de mantenimiento son

una funcionalidad que permite a través de los planes generar una frecuencia de

mantenimiento. La estrategia define en el plan la frecuencia de lanzamiento de las

órdenes o avisos de mantenimiento.

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CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO

108

CAPITULO III: MARCO METODOLÓGICO

En éste capítulo se presenta la metodología empleada para el desarrollo de

este Trabajo Especial de Grado, por medio de la descripción del tipo y diseño de

investigación, de las técnicas de recolección de datos, así como la metodología

empleada para el logro de los objetivos planteados.

3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN

Los estudios descriptivos buscan especificar las propiedades importantes

de personas, grupos, comunidades o cualquier otro fenómeno que sea sometido a

análisis (Dankhe, 1986). Miden o evacuan diversos aspectos, dimensiones o

componentes del fenómeno o fenómenos a investigar. Desde el punto de vista

científico, describir es medir. Esto es, en un estudio descriptivo se selecciona una

serie de cuestiones y se mide cada una de ellas independientemente, para así

describir lo que se investiga. Hernández, Fernández y Baptista (1991, Pág.60).

Tamayo y Tamayo (1994), define la investigación descriptiva como aquella

en la que se registra, analiza e interpreta la naturaleza actual y la composición ó

procesos de los fenómenos. “La investigación descriptiva, trabaja sobre

realidades del hecho y sus características fundamentales, presentando una

interpretación correcta del mismo”. De igual manera, se sustenta con lo postulado

por Méndez (1988), quien explica que, una investigación descriptiva, “identifica

características del universo investigado, establece comportamientos concretos,

descubre y comprueba la asociación entre variables de investigación”.

Este trabajo de investigación se caracteriza por ser descriptivo, dado que

está dirigido a la recolección de información referida a los planes de

mantenimiento de subestaciones eléctricas convencionales de la empresa

ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, así como la observación de normas

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109

internacionales, manuales de fabricantes y diversas técnicas relacionadas con el

diseño de planes de mantenimientos para utilizarlos en el desarrollo del plan de

mantenimiento que las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A aplicaran a las

subestaciones eléctricas de alta tensión con tecnología compacta.

3.2 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN

“La Investigación de Campo consiste en la recolección de datos

directamente de la realidad donde ocurren los hechos, sin manipular o controlar

variable alguna. “ (Arias, 1999, p. 50).

Balestrini (1998), expone; “toda investigación que involucre procedimientos

exploratorios, descriptivos, correlaciónales, y explicativos, son siempre

catalogadas como investigación de campo”.

La presente investigación es de campo debido a que parte de la

recolección de información referente a manuales técnicos de los equipos

pertenecientes a subestaciones eléctricas de alta tensión en estudio

(convencionales o compactas) han sido tomados desde la realidad,

específicamente del departamento GOMT (Gerencia de Operaciones y

mantenimiento de transmisión) de la empresa ENELVEN, C.A. y además de

fabricantes tales como: ABB, SIEMENS Y ALSTOM.

Adicionalmente, se considera de campo debido a que toda la información

requerida fue tomada directamente del sitio donde se lleva a cabo la elaboración

hasta la ejecución del plan de mantenimiento, así como también se requirieron

visitas a las subestaciones eléctricas convencionales de ENELVEN, C.A y

ENELCO, C.A, para tomar información de los operadores al momento de realizar

los trabajos de mantenimiento. De la misma forma se visitaron las instalaciones

de las dos subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo compactas Soler y

Medanos que se encuentran en proceso de construcción, todo esto con la

finalidad de visualizar e interactuar con el personal encargado de la ejecución de

la obra al momento de realizar el armado, montaje y pruebas de equipos.

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110

3.3 POBLACIÓN Y MUESTRA

Según Hernández, Fernadez y Batista (1998) se define población como

“conjunto de elementos o eventos a fines en una o más características tomadas

como una totalidad o sobre el cual se garantiza las conclusiones de la

investigación”.

Una muestra es el fragmento significativo de la población que va a ser

estudiado. Rísquez, Pereira y Fuenmayor (1999), lo definen “como un sector de la

población que se escoge para realizar la investigación; desde luego la

investigación a realizar debe ser válida para toda la población”.

Por las características de la investigación se tomó la técnica del censo la

cual según el autor Sabino (1997) “Método a través del cual se recolecta

información de la totalidad de la población o universo en estudio.

Esta investigación tiene como población las 19 subestaciones eléctricas de

transmisión de alta tensión pertenecientes a las empresas ENELVEN, C.A y

ENELCO, C.A; incluyendo 17 tipo convencional con configuración tipo “H” y dos

de tipo compacta.

La Muestra está constituida por dos subestación eléctricas de transmisión

de alta tensión compactas con configuración Tipo “H” Normalizadas, las cuales

son: la Subestación Soler con niveles de tensión de 138/24, kV ubicada en la

ciudad de Maracaibo y la Subestación Medanos en 115/13.8., kV, ubicada en

Cabimas (Costa Oriental del Lago de Maracaibo), siendo estas dos a las que se

aplicará el plan de mantenimiento a desarrollar.

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111

3.4 TECNICA DE RECOLECCIÓN DE DATOS

3.4.1 OBSERVACIÓN DIRECTA

La observación directa es aquella técnica en la cual el investigador puede

observar y recoger datos mediante su propia observación, apoyado en su sentido

(conocimiento empírico). (Fuenmayor, Pereira, Risquez. 1999).

En esta investigación fue empleada la observación directa ya que se se

hizo una revisión al plan de mantenimiento que actualmente las empresas

ENELVEN, C. y ENELCO, C.A están aplicando a sus subestaciones eléctricas de

trasmisión convencionales; con énfasis en la programación de las diferentes

actividades de mantenimiento así como su correspondiente frecuencia de

ejecución.

3.4.2 ENTREVISTA NO ESTRUCTURADA

La entrevista no estructurada es aquella donde, a través del diálogo, el

encuestador obtiene la información deseada, sin planificación alguna (Méndez,

2001).

La entrevista es la relación directa establecida entre el investigador y su

objeto de estudio a través de individuos o grupos, con el fin de obtener

testimonios orales.

Uno de los métodos que se utilizó para la recolección de información

fueron las entrevistas no estructuradas al personal especializado en la materia,

adscrito a las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, encargados del

desarrollo de plan de mantenimiento actual así como a los ejecutores de dicho

plan con el fin de obtener la información requerida.

3.4.3 OBSERVACIÓN DOCUMENTAL

La gran multiplicidad y diversidad de los documentos constituye en su

conjunto un arsenal inmenso de fuentes para la investigación prácticamente

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112

inagotables. En él se encuentran recogidas y reflejadas, desde tiempos muy

remotos, si bien de manera dispersa, desordenada y fragmentaria, gran parte de

las manifestaciones de la vida de la humanidad en su conjunto y en cada uno de

sus sectores. (Sierra. 1996, Pág. 368)

La observación documental y metódica, fundamentalmente, se basa en el

establecimiento previo de las variables empíricas y las categorías sobre las que

necesitamos recoger información. Una vez establecidas las variables y categorías

se examinan sistemáticamente los documentos, con el fin de encontrar los datos

contenidos en ellos referentes a cada categoría. La finalidad pretendida es ver si

los documentos prueban o no las hipótesis formuladas. Sierra (1996, Pág. 368).

Otra técnica utilizada es la Observación Documental. La cual comprende la

revisión bibliográfica de textos especializados, revistas, normas, Internet,

catálogos, manuales, informes y trabajos realizados relativos a las técnicas para

el desarrollo de los planes de mantenimiento a fin de comparar y establecer los

conceptos previos para la inducción primaria sobre la materia y el área de

estudio.

Para esta investigación se hizo uso de la observación documental a través

del análisis de un plan de mantenimiento ya existente (Plan Anual de

Mantenimiento de Transmisión -2006), el cual se caracteriza por tener un

conjunto de estrategias e indicadores que sirven como punto de partida, como

complemento se revisaron el Manual de Planes, Manuales de Normas y

Procedimientos para la Elaboración del Plan Anual de Mantenimiento del Sistema

Eléctrico de Transmisión y Distribución de la C.A, Energía Eléctrica de Venezuela

como también una serie de documentación proveniente de la Unidad de

Administración Funcional basados en el SAP, como lo son Hojas de Ruta,

Formato GAF, Formatos para Ingreso de equipos y Formatos de Actualización,

Datos Maestros PM, Transmisión, Hoja de Control y Montaje de Equipos. Con lo

anterior y el aporte de los fabricantes se recopiló la información para estructurar

el nuevo plan de mantenimiento que será aplicado a subestaciones eléctricas de

alta tensión de tipo compactas.

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113

3.5 FASES DE LA INVESTIGACIÓN.

Para el desarrollo de un proceso de investigación, se deben establecer las

pautas con las cuales se cumplirán los objetivos, a través de la ejecución de

pasos sistemáticamente organizados. A continuación se presenta las actividades

ejecutadas para alcanzar los objetivos que se persiguen en la investigación.

Fase I: Conocimiento de las configuraciones y los diferentes planes de

mantenimiento de las subestaciones del sistema eléctrico de ENELVEN, C.A y

ENELCO, C.A.

Para el desarrollo de esta fase se plantea la ejecución de las siguientes

actividades:

Revisión de diagramas unifilares de las diferentes subestaciones

eléctricas de alta tensión. Identificación de las configuraciones presentes en las distintas

subestaciones eléctricas, realizando mayor enfoque en las

subestaciones de transformación con configuración tipo “H”, debido a

que es la configuración utilizada en las subestaciones a estudio. Identificación del inventario de los equipos contenidos en las

subestaciones eléctricas de ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, usando el

Sistema de Aplicaciones y Procesos (SAP) Conocimiento de la conformación de un plan de mantenimiento y los

requerimientos necesarios para su elaboración. Identificación del tipo de mantenimiento que se realiza a las

subestaciones convencionales de alta tensión con el fin de conocer el

alcance de cada una de las actividades. Revisión de la información relacionada con las estrategias e indicadores

provenientes del equipo de planificación de mantenimiento de

transmisión.

Revisión de la programación de actividades para el mantenimiento de

equipos de potencia de alta tensión.

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114

Fase II: Conocimiento de aspectos técnicos y operativos de las subestaciones

eléctricas de alta tensión de tipo compactas.

En esta fase se ejecutan las siguientes actividades:

Revisión de bibliografía, cuadernos técnicos y manuales proporcionados

por los fabricantes ó proveedores de tecnología compacta, con el fin de

identificar los equipos y módulos que conforman las subestaciones

eléctricas de tipo compacta de alta tensión.

Revisión de manuales técnicos de los fabricantes relacionados con

aspectos técnicos, teóricos y operativos para conocer y entender los

principios del funcionamiento de los equipos y módulos de las

subestaciones eléctricas de tipo compactas de alta tensión, en ésta se

tomaron en cuenta diversas informaciones de los fabricantes y

conocedores de la tecnología compacta (ABB, SIEMENS, ALSTOM).

Comparación de las variantes generales que presenta la tecnología

compacta en subestaciones eléctricas con respecto a las subestaciones

convencionales.

Fase III: Conocimiento de las características técnicas de los equipos de

potencia que integran las subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo

compactas.


actividades:

Revisión en Internet de las páginas electrónicas de los proveedores de

tecnología compacta con la finalidad de conocer los equipos, módulos y

sus características, proporcionadas por fabricantes: ABB, SIEMENS,

ALSTOM.

Conocimiento de los equipos, módulos y sus características funcionales

partiendo de los manuales de fabricantes para conocer disposición física,

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115

elementos que integran cada modulo y las diferentes posiciones tanto

para operación como para labores de mantenimiento.

Identificación de la disposición física de los equipos y módulos que

conforman las subestaciones compactas con la finalidad de conocer la

ubicación de éstos dentro del patio de transformación y a la vez observar

sus dimensiones.

Fase IV: Investigación sobre mantenimientos recomendados por fabricantes

para equipos y módulos de subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo

compactas.


actividades:

Revisión en manuales y catálogos de fabricantes, referente a equipos y

módulos de potencia de subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo

compacta, con el fin de conocer las labores de mantenimiento y la

frecuencia de ejecución.

Revisión de la información suministrada en reuniones y charlas

realizadas por los proveedores de equipos de tecnología compacta.

Intercambiar información con personal de mantenimiento e ingenieros de

proyectos para definir labores de mantenimiento.

Fase V: Revisión de Normas Nacionales e Internacionales, que rigen los planes

de mantenimiento de las subestaciones eléctricas de alta tensión.


actividades:

Recopilación de las normas que apliquen para la elaboración de trabajos

de mantenimiento en subestaciones convencionales de alta tensión para

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116

considerar en el desarrollo del plan de mantenimiento para subestaciones

eléctricas de alta tensión de tipo compactas.

Revisión y análisis de las Normas COVENIN, NETA, ANSI/IEEE que

aplique para las labores de mantenimiento destinadas a los equipos de

las subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo convencionales, con la

finalidad de canalizar el mantenimiento dentro de los parámetros

reglamentarios vigentes y adaptarlos para su aplicación en equipos y

módulos que integran subestaciones compactas de alta tensión .

Fase VI: Comparación entre los planes de mantenimiento utilizados

actualmente por las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, y los

recomendados por los fabricantes de nuevas tecnologías.


actividades:

Conocimiento de la estructura de el PAMT- 2006 (Plan Anual de

Mantenimiento de Transmisión) con la finalidad de identificar sus

indicadores. Comparación las labores de mantenimiento aplicadas a los equipos que

conforman las subestaciones convencionales contra las labores de las

subestaciones compactas. Precisar aspectos comunes del mantenimiento para subestaciones

eléctricas compactas partiendo de los planes ya elaborados para

subestaciones convencionales de las empresas ENELVEN, C.A y

ENELCO, C.A. Seleccionar las rutinas pertinentes de trabajos de mantenimiento que

sean aplicables a las nuevas subestaciones compactas.

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117

Fase VII: Desarrollo del Plan de mantenimiento adaptado a las necesidades y

requerimientos de las subestaciones compactas en alta tensión de las empresas

ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A”.


actividades:

Descripción del tipo de mantenimiento que se va a implementar en las

subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo compactas de las


Descripción del tipo de labor y frecuencia del mantenimiento de las

referidas subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo compactas.

Descripción del plan de mantenimiento a ejecutar a los equipos y módulos

pertenecientes a las subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo

compactas bajo estudio.

Diseño del plan de mantenimiento para las subestaciones eléctricas de

alta tensión de tipo compactas para las empresas ENELVEN, C.A y

ENELCO, C.A

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CAPÍTULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS

120

CAPITULO IV: ANALISIS DE LOS RESULTADOS

En éste capítulo se presenta el análisis de los resultados que se

obtuvieron en esta investigación, a través de los cuales se resolverán las

interrogantes propuestas.

4.1 CONFIGURACIONES DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN DE LAS EMPRESAS ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A.

La empresa ENELVEN, C.A dispone en el estado Zulia de 52 subestaciones

eléctricas en alta tensión, de las cuales 29 son de transmisión; y 19 de ellas están

ubicadas en Maracaibo; el resto (23) esta conformado por subestaciones de

generación y maniobra. Dentro de la expansión de este sistema está prevista la

construcción de una nueva subestación eléctrica tipo compacta, denominada

Subestación Soler ubicada en Sector Los Samanes, KM 4, Vía La Cañada.

Por su parte, la Empresa ENELCO, C.A está conformada por 29

subestaciones eléctricas de alta tensión, en 15 de Transmisión y 14 de

Distribución y en los actuales momentos está previsto construir una nueva

subestación eléctrica de alta tensión de tipo compacta que lleva por nombre

Subestación Médanos, ubicada en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo en el

Municipio Cabimas, en la Carretera la ¨H¨.

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121

a. CONFIGURACIONES TÍPICAS

INTERRUPTOR Y MEDIO

Esta configuración es adoptada para las subestaciones de generación o de

enlace con el sistema interconectado nacional. Este esquema tiene tres

interruptores conectados en serie con sus respectivos seccionadores por cada

dos salidas, todos éstos se encuentran entre dos juegos de barras, las cuales

pueden presentar una variante en su disposición, ya que pueden tener barras

internas o barras externas como se aprecia en las figuras 4.1 y 4.2. La cantidad

de bahías varían según sean necesarias, ya que depende de la cantidad de

generadores, las líneas de interconexión y las salidas en la subestación.

Figura 4.1 Configuración de Interruptor y Medio. Barra externa


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122

Figura 4.2 Configuración de Interruptor y Medio. Barra interna


Entre las subestaciones que poseen este tipo de configuración dentro del

sistema eléctrico de ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A se pueden mencionar las

indicadas en tabla 4.1

Tabla 4.1, Subestaciones con Configuración Interruptor y Medio

SUBESTACIÓN Patio (kV) Barra Tipo de S/E Ubicación

Arreaga 138 Externa Generación Maracaibo

Cuatricentenario 230 Externa S.I.N. Maracaibo

Rincón 138 Interna S.I.N. Maracaibo

Tablazo 400 Externa S.I.N. C.O.L.

Urdaneta 138 Externa Generación Maracaibo


TIPO “H”

Este tipo de configuración es aplicado en la mayoría de las subestaciones

de transformación, tanto en el patio de alta como en el de baja tensión. La Figura

4.3 muestra el diagrama unifilar de una configuración tipo H.

Esta configuración en el lado de alta tensión está constituida por dos

entradas de líneas y dos salidas, en el lado de baja tensión posee dos entradas y

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123

tres o más salidas por entrada. En ambas situaciones se encuentran conectados

a una sola barra seccionada longitudinalmente haciéndose posible dividirla en dos

partes, lo cual facilita las reparaciones, labores de mantenimiento, trabajos de

ampliación y en determinadas circunstancias aún la operación de la misma

subestación. Este modelo proporciona al sistema un poco más de confiabilidad,

seguridad y flexibilidad que la configuración de barra simple, aunque con un

aumento leve en el costo de la subestación.

Figura 4.3 Configuración tipo “H”


La tabla 4.2 muestra algunas subestaciones que poseen configuración tipo “H”

correspondientes sistema eléctrico ENELVEN, C.A ENELCO, C.A.

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124

Tabla 4.2, Subestaciones con Configuración Tipo H SUBESTACIÓN Patio (kV) Tipo de S/E Ubicación

24 Los Claros 138

Transmisión Maracaibo

13.8 La N 115

Transmisión C.O.L

24 Polar 138


24 Zona Industrial 138


13.8 Centro 115

Transmisión C.O.L

24 Pomona

138 Transmisión Maracaibo

24 Paraíso


24 Amparo


13.8 Barlovento

115 Transmisión C.O.L

24 Tarabas


24 Miranda


13.8 Altagracia

34.5 Transmisión C.O.L

24 Caujarito


24 Universidad


13.8 Ojeda 115

Transmisión C.O.L

24 Canchancha 138


Bella Vista 24 Maniobra Maracaibo

Libertador 24 Maniobra Maracaibo

Tule 138 Maniobra Maracaibo

Veritas 24 Maniobra Maracaibo

Fuente. Castellanos, 2007

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b. CONFIGURACIONES ATÍPICAS

ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A poseen entre sus subestaciones otras

configuraciones que son construidas o ampliadas, perdiendo así sus

características típicas. Este tipo de modalidad es poco usual en el sistema.

Algunas de ellas son mencionadas a continuación:

La subestación “Zulia 9” fue construida por la empresa petrolera “Chevron

-Texaco” para dar servicio al desarrollo industrial “Campo Boscan” y se encuentra

bajo la administración de ENELVEN, C.A. Debido a la importancia que representa

la extracción y bombeo de crudo, entre otros procesos que realiza Chevron, una

falta de alimentación en el sistema eléctrico el cual sirve a todos estos procesos

traería como consecuencia enormes pérdidas económicas. Debido a ésto se tomó

la decisión de construir una subestación confiable, flexible y segura adoptando la

configuración en el lado de alta tensión en anillo y en el lado de baja una

configuración de barra simple + barra de transferencia.

La subestación “Trinidad” presenta una configuración denominada por la

empresa como ”Seccionador y medio”, debido a que imita a una configuración de

interruptor y medio pero no presenta en sus bahías interruptores de potencia, sino

en las salidas de línea.

ANILLO SIMPLE

Una configuración de anillo simple tiene forma de polígono, sin poseer una

variable identificable, por cada circuito se requiere dos interruptores con sus

respectivos seccionadores, cada circuito de línea requiere un seccionador

adicional para poderlo separar, y volver a cerrar el anillo, si la operación lo

requiere. El esquema en anillo presenta la dificultad del crecimiento, no es fácil

ampliar la subestación agregando nuevas líneas, es un esquema no conveniente

cuando se piensa que el desarrollo futuro obligará a ampliaciones. El diagrama

unifilar se muestra en la Figura 4.4

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126

Figura 4.4. Configuración en Anillo


La Tabla 4.3 indica especificaciones básicas relativas a una subestación

con configuración en anillo en el lado de alta tensión (138 KV) perteneciente a

ENELVEN, C.A

Tabla 4.3, Subestación con Configuración en Anillo

SUBESTACIÓN Patio (kV) Configuración Tipo de S/E Ubicación24 Barra Principal+ Transf.

Zulia 9 138 Anillo

Transformación Perija

Fuente. Castellanos, 2007

BARRA PRINCIPAL + BARRA DE TRANSFERENCIA.

Para mejorar la confiabilidad por falla en interruptores de la configuración

de barra sencilla, a ésta se le puede agregar una barra auxiliar o de transferencia,

a cada circuito un seccionador (de transferencia) para la conexión a dicha barra y

un interruptor (de transferencia) para unir lados de barras.

Con esta configuración cada campo de conexión se puede conmutar por

medio de un interruptor de transferencia a la barra de igual nombre, conservando

en esta forma el servicio del campo respectivo durante el mantenimiento del

interruptor o la falla del mismo, lo que demuestra una alta confiabilidad que la

configuración presenta bajo estas circunstancias. Si la barra principal se divide

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127

por medio de un seccionador para cada porción de ella y el acople de barra se

coloca entre los dos seccionadores se tiene la posibilidad de hacer mantenimiento

a la barra dejando sin servicio solamente a la mitad de la subestación. Es

económica en costo inicial y final a pesar de exigir un interruptor de transferencia.

El diagrama unifilar se muestra en la Figura 4.5

Figura 4.5 Configuración Barra Principal + Barra de Transferencia


Entre las subestaciones que poseen este tipo de configuración dentro del

sistema eléctrico de ENELVEN, C.A, se pueden mencionar las indicadas en la

tabla 4.4

Tabla 4.4, Subestaciones Configuración Barra principal+Barra de Transferencia SUBESTACIÓN Patio (Kv) Configuración Tipo de S/E Ubicación

24 Barra Principal+ Transf.Zulia 9

138 Anillo Transformación Perija

24 Tipo H Machiques

138 Barra Principal+Transf.Transformación Perija


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HÍBRIDAS

Se denomina como una subestación híbrida aquella que no presenta

ninguna configuración conocida ò presenta una configuración inicialmente típica

pero posteriormente a sufrido una ampliación, modificación o no fue totalmente

construida. Como ejemplo en la tabla 4.5 se pueden nombrar algunas

subestaciones que poseen este tipo de configuración:

Tabla 4.5 Subestaciones Configuración Híbridas de ENELVEN, C.A

SUBESTACIÓN Patio (kV) Tipo de S/E Ubicación 6,9 24 Concepción

138 Transformación Perija

24 La Villa 138

Transformación Perija

6,9 24

34,5 Mara

138

Transformación

Mara

6,9 24 La Paz

34,5 Transformación Perija


4.2 PLANES DE MANTENIMIENTO APLICADOS ACTUALMENTE EN LAS EMPRESA ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A PARA SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.

Para llegar a conocer los diferentes planes de mantenimiento de las

subestaciones del sistema ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A se indagó dentro de la

Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión (GOM-T) con la ayuda

de los Ing. Héctor Cova y el TSU. Maglis Bermúdez, donde se pudo conocer en

forma general que un plan de mantenimiento es un listado cronológico de

actividades que se realizan para lograr determinado objetivo. Consiste en

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129

programar una serie de actividades las cuales son necesarias para que los

equipos a los cuales se les aplica se mantengan conservados y se puedan

restaurar de manera que puedan permanecer operando de acuerdo con una

condición especifica. Ya que el Mantenimiento es una actividad eminentemente

dinámica, ésta debe ser planificada, desarrollando acciones continuas y

permanentes para garantizar un funcionamiento normal, eficiente y confiable.

Para la Gerencia de Operaciones y Mantenimiento de Transmisión (GOM -

T), todos los equipos que integran las subestaciones necesitan un plan o

programa de mantenimiento que verifique periódicamente el buen funcionamiento

y mantenga al equipo dentro de su mejor condición operativa. Reconocer el

deterioro o falla y corregirlo es prevenir que ocurran fallas de bajo o alto grado de

severidad, inclusive el daño total del equipo.

El plan de mantenimiento que actualmente aplican ENELVEN, C.A y

ENELCO, C.A consiste en establecer metas y desarrollar estrategias, políticas,

procedimientos o programas para garantizar la ejecución de las actividades. Al

momento de poner en marcha el Plan de Mantenimiento es muy importante que le

departamento encargado de su ejecución, implemente un control con el fin de

medir el rendimiento en relación con la metas y objetivos planteados y a su vez

desarrolle los procedimientos convenientes para realizar el ajuste o correctivo

necesario, (Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión, 2007).

4.2.1 OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO PARA ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A:

Para las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A los objetivos del

mantenimiento son los siguientes:

Reducir al mínimo el deterioro prematuro de los equipos de potencia,

protección y control, ya que ellos representan una inversión considerable para

la empresa al momento de su adquisición.

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130

Mejorar la efectividad del funcionamiento de los equipos y mantener la

confiabilidad del sistema eléctrico de manera de tener la menor cantidad de

paradas imprevistas, con una alta continuidad del servicio.

Mantener los equipos en constante disposición de servicio en un largo periodo

de tiempo para así brindar un mejor servicio a sus clientes.

Cumplir con las normativas vigentes y evitar ser sancionados o penalizados

por los organismos encargados de velar por el buen funcionamiento del

servicio eléctrico en la región

4.2.2 TIPOS DE MANTENIMIENTO APLICADOS A EQUIPOS DE POTENCIA EN ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A.

El mantenimiento general que se ejecuta dentro de las subestaciones

eléctricas de alta tensión de ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, está enmarcado en

un Programa Anual de Mantenimiento que involucra a todos los Equipos y

Conjunto de Equipos de Potencia, Servicios Auxiliares, Mediciones, Protección y

Líneas de Transmisión, estableciendo un orden cronológico para su respectiva

ejecución. Entre los tipos de mantenimiento que se ejecutan se encuentran:

a. Mantenimiento Preventivo o Tipo A:

Es el que se realiza ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A en sus equipos antes

que se presenten fallas o cuando aparezcan indicios de ellas, para mantenerlos

en condiciones funcionales para las cuales fueron diseñados.

b. Mantenimiento Predictivo o Tipo B:

Los realiza ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, para detectar una posible falla

antes de que suceda, de manera que se pueda prever su mantenimiento y

corregirla a tiempo. Su ejecución es de forma periódica.

DERECHOS RESERVADOS


131

c. Mantenimiento Correctivo o Tipo C:

Se aplica en ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A cuando los equipos o

conjunto de ellos han sufrido fallas significativas y se requiere su reparación de

inmediato.

4.2.3 PLANIFICACIÓN DEL MANTENIMIENTO

La planificación de un buen mantenimiento es una de las principales metas

que debe lograr ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A a través de la GOM-T y los

Ingenieros de Planificación de Mantenimientos, definiendo el alcance de la

actividad de mantenimiento en función de las estrategias de la Corporación

ENELVEN, C.A

La planificación del mantenimiento es diseñada según los requerimientos

específicos de una instalación o de equipos donde será empleada. En esta

planificación se incluye una lista de equipos de pruebas, herramientas y personal

calificado de acuerdo con las obligaciones y responsabilidades.

Para ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A es necesario programar la frecuencia

y el tiempo, de parada del equipo para efectuarle las pruebas. De no contar con

ciertos equipos de pruebas altamente tecnificados, por la poca utilización de las

labores de mantenimiento, se acostumbra la contratación de empresas en este

tipo de servicio.

ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A utilizan contratistas para ciertas fases de

los trabajos necesarios de construcción y mantenimiento en planta o

instalaciones, y han visto que conviene hacerlo de esta manera. Las contratistas

deben clasificarse en relación con la disponibilidad, organización, carácter,

experiencia y condición financiera. (Gerencia de Operación y Mantenimiento de

Transmisión, 2007).

DERECHOS RESERVADOS


132

4.2.3.1 PLANIFICACIÓN DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO EN SUBESTACIONES CONVENCIONALES

El mantenimiento preventivo para subestaciones convencionales, se realiza

de una manera sistemática donde se ve la necesidad de recopilar datos del

equipo, a través de información técnica (catálogos de fabricantes, manual de

operación, historial del equipo, listas de partes y repuestos recomendados, planos

de señalamientos de componentes, entre otros), y sobre todo, recopilar datos de

campo y compararlo con los de los manuales.

En el caso de ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, la planificación del

mantenimiento preventivo va dirigida hacia los equipos críticos, hacia aquellos

equipos que cumplen funciones estratégicas dentro de la red eléctrica

principalmente porque alteran las condiciones normales de suministro de energía,

con altos costos de producción, los cuales al fallar, ocasionan la paralización de

todo o gran parte del servicio eléctrico. Este mantenimiento abarca los siguientes

propósitos:

Asegurarse a través de inspecciones, que el equipo mantenga la calidad o

funcionamiento normal, en caso contrario, se debe aplicar el mantenimiento

correctivo.

Reemplazo planificado preventivo de los equipos o componentes con

desgaste.

Ofrecer servicio periódicamente a los equipos eléctricos durante su

funcionamiento normal. Este servicio puede ser: Limpieza, Pintura, Ajustes,

Alineación, entre otros.

Con el mantenimiento preventivo que lleva a cabo ENELVEN, C.A y

ENELCO, C.A, se mejora y aumenta la disponibilidad de los equipos: trayendo

consigo un mayor aprovechamiento de éstos en condiciones óptimas, evitando

operaciones de los mismos y manteniendo su eficiencia en las subestaciones

eléctricas convencionales.

Para la Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión (GOM-T)

el mantenimiento preventivo tiene como finalidad efectuar las actividades

DERECHOS RESERVADOS


133

adecuadas para evitar las excesivas operación, desgaste, fatigas prematuras de

los equipos y garantizar que los costos de mantenimiento junto con los costos de

penalización por pérdida de servicio causada por encontrarse el sistema fuera de

servicio, se ubiquen en una zona óptima de mantenimiento, es decir, cuando la

empresa obtiene el servicio estimado a un valor óptimo de los costos de

producción.

4.2.4 CONSIDERACIONES QUE SE DEBEN DE TOMAR PARA LA

EFECTIVIDAD DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PLANIFICADO

Para hacer efectivo un programa de mantenimiento planificado ENELVEN,

C.A y ENELVEN, C.A, deben documentar apropiadamente, mediante la

información detallada de las operaciones y funcionamientos de equipos a ser

mantenidos.

Es indiscutible que para llevar a cabo un eficiente Plan de Mantenimiento

de cualquier equipo o conjunto de equipos de las empresas ENELVEN, C.A y

ENELCO, C.A se hace necesario contar con una organización lo más perfecta

posible, recursos financieros suficientes, repuestos, materiales y equipos de

buena calidad y contar además con el personal técnico capacitado para llevar a

cabo los planes de mantenimiento previamente establecidos, cuya función

principal es minimizar las paradas imprevistas o la depreciación excesiva de los

equipos a través de paradas periódicas programadas, para descubrir y corregir

condiciones defectuosas.

Para la GOM-T es importante poder contar con un sistema de historial de

fallas de los equipos existentes dentro de la instalación (no aplica para equipos

nuevos), ya que no solo servirán para identificarlos, sino que debe contener en

forma breve los motivos de las fallas, partes que se cambiaron y las frecuencias

con que ocurrieron las mismas. Es necesario conocer además el costo total de las

reparaciones o fallas debido a paros imprevistos.

Al tener la información mencionada anteriormente se debe estimar lo que

pudiese costar si el equipo se hubiera parado de manera imprevista y de manera

DERECHOS RESERVADOS


134

planificada; al igual que se debe de reunir los materiales y lograr el uso adecuado

de los recursos necesarios para realizar las labores de mantenimiento. La

diferencia entre lo que costó la falla y lo que hubiera costado si se hubiese

planificado, es el dinero que se puede invertir en un Programa de Mantenimiento

Preventivo.

ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, a la hora de realizar la inspección deben

incluir a todos los equipos destinados para este proceso, equipos de potencia,

equipos de protección, medición y control que se encuentren en las

subestaciones eléctricas, los cuales se puedan deteriorar, siendo propensos a

tener paradas imprevistas.

Las partes de cada equipo que se deben inspeccionar se determinan

mediante la integración de la siguiente información:

Recomendaciones de los fabricantes

Manuales de servicio emitida por cada equipo

Experiencia del personal de mantenimiento en general.

Registros históricos (historial de fallas o reparaciones). No aplica para equipos

nuevos

Frecuencia de trabajo.

Números de paradas imprevistas por parte del equipo.

El ciclo de inspección de un equipo o conjunto de equipos se determina por

la porción que más falla. No existe regla establecida o disponible de cuán a

menudo inspeccionar, ésto depende de varios factores: edad y clase de equipo,

medio ambiente, requisitos de seguridad y horas de operación.

Existen otros factores tales como: mayor intensidad de uso o servicio,

susceptibilidad al deterioro; debido al que el equipo puede estar sujeto a fricción,

fatiga, tensión o corrosión. Susceptibilidad al siniestro (vibraciones, sobrecarga o

abuso) y susceptibilidad a perder el ajuste.

DERECHOS RESERVADOS


135

Si un equipo tiene presente alguna de estas últimas severidades es

necesario reducir los periodos o intervalos entre servicio de mantenimiento

preventivo.

4.2.5 ACTIVIDADES QUE REALIZA ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A PARA PLANIFICACION DE MANTENIMIENTOS EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

Para ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A las actividades que permiten obtener

el punto óptimo de mantenimiento son los siguientes:

a) Identificación del equipo a ser mantenido:

Efectuar un listado de equipos.

Definir código para numeración del equipo.

Asignar código o número a los equipos.

Recopilar datos o información técnica.

Clasificar los equipos de acuerdo al grado de criticidad: Críticos, Semicriticos y

No críticos.

Prepara registros y fichas de los equipos.

Organizar los archivos de los equipos.

b) Definir el trabajo de mantenimiento a ser realizado:

Organizar los archivos de los equipos.

Preparar hojas de servicio del equipo.

Preparar una guía del procedimiento de mantenimiento.

Prepara un guía para la localización de averías.

Definir los planes y asignar prioridad a éstos.

c) Establecer las políticas o normas para la ejecución del mantenimiento:

Identificar el tipo de trabajo a realizar en el sitio del equipo y en el taller.

Definir el trabajo a ser realizado por contrato.

Definir modificaciones o reemplazos.

DERECHOS RESERVADOS


136

d) Establecer un sistema para el control del trabajo:

Preparar Órdenes de Trabajo (ODT).

Definir las actividades que va a realizar el personal de mantenimiento tales

como: inspección, servicios, reparación, cambio, modificación y tratamiento.

e) Establecer un sistema de control de costos del trabajo de mantenimiento.

f) Diseñar la organización.

g) Establecer un control efectivo sobre los materiales y repuestos.

h) Desarrollar un análisis técnico de procedimientos.

4.2.6 LABORES DE MANTENIMIENTO GENERAL APLICADAS POR ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.

Dentro de las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A el plan de

mantenimiento actual para las subestaciones eléctricas de alta tensión, contempla

labores de mantenimiento ejecutadas en los siguientes componentes:

El transformador de potencia

Los equipos de maniobra y protección de la subestación (Interruptor,

Seccionador, Reconectador, Seccionador , Seccionador de Puesta a tierra,

Cortacorriente, Ct´s, Pt´s, Réles)

El tablero de control.

Los pórticos y estructuras.

El equipo rectificador.

El equipo de medición.

El sistema de alumbrado interno y externo.

El sistema de puesta a tierra.

La cerca de protección.

La vía de acceso.

A continuación se indicarán los detalles y procedimientos más importantes

que tienen lugar en cada mantenimiento:

DERECHOS RESERVADOS


137

a. Mantenimiento del Transformador de Potencia.

Por ser el equipo más importante de la subestaciones, en él está centrada

la atención del técnico o equipo especialista en su mantenimiento. Las actividades

a cumplir son:

Pruebas de aislamiento

Prueba de humedad del aceite (acidez).

Prueba de rigidez dieléctrica del aceite.

Inspección del nivel de aceite del tanque de expansión. Esto determinará la

necesidad de completar su volumen y la posible presencia de filtraciones o

escape.

Inspección del indicador de “Temperatura” e “Imagen Térmica”.

Inspección y mantenimiento del grupo motor-ventilador y bombas.

Inspección de radiadores.

Localización de posibles escapes de aceite.

Inspección del estado de la Silica Gel.

Limpieza y ajuste de conexiones.

Ajuste de empacaduras.

Pruebas de presencia de Gases (Bucholz).

Limpieza de Bushings.

Limpieza general.

b. Mantenimiento de los Equipos de Maniobra y Protección.

En el caso de los equipos de protección (reconectadores, Interruptores,

réles, CT´S, PT´S) son muchas las actividades de rutina que se ejecutan. Las

más significativas son:

Pruebas de aislamiento.

Pruebas de aceite (humedad y rigidez dieléctrica).

Pruebas de apertura y cierre eléctrico y manual.

Pruebas de inyección de corriente.

Inspección, limpieza y ajuste de contactos.

Inspección y limpieza de Bushings.

DERECHOS RESERVADOS


138

Inspección del nivel de aceite.

Limpieza y ajuste de conexiones.

Limpieza general.

En el caso de los equipos de maniobra (seccionadores, cortacorriente,

seccionador de puesta a tierra) se ejecutan dos actividades fundamentales.

a. Inspección minuciosa y detallada de conexiones, vástagos, barras, porcelana

o polímeros, etc.

b. Prueba de cierre y apertura.

c. Mantenimiento del Tablero de Control.

Este equipo conocido también como “Tablero de Mando” contiene

principalmente los equipos que permiten la operación y protección de la S/E.

(Dispositivos para cierre y apertura, mando del regulador, relés de protección,

tensión DC y AC); su mantenimiento requiere de pocas actividades y está

fundamentalmente orientado a la “Prueba y ajuste de los diferentes relés de

protección”, a través de la Prueba de “Inyección de corriente”.

d. Mantenimiento de los Pórticos y Estructuras.

En este caso las actividades a cumplir son:

Inspección y limpieza de aisladores de amarre y suspensión.

Inspección de puentes.

Inspección de barras de conexión de AT y BT.

Inspección de Descargadores de Sobretension.

Inspección de crucetas, pletinas, postes y estructuras metálicas.

Pintura general.

e. Mantenimiento del Equipo Rectificador.

En las subestaciones que tienen incorporado este importante elemento se

cumple las siguientes actividades.

DERECHOS RESERVADOS


139

Inspección del equipo rectificador.

Limpieza a bornes de conexión al banco de baterías.

Pruebas de baterías.

Inspección del nivel de agua de las baterías.

Pruebas del grupo rectificador.

Inspección luces de emergencia.

f. Mantenimiento del Equipo de Medición.

En este caso las actividades cumplidas se fundamentan principalmente en

la inspección general del equipo y el reporte de cualquier anormalidad

encontrada. Están incluidas:

Inspección del medidor de KWH.

Inspección del medidor de KVARH.

Inspección del medidor de Demanda.

Inspección y ajuste de las conexiones del lado de A.T. de los transformadores

de Tensión y Corriente.

Inspección del gabinete de medición.

g. Mantenimiento del Sistema de Alumbrado Externo e Interno.

Las actividades cumplidas en este caso son:

Inspección del transformador de servicios auxiliares.

Prueba del equipo de control de Alumbrado.

Reposición de luminaria y/o bombillos.

h. Mantenimiento del Sistema de Puesta a Tierra.

La actividad fundamental en el mantenimiento del sistema de puesta a

tierra está determinada en la revisión y ajuste de cada uno de los puntos de

conexión del sistema de tierra con los equipos y estructuras de la subestación.

Eventualmente se ejecuta la prueba de medición de tierra.

DERECHOS RESERVADOS


140

i. Mantenimiento de la Cerca de Protección.

Las actividades a cumplir en este caso son:

Inspección de la malla de alambre ó pared.

Inspección de los soportes.

Inspección del portón de entrada.

Limpieza interna y exterior de la maleza existente.

Pintura general de la cerca de los avisos de Peligro y del aviso de

identificación de la Subestación

4.2.6.1 INFORMACIÓN CONTENIDA EN SAP (Sistema de Aplicaciones y Procesos) RELACIONADA CON MANTENIMIENTOS A SUBESTACIONES Y

EQUIPOS DE ENELVEN, C.A.

Se realizo una revisión a una serie de documentos en formato Excel que

contienen información procedente del SAP, estos documentos fueron facilitados

por el Ing. Héctor Cova. A continuación se indica el proceso que se realizo para

recaudar dicha información:

a) Se reviso la lista de mantenimiento Enelven Red Transporte 2007 (Figura 4.6),

la cual esta organizada por Subestaciones, indistintamente de su tipo

(Generación, Maniobra o Transmisión) mostrando las labores que se deben

realizar al momento de la ejecución del mantenimiento como lo son:

Mantenimiento de Funcionamiento del esquema ELC (Bote Carga) de

distribución, Pruebas funcionales de alarmas y anunciadores, Mantenimiento Tipo

B de interruptores K-105, 205 y 130, entre otros.

DERECHOS RESERVADOS


141

Figura 4.6. Lista de mantenimiento Enelven Red de Transporte 2007

Fuente: GOM-T, 2007

La información registrada en estas hojas de Excel es dada por una serie

de títulos indicativos vinculados con una codificación que lo hace práctico al

momento de manejar la información por el personal encargado que trabaja en la

programación y planificación de las labores de mantenimiento las cuales son

controladas por el SAP. Los títulos o variables que se aprecian son:

Número de plan

Tipo de Plan

Estrategia

Texto plan

UBT(Ubicación Técnica)

Equipo, Centro

Grupo de planificación PM, entre otros.

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142

En SAP el inventario de los equipos que se encuentran en las Subestaciones

está clasificado por medio de dos variables: Ubicación Técnica y Objeto Técnico

Ubicación Técnica: Es un código que indica el lugar dispuesto para la

instalación de un equipo específico y la estructura que posee es la siguiente:

.Municipio: Lugar geográfico, ejemplo: Maracaibo MBOT

.Subestación (Sitio): Nombre de la Subestación Eléctrica, ejemplo: Subestación

Canchancha CANCH

.Locacion (PE, CC, CB, BA): Patio de Estructura, Cuarto de Control, Cuarto de

Baterías, Sala de Baños

.Secciones (Barra, Bahía, Anillo): Numeración de las Barras Para 138

KV (01=Barra 01, 02=Barra 02), Para 24 KV (03=Barra 01, 04=Barra 02)

.U.T. Funcional (T1, C105, K105, C130): Nombre del equipo abreviado, Ejemplo:

Transformador 1 T1, Interruptor acoplador de barra K-130

Objeto Técnico: Son todos los activos de la empresa a los cuales se les

asigna un número de identificación al momento de ingresar en almacén, el

cual será su identificación durante su vida útil.

b) Se pudo observar que cada subestación tiene un texto plan que va a depender

del tipo de subestación y la configuración de la misma, con lo cual se define las

actividades que se deben desarrollar en la misma, se constató durante la revisión

que las subestaciones al tener más equipos de potencia en patio implica una

DERECHOS RESERVADOS


143

mayor cantidad de equipos a mantener lo cual incrementa el texto plan de la

misma.

A continuación se indica como ejemplo del contenido del texto plan de dos

Subestaciones de Transmisión, éstas son Subestación Canchancha 138/24 KV y

Subestación Miranda 138 KV/24 KV:

Características de la Subestación Canchancha 138/24 KV:

Subestación de Transmisión con configuración Tipo H, Normalizada,

Convencional, patio de 24 KV con celdas tipo Switchgears aisladas en gas SF6.

TEXTO PLAN CANCHANCHA:

MANTENIMIENTO FUNC ESQ ELC DISTRIB. PRUEBAS FUNCIONALES ALARMAS & ANUNCIADOR MANTENIMIENTO TAB AC, DC, TRANFER SWT SE MANTENIMIENTO BCO BATERIAS/CARGADOR MANTENIMIENTO B INT K105 MANTENIMIENTO B INT K205 MANTENIMIENTO B INT K130 MANTENIMIENTO B INT C180 MANTENIMIENTO B INT C280 MANTENIMIENTO B TX-1 MANTENIMIENTO B TX-2 MANTENIMIENTO CELDA TX-1 MANTENIMIENTO CELDA TX-2 PRUEBAS FUNCIONALES INT K105 PRUEBAS FUNCIONALES INT K205 PRUEBAS FUNCIONALES INT K130 PRUEBAS FUNCIONALES INT C180 PRUEBAS FUNCIONALES INT C280 PRUEBAS FUNCIONALES CELDA TX-1 PRUEBAS FUNCIONALES CELDA TX-2 PRUEBAS FUNCIONALES TX-1 PRUEBAS FUNCIONALES TX-2 PRUEBAS RIGIDEZ DIELEC. PRUEBAS FISICO/QUIMIC, CROMATOG PRUEBAS PUREZA GAS SF6 INT´S LAVADO INSPECCIÓN INTEGRAL INSPECCIÓN TERMICA

DERECHOS RESERVADOS


144

Características de la Subestación Miranda 138/24 KV:

Subestación de Transmisión con configuración Tipo H, Normalizada,

Convencional, con patio de 24 KV en bahías aisladas en aire a la Intemperie.

TEXTO PLAN SUBESTACION MIRANDA:

MANTENIMIENTO RELÉS 87 BARRA 1 MANTENIMIENTO RELÉS 87 BARRA 2 PRUEBAS RELÉS PROT L/D C205 PRUEBAS RELÉS PROT L/D C405 PRUEBAS RELÉS PROT L/D C605 MANTENIMIENTO FUNC ESQ ELC DISTRIB. MANTENIMIENTO TAB REGIST EVENTOS PRUEBAS FUNCIONALES ALARMAS & ANUNCIADOR PRUEBAS ESQ. TELEPROTECCIÓN LT TRINI-CUATR MANTENIMIENTO BCO BATERIAS/CARGADOR MANTENIMIENTO TAB CA, CD, TRANFER SWT MANTENIMIENTO B INT C205 MANTENIMIENTO B INT C305 MANTENIMIENTO B INT C405 MANTENIMIENTO B INT C505 MANTENIMIENTO B INT C605 MANTENIMIENTO B INT C130 MANTENIMIENTO B INT C180 MANTENIMIENTO B INT C280 MANTENIMIENTO B INT K105 MANTENIMIENTO B INT K205 MANTENIMIENTO B INT K130 MANTENIMIENTO B TX-1 MANTENIMIENTO B TX-2 PRUEBAS FUNCIONALES INT C205 PRUEBAS FUNCIONALES INT C305 PRUEBAS FUNCIONALES INT C405 PRUEBAS FUNCIONALES INT C505 PRUEBAS FUNCIONALES INT C605 PRUEBAS FUNCIONALES INT C130 PRUEBAS FUNCIONALES INT C180 PRUEBAS FUNCIONALES INT C280 PRUEBAS FUNCIONALES INT K105 PRUEBAS FUNCIONALES INT K205 PRUEBAS FUNCIONALES INT K130 PRUEBAS FUNCIONALES TX-1 PRUEBAS FUNCIONALES TX-2 PRUEBAS RIGIDEZ DIELEC. PRUEBAS FISICO/QUIM, CROMATOG PRUEBAS PUREZA GAS SF6 INT´S

DERECHOS RESERVADOS


145

INSPECCIÓN TERMICA LAVADO INSPECCIÓN INTEGRAL

c) Se observaron los documentos conformados por Hojas de Ruta diversas,

donde se conoció que las Hojas de Ruta es una funcionalidad que permite crear

en el sistema documentos con instrucciones de trabajo incluyendo los recursos

que se necesitan para realizar determinada actividad de mantenimiento o servicio.

La característica de las actividades que se definen en las hojas deben ser

instrucciones de trabajo que se realizan repetidamente dentro de un proceso.

Los tipos de hojas de rutas que se pueden crear son: con referencia a

Ubicaciones Técnicas, Equipos y de instrucción general. Entre los recursos que

se pueden asociar a una hoja de ruta están los materiales, servicios, puestos de

trabajo y medios auxiliares de fabricación (MAF).

ASIGNACIÓN DE HOJAS DE RUTA EN EQUIPOS AÑO 2006

Señala las hojas de ruta con sus respectivas labores establecidas a cada

equipo de las 52 subestaciones eléctricas como se muestra en la Figura 4.7

(Transformador de potencia, Interruptores, Reclosers, Seccionadores de control

manual y motorizado, Ct´s, Pt´s, Relés de protección, Reguladores de Voltaje,

Equipos auxiliares, Banco de condensadores). Se indican los datos

característicos de cada equipo como: Número del equipo, KV, MVA, MARCA,

TIPO, SERIAL.

DERECHOS RESERVADOS


146

Figura 4.7. Asignación de hojas de ruta en equipos 2006

Fuente: GOM-T, 2007

HOJA DE RUTA SUBESTACIONES 2006

Señala el texto (explicativo y de ruta) del procedimiento ya existente o

estandarizado por la GOM-T aplicable para cada grupo de equipos, clasificado en

tres grupos (Figura4.8):

Equipos de Potencia: 1.Interruptores de potencia, 2.Transformadores de

potencia, 3. Pruebas, Evaluaciones, Lecturas, Lavados e Inspecciones, 4.Otros

servicios. Equipos de Protecciones y Líneas de Transmisión: cada uno de

ellos con el tiempo de duración para su ejecución, para llevar un control estimado

de los procedimientos.

DERECHOS RESERVADOS


147

Figura 4.8.Hojas de Ruta 2006 de Subestaciones Eléctricas 2006

Fuente: GOM-T, 2007

HOJA DE RUTA INTERRRUPTORES - RECLOSER

Define las labores y rutinas que aplican en la ejecución del mantenimiento

de los interruptores y recloser describiendo los pasos o secuencias de éstas.

Posee una serie de opciones (texto explicativo hoja de ruta) las cuales se

seleccionan en relación a la marca, fabricante, tipo y/o nivel de tensión que

apliquen en el caso; según se observa en la Figura 4.9.

DERECHOS RESERVADOS


148

Figura 4.9.Hojas de Ruta 2006 de Interruptores y Recloser

Fuente: GOM-T, 2007

HOJA DE RUTA 2006 TRANSFORMADORES DE POTENCIA.


de los Transformadores de potencia describiendo los pasos o secuencias de cada

equipo o conjunto de equipos. Posee una serie de opciones las cuales se

seleccionan en relación a: tipo de mantenimiento, marca, fabricante, tipo y nivel

de tensión que apliquen en el caso, asentados en el texto explicativo de hoja de

ruta. Ver Figura 4.10.

HOJA DE RUTA 2006 PRUEBAS -EVALUACIONES-LECTURA-LAVADO

Define las labores y rutinas que aplican en la ejecución de pruebas,

evaluaciones, lecturas, lavado e inspección, describiendo los pasos o secuencias

de éstas. Posee una serie de opciones las cuales se seleccionan dependiendo de

la actividad específica a realizar tal como se muestra en la figura 4.11.

DERECHOS RESERVADOS


149

HOJA DE RUTA 2006 OTROS SERVICIOS


de otros servicios que no se consideran de objeto principal, éstos son

mantenimiento a: seccionador de barra 24 KV, seccionadores de barra 138, 230,

400 KV, banco de capacitores, reactancias entre otros. Ver Figura 4.12.

Figura 4.10 .Hojas de Ruta 2006 de Transformadores de Potencia

Fuente: GOM-T, 2007

DERECHOS RESERVADOS


150

Figura 4.11. Hojas de Ruta 2006 de Pruebas, Evaluaciones, Lecturas Lavado e Inspección

Fuente: GOM-T, 2007

Figura 4.12.Hojas de Ruta 2006 de Otros Servicios

Fuente: GOM-T, 2007

DERECHOS RESERVADOS


151

HOJA DE RUTA 2006 PROTECCIONES


de las protecciones eléctricas (Figura 4.13) describiendo los pasos o secuencias

de los mantenimientos y pruebas funciónales. Posee una serie de opciones las

cuales se seleccionan en relación a su marca, fabricante, tipo y/o nivel de tensión

a los que este vinculado las protecciones que apliquen en el caso.

HOJA DE RUTA LINEAS DE TRANSMISIÓN


de las líneas de transmisión en particular, describiendo los pasos o secuencias

las actividades vinculadas al mantenimiento de las líneas. Posee una serie de

opciones las cuales se seleccionan en relación a lo que se vaya a realizar como lo

es: poda de árbol, detección y retiro de rabo de volantines en líneas energizadas

y desenergizadas 138/230 KV, lavado de aisladores de línea en caliente, entre

otros. Ver Figura 4.14.

Fuente 4.13.Hoja de Ruta 2006 de Protecciones

Fuente: GOM-T, 2007

DERECHOS RESERVADOS


152

Figura 4.14.Hojas de Ruta 2006 de Líneas de Transmisión

Fuente: GOM-T, 2007

ESTRUCTURA SAP PARA UBICACIÓN TÉCNICA DE EQUIPOS TRANSMISIÓN

Partiendo de la estructura existente en SAP se pudo observar que la ubicación

técnica de transmisión para equipos en las subestación de las empresas

ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A es la siguiente:

SALA DE BAÑO (BA)

CUARTO DE BATERIAS (CB)

CUARTO DE CONTROL (CC)

PATO DE ESTRUCTURA (PE)

BARRA 1 138KV

BARRA 2 138KV

BARRA 1 24 KV

BARRA 2 24 KV

DERECHOS RESERVADOS


153

En la figura 4.15 se ilustra un ejemplo de Ubicación Técnica de Transmisión

Planta Santa Bárbara.

Figura 4.15 Ubicación Técnica de Transmisión

Fuente: Manual Gestión de Ordenes

4.2.7 DOCUMENTOS REVISADOS QUE APLICAN EN LA REALIZACIÓN DE PLANES DE MANTENIMIENTO.

Con el propósito de conocer cual es la base de los planes de

mantenimiento se revisaron algunos documentos vinculados a este proceso, los

cuales definen la estructura a la hora de la elaboración de éstos por parte de los

Ingenieros de Planes de Mantenimiento y la Unidad de Administración Funcional

que se encargan de validar y dar forma dentro del Sistema SAP.

Los documentos que poseen información relacionada con planes de

mantenimiento que se consideran fundamentales en la revisión documental para

el conocimiento general son los siguientes:

DERECHOS RESERVADOS


154

MANUAL DE PLANES

Partiendo de este documento se pudo conocer los diferentes Planes de

Mantenimiento que manejan ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A dentro de su

planificación Anual. El contenido del documento es sobre Estrategias, Set de

ciclos, Planes de Mantenimiento, Programación y Supervisión de Plazos, Teclas y

Botones de Función.

De este documento se pudo conocer los diferentes planes usados por las

Empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A al momento de crear Planes Anuales

de Mantenimiento de Transmisión para el Sistema de Distribución y Transmisión

vinculados con SAP, además indica las consideraciones que se deben de tomar

para consignar la información en formato SAP.

Entre lo tipos de planes que se manejan en este documento se mencionan

los siguientes:

• Plan de ciclo individual o plan de estrategia (en función del tiempo o en función de la actividad)

Si se desea realizar la planificación de mantenimiento en función del tiempo o en

función de la actividad (en función del valor de contador), se puede trabajar tanto

con planes de ciclo individual como con planes de estrategia.

• Plan de mantenimiento múltiple

Si se desea combinar ciclos de mantenimiento de dimensiones diferentes (por

ejemplo, tiempo y distancia), se pueden utilizar planes de mantenimiento múltiple.

• Plan de mantenimiento para el aprovisionamiento de servicios en compra

Si se desea utilizar planes de mantenimiento para procesar servicios

periódicos, por ejemplo, el mantenimiento mensual de un ascensor o de una

fotocopiadora, se puede usar el plan de mantenimiento para el aprovisionamiento

de servicios en compra.

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155

• Plan de mantenimiento con referencia a un contrato marco

Si se desea especificar el plazo convenido para actividades con

vencimiento en una parte de un ciclo, se puede utilizar el plan de mantenimiento

preventivo con referencia a un contrato marco.

En este punto se puede decir que el plan de mantenimiento que se utiliza

en ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A va a depender de la clase de planificación de

mantenimiento que el Ingeniero de Planes de Mantenimiento y el Área Funcional

encargada consideren más conveniente de crear para la Unidad Organizativa

Operación y Mantenimiento Transmisión de la C.A, Energía Eléctrica de

Venezuela (ENELVEN).

MANUALES DE NORMAS Y PROCEDIMIENTOS PARA LA ELABORACIÓN DEL PLAN ANUAL DE MANTENIMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE LA C.A, ENERGIA ELECTRICA DE VENEZUELA.

En esta oportunidad se revisaron dos documentos para saber el

procedimiento que se debe utilizar al momento de realizar los Planes Anuales de

Mantenimiento tanto de Transmisión como de Distribución, los cuales son

elaborados por el Ingeniero de Planes de Mantenimiento.

LISTA DE PLANES DE MANTENIMIENTO

Se revisaron con la finalidad de obtener la información relacionada con los

planes de mantenimiento de subestaciones eléctricas de alta tensión elaborados y

ejecutados por la Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión en

conjunto con Unidad Administración Funcional (UAF), Planificadores y/o

Programadores; Se reviso la información electrónica facilitada por estas áreas

funcionales, esta información se encuentra con el nombre de “Lista de Planes de Mantenimiento”, dicha exploración de documentos se realizo con el fin de

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conocer la estructura y la conformación de los planes anuales de mantenimiento

2006 y 2007 (PAMT- 2006 y 2007) y observar las variantes existentes en ellos en

lo que se refiere a labores y rutinas de mantenimiento a equipos en

Subestaciones Eléctricas.

4.2.7.1 FORMATOS DE INGRESO, TRASLADO Y/O RETIRO DE EQUIPOS UTILIZADO POR ENELVEN, C.A.

Se revisaron los formatos que utiliza la Unidad de Administración Funcional

(UFA) por medio de los módulos SAP y el formato GAF (Figura 4.16) que se

encarga de crear o modificar equipos, ubicaciones técnicas, catálogos, lista de

materiales y puestos de trabajo. Ésta es la información que define y actualiza el

inventario de activos que sirve como base de referencia para la elaboración de los

planes de mantenimiento que se quieran realizar anualmente.

La utilización de dichos formatos, en especial el formato GAF ubicado en el

Módulo SAP, tiene la finalidad de mantener la información y control de inventario

de los procesos Corporativos de ENELVEN, C.A.

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Figura 4.16. Módulo SAP, Despliegue del Formato GAF

Fuente: Administración Funcional, 2007

Mantenimiento Potencia (PM)

Transmisión

Tipo de Solicitud

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4.2.7.2 FORMATOS DE ACTUALIZACIÓN, DATOS MAESTROS PM, TRANSMISIÓN, HOJA DE CONTROL Y MONTAJE DE EQUIPOS.

En esta oportunidad se revisaron los formatos que maneja en la

actualidad la Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión en los

cuales se indica el control que se lleva sobre los equipos que constituyen los

activos de potencia de la Corporación ENELVEN, C.A , son punto de referencia

para la GOM-T al crear formatos de inspección y mantenimiento que se realizan a

equipos de potencia de las Subestaciones Eléctricas Convencionales

(Generación, Transmisión y Maniobra); dichos formatos fueron creados en el área

operativa de la GOM-T y respaldado con la información registrada en el sistema

SAP al momento de ingresar nuevos equipo de potencia y protecciones de

manera individual o grupal al sistema, preserva la existencia de cada equipo

como un objeto técnico.

Estos formatos se denominan la carta de presentación de los equipos al

momento de entrar en servicio, recopilan los datos técnicos y específicos de cada

uno de ellos, como se muestra en el ANEXO 2. Estos formatos están hechos para

los siguientes equipos: Interruptores, Recloser, Trasformadores de Corriente,

Transformadores de Potencial, Seccionadores Motorizados, Transformadores de

Potencia, Relés de Protección, Reguladores de Tensión, Banco de Baterías,

Cargadores de Batería y la Ubicación Técnica.

4.3 DESCRIPCION DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN TIPO COMPACTAS PROYECTADAS EN LAS EMPRESAS ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A

La Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión Tipo Compactas Soler 138/24

KV (Maracaibo) para ENELVEN, C.A y Médanos 115/13.8 KV (Cabimas) para

ENELCO, C.A, ambas con tecnología COMPASS ABB, son las dos

Subestaciones de Transmisión más completas e innovadoras que se han

construido en los últimos años dentro de la Corporación para complementar el

robusto grupo de Subestaciones que conforma el Sistema Eléctrico de Potencia

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de la C.A, Energía Eléctrica de Venezuela. Cabe destacar que la tecnología de

punta utilizada en su diseño y fabricación involucra variantes significativas que

van desde la forma de sus equipos, la disposición física dentro del patio de

transformación, el espacio que utiliza cada equipo de forma individual como en

conjunto, hasta las protecciones y el protocolo de comunicación utilizado en la

misma. Ambas subestaciones son vanguardistas en el país ya que son las

primeras en su tipo.

Soler en 138/24 KV y Médanos 115/13.8 KV presentan configuraciones

tipo “H” y se consideran normalizadas ya que utiliza una única configuración en la

distribución de sus equipos como se indican en los unifilares de las Figura 4.17 y

4.18. Son a la intemperie, están hechas en bahías o módulos prefabricados,

presentan ventajas ya que proporcionan un montaje fácil y confiable. Los equipos

que las conforman están diseñados y elaborados con los más altos estándares de

diseño, fabricación y ensamblaje, éstos van desde equipos de potencia hasta los

de protección, control y comunicación.

El impactó visual que presentan es menor y la reducción de espacio que

ocupan el conjunto de equipos de alta y baja tensión refleja considerablemente la

diferencia en diseño y construcción con respecto a las subestaciones

convencionales.

En los equipos de potencia de alta tensión de las Subestaciones tipo

Compacta, se observa como variante más resaltante el Módulo COMPASS, el

cual integra en un solo equipo: Interruptor, Seccionador, Ct’s y Seccionador de

puesta a tierra (Módulos COMPASS de llegada de Línea 1 y 2), con lo cual se

aprovecha al máximo el espacio lineal dentro área de construcción (Figura 4.19)

reduciendo las obras civiles y el tiempo de montaje y ensamblado.

La integración de los equipos propone la realización de las labores de

mantenimiento en un solo bloque o conjunto, de esta manera no se programan las

labores por separado y se concentran los trabajos en una misma área y espacio

de tiempo.

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Figura 4.17 Unifilar Subestación Soler 138/24 KV

Fuente: PIT, 2007

Figura 4.18 Unifilar Subestación Médanos 115/13.8 KV

Fuente: PIT, 2007

Nota: La Nomenclatura de los niveles de tensión en la subestación Soler son: K=138 KV, C=24 KV y en la caso de subestación Médanos son: H=115 KV y D=13.8 KV

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Estas Subestaciones poseen Transformadores de Potencia los cuales se

consideran innovadores, estos son equipos muy completos con una capacidad

máxima de 42 MVA y 40 MVA, posee una herramienta de monitoreo y diagnóstico

propio lo cual lo diferencia de los transformadores convencionales existentes

dentro de las distintas Subestaciones de ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A. El

nombre de este equipo es el TEC (Transformador Electrónico de Control), el cual

es una herramienta de inteligencia integral que controla y protege al

transformador de potencia y a un grupo de variables en el equipo.

El lado de baja tensión está definido por un diseño muy particular, el cual

rompe con el prototipo utilizado dentro de la empresa por mucho tiempo, este se

caracteriza por reducir considerablemente las bahías del lado de baja tensión,

eliminando las existencia de pórticos y estructuras de acero al igual que el

conexionado de equipos a la intemperie. Estas celdas son aisladas en gas SF6 y

su diseño las hace versátiles, compactas y seguras. Se encuentran ubicadas en

un cuarto de celdas agrupadas en armarios continuos, en los cuales se

encuentran los dispositivos de interrupción, seccionamiento y transformadores de

medida propios del modelo, estos se describirán más adelante indicando sus

características.

Las protecciones están conformadas por relés de estado sólido de última

generación producidos por ABB, vinculados éstos con un lenguaje de

comunicación de primera línea basado en el protocolo IEC 61850 los cuales van a

establecer una comunicación óptima, la finalidad que busca es la globalización de

las comunicaciones dentro de las Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión y en

el caso particular de Soler y Médanos.

Todas las bondades que presenta el Modelo COMPASS ABB, ubica a

estas Subestaciones como punta de lanza en lo que se refiere a la

implementación de nuevas tecnologías aplicables a subestaciones eléctricas, este

proyecto va a encaminar a la empresa ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A a manejar

las diversas propuestas existentes en el mercado para proyectos futuros y la

pronta familiarización con estas innovaciones.

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Figura 4.19. Vista de Planta de la Subestación Compacta Soler 138/24 KV

Fuente: PIT, 2007

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4.3.1 CARACTERÍSTICAS DE LAS SUBESTACIONES COMPACTAS

Soler y Médanos son dos Subestaciones Eléctricas en Alta Tensión de

Tipo Compactas las cuales utilizan componentes con tecnología COMPASS ABB.

Las Subestaciones Soler y Médanos son de transformación normalizadas, con

configuración tipo ¨H¨ y tienen una capacidad en el caso de S/E Soler de dos

transformadores de potencia de 42 MVA cada uno, obteniéndose una capacidad

total de 84 MVA y para S/E Médanos dos transformadores de 40 MVA cada uno

para una capacidad total de 80 MVA.

Las tensiones nominales de transmisión y distribución para la S/E Soler

son de 138 KV en el lado de alta tensión y 24 KV en el lado de baja. La S/E

Médanos cuenta en el lado de alta tensión con 115 KV y en el lado de baja 13.8

KV. Cada una de ellas adaptadas al sistema eléctrico a la cual pertenecen, con

frecuencia de 60 Hz.

La innovación en las Subestaciones Soler y Médanos quedo representada

para ENELVEN, C .A y ENELCO, C.A en el patio de alta tensión en lo que se

refiere al diseño de los tres Módulos COMPASS integrales (2 de llegada de línea

y 1 de acople de barra) que van a estar instalados en el lado de alta tensión y

también en baja tensión se utilizo celdas de media tensión integrales

(Switchgears) las cuales ya son conocidas dentro de la empresa debido a que

existe un equipamiento similar en la Subestación Canchancha, estas celdas de

media tensión se adquirieron de fabrica con las distancia mínimas y de seguridad

establecidas por la norma que avala este diseño, siendo éstas completamente

cubiertas.

Las Subestaciones Compactas con configuración tipo ¨H¨ se consideran

flexibles, confiables y seguras ya que fueron diseñadas para integrarse a un

sistema eléctrico bastante complejo como lo es el de ENELVEN, .CA y ENELCO,

C.A, en cierta forma están integradas al Sistema Interconectado Nacional, fallas

en estas subestaciones compactas no afectaran la seguridad o capacidad

operativa de éste.

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La flexibilidad de estas subestaciones compactas con configuración tipo ¨H¨

esta dada por los interruptores de acople de barra tanto en el lado da alta como

en baja tensión y por su doble alimentación en alta tensión debido a su conexión

al sistema en forma de anillo. Esto permite mantener el servicio en todas sus

cargas realizando maniobras simples dentro de la subestación compacta.

La aplicación de este tipo de configuración en baja y alta tensión

proporciona a la subestación compacta la condición de confiable debido a que

existen varias alternativas para mantener alimentados los circuitos conectados.

Esto se logra gracias a que la subestación compacta forma parte de un anillo

proporcionando una doble alimentación en alta tensión a la misma.

Adicionalmente cada transformador de potencia se encuentra en la capacidad de

suplir la carga total de la subestación compacta cuando se cierre el interruptor de

acople de la barra en baja tensión.

A esta configuración se le considera segura debido a que existen varias

maniobras que en caso de contingencia mantienen en servicio las cargas.

4.3.2 REQUERIMIENTOS TÉCNICOS GENERALES QUE CUMPLEN LAS SUBESTACIONES COMPACTAS

Las Subestaciones Eléctricas Compactas cuentan con los requerimientos

técnicos generales especificados y requeridos por ENELVEN, C.A y ENELCO,

C.A para su funcionamiento estos son:

CONFIGURACION DEL SISTEMA DE POTENCIA

En el caso de ENELVEN, C.A, y ENELCO, C.A posee redes eléctricas en

forma de anillo, conformada por dos subestaciones de generación o con tensión

de transmisión y por lo menos de cuatro o cinco subestaciones de transformación

(ubicadas entre las dos subestaciones de generación) disponiendo de por lo

menos dos circuitos por cada subestación para cerrar el anillo.

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ESTUDIO DE NIVELES DE CORTOCIRCUITO

Las Subestaciones Compactas se rigen por los estudios realizados por el

Departamento de Planificación de la empresa ENELVEN, C.A a lo largo de estos

últimos 5 años, donde indican que los niveles de cortocircuito en las

subestaciones de ENELVEN, C.A con proyecciones que van hasta el 2020, se

hace tomando en cuenta alimentaciones muy sólidas en 400 kV por parte de las

subestaciones más importantes como lo son Cuatricentenario y Tablazo y

considerando futuras expansiones en 400KV en la zonas Foráneas (KM 48 por

ejemplo).

Estos estudios mostraron que el nivel de cortocircuito más elevado en

subestaciones con tensiones de 138 KV lo presenta la Subestación Ramón

Laguna con una magnitud de 7102 MVA, es decir, unos 29.712 KA.

La política de adquisición de ENELVEN, C.A para obtener equipos de

potencia para 138 KV, tiene establecido que tiene que soportar un nivel de

cortocircuito hasta 40 KV, así que este valor cubre con las necesidades máximas

establecidas en el estudio de cortocircuito del sistema hasta el año 2020.

ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA

ENELVEN, C.A no tiene registro estudio de estabilidad del sistema, por lo

tanto todos los parámetros o valores que se obtenían de ese estudio fueron

fijadas por la empresa, basadas en normas internacionales.

ESTUDIO DE SOBRETENSIONES EN EL SISTEMA

ENELVEN, C.A al igual que en el caso anterior no posee registros o

estudios de sobretensiones del sistema, por lo cual los valores o parámetros que

se obtenían de este estudio fueron extraídos de las Normas IEC 71-3, ANSI

C37.32 y C 84.1 y exigencias de ENELVEN, C.A. Para lo niveles de tensión de

utilizados por ENELVEN, C.A se tomaron en cuenta las sobretensiones

temporales, de maniobra y por descargas atmosféricas.

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166

La exigencia de ENELVEN, C.A para equipos con tensión de 138 KV

(Tensión Máxima =145 KV) debe poseer niveles de aislamiento de 650 KV (Valor

Pico) como lo indica tabla 4.6, como tensión nominal al impulso atmosférico (BIL)

y de 275 KV (Valor Eficaz) como tensión nominal soporta a frecuencia industrial

(BLS).

Para equipos con tensión nominal de 24 KV (Tensión Máxima =25.3 KV)

debe poseer niveles de aislamiento de 150 KV (Valor Pico) como lo indica tabla

4.6, como tensión nominal al impulso atmosférico (BIL) y de 50 KV (Valor Eficaz)

como tensión nominal soporta a frecuencia industrial (BLS).

Revisando las tablas y con lo valores anteriores quedan cubiertos las

sobretensiones temporales y las de maniobra en la tabla 4.6.

Tabla 4.6. Niveles de tensión del sistema Nivel de Tensión del

Sistema (KV) Tensión Máxima del

Sistema (KV) BIL(KV)

14,4 15,5 110 23 25,8 150

34,5 38 200 46 48,3 250 69 72,5 350 115 121 550 138 145 650 161 169 750 230 242 900 230 242 1050

Fuente: Norma ANSI C37.32.1990

NIVELES NOMINALES Y MÁXIMO DE TENSIÓN

Partiendo de la norma ANSI C. 84.1-1995 ¨ Electric Power Systems and

Equipement Voltage Ratings (60 Hz)¨ que establece en la tabla 1 de dicha norma

el estándar de las tensiones nominales de un sistema eléctrico y los valores

máximos y mínimos de tensiones permitidas. ENELVEN, C.A para una tensión de

transmisión de 138KV se tiene una tensión máxima de 145 KV y para una tensión

de distribución de 24 KV (23.9/13.8 KV) se tiene una tensión máxima de

25.8Y/15.12 KV.

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NIVELES DE AISLAMIENTO

El nivel el aislamiento de las subestaciones se selecciona en función de la

protección contra descargas atmosféricas y contra sobretensiones de maniobra,

siendo estos parámetros parte primordial al momento del diseño y adquisición de

cualquier equipo o componente de la subestación: Interruptores de Potencia,

Barras, Transformadores de Potencia, Descargadores de sobretension , entre

otros.

La Norma ANSI C 37.32-1990 ¨Hight-Voltage Air Switches, Bus Supports,

And Switch Accessories-Schedules of Preferred Rating, Manufacturing

Specifications, And Application Guide¨, ver tabla 4.6 indica, que para una tensión

máxima de transmisión de 145 KV se emplea un nivel básico de asilamiento (BIL)

de 650 KV y un nivel básico de maniobra (BLS) de 275 KV para una tensión

máxima de distribución de 25.8 KV se emplea un BIL de 150 KV y un BLS de

60KV

Como las Subestaciones no superan la altura de 1000 metros sobre el nivel

del mar no se toman ningún tipo de criterio sobre el dimensionamiento de los

niveles de asilamiento, de que a mayor altura las probabilidades de ocurrencia de

disrupciones eléctricas son mayores.

4.3.3 FILOSOFIA DE OPERACIÓN DE LA CONFIGURACIÓN TIPO ¨H¨ DE LAS SUBESTACIONES COMPACTAS

Operación Normal

En el patio de alta tensión, todos los interruptores incluyendo el de acople

de barra operan normalmente cerrado de manera que se mantenga cerrado el

anillo al cual se encuentra conectado la subestación. En cambio, en el lado de

baja tensión el interruptor de acople se encuentra normalmente abierto para

limitar los niveles de cortocircuito de la subestación, tiene por lo menos tres

salidas de los circuitos de distribución por sección de barra y los interruptores de

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168

salida de línea permanecen normalmente cerrados. Los transformadores de

potencia se encuentran energizados en funcionamiento normal (Ver Figura 4.20).

Operación por Improvisto

En presencia de una falla en:

Alguna de las líneas de alimentación de la subestación, por ejemplo en la

línea 2, se abriría automáticamente el Interruptor K205 y el que se

encuentra al otro extremo de la línea. Posteriormente se abrirán los

seccionadores K203 y K204 para asilar la línea fallada de la subestación,

en este caso no se pierde el servicio de la carga pero se pierde la

propiedad de la configuración en anillo del sistema.

La salida de alimentación de la carga, solo operaria el interruptor asociado

a ella manteniendo el servicio en el resto de los circuitos y el anillo cerrado,

como ejemplo, el circuito C3 solo abriría el Interruptor C305.

El interruptor de entrada de línea, operarían los interruptores de respaldo,

por ejemplo para una falla en el interruptor K105 se abrirían los

interruptores de respaldo K120, C180 y el que se encuentra en el otro

extremo de la línea, que dando desenergizada la sección de barra 1-138 y

el transformador T1 perdiéndose momentáneamente la carga asociada a

esta ultimo. Se secciona el interruptor fallado abriendo lo seccionadores

K103 y K104, y se cierran lo interruptores de respaldo para dar

nuevamente servicio a la carga. Existe otra posibilidad de servir la carga,

cerrando el interruptor de acople C120 debido a que cada transformador

soporta la carga completa de la subestación.

La barra de alta tensión o en el transformador asociado a ella, por ejemplo

la sección de barra 1-138, provocaría la apertura de los interruptores K105,

K120 y C180. Si la falla es en el transformador T2, se abriría el

seccionador K214 y se cerrarían lo interruptores K105 y K130 para

mantener la configuración en anillo cerrado, para servir la carga se

cerraría el interruptor de acople C130. Si por el contrario la falla ocurre en

la barra, no se puede cerrar el anillo y solo se cerraría el interruptor C130

para alimentar la carga

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169

La barra de baja tensión, abriría los interruptores asociados a la barra, por

ejemplo, si la sección de barra fallada fuese la 2-24, abriría los

interruptores C405,C505,C605 y C280 perdiendo el servicio en los circuitos

C4, C5 y C6

El interruptor asociado a los circuitos de salida, por ejemplo el interruptor

C105, abriría el interruptor remoto y los interruptores de respaldo C180,

C205 y C305, posteriormente se abrirían los seccionadores asociados al

C105 (C103 y C104) y se cerrarían los interruptores anteriormente

abiertos.

Figura 4.20. Unifilar Subestación Compacta


C3 C4 C2 C5 C1 C6

C105

Módulos COMPASS

T1 T2

Linea 1 Linea 2

Barra 1 Barra 2

Barra 1’ Barra 2’

K105 K205

K104

C505

K204

K203

K130

K124 K224

K214 K114

K103

C280 C180

C205 C305 C605

C130

C405

Celdas Media Tensión

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4.3.4 CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LOS EQUIPOS QUE CONFORMAN LA SUBESTACIÓN SOLER 138/24 KV.

En este punto no se mencionan los equipos de la Subestación Médanos

115/13.8 KV, ya que no fue posible obtener las características e información

técnica propia de los equipos que van a conformar esta subestación; en la

actualidad se encuentra en el proceso de obras civiles, no se han recibido los

manuales y cuadernos técnicos de fabricantes. Hasta el momento la Subestación

Soler tiene un 40% de equipos instalados en patio, que son los siguientes:

Equipos de Potencia: 2 Módulos COMPASS de llegada de línea, 1

Módulo COMPASS de acople de barra, 2 Transformadores de Potencia, 6

Pararrayos o Descargadores de Baja Tensión, Celdas de Media Tensión y 3

tableros de control.

PATIO EN 138 KV 1. Módulo COMPASS El Módulo COMPASS es un equipo que integra las funciones de

Interrupción, seccionamiento y medición como se muestra en la Figura 4.21.Este

módulo es el que cumple con la mayor cantidad de requerimientos técnicos

exigidos por las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A para el momento de

adquirir algún componente de las subestaciones compactas.

Las Innovaciones que presenta este Modelo COMPASS es que no

presenta los seccionadores pero si su función de seccionamiento, éstos se logran

por encontrarse montados en un carruaje, presentando un desplazamiento para

obtener esta función. Solamente en el Módulo COMPASS al realizarse el

seccionamiento presenta la desenergizacion de una mayor cantidad de equipos

(Interruptor y Transformador de corriente) con lo cual facilita las funciones de

operación y mantenimiento.

El Módulo COMPASS presenta un menor tiempo de entrega por su diseño

ya que son prefabricados, dando mayor facilidad para su armado y montaje,

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171

dichos módulos fueron probados en la fábrica antes de ser enviados a su destino

con lo que se reduce considerablemente el tiempo que se emplea en probar los

equipos en sitio.

Figura 4.21. Módulo COMPASS (Acople de barra), Subestación Soler 138/24 KV

Fuente: PIT, 2007

La Subestación Soler está conformada por tres Módulos Compass

(Llegada de línea 1, Llegada de línea 2 y Acople de Barra) multifuncionales que

se caracterizan por tener en un solo equipo:

Transformador de corriente electromagnético (Ver Figura 4.22), con

núcleos y embobinados secundarios contenidos en un bastidor de aluminio donde

los campos internos controlan el gradiente del voltaje. Su estructura sirve de

soporte a la cámara de Interrupción

- La razón de corriente está en el embobinado primario en el cual se puede

modificar la relación requerida

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172

- Posee 4 bobinas, la primera para la medición con precisión de 0.2 y las

restantes para las protecciones con precisión de 5P20 por Normativa

Europea, para el Módulo de acople de barra las 4 bobinas son para

protección con precisión de 5P20

Figura 4.22, Transformador de Corriente Módulo COMPASS S/E Soler 138/24 KV

Fuente: PIT, 2007

Leyenda Figura 4.22

a. Transformador de Corriente

b. Soporte de la cámara de extinción

c. Posiciones que presenta la bornera principal

Interrupción LTB tipo Self-blast dispuesto en forma horizontal como se

indica en la Figura 4.24, con mecanismo de operación BLK222 tripolar (de

Resorte) de fácil acceso a su mecanismo como se muestra en la figura 4.23, con

las mismas características operativas y funcionales de los interruptores con

mecanismo de accionamiento BLK y con barras de tracción propios del tipo LTB.

La energía de cierre se encuentra en el embobinado el cual forma parte del

mecanismo BLK222. Las bobinas de apertura se encuentran ubicadas debajo de

cada polo y su carga se da mediante la operación de cierre del mismo, por está

razón siempre esta listo para entregar la energía de apertura para la interrupción

del arco eléctrico. La fiabilidad operativa y la vida de servicio de este interruptor

aislado en gas SF6 dependen en gran medida de la capacidad de garantizar el

a b c

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173

sellado del volumen de gas SF6 y de neutralizar los efectos de la humedad y los

productos de descomposición en el gas SF6.

Figura 4.23. Mando del Mecanismo BLK 222, COMPASS 1, S/E Soler138/24 KV


- El riesgo de fuga de gas en él es insignificante ya que contiene anillos

dobles de caucho nitrilo con excelentes resultados para evitar fugas de gas

SF6.

Figura 4.24. Disposición interna de la Cámara de Extinción del Interrupción LTB

Fuente: ABB, 2007

- Cada polo de interrupción contiene un desecante que absorbe la humedad

y lo productos que se originan de proceso de interrupción.

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174

- Como la capacidad de interrupción depende de la densidad del gas SF6, el

interruptor es suministrado con un monitor de densidad (Figura 4.25) y con la

cantidad necesaria de gas SF6 necesario que debe existir en el

compartimiento de interrupción para una mayor efectividad en el momento

de la interrupción del arco eléctrico. Este monitor de densidad consiste en

un presóstato compensado por temperatura, la señal de alarma y la función

de bloqueo son activadas únicamente si la presión de gas SF6 cae debido a

fugas.

Nota: Este diseño corresponde a las exigencias de las normas IEC y ANSI.

Figura 4.25. Monitor de densidad de gas SF6

Fuente: PIT, 2007

La parte del Seccionamiento (Figura 4.26) tiene la forma de letra griega

Gamma (Γ), está instalada sobre un soporte o estructura móvil, los terminales de

este equipo están sobre los postes aisladores que están parados sobre el marco

fijo de ambos lados del equipo, la ocurrencia del seccionamineto se da cuando se

produce un desplazamiento horizontal de los tres polos Gamma (Γ)

simultáneamente, gobernados por un motor de operación.

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175

Figura 4.26. Polo GAMMA Rieles y estructura móvil del Módulo COMPASS 2.

Fuente: PIT, 2007

Leyenda Figura 4.26

a. Polo GAMMA

b. Rieles

c. Estructura móvil o carruaje

Posee dos funciones que son opcionales: Seccionador de Puesta Tierra y

descargador de tensión. En el caso de Soler solo viene la opción de

seccionamiento a tierra en los Módulos Compass de Llegada de Línea. Ver Figura

4.27.

a

b

c

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176

Figura 4.27. Módulo COMPASS 1, Posición afuera o Abierto

Fuente: PIT, 2007

PLACAS CARACTERÍSTICAS DE LOS MÓDULOS COMPASS ABB

Módulo COMPASS llegada de línea (Ver tabla 4.7)

Tabla 4.7 Especificación de los Módulos COMPASS Soler 138/24 KV, Barra 1 y 2:

Datos Técnicos

Voltaje Nominal 145 KV Nivel de Aislamiento al Impulso Tipo Rayo 850 KV Nivel de Aislamiento a frecuencia Industrial 275 KV Frecuencia Nominal 60 Hz Corriente Nominal 2000A Corriente de Corta Duración 1s 40 KA Tipo de Polos GAMMA 145 Presión de Gas SF6 (20°C) 0,80MPa (rel) Presión de Señal de Alarma 0,56MPa (rel) Presión de Bloqueo 0,54MPa(rel)

Seccionador de puesta a tierra

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177

Masa de Gas SF6 (POR POLO) 8 KG Resistencia de Calefacción V=120 AC W=100 Masa Total 4600daN Fabricante: ABB Número de serie o Serial N°: 89795 Año de Construcción: 2006 Normas Aplicables: ANSI Número de Diseño:

Datos Técnicos del Interruptor de Potencia Poder de Corte: 40 KA Factor de Corte: 1.5 Secuencia de Operación: 0 – 0.3s – CO - 1min - CO Circuito de Operación: V = 125dc Corriente de Interrupción de Líneas en Vacío: 50A Mecanismo de Operación: BLK 222 Motor: V = 125 , W = 900

Datos Técnicos del Transformador de Corriente 300 – 600 – 1200 / 400 – 800 – 1600 /

5 – 5 – 5 – 5 A Corriente Máxima: 1.2In

Potencia / Precisión: 20VA / 0,2 300-600-1200/5A

20VA / 0,2 400-800-1200/5A 30VA / 5P20 300-600-1200/5A

40VA / 5P20 400-800-1600/5A 30VA / 5P20 300-600-1200/5A

40VA / 5P20 400-800-1600/5A 30VA / 5P20 300-600-1200/5A

40VA / 5P20 400-800-1600/5A Seccionador

Mecanismo de Operación: STL11 Motor: V = 125dc, W = 1100 Circuito de Operación: V = 125dc

Seccionador de Puesta a Tierra Mecanismo de Operación: STC Circuito de Operación V=125dc Circuito del Motor

Fuente: ABB, 2007

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178

Módulo COMPASS acople de barra (Ver tabla 4.8)

Tabla 4.8 Especificación del Módulo COMPASS Soler 138/24 KV, Acople de Barra:

Datos Técnicos Voltaje Nominal 145 KV Nivel de Aislamiento al Impulso Tipo Rayo 850 KV Nivel de Aislamiento a frecuencia Industrial 275 KV Frecuencia Nominal 60 Hz Corriente Nominal 2000A Corriente de Corta Duración 1s 40 KA Tipo de Polos GAMMA 145 Presión de Gas SF6(20°C) 0,80MPa(rel) Presión de Señal de Alarma 0,56MPa(rel) Presión de Bloqueo 0,54MPa(rel) Masa de Gas SF6 (POR POLO) 8KG Resistencia de Calefacción V=120 AC W=100 Masa Total 4600daN Fabricante: ABB Número de serie o Serial N°: 89795 Año de Construcción: 2006 Normas Aplicables: ANSI Número de Diseño:

Datos Técnicos del Interruptor de Potencia Poder de Corte: 40 KA Factor de Corte: 1.5 Secuencia de Operación: 0 – 0.3s – CO - 1min - CO Circuito de Operación: V = 125dc Corriente de Interrupción de Líneas en Vacío: 50A Mecanismo de Operación: BLK 222 Motor: V = 125 , W = 900

Datos Técnicos del Transformador de Corriente 300 – 600 – 1200 / 400 – 800 – 1600 /

5 – 5 – 5 – 5 A Corriente Máxima: 1.2In

Potencia / Precisión: 20VA / 5P20 300-600-1200/5A

20VA / 5P20 400-800-1200/5A 30VA / 5P20 300-600-1200/5A

40VA / 5P20 400-800-1600/5A 30VA / 5P20 300-600-1200/5A

40VA / 5P20 400-800-1600/5A

DERECHOS RESERVADOS


179

30VA / 5P20 300-600-1200/5A 40VA / 5P20 400-800-1600/5A

Seccionador Mecanismo de Operación: STL11 Motor: V = 125dc, W = 1100 Circuito de Operación: V = 125dc

Fuente: ABB, 2007

Estos equipos por estar diseñados para ser instalados en una amplia

variedad de condiciones climáticas, fueron seleccionados por criterio de las

empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, CA, ya que se consideró que responden a

las condiciones ambientales y climáticas críticas de la zona. En ésta se presentan

precipitaciones temporales, altas temperatura, salinidad, contaminación y

corrosión lo cual inciden de manera considerable en la vida útil de estos equipos

que integran las subestaciones eléctricas de alta tensión.

2. Transformadores de Potencial (Pt´s)

En la subestación compacta Soler se puede observar que los transformadores

de potencial (figura 4.28) se encuentran en la parte interna de la barra,

cambiando la tradición de ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A de colocarlos en la

parte externa.

Estos equipos tienen propósito de aislar el circuito de baja tensión

(secundario) del circuito de alta tensión (primario) y para que los efectos

transitorio y de régimen permanente aplicados al circuito de alta tensión sean

reproducidos lo más fiable posible en el circuito de baja tensión.

Estos equipos son monofásicos, con dos devanados, conectados entre fase y

neutro, sólidamente puesto a tierra, con su respectiva tensión de servicio para

cada una de ellas en el lado de alta y baja tensión. Los transformadores de

potencial poseen 3 bobinas, una para alimentar las protecciones, otra para

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180

realizar las mediciones del sistema y la otra de respaldo o repuesto. Los

devanados de medición alimentan instrumentos indicadores, contadores de

energía, entre otros y los devanados de protección alimentan exclusivamente a

las protecciones de la subestación

La norma ANSI C 57.13 clasifica a los transformadores de tensión según su

exactitud y precisión, con límites de errores comprendidos entre el 90 y 110 % de

la tensión primaria. Este error depende de la carga conectada a los terminales

del transformador de potencial, por lo tanto se han definido cargas normalizadas y

se presenta con mayor información en la tabla 13 de la Norma ANSI C 57.13.

Figura 4.28 Transformador de Potencial Inductivo

Fuente: ABB, 2007

Este equipo presenta sobretensiones bajas y uniformes en el devanado

primario lo cual garantiza su vida útil. Posee un sistema de expansión basado en

el colchón de gas nitrógeno, el cual proporciona gran fiabilidad operativa y reduce

al mínimo la necesidad de mantenimiento e inspección. La cantidad de aceite en

él es reducida y proporciona soporte mecánico a los núcleos y al devanado

primario. Ver características en Tabla 4.9.

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181

Tabla 4.9 Especificaciones del transformador de Potencial

Fabricante ABB

Año de Producción 2006

Peso 570 Kg.

Normas IEC60044-2

Modelo 1HS 8710824-831

Tipo EMF145

Tensión Máxima 145 kv

Factor de Tensión 1,5/30 s

Frecuencia 60 Hz

Temperatura 40-45° C

Tipo de Aceite NYTRO 10XN, Peso 80 Kg.

Nivel de Aislamiento 275/-/650 Kv , A-N

Bobina 1ª-1n, 2ª-n, 13800/3

Voltaje 120/3, 120/3 Fuente: ABB, 2007

3. Seccionador Motorizado de Alta Tensión

El seccionador de apertura central que conforma las Subestaciones Compactas

consiste de tres polos. Cada polo se compone de un chasis conformado por dos

aisladores soportes rotativos y una cuchilla principal, el cual se mueve en un plano

horizontal como se ve en las figura 4.29 y 4.30. Los datos característicos del

seccionador se indican en la tabla 4.10

Este equipo esta conformado por:

Chasis

El chasis está fabricado de un perfil cuadrado donde se instalan las carcazas

de los rodamientos y los platos rotativos.

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182

El plato rotativo está soportado sobre rodamientos. La carcaza de rodamiento

está sellada y llena con grasa, a fin de garantizar una larga duración. Todas las

partes de acero del seccionador están galvanizadas en caliente.

Aisladores

Los seccionadores están equipados con aisladores según las

especificaciones de las normas IEC, ANSI, o DIN.

Seccionadores principales

El seccionador principal consiste de un tubo en forma de "U", en el cual se

encuentran instalados los contactos principales y los contactos rotativo. Los

contactos rotativos consisten en un pin de cobre plateado y una carcaza de bronce.

Bolas de bronce plateado, las cuales se encuentran presionadas contra ambas

partes por medio de un resorte de acero inoxidable, aseguran que la corriente se

transfiere desde el pin a la carcaza. Esta construcción del contacto está sellada y

libre de mantenimiento.

Los contactos principales están instalados dentro del seccionador principal.

Los mismos están hechos de cobre y su superficie plateada.

Cada dedo de contacto está provisto de resortes de acero inoxidable para

asegurar una presión confiable del contacto.

Los contactos son autolimpiantes, lo cual permite que los seccionadores

puedan ser instalados en áreas de extremas condiciones climáticos como en el caso

de la región Zuliana. Dependiendo de los niveles de tensión, se proveen pantallas

anti-corona.

Seccionador de puesta a tierra

Los seccionadores Hapam ubicados en la Subestación Soler, están

equipados con seccionadores de puesta a tierra, que pueden ser instaladas al lado

derecho y/o izquierdo.

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183

El seccionador de puesta a tierra consiste de un tubo de aluminio, provisto

con contactos plateados a ambos extremos.


Los seccionadores y/o seccionadores de puesta a tierra ubicadas en la

Subestación Compacta, son operados en forma tripolar mediante un mecanismo

con motor o manual. En caso que se utilice solo un mecanismo para la operación de

los tres polos, los polos son interconectados mediante barras de acoplamiento

ajustable. El mecanismo de operación también contiene contactos auxiliares para

indicar la posición.

Mantenimiento

Los seccionadores y seccionadores de puesta a tierra suministrados por

Hapam para ser instalados en la Subestación Compacta Soler fueron diseñados de

tal forma para asegurar que son virtualmente libres de mantenimiento. Sin embargo,

para garantizar un período de operación prolongado y libre de fallos, se recomienda

efectuar periódicamente una inspección visual de los contactos y de los cojinetes.

Figura 4.29. Seccionador HAPAM Tipo SGF 145 KV

Fuente: www.hapam.com

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184

Figura 4.30. Vistas del Seccionador Motorizado HAPAM Tipo SGF 145 KV

Fuente: Fuente: www.hapam.com

Tabla 4.10 Especificación Seccionador Motorizado:

Fabricante: HAPAM


Peso 229 Kg.

Modelo Hapam Poland Sp. Z.o.o

Tipo SFG 145n100

Tensión Nominal 145Kv

Corriente Nominal 1600 A

Frecuencia 60 Hz

Distancia de Fuga 3625 mm Fuente: ABB, 2007

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185

4. Transformador de Potencia

El Transformador de potencia es el equipo más costoso de la subestación y

debido a su importancia se puede considerar como el corazón de la subestación.

La capacidad instalada de la Subestación, por ser una subestación normalizada,

es de 2 transformadores de potencia trifásicos de 25/33/42 MVA, alcanzada con

las siguientes etapas de refrigeración ONAN / ONAF I / ANAF II, para un total de

84 MVA entre los dos equipos (TX1 y TX2). El TX1 se aprecia en la Figura 4.31

Los transformadores se caracterizan por ser aislados en aceite y presentan

alta resistencia dieléctrica, excelentes características para transferencia de calor y

cuentan con una gran capacidad para recuperarse de un sobre esfuerzo

dieléctrico, poseen un medio de preservación de aceite extra que es tanque de

expansión con membrana y colchón de nitrógeno en la cuba.

Estos transformadores de potencia trifásicos estarán conectados Y-Y con

conexión de neutro sólidamente puesto a tierra y con un ángulo de defasaje de

0°.Las especificaciones técnicas e muestran en la tabla 4.11.

Tabla 4.11 Especificación Transformador de Potencia:

Fabricante: ABB

Número de serie: 200535

Año de Construcción: 2006

Normas Aplicables: ANSI

Número de Diseño: 015200034749

Tipo: Inmerso en Aceite

Potencia: 25/ 33 / 42 MVA

Tipo de Enfriamiento: ONAN / ONAF I / ANAF II

Número de fases: 3

Frecuencia: 60 Hz

Voltaje AT (V): 138 kV ± 2 x 2.5 %, (± 16 x 0.625%)

Voltaje MT (V): 24 kV

Voltaje BT (V): 7.97 kV

Grupo de Conexión: YNyn0(d3)

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186

Elevación de temperatura de diseño:

Parte superior del aceite: 60 ºC

Promedio de los devanados: 65 ºC

Punto caliente de devanados: 80 ºC

Temperatura de calibración de los Termómetros:

Aceite: Alarma: 105 ºC

Disparo: 115 ºC

Devanados: Alarma: 115 ºC

Disparo: 130 ºC Fuente: ABB, 2007

Figura 4.31. Transformador de Potencia TX-1 Subestación Soler

Fuente. PIT, 2007

El transformador de Potencia trae vinculado a él, un sistema de control

electrónico de transformadores (TEC), en otras palabras existe una interface con

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187

el transformador completo con las siguientes funciones: Funciones de control del

transformador mejoradas, monitoreo y diagnóstico, análisis de carga,

documentación, protección básica, regulación de tensión. Esto lo hace un

transformador inteligente.

TEC

Este sistema modeliza el estado del transformador, creando una copia

virtual que proporciona tanto los parámetros necesarios para optimizar la

refrigeración al igual que los datos eléctricos necesarios para el mantenimiento

basado en el estado del equipo. Los parámetros principales pueden ser

observados online, en el panel del TEC o en un ordenador personal (Ver Figura

4.33).

El TEC está ubicado en el transformador de potencia tal como se muestra

en la siguiente figura 4.32:

Figura 4.32. TEC, Dispositivo de Monitoreo y Diagnostico del TX-1, Subestación Soler

Fuente: PIT, 2007

Este dispositivo ubica al transformador en un estado inteligente sin

necesidad de mantenimiento es la interfaz. A través de esta interfaz, TEC

proporciona la información precisa de estado lo que permite prolongar la vida útil

DERECHOS RESERVADOS


188

del transformador de potencia y reducir costos, gracias a las menores

necesidades de mantenimiento y al aumento de disponibilidad del equipo. La

interfaz electrónica permite la información con otros sistemas como lo son:

Dispositivo de diagnóstico y monitoreo del transformador y de los

componentes del mismo

El armario de control del transformador

El conmutador de tomas accionado por motor

El regulador de tensión

El conjunto del sistema de protección

Figura 4.33 Panel TEC y Modelaje del Transformador de Potencia

Fuente: ABB, 2007

TEC recibe de unos pocos sensores multifuncionales todas las

informaciones necesarias para controlar el transformador; otros parámetros

necesarios también han de calcularse.

Características del TEC:

Información general en la interface

Controla hasta 6 gabinetes TEC

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189

Toda la documentación del trafo

Tiempo estimado de servicio de motores y cambiador de derivaciones

Videos sobre mantenimiento del cambiador de derivaciones Control y

comunicación

Cálculo del Hot-spot

Señales de peligro, alarma y disparo

Control de refrigeración (6 grupos)

Caja de relés auxiliares para alarmas

Monitoreo y diagnóstico

Temperatura del aceite en capa superior, inferior y temperatura del núcleo

Datos históricos (carga , temperatura, etc)

Envejecimiento del transformador

Presión del Hop- spot, con envejecimiento térmico

Hidrogeno en aceite

Humedad en aceite

Deterioros de contactos en el cambiador de derivaciones

Condiciones en la cabina del TEC

Balance de temperatura en el trafo y el cambiador de tomas

Capacidad de sobrecarga

5. Descargadores de Sobretension de AT

En la Subestación Soler los descargadores de entrada de los

alimentadores de alta tensión (138 KV) Figura 4.34, están ubicados sobre los

pórticos de entrada, es la protección primaria contra sobretensiones de origen

atmosférico y transitorio que se presentan en las Subestaciones Eléctricas. Los

datos técnicos se indica en la tabla 4.12

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190

Figura 4.34 Descargadores de sobretension EXLIM P

Fuente: ABB, 2007

Tabla 4.12 Datos descargadores de tensión EXLIM P

Fuente: Manual de Descargadores de Sobretensión ABB, 2007

Voltaje del sistema (Um) 52 - 550 kV Rango de Voltaje (Ur) 42 - 444 kV Corriente Nominal de descarga (IEC) 20 kApeak Clasificación de Corriente (ANSI/IEEE)

10/15 kApeak

Rigidez para soportar corriente de descarga: .High current 4/10 μs .Low current 2 000 μs

100 kApeak 1 350 Apeak

Capacidad de energia: .Line discharge class (IEC) .[2 impulses, (IEC Cl. 7.5.5) .Fulfils/exceeds requirements of ANSI transmission-line discharge test for 245 kV systems.

Class 4

10.8 kJ/kV (Ur)]

Corto circuito / Capacidad para liberar presión

65 kAsym

Aislamiento interno Fulfils/excees standards

Rigidez Mecanica: .Permissible static service load (PSSL) .Maximum permissible dynamic service load (MPDSL)

7 200 Nm 8 000 Nm

Condiciones de Servicio: .Ambient temperature .Design altitude .(Higher altitudes on request) Frequency

-50 °C to +45

°C max. 1 000 m

15 - 62 Hz

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191

6. Barras Nablas

Las barras rígidas son soportadas por aisladores de columna, que deben

absorber esfuerzos. El diseño particular de la barra en forma de NABLA ( ∇) y

autosoportada, requiere una especial atención, ya que todas la fuerzas ejercidas

por la barra son resistidas por los aisladores de los Módulos COMPASS y de los

seccionadores motorizados. Este tipo de barra emplea en su diseño y utiliza

conectores (Figura 4.35) que cumplen con la resistencia necesaria para soportar

las tensiones transferidas a través de las barras autosoportadas hasta ellos como

punto de apoyo.

Figura 4.35. Barra NABLA Autosoportada

Fuente: PIT, 2007

Leyenda Figura 4.35

a. Conectores de barra

a

a

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192

7. Celdas de Media Tensión (Switchgears) El lado de baja tensión (24 KV) se caracteriza por tener todos los equipos

de potencia (interruptores, seccionadores y transformadores de medida)

asociados en grupo dentro de armarios como se indica en la figura 4.36, cada

armario representa un circuito de entrada o salida físicamente están unidos pero

con cubículos aislados para cada equipo. En el caso de la subestación eléctrica

Soler dichos armarios estarán resguardados en un cuarto de celdas de tipo

interior con un sistema de acondicionamiento especial adaptado a las

necesidades de funcionamiento de las mismas. Dichos armarios presentan

facilidad para su mantenimiento general, acceso a las barras y acoples de estos

como al dispositivo de interrupción y seccionamineto prestando (Figura 4.38) una

mayor facilidad para inspecciones y mantenimientos a sus partes activas.

Es la última tecnología implantada por ENELVEN, .CA y ENELCO, C.A

para sustituir las bahías de baja tensión (24 KV), son para uso exterior o interior

como en el caso de Soler, tipo METAL CLAD, integrada por compartimientos

separados entre si, por barreras metálicas.

La altura de instalación de celdas es de 2.3 m (90 pulgadas), excluyendo

los miembros para el levantamiento y cajas de acceso.

Las Celdas de Media Tensión están compuestas básicamente por:

Compartimiento del Interruptor, el cual posee los interruptores extraíbles

eliminando los seccionadores.

Compartimiento de barras, a la cual se conectan todos los módulos de la

celda.

Compartimiento de terminación de cables y de transformadores de corriente.

Compartimiento de baja tensión, aquí se encuentran los relés de protección de

las celdas, solo se requiere llevar señales de medición y control al cuarto de

control.

Compartimiento de transformadores de Potencial

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193

Es un equipo que presenta un diseño modular con las mismas funciones

de interrupción y seccionamiento que los convencionales de manera más práctica

y con una utilización de menor espacio (Ver figura 4.37). Dado a su aislamiento

con gas SF6, cada compartimiento posee un sistema de presión hermética, todos

sus componentes están completamente protegidos con un encapsulado que

resguarda el acceso hacia las partes vivas, la sección de alta tensión está inmune

al impacto del tipo ambiental ya que todo va de manera subterránea desde la

salida del transformador de potencia hasta la llegada al cuarto de Celdas en

donde se ubican las celdas de media tensión.

Todos los Módulos de la celda, son lo suficientemente espaciosos como

para permitir las labores de mantenimiento de los equipos que se encuentran

dentro de ellas. Las celdas son prácticas al momento de realizar en ellas labores

de mantenimiento, cada una tiene un compartimiento individual, por los cuales se

puede acceder tanto por el lado frontal como también por la parte posterior.

En la tabla 4.13 se consignan las especificaciones técnicas

correspondientes a las celdas de media tensión.

Tabla 4.13 Especificación Celdas de Media Tensión:

Fabricante: ABB


Modelo Switchgear

Tipo METAL CLAD

Tensión Nominal 24 Kv

Corriente Nominal 2000 A

Corriente de Cortocircuito 24 KA

Frecuencia 60 Hz Fuente: ABB, 2007

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194

Figura 4.36. Celdas de Media Tensión

Fuente: PIT, 2007

Leyenda de la figura 4.36.

a. Celda b. Cubículo del interruptor c. Seccionador e Interruptor d. Acceso posterior a las barras y celdas de media tensión

a b

c d

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195

Figura 4.37 Vista Frontal y Lateral de la Celda Individualmente

Fuente: ABB, 2007

Componentes de la celda con interruptor individual La figura 4.37 muestra los componentes de una celda de media tensión con

interruptor individual:

1. Compartimiento de baja tensión removible

2. Tablero mecánico de maniobras

3. Zócalo de sistema de indicación capacitiva de voltaje

4. Mecanismo del seccionador de 3 posiciones

5. Mecanismo de operación del interruptor

6. Terminación de cable

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196

7. Transformador toroidal de intensidad

8. Cono externo

9. Disco de ruptura

10. Interruptor a vacío

11. Seccionador de 3 posiciones

12. Sistema de barras

13. Zócalo para transformador de potencial

14. Transformador de potencial en tecnología plug-in

Figura 4.38 Seccionador e Interruptor

Fuente: ABB, 2007

8. Descargador de Sobretension de BT

Los pararrayos o descargador se sobretensiones (Figura 4.39) son

dispositivos es destinados a proteger el material eléctrico contra sobretensiones

transitorias elevadas y a limitar la duración y frecuentemente la amplitud de la

corriente subsiguiente. Son de Oxido de Zinc (ZnO).

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197

En el caso de los descargadores de sobretension de los transformadores,

en el lado de alta como en baja tensión, están instalados sobre las estructuras

sobresalientes de la cuba, cerca de los aisladores (bushing) para una mejor

protección del transformador de potencia, los de la salida de líneas en baja

tensión (24 KV) se instalaron en los postes de distribución.

Todos los descargadores de sobretension están firmemente conectados a

tierra. La colocación de los descargadores de sobetension sobre la estructura ya

existente minimizó el número de estructuras y fundaciones necesarias para su

instalación al igual que reduce las dimensiones del área disponible para su

construcción

Figura 4.39 Descargadores de sobretension EXLIM Q

Fuente: ABB, 2007

La tabla 4.14 contiene los datos técnicos correspondiente al descargador de

sobretensión EXLIM Q instalado en la S/E Soler

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198

Tabla 4.14 Datos de desempeño del descargador de sobretension EXLIM Q

Fuente: ABB, 2007 PROTECCION Y CONTROL 1. Protecciones Numéricas

Relé REF 543

Los relés de línea REF 543 están diseñados para ser utilizados para

protecciones, control, medida y supervisión de redes de media tensión. También

se puede cubrir la función de protección de líneas multi-terminal donde se

requiere el disparo monopolar, bipolar o tripolar (Ver Figura 4.40).

Los relés de línea REF 543 se diferencian los unos de los otros por lo que

se refiere al número de entradas y salidas digitales disponibles.

Voltaje del sistema (Um) 52 - 245 kV Rango de Voltaje (Ur) 42 - 228 kV Corriente Nominal de descarga (IEC) 10 kApeak Clasificación de Corriente (ANSI/IEEE)

10 kApeak

Rigidez para soportar corriente de descarga: .High current 4/10 μs .Low current 2 400 μs .Low current 2 000 μs

100 kApeak 700 Apeak 900 Apeak

Capacidad de energia: .Line discharge class (IEC) .[2 impulses, (IEC Cl. 7.5.5) .Fulfils/exceeds requirements of ANSI transmission-line discharge test for 245 kV systems.

Class 3

7.8 kJ/kV (Ur)]

Corto circuito / Capacidad para liberar presión

65 kAsym

Aislamiento interno Fulfils/excees standards

Rigidez Mecanica: .Permissible static service load (PSSL) .Maximum permissible dynamic .service load (MPDSL)

3 000 Nm

7 500 Nm

Condiciones de Servicio: .Ambient temperature .Design altitude (Higher altitudes on request) Frequency

-50 °C to +45

°C max. 1 000 m

15 - 62 Hz

DERECHOS RESERVADOS


199

En Subestación Soler esta protección aplica en:

Control de línea y acople de barra en Alta Tensión

Control de acople de barra, llegada y salida de alimentadores en Baja

Tensión

Figura 4.40 Relé de línea REF54X

Fuente: ABB, 2007

Características Generales del REF 543

1. Tipo terminal de línea: REF 543

2. Revisión de Software: H

3. Nivel de funcionalidad: Multi (Todas las funciones de control, monitorización de

condición, medida y protección).

4. Número: 127

5. Gama de tensión auxiliar del módulo de fuente de alimentación y gama de

tensión de las entradas digitales.

Fuente de alimentación:

Ur= 110/120/220/240 VCA

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200

Ur= 110/125/220 VCA

Entradas digitales:

Ur= 110/125/220 VCC

6. Pantalla fija

7. Número de entradas digitales: 25

8. Número de entradas de supervisión de circuito de disparo: 2

9. Salidas de potencia(NO un solo polo): 2

10. Salidas de potencia(NO doble polo): 9

11. Salidas de señales (NO): 2

12. Salidas de señales (NO/NC): 5

13. Salidas de auto supervisión: 1

14. Combinación de lenguaje: Español-Ingles

Relé REGSys/REA

El REGSys es un cambiador de tomas (tap) automático para los

transformadores de potencia de la Subestación Soler (Ver Figura 4.41)

Figura 4.41 Relé REGSys Unidad de Control del Tap Changer

Fuente: ABB, 2007

DERECHOS RESERVADOS


201

Características Generales del REGSys

1 Función: Cambiador de Tap Automático.

2 Funciones de medición: U, I, P, S, Cos,….etc.

3 Funciones de registro: Controlador del valor limite, eventos.

4 Operación paralela de transformadores.

5 Supervisión del regulador de tensión y funciones de cambiador de tap.

6 Sistemas arquitectura multimaster con hasta 255 salidas en diferentes

topologías de barra.

7 Conexiones a sistemas de control vía interface serial RS22/LWL.

8 Entradas analógicas, binarias y salidas programables.

9 Software para la simulación de una operación en paralelo.

10 Indicación de cambiador de Tap’s integrado.

11 Supervisión de secuencia de fase.

12 Curva de daño del transformador.

Relé RET 670

El RET 670 brinda una rápida y selectiva proyección, monitoreo y control

para dos y tres devanados de transformador. El relé de transformador IED está

diseñado para operar correctamente en una amplia gama de rangos de

frecuencias con el fin de adaptarse a variaciones de sistemas de potencia durante

fallas en arranques y paradas de generador.

Esta protección se aplica en Subestación Soler en: Protección Primaria del

transformador de Potencia (Ver Figura 4.42).

DERECHOS RESERVADOS


202

Figura 4.42 Relé de Protección REX 670

Fuente: ABB, 2007

Características Generales del RET 670

1. Tipo de terminal: RET 670

2. Revisión de Software: 1.0

3. Opciones del software

Protección contra fallas a tierra restringida

Protección diferencial de alta impedancia

Protección distancia transformador

Protección tensión de Barra

Protección de frecuencia

Protección general de corriente y tensión

Sincronismo, 2 circuits breakers

4. Fuente de Alimentación auxiliar: 90-250VDC

5. Tarjetas BIM, 16 entradas, RL 110-125VCD: 2

6. Tarjetas BOM, 24 Salidas: 1

Relé RED 670

El RED 670 IED es utilizado para protección, control y monitoreo de líneas

principales en todo tipo de redes. Además, el IED puede ser usado en los niveles

de tensión más altos. Es recomendado para la protección de líneas multi-terminal

DERECHOS RESERVADOS


203

donde se requiere el disparo monopolar, bipolar o tripolar. La protección de

corriente diferencial de fase segregada brinda una excelente sensibilidad par altas

resistencias de fallas y posee una segura selección de fase.

Se utilizan en la Subestación Soler como: Protección Primaria de Línea en Alta

Tensión

Características Generales del RED 670

1. Tipo de terminal : RED 670

2. Revisión de Software: 1.0

3. Opciones de software

Protección diferencial de alta impedancia

Protección de distancia

Protección de sobrecorriente residual

Protección general de corriente y tensión

4. Fuente de alimentación auxiliar: 90-250VDC

5. Tarjetas BIM, 16 Entradas, RL 110-125VDC: 2

6. Tarjetas BOM, 24 salidas: 1

Relé REL 670

El REL 670 IED es utilizado para la protección, control y monitoreo de

líneas principales. Además, el IED puede ser usado en los niveles de tensión más

altos. Es recomendado para la protección de líneas multi-terminal donde se

requieren el disparo monopolar, bipolar o tripolar. Las cinco zonas de protección

poseen medición completamente independiente y tiene alta flexibilidad para todo

tipo de líneas.

En Subestación Soler esta protección funciona como: Protección Secundaria de

Línea en Alta Tensión

DERECHOS RESERVADOS


204

Relé REX 521

El Relé de Protección tipo REX 521 para Alimentadores ha sido

enriquecido más ampliamente con propiedades adicionales para proveer la red

eléctrica con funciones de protección más eficientes, funciones de medición

extendidas, funciones de supervisión y de control básico. Sus aplicaciones típicas

son alimentadores de llegada y salida en sistemas aislados de neutro; con puesta

a tierra sólida, resonante y vía resistencia.

Además de sus funciones de protección, el relé REX 521 ofrece:

- Mediciones versátiles para monitorear la red.

- Funciones de registrador de perturbaciones con frecuencia alta de muestra

habilitando una detección exacta de perturbaciones.

- Control del Interruptor.

- Recierre.

- Monitoreo de condición.

- Distorsión total de armónicos (DTA) para mediciones de calidad de energía.

- Supervisa la calidad de energía en la red midiendo los armónicos.

- Avanzada recolección y análisis de datos lo cual mejora la eficiencia de las

operaciones de control de la red.

Funciones de protección del REX 521: Código ANSI

- Protección no-direccional de sobrecorriente trifásica, 3 etapas…..(50/51)

- Protección direccional de sobrecorriente trifásica, 2 etapas………….(67)

- Protección no-direccional de falla a tierra, 3 etapas……………(50N/51N)

- Protección direccional del relé de falla a tierra, 3 etapas …………..(67N)

- Protección de sobretensión residual, 3 etapas ………………………(59N)

DERECHOS RESERVADOS


205

2. Relé HMI (Human Machine Interface)

El HMI local del IED (relés de la serie 670) de la figura 4.43 proporciona

una información rápida pero detallada del proceso con capacidad de ajuste y

control en cualquier situación. La estructura amigable de navegación del HMI

permite acceder a las funciones deseadas o datos importantes, tales como

eventos e información de perturbaciones así como ajustes de forma rápida y

sencilla.

Con el HMI grande se pueden controlar y visualizar localmente hasta 30

equipos. Valores de servicio medidos son mostrados así como los valores de falta

de las dos últimas perturbaciones. Entre las funciones (Figura 4.44) hay una

opción que puede fácilmente dibujarse el diagrama unifilar para mostrarlo en el

HMI correspondiente a la disposición de equipamiento, empleando el editor

gráfico de la pantalla en la herramienta PCM600 (enlace de comunicación). Los

símbolos necesarios están disponibles en la librería según las normas IEC y

ANSI. Están disponibles hasta seis páginas para seis bahías. Esto significa que el

HMI local puede reemplear la necesidad de un ordenador de subestación.

Figura 4.43. Relé HMI, serie IED 670, Subestación Soler

Fuente: ABB, 2007

DERECHOS RESERVADOS


206

Figura 4.44. Funciones que presenta el HMI en sus dos versiones

Fuente: Guía de selección IED 670, ABB 2007

3. TEC como Protección y Control

Al equipar a los transformadores de las subestaciones compactas con un

dispositivo de control electrónico como este ofrececera grandes posibilidades en

comparación con las técnicas de protecciones con relés actualmente conocidos.

Con la implementación del TEC, se permite incluir herramientas de supervisión y

diagnóstico y reunir toda la información relacionada con el transformador de

potencia en el mismo lugar donde se ubica este, para su evaluación y

almacenamiento de información. El dispositivo de control electrónico (TEC) no

sólo ofrece la misma funcionalidad que se obtiene actualmente mediante las

técnicas de relés de protección, sino que además añade varias funciones nuevas

que mejoran el rendimiento del transformador de potencia.

DERECHOS RESERVADOS


207

El Control Electrónico de Transformadores (TEC) de ABB (Figura 4.45) es un

dispositivo electrónico de control, supervisión y diagnóstico. El sistema se

configura utilizando una “huella digital” del transformador. El dispositivo ofrece

una interfaz sencilla a todo el transformador, con datos actuales e históricos sobre

el estado y la posibilidad de predecir las cargas. Tan sólo requiere unos cuantos

sensores adicionales. Las entradas de los diferentes sensores se conectan a las

tarjetas de entrada de la unidad TEC, que recopila y procesa los datos. La unidad

emplea modelos matemáticos detallados del transformador, incluidos datos de

huella digital obtenidos del ensayo térmico. Los resultados se pueden transferir al

sistema de control o visualizar en un PC a través de una interfaz Web gráfica

como se muestra en la figura 4.46. La configuración del sistema se especifica en

el pedido rellenando la hoja de datos de pedido, por lo que el sistema se entrega

preconfigurado con arreglo a dichas especificaciones.

Figura 4.45. Diagrama de comunicación del TEC

Fuente: Guía técnica del TEC, ABB

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208

Características del equipo TEC:

Temperatura de funcionamiento.......... ……-40 a +55 °C (-40 a 131 °F)

Grado de protección............................ ………IP 54, según IEC 60529

Ensayo de variación de temperatura...-40 a +70 °C, humedad del 90% según

IEC 60068-1, IEC 60068-2, IEC 60068-3 y IEC 60068-5

Dimensiones (mm)..........................600 (ancho), 650 (alto), 340 (fondo)

Peso................................................................................................35 kg

Conformidad CEM................IEC 61000-4, EN 61000-6-2 y EN 61000-4

Ensayo de vibraciones....................IEC 60255-21-1, IEC 60255-2, IEC 60255-3

e IEC 60068-2-6, IEC 60068-27, IEC 60068-29

Variación de temperatura.....................................................IEC 60068-2

Sección de cable máx. a bornes.................................................2,5 mm²

Sección de cable máx. a Pt100 de entrada de temperatura ......1,5 mm²

Color.........................................................................................RAL 7035

Figura 4.46. Vista externa e interna del TEC


DERECHOS RESERVADOS


209

El panel frontal esta conformado por Pilotos de estado que son:

Piloto rojo = estado de alarma o disparo

Piloto amarillo = estado de advertencia

Piloto verde = funcionamiento normal

Parámetros de entrada y salida

Entrada:

8 entradas analógicas aisladas de 4-20 mA por bornes, para transformadores

de corriente, sensores, etc.

4 entradas directas Pt100 aisladas, para sensores de temperatura

12 entradas digitales aisladas por bornes, para estado de motor de ventilador,

señales de alarma/disparo, etc.

Entrada de transmisor de posición de cambiador de tomas Rtot ≥ 80 Ω

Nota: El número de señales de entrada se puede incrementar

Salida:

3 salidas para señales de alarma, advertencia y disparo

Poder de corte en carga admisible en bornes de salida CA 250 V 8 A, CC 250

V 0,1 A L/R=40 ms, CC 30 V 5 A

Pantalla del armario

Presenta los diferentes valores cuando se pulsa el botón.

Se puede configurar fácilmente desde una PC para que muestre otra

información disponible (Figura 4.47). También se puede mostrar en ella

información sobre el motivo de las advertencias o alarmas. Las temperaturas se

muestran tanto en grados centígrados como en grados Fahrenheit.

DERECHOS RESERVADOS


210

El equipo se entrega con la tarjeta gráfica TC170 conectada a la tarjeta de

procesador.

Figura 4.47. Información de la Pantalla del armario


MEDICIÓN

1. Medidor de Calidad de Red PQMII

El PQM II es el control continuo del sistema trifásico. Proporciona la medición

para la energía de la corriente, voltaje, real y reactiva, uso de la energía, coste de

energía, factor de energía y frecuencia. Los setpoints programables y los 4 relés

asignables de la salida permiten que las funciones de control sean agregadas

para los usos específicos. Esto incluye el básico de las alarmar encendido y

apagado de corriente o voltaje, desequilibrio, incremento de carga basado en la

demanda, y control de la corrección de factor de energía del condensador. Un

control más complejo es posible con los 4 pre-escritos que también se pueden

DERECHOS RESERVADOS


211

utilizar para el estado indicador abierto/cerrado, información del flujo eléctrico .Ver

equipo en la figura 4.48

Figura 4.48 .Medidor de calidad de red PQMII

Fuente: www.geindustrial.com

Características y ventajas

• Flexibilidad del montaje

• Teclado numérico con la señalización iluminada en grande de 40 caracteres

• Cualquier salida asignable se puede utilizar para accionar la alarma

• Puede ser conectado con los sistemas del DCA o de SCADA

• Destellar aumentable

• Compatible con el puerto por entregas de MultiNet al convertidor de Ethernet

PQMII en Subestación Soler 138/24 KV PQMII. Medición Remota Línea de Transmisión Urdaneta , 138 KV

PQMII. Medición Remota Línea de Transmisión Zona Industrial, 138 KV

PQMII. Medición Remota Circuitos de Distribución 24 KV

Descripción de Equipos de Medición PQM II. Medición remota Línea de Transmisión y Banco de Condensadores 24 KV (PQMII A Multinet EF)

Unidad básica con display, medición de corriente/tensión y potencia.

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212

Un puerto de comunicaciones RS485 y un puerto de comunicaciones RS232.

Opción de análisis de potencia, análisis de armónicos, captura de la forma de

onda, registrador de eventos.

Convertidor Modbus RTU o Modbus TCP/IP con puerto de comunicaciones

RS485. Puerto de comunicaciones RS232. Puerto ethernet 10Base T y puerto

de fibra 10Base F.

2. Medidor de calida de energía EPM 9650

El EPM 9650 es el medidor más avanzado de GE 9000 con funciones

avanzadas de grabación de la capacidad y de la forma de onda de la calidad de la

energía. La unidad utilizada por la tecnología de ACCU-Measure® para proveer

de las lecturas altamente exactas, juntando análisis de datos avanzados. La

unidad mide aproximadamente 15.000 parámetros eléctricos incluyendo

armónicos en tiempo real a la 127 orden, las grabaciones de la forma de onda,

los transitorios y un surtido de funcionalidad de supervisión avanzada. La unidad

también provee de entrada-salida extensible avanzada hasta 256 puntos para el

control, adquisición de datos y funciones de alarma. Este equipo de medición

satisface idealmente el uso de la energía crítica, los acopladores comunes con

utilidades de carga o control de procesos y supervisión de la energía del sistema.

Ver equipo en la figura 4.49

Figura 4.49. Equipo de Medición EPM 9650

Fuente: www.geindustrial.com

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213

Características y ventajas

• Mejor exactitud de 0.04% de la energía

• Medidas de los armónicos a la 127 orden incluyendo %THD y al K-Factor en

tiempo real

• Modo del alcance de la forma de onda en todos los canales

• Registros históricos, de las alarmas y de la calidad de la energía

• Grabación y análisis avanzados de la forma de onda

• Hasta 512 muestras por la resolución del ciclo

• Cuatro puertos de comunicación digital con el protocolo estándar de Modbus

• Alarmas avanzadas y funciones Set-Point de control

• Hasta 256 puntos de la entrada-salida extensible

• 3 línea LED o exhibiciones del LCD del Touch-Screen

• Ideal para las cargas críticas, la supervisión en sitio para: transformadores de

energía, líneas de la transmisión, alimentadores y generadores

EPM 9650 en Subestación Soler 138/24 KV EPM 9650. Medición Remota Salida de TX1

EPM 9650. Medición Remota Salida de TX2

Descripción de Equipos de Medición EPM 9650. Medición Remota Salida de TX

Medición de corriente, tensión, potencia activa (P), potencia reactiva (Q),

factor de potencia, frecuencia.

Clase de precisión de 0.04%

Registrador de flicker y forma de onda

Monitoreo en tiempo real de potencia (P) y potencia (Q) y análisis de

armónicos hasta el orden de 255

Frecuencia de operación de 60 Hz

Sistema de conexión : 120/208 V

Fuente de alimentación: 90-276 VAC/VDC

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214

Unidad de memoria para flicker con capacidad de 4Meg, 66 días de datos

4 puertos de comunicación. Selecciónable RS 485 Modbus y DNP

CUARTO DE BATERIAS Banco de baterías Subestación Soler

Esta subestación tiene un Banco de baterías de plomo ácido con las

siguientes características:

Características Generales

125 VDC

Compuesto por: 60 Celdas o elementos de 2 VDC Nominales C/U

Marca: EXIDE- TUDOR

Modelo: 4OPZS200

Capacidad: 221 Ah @ 10 h, 1.75 V/Celda

Rack Modelo: A-2E/30-40PZS200-S1

Dos rack espalda con espalda

TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES

Los transformadores de servicios auxiliares (Figura 4.50) para las

subestaciones Soler se han concebido para ofrecer la máxima resistencia a

manipulaciones, ofrece un diseño mejorado de la cabina que presenta una

cubierta superior a prueba de intemperie inclinada mono pieza que vierte con

eficacia las aguas pluviales y facilita el acceso al interior del compartimiento de la

cabina. Los transformadores los suministro ABB con una gama completa de

características nominales como se indica en la Tabla 4.15 y una extensa gama de

configuraciones para satisfacer las necesidades de las Subestaciones

Compactas.

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215

Tabla 4.15 Especificación del Transformador de Servicios Auxiliares:

Fabricante: ABB


Peso 1285 Kg

Normas ANSI

Tipo PAD MOUNTED RADIAL

Potencia 75 KVA

Número de fases: 3

Frecuencia: 60 Hz

Voltaje AT (V): 23900 Grd Y/13800

Voltaje BT (V): 208Y/120

Grupo de Conexión: YNyn0

Elevación de temperatura de diseño:

Parte superior del aceite: 65 ºC Fuente: ABB, 2007

Figura 4.50. Transformador de Servicios Auxiliares

Fuente: ABB, 2007

DERECHOS RESERVADOS


216

4.4 RECOMENDACIONES DEL FABRICANTE DE LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS DE ALTA TENSION DE TIPO COMPACTA SOLER Y MÉDANOS.

En esta ocasión es necesario resaltar que las licitaciones para la ejecución

de la obra y suministro de equipos del proyecto de las subestaciones eléctricas

de alta tensión de tipo compactas las ganó la reconocida empresa ABB, de

procedencia Suiza, la cual esta ubicada estratégicamente en distintos países del

mundo y en particular en América del sur (Colombia, Brasil y Venezuela) debido a

su amplia trayectoria en lo que respecta a soluciones tecnológicas de vanguardia

para las empresas del sector energético.

ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A evaluaron la propuesta realizada por ABB

de su Modelo COMPASS, considerando esta opción como la más viable, para

desarrollar las obras relacionadas con la construcción de 2 nuevas subestaciones

eléctricas de alta tensión de tipo compactas, las cuales son: la Subestación

Soler con niveles de tensión de 138/24 kV ubicada en la ciudad de Maracaibo y la

Subestación Médanos en 115/13.8 kV, ubicada en Cabimas (Costa Oriental del

Lago de Maracaibo). Ambas subestaciones complementaran el sistema eléctrico

en la región zuliana, para brindar un mejor servicio a sus clientes o usuarios,

estas están constituidas por tecnología compacta en su totalidad, manteniendo

una configuración tipo “H”.

En el proceso de armado de los Módulos COMPASS de la

Subestación Soler 138/24 KV, se interactuó con el personal especializado de la

empresa ABB Venezuela, conformado por los Ingenieros Wilfredo Velásquez

(Servicio Técnico de Subestaciones ABB ) y Salvador Graterol (Especialista en

Módulos Compass e Interruptores de Potencia ABB ) los cuales comentaron de

las experiencias con los Módulos COMPASS ABB instalados en Venezuela,

específicamente en Valencia en la Subestación San Diego perteneciente a la

Electricidad de Valencia (ELEVAL) y en Barinas Subestación Barina Propiedad de

CADELA, C.A (CADAFE). En este punto se logro realizar una entrevista no

estructurada en la cual se pudo conocer de manera general las necesidades de

mantenimiento de las Subestaciones Compactas ABB.

DERECHOS RESERVADOS


217

4.4.1 MANTENIMIENTOS PROPUESTOS POR LA EMPRESA ABB

En este punto se presentan algunas ideas relacionadas con la ejecución del

mantenimiento en general que propone realizar la empresa fabricante y

proveedora de la tecnología y equipos que conforman las subestaciones

Compactas Soler y Médanos de manera de establecer una referencia suficiente

para entender lo concerniente al mantenimiento de los equipos.

El personal Técnico de la empresa ABB encargado del proceso de armado,

montaje y pruebas a equipos de potencia, protección y control en las

Subestaciones Soler y Médanos propuso invitar al personal de mantenimiento

perteneciente a la Gerencia de Operación y Mantenimiento de Transmisión de

ENELVEN, C.A para que compartan el proceso anteriormente mencionado en

campo y se familiaricen con los equipos y su tecnología.

Como complemento la empresa ABB se comprometió en impartir una serie

de charlas relacionadas con el funcionamiento y mantenimiento de los equipos de

potencia, protección y control marca ABB, que serán dirigidas al personal de

mantenimiento de las empresas ENELVEN, CA. Y ENELCO, C.A para realizarlas

cuando se considere que las Subestaciones estén completamente terminadas y

listas para entrar en servicio.

El personal calificado de ABB propone basarse directamente en los

Manuales y Cuadernos técnicos provenientes de fábrica, para cada uno de los

equipos al momento de realizar las labores de mantenimiento.

Las consideraciones comentadas por el personal de ABB en las entrevistas

fueron:

Los Módulos COMPASS ABB requieren un mantenimiento mínimo debido a su

aislamiento en gas SF6 hermético que presentan la cámara de interrupción y el

bastidor de los CT¨S, partiendo del principio del gas SF6 que es un gas inerte

sin envejecimiento y que además no ataca a los materiales con los cuales está

en contacto y tampoco se altera por ellos.

DERECHOS RESERVADOS


218

Las pérdidas anuales de gas SF6 se garantizan como menores al 1 % por

módulo. Estas pérdidas pueden ser compensadas con cargas adicionales que

se realizan con la Subestación Compacta en servicio.

Los órganos de maniobra -interruptores, seccionadores, palancas externas-

deben recibir un mantenimiento similar al de los equipos convencionales

instalados en una Subestación Convencional.

Cada usuario, según sus costumbres, determinará la forma y el momento para

hacer el mantenimiento, pero debe considerarse que en condiciones normales

solo debe procederse a “verificaciones de rutina”.

Resulta importante destacar que las Subestaciones Compactas COMPASS ABB

requieren mínimo mantenimiento y que ésta es una de las ventajas que

presentan frente a las subestaciones convencionales Por lo tanto, las prácticas

de mantenimiento que se aplican a las Convencionales no son de aplicación en

las Compactas necesariamente.

Para las verificaciones de rutina de los Módulos COMPASS ABB, existen

diversos equipos e instrumentos, además de los que forman parte intrínseca del

mismo como son los indicadores de densidad/presión.

Entre los equipos más comunes se citan los siguientes:

o Medidor de humedad y punto de rocío del gas SF 6.

o Medidor de aire en el gas SF6.

o Medidor de productos de descomposición del gas SF 6.

o Detector de fuga de gas SF6.

o Equipo de recarga y evacuación de gas SF 6.

También deberá disponerse en depósito de gas SF6 para eventuales

reposiciones. Su almacenamiento no significa ningún problema especial, pero

siempre se debe tener presentes las reglas de higiene y seguridad industrial de

aplicación en el sitio de la instalación, fundamentalmente en lo que hace a la

ventilación del local.

DERECHOS RESERVADOS


219

PROPUESTA DE ABB

INSPECCIONES GENERALES

ABB propone crear un Libro de Inspección para cada una de las

Subestaciones Compactas Soler y Médanos que involucre a todos los equipos,

partiendo de la inspección visual, esta inspección se debe realizar periódicamente

según la disponibilidad del grupo o persona que lo vaya a ejecutar, se recomienda

comenzar las inspecciones al poco tiempo de haber puesto en servicio estas

subestaciones eléctricas compactas, las fechas de inspección serán coordinadas

por el personal encargado de la programación de mantenimiento en el área de

Planificación y el personal encargado del mantenimiento de las empresas

ENELVEN, C. A y ENELCO, C.A.

El libro de inspección se debe realizar basándose en los manuales y

cuadernos técnicos de cada equipo, para ello se debe conocer y considerar

cuales son los posibles puntos o accesorios que pueden dar alguna referencia de

cómo esta el funcionamiento del equipo o de los equipos en determinado

momento y las posibles interpretaciones que puedan tomarse, es importante que

los proveedores consignen todos los manuales al Centro de Información Técnica

(CIT), hasta el mes de Agosto 2007 solo se tiene información referente a los

Módulos COMPASS.

TIPOS DE MANTENIMINETO

De manera general los tipos de mantenimiento que propone ABB como

empresa fabricante y proveedora para implementar en las Subestaciones

Compactas Soler y Médanos son:

Mantenimiento Tipo A ó Preventivo.

Está limitado a la inspección visual del equipo, es decir, a tomar notas de

su estado de funcionamiento y de alguna anormalidad visible, donde no haya la

necesidad de intervenir el equipo o desenergizarlo.

DERECHOS RESERVADOS


220

Mantenimiento Tipo B ó Predictivo.

Es el mantenimiento que previene el deterioro inminente de los equipos,

con el se asegura de que el equipo este en su condición operativa más alta y

confiable garantizando con esto la conservación durante toda su vida útil, en la

mayoría de los casos debe ser programado y viene condicionado por el

Mantenimiento Tipo A o Preventivo

Mantenimiento Tipo C ó Correctivo.

Este mantenimiento se realiza cuando el equipo está en condiciones de

deterioro o presenta una falla severa que interfiera en su buen funcionamiento,

estos daños pueden ser de tipo mecánico o eléctrico. Amerita la intervención

inmediata del equipo y la sustitución del mismo.

LABORES DE MANTENIMIENTO Y FRECUENCIA

Las recomendaciones hechas por los fabricantes y proveedores de la

tecnología COMPASS ABB señalan, que las labores y frecuencia de

mantenimiento que se deben realizar a los equipos que conforman las

subestaciones eléctricas en alta tensión de tipo compactas son los siguientes:

- Inspección General de las Subestaciones Compactas, cada 3 meses

- Control visual a equipos, cada 3 meses

- Ajustes, cada 2 años

- Pruebas Funcionales (Mecánicas y Eléctricas), cada 5 años.

- Sustitución de equipos, cada 15 años de ser necesario.

DERECHOS RESERVADOS


221

4.5 REVISION DE LAS NORMAS NACIONALES E INTERNACIONALES QUE APLICAN AL DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS DE ALTA TENSION DE TIPO COMPACTAS.

En esta oportunidad se reviso información bibliografica de las Normas

Nacionales e Internacionales que aplican para las Subestaciones Eléctricas de

Alta Tensión de Convencionales y la adaptabilidad que puedan tener con estas.

Aspectos considerados para la revisión de dichas normas:

Vigencia de las Normas

Factibilidad de aplicación y adaptación de estas normas en el diseño del plan de

mantenimiento de las subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo

compactas para ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A

Como resultado de la revisión se estableció como norma base para el

diseño del plan de mantenimiento de las subestaciones eléctricas de alta tensión

de tipo compactas para ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A , la norma NETA MTS-

2001,cuyas siglas traducen a ¨International electrical Testing Association ¨la

misión de este ente es servir a la industria de pruebas eléctricas estableciendo

patrones de referencia, publicando especificaciones, avalando compañías

encargadas de realizar de pruebas eléctricas, certificando personal técnicos de

Pruebas eléctricas y promover servicios profesionales a sus miembros. También

tiene la función de recoger y diseminar la información y datos de valor entre la

industria eléctrica, como también educa al publico y al usuario final sobre los

meritos de la aceptación y de las pruebas eléctricas de mantenimiento.

La norma NETA MTS en su sección Número 2, numeral 2.1, enuncia los

estándares, códigos y referencias aplicables a las pruebas eléctricas y

mantenimientos a equipos de subestaciones eléctricas como se indica a

continuación:

American National Standards Institute – ANSI

American Society for Testing and Materials – ASTM

Association of Edison Illuminating Companies – AEIC

DERECHOS RESERVADOS


222

Canadian Standards Association – CSA

Electrical Apparatus Service Association – EASA

Institute of Electrical and Electronic Engineers – IEEE

Insulated Cable Engineers Association – ICEA

InterNational Electrical Testing Association – NETA

National Electrical Manufacturer’s Association – NEMA

National Fire Protection Association – NFPA

Occupational Safety and Health Administration – OSHA

Scaffold Industry Association – SIA

State and local codes and ordinances

Underwriters Laboratories, Inc. - UL

A continuación se muestra un listado de las normas en base a las cuales

se diseño el plan de mantenimiento de las subestaciones eléctricas de alta

tensión de tipo compactas, clasificadas según el equipo:

EQUIPOS DE POTENCIA

Interruptor de Potencia

NETA – 1995, ¨Circuit Breakers¨.

ANSI7IEEE Std C37.04-1979, ÏEEE Standard Rating Structure for AC Hight-

Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Currents Basis¨

ANSI7IEEE Std C37.09-1979, ÏEEE Standard Test Procedure for AC Hight-

Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis¨

IEEE Std 4-1978, ´ÍEEE Standard Techniques for Hight-Voltage Tesrting¨.

Seccionadores

NETE-1995 ¨Switches¨.

ANSI/IEEE Std C37.34-1971, Ämerican National Standar Test¨ Code for Hight

–Voltage Air Switches¨

IEEE Std 4-1978, ÏEEE Standard Techiques for Hight-Voltage setting¨.

DERECHOS RESERVADOS


223

Transformadores de Corriente

NETA -1995 Ïnstrument transformers¨.

ANSI/IEEE Std C57.13.1-1981, ÏEEE Guide for Field Testing of Relaying

Current Transformers ¨.

IEEE Std C57.13-1993, ÏEEE Standard Requirements for Instruments

Transformers.¨

Transformadores de Potencial

NETA-1995 Ïnstrument Transformers ¨.

IEEE Std C57.13-1993, ´ÍEEE Standard Requirements for Instruments

Transformers´´.

Transformadores de Potencia

NETA-1995 ¨Transformers ¨. ANSI C59.2/ASTM D117-71, ¨Standard Methods of Testing Electrical

Insulating Oils. ANSI C59.19-1973/ASTM D877-71, ¨Standard Methods of Test for Dielectric

Breakndown Voltage of Insulating Liquids using Disk Electrodes¨. ANSI C59.21/ASTM D923-75, ¨Standard Methods of Sampling Electrical

Insulating Liquids¨. ANSI C59.22-1973/ASTM D924-65, ¨Standard Methods of Test for Power

Factor and Dielectric Constant of Electrical Insulating Liquids¨. ANSI C59.130/ASTM D1816-74, ¨Standard Methods of Dielectric Breakdown

Voltage of Insulating Oils of Petroleum Origin using VDE Electrodes ¨. ANSI/IEEE Std C57.12.91-1993/ASTM, ¨Standard Test Code for Liquid-

Inmersed Distribution, Power and Regulating Transformers ¨ ANSI /IEEE Std C57.12.91-1979, ÏEEE Standard Test Code for Dry-Type

Distribution and Power Transformers¨. ANSI/IEEE Std C57.106-1991, ¨Guide for Acceptance and Maintenance of

Insulating Oil in Equipment ¨. ANSI/IEEE Std C57.121-1988, ¨ Guide for acceptance an Maintenance of Less

Flammable Hydrocarbon Fluid in Transformers¨.

DERECHOS RESERVADOS


224

ANSI/IEEE Std C57.125-1991. ÏEEE Guide for Failure Investigation,

Documentation and Analysis for Power Transformers and Shunt Reactors¨ IEC Pub 76-4(1976). ¨Power transformers, Part 4: Tappings and connections¨. IEEE Std 62-1995, ÏEEE Guide for Diagnostic Field Testing of Electric Power

Apparatus- Part 1: Oil Filled Power Transformers Regulators and Reactors ¨

IEEE 637-1985, ÏEEE Guide for the Reclamation of Insulating Oil and Criteria

for its Use¨.

IEEE Std C57.12.00-1993, ÏEEE Standard General Requirements for Liquid-

Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers ¨.

IEEE Std C57.12.01-1989, ¨Standard General Requeriments for Dry-Type

Distribution and Power Transformers including Those with Solid Cast and/or

Resin-Encapsulated Windings¨.

IEEE Std C57.111-1989, ¨Guide for Acceptance of Silicon Insulating Fluid and

Its Maintenance in Transformers¨.

Barras

NETA-1995, ´´Metal-Enclosed Bus´´. BS 159:1992, ´´Hight- Voltage busbar and busbar connections´´. IEEE Std 4-1978, ´ÍEEE Standard Techniques for Hight-Voltage Testing´´. SHELL EA/050 Part 3, ´Ćode of practice, electrical commissiong ´´.

PARA EQUIPOS DE PROTECCION

NETA-1995 ´´Protective Relays´´.

ELECTRICAL EQUIPMENT TESTING AND MAINTENANCE, A.S Dill,

M.S.E.E.P.E

ANSI/IEEE C37.90.1989 ´´Test for protective relays and relays systems´´.

ANSI/IEEE C37.91.1985 ´´Guide for protective relay application to power

transformers´´.

ANSI/IEEE C37.103.1990 ´´Guide for differential and polarizing relay circuit

testing´´.

DERECHOS RESERVADOS


225

ANSI/IEEE C37.112-1996 ´´Inverse –Time characteristics equations for

overcurrect relays´´.

La metodología utilizada para la revisión de las normas consultadas fue la

lectura exploratoria. Primero se revisaron las Normas NETA-MTS 2001, ya que a

partir de sus referencias se revisaron las demás normas internacionales que rigen

la materia. Estas normas se obtuvieron en Internet.

4.6 COMPARACIONES ENTRE LOS PLANES DE MANTENIMIENTO UTILIZADOS ACTUALMENTE POR LAS EMPRESAS ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A Y LOS RECOMENDADOS POR LOS FABRICANTES DE NUEVA TECNOLOGIA

4.6.1 COMPARACION DE LOS PLANES DE MANTENIMIENTO

Se revisaron los mantenimientos que se desarrollan dentro de ENELVEN, C.A,

y ENELCO, C.A como empresa de servicio eléctrico y ABB como empresa

proveedora de tecnología. Entre los indicadores se consideraron los siguientes:

Tipo de Mantenimiento, Labores de Mantenimiento, Tiempo de Ejecución,

Recursos Humanos, Recursos Materiales, Frecuencia de Mantenimiento,

Requerimientos Especiales; siendo éstos los más relevantes a la hora de realizar

la comparación y definir el Diseño del Plan de Mantenimiento para las

Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión de Tipo Compactas.

Luego de comparar el alcance de los planes de mantenimiento que se

menciono en la sección 4.2 y las recomendaciones de fabricante señaladas en la

sección 4.4, de las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A contra los de la

empresa fabricante y proveedora ABB, se logro concentrar en un mismo punto lo

siguientes aspectos que se indican en la figura 4.51. Estos indicadores son los

que propone cada uno de los involucrados para aplicar en el mantenimiento de

las Nuevas Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión de Tipo Compactas Soler y

Médanos.

DERECHOS RESERVADOS


226

Figura 4.51. Indicadores a considerar para Planes de Mantenimiento


Como se observa en la figura 4.52 las variantes de uno con respecto al otro es

similar y fueron los puntos de concordancia con los que se pueden realizar las

comparaciones, con lo cual se puede concluir de manera más simple. Esto se

debe a que la política aplicada dentro de las Empresas ENELVEN, CA. y

ENELCO, C.A con el criterio básico para desarrollar planes de mantenimientos

anuales parte de de las consideraciones hechas por los fabricantes. Los

resultados de estas aplicaciones durante los últimos años a permitido crear

planes eficientes con muy buenos resultado, esto permite que las consideraciones

recogidas se aplique a la hora de planificar y realizar labores de mantenimiento.

Tipo de Mantenimiento

Labores de Mantenimiento

Tiempo de ejecución

Recursos Humanos

Recursos Materiales

Frecuencia Mantenimiento

Requerimientos Especiales

DERECHOS RESERVADOS


227

Figura 4.52 Comparación de los Indicadores de Planes de Mantenimiento

Indicadores de los planes de mantenimiento

Tipo de mantenimiento Tipo A, Tipo B y Tipo C Tipo A, Tipo B y Tipo C o Preventivo, Predictivo y Correctivo

Labores Inspección Visual,

Mantenimiento en campo y reparaciones

Control Visual y reparaciones

Tiempo de ejecución Horas, días, semanas Horas, días, semanas

Recursos humanos Personal Propio y Contratado Personal propio

Recursos materiales Llaves milimétricas y

ajustables de precisión hasta equipos de Pruebas (Megger, TTR, entre otros)

Llaves milimétricas y ajustables de precisión

hasta equipos de Pruebas (Megger, TTR, entre otros)

Frecuencia del mantenimiento

Mensual, Trimestral, Semestral, Anual Anual

Requerimientos especiales

Conocimiento técnicos de equipos, charlas y cursos

inductivos

Conocimiento técnicos de los equipos especializado


El criterio comparativo establecido indica que las actividades de

mantenimiento que se realizaran a las Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión

de Tipo Compactas van a estar enfocadas a:

Módulo COMPASS ( interruptor de potencia, seccionador, seccionador de

puesta a tierra, Ct´s)

Transformador de potencia

DERECHOS RESERVADOS


228

Equipos de maniobra y protección de la subestación (Seccionador Motorizado,

Seccionador de Puesta a tierra, Pt´s, Relés)

Tablero de control.

Pórticos y estructuras.

Equipo rectificador.

Equipo de medición.

Sistema de alumbrado externo e interno.

Sistema de puesta a tierra.

Cerca de protección.

Vía de acceso.

4.7 PROPUESTA DE PLAN DE MANTENIMIENTO PARA LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS DE ALTA TENSION DE TIPO COMPACTAS ENELVEN, C.A Y ENELCO, C.A

4.7.1 TIPO DE MANTENIMIENTO

Los tipos de mantenimiento que se van a implementar en el Plan de

Mantenimiento para las Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión de Tipo

Compactas son:

Mantenimiento Tipo A

Inspecciones visuales, chequeo general de equipos, diagnóstico puntual

Mantenimiento Tipo B

Labores programadas generadas por las inspecciones del mantenimiento tipo A

Mantenimiento Tipo C

Reemplazos de equipos por daños severos o reparaciones mayores

DERECHOS RESERVADOS


229

4.7.2 LABORES DE MANTENIMIENTO

A continuación se indican las actividades definidas para realizar a los

equipos que conforman las Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión de Tipo

Compactas propuestas para el próximo plan anual de mantenimiento de

transmisión PAMT-2008, éstas labores cumplen con el orden utilizado por el

Departamento de Planificación de Mantenimiento

1. Pruebas Funcionales Alarmas y Anunciadores

2. Mantenimiento Tableros de AC, DC y Transfer Switch

3. Mantenimiento Banco de Baterías y Cargador de Baterías

4. Mantenimiento Tipo B Módulo COMPASS Línea 1

Mantenimiento Tipo B Seccionador de Puesta Tierra K101/H101

Mantenimiento Tipo B Interruptor K105/H105

Mantenimiento Tipo B Seccionador K103/H103


5. Mantenimiento Tipo B Módulo COMPASS Línea 2

Mantenimiento Tipo B Seccionador de Puesta Tierra K201/H201




6. Mantenimiento Tipo B Módulo COMPASS Acople de Barra




7. Mantenimiento Tipo B Interruptor C180/D180

8. Mantenimiento Tipo B Interruptor C280/D280

9. Mantenimiento Tipo B TX-1

DERECHOS RESERVADOS


230

10. Mantenimiento Tipo B TX-2

11. Mantenimiento Celda TX-1

12. Mantenimiento Celda TX-2

13. Pruebas Funcionales Módulo COMPASS Línea 1

Pruebas Funcionales Seccionador de Puesta Tierra K101/H101

Pruebas Funcionales Interruptor K105/H105

Pruebas Funcionales Seccionador K103/H103


14. Pruebas Funcionales Módulo COMPASS Línea 2

Pruebas Funcionales Seccionador de Puesta Tierra K201/H201




15. Pruebas Funcionales COMPASS Acople de Barra




16. Pruebas Funcionales Interruptor C180/D180

17. Pruebas Funcionales Interruptor C280/D280

18. Pruebas Funcionales Celda TX-1

19. Pruebas Funcionales Celda TX-2

20. Pruebas Funcionales TX-1

21. Pruebas Funcionales TX-2

22. Pruebas de Rigidez Dieléctrica

23. Pruebas Fisicoquímicas y Cromatograficas

24. Pruebas de Pureza de Gas SF6 a Interruptores

25. Inspección Térmica

26. Inspección Integral

27. Lavado de Subestación

DERECHOS RESERVADOS


231

4.7.3 RECURSOS HUMANOS Y MATERIALES

PERSONAL PROPIO PARA LABORES DE MANTENIMIENTO EN LAS SUBESTACIONES COMPACTAS

La Mano de Obra propia de la UDA de Transmisión de ENELVEN, C.A y

ENELCO, C.A intervendrá en el mantenimiento de la subestación eléctrica de alta

tensión de tipo compacta, el grupo de trabajo de estas empresas está constituido

por personal especialmente capacitado para determinar las condiciones de riesgo

de falla y actuar en consecuencia; la GOM-T se debe de apoyar con el personal

de Proyectos de Inversión de Transmisión para realizar en conjunto las primeras

labores de mantenimiento a los equipos de las Subestaciones Compactas

propuestas en este trabajo de grado para validar lo propuesto y hacer aportes al

plan de mantenimiento de ser necesario.

El personal propio de la Gerencia de Operación y Mantenimiento de

Transmisión (GOM-T) por ENELVEN, C.A para realizar labores de Mantenimiento

en la Subestación Compacta se encuentra organizado como se indica en la tabla

4.17:

Tabla 4.17 Cantidad de Personal de Mantenimiento de la GOMT

ACTIVIDAD DE MANTENIMIENTO SUPERVISOR INSPECTOR ELECT.

I

ELECT.

II

ELECT.

III

MTTO. PROT. Y CONTROL 6 2 9 4 2

MTTO. EQUIPOS POTENCIA 6 2 6 5 5

Fuente: GOMT, 2007

Específicamente, se ha previsto que para el área de Mantenimiento de

Transformadores y Prueba de Relés de Protección de la Subestación es

Compactas, sea ejecutada en su totalidad, por personal propio.

DERECHOS RESERVADOS


232

4.7.3.1 PERSONAL CONTRATADO PARA LABORES DE MANTENIMIENTO EN LAS SUBESTACIONES COMPACTAS

El personal perteneciente a la nómina de Empresas Contratistas ejecutarán

trabajos de diagnóstico, inspección ó rutinas de mantenimiento, tales como:

Mantenimiento de Equipos de Potencia, cromatografía e inspecciones térmicas,

mantenimiento de tableros CD y CA, Cajas de Conexiones de PT, adecuaciones

de infraestructura, entre otras. El personal de las contratistas deberá de estar

supervisado por personal especializado (Inspectores o Supervisores) de las

empresas ENELVEN, C. A y ENELCO, C.A. al momento de realizar actividades

de mantenimiento dentro de las Subestaciones Compactas.

4.7.4 FRECUENCIA DE MANTENIMIENTO

La frecuencia del plan de mantenimiento se indica en las tablas que se

mostrarán más adelante en la sección 4.7.5 las cuales aparecen con cada una de

las labores a realizar; el tiempo que se manejo básicamente esta dado por la

frecuencia (textos ciclos) que utilizan y manejan los planificadores y

programadores de la Corporación ENELVEN, C.A, éstos son:

Mensual

Paquete 01 Cada 37 días se genera la orden por SAP

Paquete 7M Cada 28 días se genera la orden por SAP (Solo para los meses de

Lavado de Subestaciones)

Trimestral

CI Trimestral Cada 84 días se genera la orden por SAP (Pruebas de rigidez

dieléctrica)

DERECHOS RESERVADOS


233

Semestral

CI Semestral Cada 182 días se genera la orden por SAP (Pruebas

Fisicoquímicas y Cromatograficas)

CI Semestral Cada 238 días se genera la orden por SAP (Pruebas de pureza

de gas SF6)

Anual

CI Anual Cada 365 días se genera la orden por SAP (Mantenimiento Tipo B y

Pruebas Funcionales)

4.7.5 PLAN DE MANTENIMIENTO PROPUESTO

1. MÓDULO COMPASS (LLEGADA DE LINEA Y ACOPLE DE BARRA)


Inspecciones visuales en las que el trabajo se realiza sin la apertura de los

compartimientos de SF6 del Interruptor.

Cada año se aconseja realizar (con el módulo en servicio):

Control Visual de los aisladores (para sistemas con fuerte contaminación

ambiental, ejecutar la limpieza de los aisladores tal como a los otros de la

subestación).

Control Visual del monitor de densidad de gas SF6 (reloj )

Registro del número de maniobras mecánicas del interruptor (Armario del

Módulo)

Inspección de la condición de la empacadura de la puerta del armario

Control de la eficiencia del circuito de calefacción (No aplica)

DERECHOS RESERVADOS


234

Control Visual general de todos los componentes como: indicadores de

posición, conectores, cables, conexiones equipotenciales, circuito de puesta a

tierra.

Control Visual del desgaste y sobrecalentamiento de los equipos auxiliares.

Control Visual del estado de los relés REF543 (vibración )


Durante las verificaciones anuales, es necesario ejecutar aquellas

actividades de investigación y profundización tendientes a eliminar las anomalías

que hayan sido detectadas con anterioridad y sobre las cuales no se pudo

intervenir debido a que el equipo estaba en servicio.

Al terminar el primer año de ejercicio, controlar el apriete de los tornillos y

la ausencia de corrosión y deterioro de los componentes que integran el Módulo

COMPASS.

Cada dos años, limitadamente a aquellos equipos que ejecutaron muy pocas

maniobras (ejemplo < 3 maniobras de apertura y cierre al año) se aconseja

ejecutar sobre el interruptor y sus seccionadores, 2 maniobras de apertura y dos

maniobras de cierre (operando una vez con comando local y una con comando a

distancia) para una simple verificación de las funciones mecánicas.

Cada cinco años se aconseja ejecutar, además de las nombradas, las siguientes

actividades (en este caso el módulo está fuera de servicio):

Mantenimiento de Control:

Control de los accionamientos, de las alarmas y los bloqueos.

Mantenimiento Mecánico:

Medición de la humedad de los compartimientos de SF6.

Lubricación de los comandos del seccionador e inspección de la condición de

la empacadura del armario.

Lubricación de los elementos móviles del interruptor.

DERECHOS RESERVADOS


235

Eventual limpieza de los aisladores (en función de la contaminación).

Verificación de la ausencia de corrosión o deterioro de los componentes.

Control y engrasado de contactos principales del seccionador y seccionador

de puesta a tierra.

Mantenimiento Eléctrico:

Medición de la resistencia de contacto o eventualmente análisis termográfico

(con equipo en servicio).

Control de las conexiones.

Repetición de la prueba de funcionamiento realizada durante la puesta en

servicio y comparar resultados.

Recomendaciones:

La revisión general del módulo COMPASS se ejecuta sustituyendo la unidad

móvil del módulo con una previamente reacondicionada en fábrica.

La intervención debe ser ejecutada cuando se verifiquen una de las condiciones

abajo indicadas:

Después de 5.000 maniobras mecánicas

Cuando la corriente de cortocircuito se acerque a los siguientes valores (Ver

tabla 4.18)

Tabla 4.18. Relación entre maniobras de los Módulos y las corrientes de cortocircuito

Número de Maniobras 5000 800 200 89 50 32 20 13 9

Corriente de interrupción(KA) 2 5 10 15 20 25 30 35 40

Fuente: ABB, 2007

Después de 15 años en operación

DERECHOS RESERVADOS


236

Leyenda de las Tablas 4.19 a la 4.24

es = en servicio

fs = fuera de servicio

(*) = realizar en equipos que ejecutan muy pocas maniobras

(#) = la revisión general al 15° año prevé la sustitución del módulo COMPASS por otro anteriormente revisado

A continuación se muestra la tabla 4.19 en la cual se describe las

actividades a realizar con una breve descripción al los módulos compactos

COMPASS ABB, indicando la frecuencia en años programada para un lapso de

tiempo que va de 1 a 15 años , comenzando este periodo luego de energizar la

subestación, las actividades van desde las inspecciones o controles visuales,

hasta las labores de mantenimiento tipo A y tipo B respectivamente, cada uno de

estos mantenimientos se clasifica en mantenimiento de control, mecánico o

eléctrico. La tabla se distribuye en 8 bloques en los cuales se ubican los

componentes que van hacer tratados y van desde los aisladores hasta todos los

componentes en conjunto.

DERECHOS RESERVADOS


237

Tabla 4.19. PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL MÓDULO COMPASS (inspección periódica - revisión general) Actividad Intervalos de tiempo (Años)

Componentes Descripción es fs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Aisladores Control Visual/ Limpieza (Aislador) es (fs) si si si si si si si si si si si si si Si Si

Control Visual Indicador SF6 es si si si si si si si si si si si si si Si Si

Control Alarmas, Disparos y Bloqueos fs si si SiSistema de Control SF6

Control Humedad fs si si Si

Ejecución de dos maniobras (*) fs si si si si si Si

Control de las conexiones flexibles fs si si si si si Si

Engrasado de contactos principales fs si si si si si Si

Lubricación del comando fs si si

Prueba de Funcionamiento mecánico fs si si Si

Seccionador

Revisión General fs Si

Registró Nº de maniobras ejecutadas es si si si si si si si si si si si si si Si Si

Ejecución de dos maniobras (*) fs si si si si si Si

Lubricación del comando fs si si

Prueba de Funcionamiento mecánico fs si si Si

Interruptor

Revisión General fs Si

Circuito de Potencia Medición Resistencia de Contacto fs si si Si

Control de Empacadura de la Puerta es si si si si si si si si si si si si si Si Si

Control Funcional General fs si si SiArmario

Control Sistema de Calefacción es si si si si si si si si si si si si si Si Si

Control Corrosivo es si si si SiEstructura/Puesta a Tierra

Enroscados Firmes Tornillos es si si

Todos los Componentes Control de Buen Estado de Conservación es si si si si si si si si si si si si si Si Si

Fuente: ABB ADA T&D, 2007

DERECHOS RESERVADOS


238

2. TRANSFORMADOR DE POTENCIAL


Cada año se aconseja realizar (con el equipo en servicio):

Control Visual de Aislamiento

Control Visual de Cajeras

Control Visual de Empacaduras

Control Visual de Nivel de aceite

Control Visual de Puesta a tierra

Control Visual de Breakers

Control Visual de Pintura e identificación

Control Visual de Conexiones de potencia

Control Visual de Estructuras

Control Visual de Contaminación

Control Visual de Corrosión

Control Visual de Fugas de aceite

Aisladores Soporte y/o Suspensión

Control Visual de Aislamiento

Control Visual de Pernos y tuercas

Control Visual de Conectores

Control Visual de Herrajes

Control Visual contaminación

Control Visual corrosión

DERECHOS RESERVADOS


239



Limpieza de Gabinetes

Prueba de Alarmas


Limpieza y lubricación de contactos


Verificación de los puntos de tierra

Limpieza general

Rectificar contactos principales

Prueba de aislamiento

Prueba de resistencia de aislamiento

MANTENIMIENTO CAJAS DE CONEXIONES Pt’s

Inspección visual

Limpieza de la caja Interconexión

Ordenar Cableado

Ajuste de conexiones

Verificar :clase, función, devanado, relación

Verificar Cierre estrella, Punto de Tierra, Secuencia Fase

Chequear gomas de gabinetes de Pt’s

Bloqueo Disparo x 27o 81

Medir potencial en los devanados

Prueba de alarma

Chequeo breakers Interposición.

DERECHOS RESERVADOS


240

Medir potencial en tablero de protección Asociado

Verificar aterramiento de los Pt`s

Ajustar conexiones en cajeras Pt`s

Desbloqueo Disparo x 27 o 81

Energizar equipos según Secuencia de Despacho

Verificar carga trifásica

En la tabla 4.20 se describe las actividades a realizar con una breve

descripción al los transformadores de potencial ABB, indicando la frecuencia

en años programada para un lapso de tiempo que va de 1 a 15 años ,

comenzando este periodo luego de energizar la subestación, las actividades

van desde las inspecciones o controles visuales, hasta las labores de

mantenimiento tipo A y tipo B respectivamente, cada uno de estos

mantenimientos se clasifica en mantenimiento de control, mecánico o

eléctrico. La tabla se distribuye en 8 bloques en los cuales se ubican los

componentes que van hacer tratados.

DERECHOS RESERVADOS


241

Tabla 4.20 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIAL (inspección periódica - revisión general)

Actividad Intervalos de tiempo (Años) Componentes

Descripción es fs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Control Visual de Aislamiento es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de Cajeras y gabinetes es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de Empacaduras es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de Nivel de aceite es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de Puesta a tierra es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de Breakers es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de Pintura e identificación es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de Conexiones de potencia es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de Estructuras es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de Contaminación es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de Corrosión es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de Fugas de aceite es si si si si si si si si si si si si si si si

Limpieza y lubricación del mecanismo y gabinetes fs si si si si si si si

Rectificar contactos principales fs si si si si si si si

Prueba de aislamiento fs si si si si si si si


Prueba de resistencia fs si si si si si si si

Control Visual de Aislamiento es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de Pernos y tuercas es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de Conectores es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de Herrajes es si si si si si si si si si si si si si si si

Aisladores Soporte y/o Suspensión

Prueba de aislamiento fs si si si si si si si


DERECHOS RESERVADOS


242

3. SECCIONADOR MOTORIZADO ALTA TENSIÓN


Control Visual Contactos y Cojinetes

Control Visual Estado del aislamiento

Control Visual Puente flexible

Control Visual Cuernos de arco

Control Visual Tierras (Mando y parrilla)

Control Visual Mando

Control Visual Bloqueo mecánico

Control Visual Pintura e identificación

Control Visual Galvanizado

Control Visual Mecanismo de operación (Motor MT-50)

Control Visual Pernos, tuercas y estructuras

Control Visual Conexiones con la barra NABLA

Control Visual Alineación de la varilla de accionamiento


Bloquear el mecanismo

Realizar mantenimiento al seccionador

Mantenimiento a los contactos de potencia

Limpieza y ajuste de Contactos Potencia

Verificar. Alineación de Hojas

Ajuste y Calibración. Contactos. (Macho/hembra)

Mantenimiento control del seccionador

Mantenimiento control del motor

Verificar mecanismo seccionador

Lubricar y Limpiar Mecanismo de Operación

Medición de resistencia de contactos

DERECHOS RESERVADOS


243

Abrir y cerrar remoto/local

Pruebas resistencia contacto en seccionamiento

Pruebas Mecánicas

Pruebas resistencia de Aislamiento


Limpieza y lubricación del mecanismo

Pruebas de funcionamiento de cierre y apertura

Verificación de aleación de hojas

Ajuste y calibración en contactos (macho /hembra)

Pruebas mecánicas


Limpieza y ajuste de contactos de potencia

Prueba de resistencia de contacto en seccionamiento

Pruebas de resistencia de aislamiento

Pruebas de aislamiento a la barra

En la siguiente tabla 4.21 se describe las actividades a realizar al

seccionador motorizado, indicando la frecuencia en años programada para

un lapso de tiempo que va de 1 a 15 años, comenzando este periodo luego

de energizar la subestación, las actividades van desde las inspecciones o

controles visuales, hasta las labores de mantenimiento tipo A y tipo B

respectivamente, cada uno de estos mantenimientos se clasifica en

mantenimiento de control, mecánico o eléctrico.

DERECHOS RESERVADOS


244

Tabla 4.21. PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL SECCIONADOR MOTORIZADO (inspección periódica - revisión general)



Control visual de estado del aislamiento es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Puente flexible es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Cuernos de arco es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Tierras (mando y parrilla) es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Mando es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Bloqueo mecánico es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Contactos (potencia y auxiliares) es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Pintura e identificaciones es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Galvanizado es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de Mecanismos es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de pernos, tuercas y estructura es si si si si si si si si si si si si si si siControl visual de contaminación es si si si si si si si si si si si si si si siLimpieza y lubricación del mecanismo fs si si si si si siPruebas de funcionamiento de cierre y apertura fs si si si si si siVerificación de aleación de hojas fs si si si si si siAjuste y calibración en contactos fs si si si si si siPruebas mecánicas fs si si si si si siLimpieza y ajuste de contactos de potencia fs si si si si si siPrueba de resistencia de contacto en seccionamiento fs si si si si si siPruebas de resistencia de aislamiento fs si si si si si si


Pruebas de aislamiento a la barra fs si si si si si siFuente: Castellanos, 2007

DERECHOS RESERVADOS


245

4. TRANSFORMADOR DE POTENCIA



Control Visual de los bushings (para sistemas con fuerte

contaminación ambiental, ejecutar la limpieza de los bushings).

Control Visual de la cuba.

Control Visual de placa de identificación.

Control Visual del dispositivo TEC.

Control Visual del HYDRAN

Control Visual de radiadores.

Control Visual de las conexiones.

Control Visual de ventilación.

Control Visual de puesta a tierra.

Control Visual del nivel de aceite.

Control Visual de termómetros de aceite y bobina

Control Visual Iluminación, pintura y filtros.

Limpieza general del gabinete de control.

Control Visual de estructura.

Control de operaciones.

Verificación del esquema de regulación.

Control Visual del contenedor de sílica gel.

Control Visual del Vástago

Control de sistema de calefacción.

Control de corrosión.

Control de contaminación.

Cambiador de tomas bajo carga

Control Visual Engrase del Vástago

DERECHOS RESERVADOS


246

Control Visual Pintura

Control Visual Contador de operaciones Número de operaciones

Control Visual Motor

Control Visual Verificación de esquema de regulación

Control Visual Posición del Tap Changer

Control Visual presencia de contaminación

Control Visual del estado de la silica gel y su contenedor

Control Visual nivel de aceite

Control Visual de empacaduras, calefacción, limpieza, cableado




Pruebas de alarma de nivel y gas (sobrepresion)

Pruebas de alarma de temperatura C/Despacho de carga

Limpieza del tablero de control del transformador

Organizar cableado y limpieza de gabinete

Ajuste de conexiones (bornes y regletas)

Mantenimiento y pruebas de Saturación CT`s del TX

Chequeo de la alimentación AC/DC

Chequeo de breaker o fusible

Chequeo de lámpara que indica abierto/cerrado interruptor

Alarma y disparo por gas TX

Alarma y disparo por temperatura

Alarma y disparo por nivel de aceite

Verificación de la activación Local/Remota Relés Auxiliar del TX

Prueba para verificar orden L/R Man/Auto TC

Prueba para verificar orden L/R Subir /Bajar TC

Identificación del armario

DERECHOS RESERVADOS


247


Desmontar barras o puentes alta y baja tensión. Limpieza de conexiones de las barras. Limpieza de porcelanas o polímero de los bushings. Limpieza de visores de aceite. Verificación de la ausencia de corrosión o deterioro de los

componentes.

Chequeo de presión de nitrógeno

Montaje de barras o puentes


Control de las conexiones.

Repetición de la prueba de funcionamiento realizada durante la puesta

en servicio y comparar resultados.

Pruebas físico-químicas

Pruebas cromatográficas

Prueba de relación de transformación

Tomar notas de operaciones del cambiador

Tomar datos para TTR.

Prueba de factor de potencia del transformador

Prueba de rigidez del aceite del Transformador

Prueba de rigidez del aceite del Tap Changer

Reemplazo de la silica gel del transformador

Prueba de resistencia de aislamiento

Retirar los bulbos de los termómetros

Calibración de los termómetros

Verificación de arranque de etapas de ventilación

Verificación de puntos de puesta a tierra

DERECHOS RESERVADOS


248

PRUEBAS FUNCIONALES DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA

Ejecución de pruebas funcionales esquema de control de

transformadores de potencia AT/BT

PRUEBAS DE CONTROL Y PROTECCIÓN

Inspección Visual

Organizar cableado y limpieza del Gabinete

Ajuste de Conexiones (Bornes/Regletas)

Mantenimiento y Pruebas de saturación a los Ct´s del transformador.

Chequeo alimentación AC y DC

Chequeo del Breaker o fusible

Chequeo de lámpara que indica abierto/cerrado interruptor.

Alarma y disparo por gas del TX

Alarma y disparo por temperatura

Alarma y disparo por nivel de aceite


Pruebas Orden L/R Manual/Automático TC

Pruebas Orden L/R Subir/Bajar TC

Verificación de la Activación Local/Remota Relés Auxiliares del TX

En la siguiente tabla 4.22 se describe las actividades a realizar al

transformador de potencia, indicando la frecuencia en años programada para

un lapso de tiempo que va de 1 a 15 años, comenzando este periodo luego

de energizar la subestación, las actividades van desde las inspecciones o

controles visuales, hasta las labores de mantenimiento tipo A y tipo B

respectivamente, cada uno de estos mantenimientos se clasifica en

mantenimiento de control, mecánico o eléctrico.

DERECHOS RESERVADOS


249

Tabla 4.22 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA (inspección periódica - revisión general)



Control Visual Bushings es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual del dispositivo TEC es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de la cuba es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de placa de identificación es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de radiadores es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de las conexiones es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de ventilación es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de puesta a tierra es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual del aceite es si si si si si si si si si si si si si si si

Desmontaje de barras y limpieza de aisladores fs si si si si si si si

Pruebas de rigidez dieléctrica fs si si si si si

Pruebas físico-químicas fs si si si

Pruebas cromatográficas fs si si si

Pruebas de TTR y Factor de Potencia fs si si si si si

Pruebas de aislamiento y calibración de termómetros fs si si si si si

Pruebas de etapas de ventilación fs si si si si si


Pruebas Funcionales de esquema de control de Transformadores AT/BT fs si si si si si

Control Visual Iluminación, pintura y filtros e identificación es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de breakers es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de conexiones es si si si si si si si si si si si si si si si Gabinete de Control

Limpieza general del gabinete de control fs si si si si si


DERECHOS RESERVADOS


250

Tabla 4.22 (cont). PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA (inspección periódica - revisión general)




Control Visual de las conexiones es si si si si si si si si si si si si si si si Pararrayos

Control Visual de estructura es si si si si si si si si si si si si si si si

Control de visual del Vástago es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de pintura es si si si si si si si si si si si si si si si

Control de operaciones es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual del motor es si si si si si si si si si si si si si si si

Verificación del esquema de regulación fs si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual del contenedor de silica gel es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual del aceite es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de conexiones es si si si si si si si si si si si si si si si

Gabinete de Tap Changer

Limpieza del gabinete fs si si si si si si

Control de sistema de calefacción es si si si si si si si si si si si si si si si

Control de corrosión es si si si si si si si si si si si si si si si

Control de contaminación es si si si si si si si si si si si si si si si General

Limpieza general fs si si si si si si si si si si si si si si si


DERECHOS RESERVADOS


251

5. DESCARGADORES DE SOBRETENSION



Control Visual Puesta a tierra

Control Visual conexiones de potencia

Control Visual pernos y estructura

Control Visual continuidad de descargas




Lavado de aisladores

Ajuste de conexiones de potencia

En la siguiente tabla 4.23 se describe las actividades a realizar a los

descargadores de sobretension de alta y baja, en dicha tabla se indica la

frecuencia en años programada para un lapso de tiempo que va de 1 a 15

años, comenzando este periodo luego de energizar la subestación, las

actividades van desde las inspecciones o controles visuales, hasta las

labores de mantenimiento tipo A y tipo B respectivamente.

DERECHOS RESERVADOS


252

Tabla 4.23. PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL DESCARGADOR DE SOBRETENSION (inspección periódica - revisión general)



Control Visual de la Puesta a tierra es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de las conexione de potencia es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de pernos y estructura es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de la continuidad de descargas es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de la contaminación fs si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de la corrosión es si si si si si si si si si si si si si si si

Lavado de aisladores es si si si si si si si si si si si si si si si


Ajuste de conexiones de potencia es si si si si si si si si si si si si si si si


DERECHOS RESERVADOS


253

6. BARRA NABLA


Cada año se aconseja realizar (con equipo en servicio)

Control Visual de los conectores

Control Visual conexiones de potencia

Control Visual pernos y estructura



Control Visual de linealidad de barras

Control Visual de las uniones de autosoporte


Lavado de barras

Ajuste de conexiones de potencia

Ajuste de conectores

En la tabla 4.24 que se muestra a continuación se describe las

actividades a realizar a las barras NABLA, indicando la frecuencia en años

programada para un lapso de tiempo que va de 1 a 15 años, comenzando

este periodo luego de energizar la subestación, las actividades van desde las

inspecciones o controles visuales, hasta las labores de mantenimiento tipo A

y tipo B respectivamente.

DERECHOS RESERVADOS


254

Tabla 4.24. PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE LAS BARRAS NABLA (inspección periódica - revisión general)



Control Visual de conectores es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de las conexiones de Potencia es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de pernos y estructura es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de contaminación es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de corrosión es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de linealidad de barras es si si si si si si si si si si si si si si si


Control visual de las uniones de autosoporte es si si si si si si si si si si si si si si si

Lavado de las barras fs si si si si si si si si si si si si si si si General

Ajuste de conectores fs si si si si si si si si si si si si si si si


DERECHOS RESERVADOS


255

7. CELDAS DE MEDIA TENSION 24 KV (Celdas Switchgears)



Control Visual Iluminación, pintura y filtros.

Control de contaminación.

Control Visual de placa de identificación

Limpieza general del gabinete de control.

Control Visual de las conexiones

Control Visual de puesta a tierra

Control Visual de estructura

Control de operaciones

Control de corrosión

Control Visual de breakers.



Organizar cableado y limpieza de gabinete

Ajuste de conexiones (bornes y regletas)

Chequeo de la alimentación AC/DC

Alarma y disparo



Limpieza y lubricación del mecanismo

Pruebas de funcionamiento de cierre y apertura

DERECHOS RESERVADOS


256

Limpieza de barras y celdas


Pruebas de aislamiento a la barra

Verificación de los puntos de tierra de la celda

Lubricación y ajuste de las puertas de las celdas

Mantenimiento de los interruptores

Retiro de las cámaras de extinción

Limpieza general

Rectificar contactos principales

Prueba de aislamiento

Prueba de resistencia de contacto

Montaje de cámaras de extinción

En la tabla 4.25 se describe las actividades a realizar a las celdas de

media tensión, en estas se indicando la frecuencia en años programada para

un lapso de tiempo que va de 1 a 15 años, comenzando luego de energizar

la subestación, las actividades van desde las inspecciones o controles

visuales, hasta las labores de mantenimiento tipo A y tipo B respectivamente,

cada uno de estos mantenimientos se clasifica en mantenimiento de control,

mecánico o eléctrico.

DERECHOS RESERVADOS


257

Tabla 4.25 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE CELDAS DE 24kV (inspección periódica - revisión general)

Actividad Intervalos de tiempo (Años)

Componentes Descripción es fs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Control Visual Iluminación, pintura y filtros. es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de breakers. es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de placa de identificación es si si si si si si si si si si si si si si si

Limpieza general del gabinete de control. es si si si si si si si si si si si si si si si

Control Visual de las conexiones es si si si si si si si si si si si si si si si


Control Visual de estructura es si si si si si si si si si si si si si si si

Control de operaciones es si si si si si si si si si si si si si si si

Control de corrosión es si si si si si si si si si si si si si si si

Control de contaminación. es si si si si si si si si si si si si si si si

Ajuste de conexiones (bornes y regletas) fs si si si si si si

Chequeo de la alimentación AC/DC fs si si si si si si

Pruebas de Alarma y disparo fs si si si si si si

Limpieza y lubricación del mecanismo fs si si si si si si

Pruebas de funcionamiento de cierre y apertura fs si si si si si si

Limpieza de barras y celdas fs si si si si si si

Pruebas de asilamiento a la barra fs si si si si si si

Lubricación y ajuste de las puertas de las celdas fs si si si si si si

Mantenimiento de los interruptores fs si si si si si si


Retiro de las cámaras de extinción fs si si si si si si


DERECHOS RESERVADOS


258

Tabla 4.25 (cont). PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE CELDAS DE 24kV (inspección periódica - revisión general)



Limpieza general fs si si si si si si

Rectificar contactos principales fs si si si si si si

Prueba de resistencia de contacto fs si si si si si si


Montaje de cámaras de extinción fs si si si si si si


DERECHOS RESERVADOS


259

8. CUARTO DE BATERIAS



Ventilar el cuarto baterías 10 minutos

Inspección visual del sistema de servicios auxiliares de corriente

continúa

Inspección de los parámetros del sistema de servicios auxiliares de

corriente continúa.

Inspección visual del Rectificador de Baterías.

Identificación del Rectificador de Baterías.

Organización del cableado del Rectificador de Baterías.


Ventilar el cuarto baterías 10 minutos

Medición de los parámetros del sistema de servicios auxiliares de

corriente continúa

Chequeo de puentes interceldas

Chequeo conexiones

Chequeo tapón antiexplosivos

Chequeo a todas las celdas

Lectura Voltímetro de cada celda (Verificar Polaridad)

Medir densidad y temperatura electrolito

Normalizar nivel electrolito (si es necesario)

Limpiar Baterías c/u con paño ligeramente húmedo

Normalizar carga ecualización

Limpieza y Organización del cableado y conexiones (si es necesario)

Limpieza de Rack, Sala y Mantenimiento del Extractor

DERECHOS RESERVADOS


260

Informar al Proveedor Anomalías (señalar y especificar)

Limpieza del Tablero Cargador de Baterías (CB)

Limpieza/Organización/Verificación de conexiones del Cargador de

Baterías

Pruebas de alarmas de alto voltaje CD

Pruebas de alarmas de bajo voltaje CD

Pruebas de alarma de polo (+) a tierra

Pruebas de alarma de polo (-) a tierra

Prueba de alarma de falla de CA

Medición de Parámetros Voltaje CA y CD

Medición/Verificación de Corrientes

Limpieza de tableros

A continuación se muestra la tabla 4.26 en la cual se describe las

actividades a realizar con una breve descripción al banco de baterias y

cargador de baterias, indicando la frecuencia en años programada para un

lapso de tiempo que va de 1 a 15 años, dando inicio luego de energizar la

subestación, las actividades van desde las inspecciones o controles visuales,

hasta las labores de mantenimiento tipo A y tipo B respectivamente.

DERECHOS RESERVADOS


261

Tabla 4.26 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL BANCO DE BATERIAS (inspección periódica - revisión general)



Ventilar el cuarto baterías 10 minutos es si si si si si si si si si si si si si si si

Inspección visual del sistema de servicios auxiliares de

corriente continua es si si si si si si si si si si si si si si si

Inspección de los parámetros del sistema de servicios

auxiliares de corriente continua es si si si si si si si si si si si si si si si

Inspección visual del Rectificador de Baterías. es si si si si si si si si si si si si si si si

Identificación del Rectificador de Baterías. es si si si si si si si si si si si si si si si

Organización del cableado del Rectificador de Baterías es si si si si si si si si si si si si si si si

Chequeo de puentes interceldas fs si si si si si si si si si si si si si si si

Chequeo conexiones fs si si si si si si si si si si si si si si si

Chequeo tapón antiexplosivos fs si si si si si si si si si si si si si si si

Chequeo a todas las celdas fs si si si si si si si si si si si si si si si

Lectura Volt. de cada celda (Verificar Polaridad) fs si si si si si si si si si si si si si si si

Medir densidad y temperatura electrolito fs si si si si si si si si si si si si si si si

Sistema de Servicios Auxiliares de

Corriente Continua

Normalizar nivel electrolito (si es necesario) fs si si si si si si si si si si si si si si si


DERECHOS RESERVADOS


262

Tabla 4.26 (cont.). PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL BANCO DE BATERIAS (inspección periódica - revisión general)



Limpiar Baterías c/Paño Lig. Húmedo fs si si si si si si si si si si si si si si si

Normalizar carga ecualización fs si si si si si si si si si si si si si si si

Limpieza/Organización del cableado y conexiones (si es

necesario) fs si si si si si si si si si si si si si si si

Limpieza de Rack, Sala y Mtto. Extractor fs si si si si si si si si si si si si si si si

Informar al Proveedor Anomalías (s/especf) fs si si si si si si si si si si si si si si si

Limpieza del Tablero Cargador de Baterías (CB) fs si si si si si si si si si si si si si si si

Limpieza/Organización/Verificación de conexiones del

Cargador de Baterías fs si si si si si si si si si si si si si si si

Pruebas de alarmas de alto voltaje CD fs si si si si si si si si si si si si si si si

Pruebas de alarmas de bajo voltaje CD fs si si si si si si si si si si si si si si si

Pruebas de alarma de polo (+) a tierra fs si si si si si si si si si si si si si si si

Pruebas de alarma de polo (-) a tierra fs si si si si si si si si si si si si si si si

Prueba de alarma de falla de CA fs si si si si si si si si si si si si si si si

Medición de Parámetros Voltaje CA y CD fs si si si si si si si si si si si si si si si

Medición/Verificación de Corrientes fs si si si si si si si si si si si si si si si

Sistema de Servicios Auxiliares de Corriente Continua

Limpieza de tableros fs si si si si si si si si si si si si si si si


DERECHOS RESERVADOS


263

9. CUARTO DE CONTROL



Panel HMI

Limpieza de Tablero/Tarjetas Anunciador

Organización del cableado

Revisión alimentación AC-DC

Chequeo de breaker o fusible AC-DC

Identificación de los Tableros

Panel del Transformador de Potencia (PTX)


Organización Cables

Inspección visual del tablero


Panel de Líneas (PLT)





Panel Interruptores (PCI)




DERECHOS RESERVADOS


264


Panel Transfer Switch

Inspección visual del tablero del Transfer Switch

Identificación de los Tableros del Transfer Switch

Tableros AC y DC

Inspección visual de tableros

Identificación Tableros


Panel HMI


Pruebas a lámparas del anunciador

Pruebas de alarmas

Pruebas a cada alarma desde el origen

Pruebas Extremo-Extremo TX/RX

Panel del Transformador de Potencia (PTX)



Pruebas de alarmas

Limpieza/Organización Cables

Panel de Líneas (PLT)


DERECHOS RESERVADOS


265


Pruebas de alarmas


Panel Interruptores (PCI)



Pruebas de alarmas



Limpieza/Organización Cables del Transfer Switch

Verificar conexiones/Ajustes del Transfer Switch

Pruebas de Carga del Transfer Switch

Pruebas de Tensión del Transfer Switch

Pruebas de Funcionamiento del Transfer Switch

Prueba de Alarmas del Transfer Switch

Sistema de Alumbrado de Patio

Chequeo de Lámparas/ Fotocelda/ Contactor

Chequeo de Aislamiento de Cables de Alimentación

Chequeo de Conexiones y Empalmes/ Tanquilla

Medición de Caída de Tensión

Limpieza de Globos y Reflectores

Reemplazo conexiones deterioradas

Reemplazo de Lámparas/Equipos Deteriorados

Prueba del Sistema de Alumbrado Exterior

DERECHOS RESERVADOS


266

Tabla 4.27 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL CUARTO DE CONTROL (inspección periódica - revisión general



Limpieza de Tablero/Tarjetas Anunciador es si si si si si si si si si si si si si si si

Organización del cableado es si si si si si si si si si si si si si si si

Revisión alimentación AC-DC es si si si si si si si si si si si si si si si

Chequeo de breaker o fusible AC-DC es si si si si si si si si si si si si si si si

Ajuste de conexiones fs si si si si si si

Pruebas a lámparas del anunciador fs si si si si si si

Pruebas de alarmas fs si si si si si si

Pruebas a cada alarma desde el origen fs si si si si si si

Panel HIM

Pruebas Extremo-Extremo TX/RX fs si si si si si si


Organización Cables es si si si si si si si si si si si si si si si

Inspección visual del tablero es si si si si si si si si si si si si si si si

Identificación de los Tableros es si si si si si si si si si si si si si si si

Ajuste de conexiones fs si si si

Pruebas a lámparas del anunciador fs si si si


Panel del TX

Limpieza/Organización Cables fs si si si si si si


DERECHOS RESERVADOS


267

Tabla 4.27 (cont.). PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL CUARTO DE CONTROL (inspección periódica - revisión general)










Panel de Líneas









Panel Interruptores



DERECHOS RESERVADOS


268

Tabla 4.27 (cont.). PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL CUARTO DE CONTROL (inspección periódica - revisión general)



Inspección visual del tablero del Transfer Switch es si si si si si si si si si si si si si si si

Identificación de los Tableros del Transfer Switch es si si si si si si si si si si si si si si si

Limpieza/Organización Cables del Transfer Switch fs si si si si si

Verificar conexiones/Ajustes del Transfer Switch fs si si si si si

Pruebas de Carga del Transfer Switch fs si si si si si

Pruebas de Tensión del Transfer Switch fs si si si si si

Pruebas de Funcionamiento del Transfer Switch fs si si si si si


Prueba de Alarmas del Transfer Switch fs si si si si si

Chequeo de Lámparas/Fotocelda/Contactor fs si si si si

Chequeo de Aislamiento de Cables de Alimentación fs si si si si

Chequeo de Conexiones y Empalmes/Tanquilla fs si si si si

Medición de Caída de Tensión fs si si si si

Limpieza de Globos y Reflectores fs si si si si si

Reemplazo conexiones deterioradas fs si si si si si

Reemplazo de Lámparas/Equipos Deteriorados fs si si si si si

Sistema de Alumbrado de Patio

Prueba del Sistema de Alumbrado Exterior fs si si si si si


DERECHOS RESERVADOS


269

En las tablas 4.27 anteriores se describe las actividades a realizar

con una breve descripción al los equipos existentes en el cuarto de

control, se mencionan las actividades que van desde las inspecciones

visuales o control visual, chequeos, limpieza y verificaciones de los

equipos existentes en el cuarto de control, se indicando la frecuencia en

años programada para un lapso de tiempo que va de 1 a 15 años ,

comenzando luego de energizar la subestación, las actividades van desde

las inspecciones o controles visuales, hasta las labores de mantenimiento

tipo A y tipo B respectivamente.

10. LAVADO DE LA SUBESTACIÓN

Desenegizar según secuencia de despacho

Preparar camión lavador y unidad líder

Lavar patio de estructura Alta tensión

Lavar el Módulo COMPASS (solo postes aisladores, aisladores

soporte y cámara de extinción) evitar impactar el CT, pines y

contactos del Módulo

Lavar aisladores 138 KV

Energizar Según secuencia de despacho de carga

11. INSPECCIONES TERMOGRAFICAS

Preparar detector de puntos calientes

Informar al despacho de inicio de chequeo

Efectuar inspecciones térmicas en condiciones normales de

energizacion

Efectuar inspecciones térmicas con carga transferida

Informar al despacho de culminación de chequeo

DERECHOS RESERVADOS


270

12. PRUEBAS FUNCIONALES

MANTENIMIENTO AL ANUNCIADOR DE ALARMAS (ASEGURARSE DE PROBAR CADA ALARMA DESDE EL EQUIPO DONDE SE GENERA)

Limpieza de Tablero/Tarjetas Anunciador

Verificar con el despacho


Chequeo de breaker o fusible AC-DC


Realizar pruebas a lámparas del anunciador

Pruebas de alarmas

Pruebas a cada alarma desde el origen

Organización del cableado

13. MANTENIMIENTO RELÉS DE PROTECCION ÉSTATICOS DEL TRANSFROMADOR

REALIZAR PRUEBAS Y MANTENIMIENTO CANAL/RELÉ

Inspección Visual

Prueba de Aislamiento

Medir carga de la línea

Pruebas al Canal de Comunicación

Coordinar pruebas extremo remoto

Pruebas al relé 87T

Verificación alarma canal comunicación

REALIZAR PRUEBAS DE EXTREMO A EXTREMO

Instalar Ct`s auxiliares (si es necesario)

Verificar ajuste de pruebas

Realizar pruebas de extremo a extremo.

DERECHOS RESERVADOS


271

Ajustes conexiones/ terminales; reemplazo sí necesario.

Organizar y Limpiar Cableado del Tablero

14. MANTENIMIENTO PROTECCIONES ESTÁTICAS DIFERENCIAL BARRA

REALIZAR PRUEBAS Y MANTENIMIENTO CANAL/RELÉ

Inspección Visual

Prueba de Aislamiento

Medir carga de la línea

Pruebas al Canal de Comunicación

Coordinar pruebas extremo remoto

Pruebas al relé 87B

Verificación alarma canal comunicación

REALIZAR PRUEBAS DE EXTREMO A EXTREMO.

Instalar Ct`s auxiliares (si es necesario)

Preparar hoja de prueba

Verificar ajuste de pruebas

Realizar pruebas de extremo a extremo

Ajustes conexiones / terminales; reemplazo sí necesario.

Organizar y Limpiar Cableado del Tablero

15. MANTENIMIENTO DE TABLEROS DE CA, CD Y TRANSFER SWITCH

MANTENIMIENTO DE TABLEROS SERVICIO AUXILIARES DE CA

Inspección visual


Limpieza del Tablero

DERECHOS RESERVADOS


272

Chequeo de alarma

Medición parámetros voltaje y corriente

Identificación breakers por Circuito Ramal


MANTENIMIENTO DE TABLEROS SERVICIO AUXILIARES DE CD

Inspección visual


Limpieza del Tablero

Medición parámetros voltaje y corriente

Chequeo de alarma

Identificación breakers por Circuito Ramal

MANTENIMIENTO DEL TRANFER SWITCH


Verificar conexiones/Ajustes

Pruebas de Carga

Pruebas de Tensión

Pruebas de Funcionamiento

Prueba de Alarmas

Llenar Reporte de Pruebas

Identificación del Tablero

16. MANTENIMIENTO DE EQUIPOS DE MEDICION LOCAL

MANTENIMIENTO DE AMPERÍMETROS Y VOLTÍMETROS

Limpieza Equipó /Ordenar cableado

Inspección/Ajuste conexiones y terminales

Inyección corriente a los amperímetros

Llenar formato de Pruebas

Calibración Amperímetros y voltímetros

Inyección de tensión a los voltímetros

DERECHOS RESERVADOS

CONCLUSIONES

Una vez finalizado este trabajo de investigación se puede emitir las

siguientes conclusiones:

En el sistema eléctrico de ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A existen

diferentes configuraciones típicas y atípicas en las subestaciones

eléctricas de alta tensión, siendo las más comunes la configuración

Tipo H y la configuración Interruptor y medio; ya que éstas ofrecen una

gran variedad de ventajas tanto para la operación como para el

mantenimiento.

Los planes de mantenimiento que se han venido aplicando en las

subestaciones eléctricas de alta tensión del sistema eléctrico de

ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A están basados en los criterios de

frecuencia, e inspección anual, produciendo favorables resultados así

como alta confiabilidad, sin embargo el costo ha sido alto porque se

intervienen los equipos en un ciclo continuo sin considerar sus

condiciones de operación; muchas veces repitiendo mantenimientos a

equipos que no necesariamente lo ameriten.

Los planes de mantenimiento mencionados anteriormente se

caracterizan por ser de ciclo individual que consiste en la asignación

de fechas en función de la frecuencia de tiempo, y no a condición del

equipo, lo cual no es lo más conveniente ya que no involucra el

seguimiento de las condiciones de funcionamiento.

La aplicación de las subestaciones eléctricas compactas proporciona

significativas ventajas entre las cuales se pueden citar: requerimientos

menores de espacio, rápida instalación de los módulos funcionales por

ser prefabricados, están conformadas por módulos flexibles para

adaptarse a la mayoría de los diseños de subestaciones.

DERECHOS RESERVADOS

El equipamiento hibrido integrado en los módulos funcionales

(Interruptor de potencia, Seccionador, Seccionador de puesta a tierra,

transformador de corriente) permite que las subestaciones sean más

sencillas al momento de instalar o reemplazar equipos.

Los modelos de subestaciones compactas ofrecidos por los

fabricantes analizados (ABB, SIEMMENS, ALSTOM) poseen diseños

similares ya que integran la misma cantidad de equipos y funciones

en una unidad o modulo, la variante se da en las características

eléctricas, forma mecánica y la robustez del equipo que difieren según

el fabricante.

Las pautas de mantenimiento de subestaciones compactas

recomendada por la empresa ABB están dirigidas a un libre

mantenimiento, el cual se basa en inspecciones visuales de los

equipos de forma individual como también en forma integral a la

subestación. Las inspecciones se fundamentan en las indicaciones y

referencias que cada equipo refleje en sus cuadernos técnicos y

manuales.

Los mantenimientos reflejados por la empresa ABB indican tres tipos

de mantenimiento a realizar en las subestaciones eléctricas compactas

que son: Mantenimiento Preventivo o Tipo A, Mantenimiento Predictivo

o Tipo B y Mantenimiento Correctivo o Tipo C; con frecuencia que van

desde la inspección general de la subestación compacta cada 3

meses hasta la sustitución de equipos a los 15 años de ser necesario.

El proceso de revisión de las normas nacionales e internacionales es

fundamental para la elaboración de planes de mantenimiento, debido a

que ellas establecen los procedimientos que determinan el tipo de

actividades de mantenimiento de acuerdo a las características

funcionales y las condiciones ambientales del sitio donde este

instalado el equipo; también definen las pruebas funcionales que

deben ser aplicadas a cada equipo y los valores de referencia de

DERECHOS RESERVADOS

dichas pruebas, además clasifican el tipo de mantenimiento en

preventivo, predictivo y correctivo.

De la comparación efectuada a los planes de mantenimiento aplicados

en las empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A y los recomendados

por el fabricante ABB, se evidenció que coinciden en muchos aspectos

especialmente en cuanto al tipo de mantenimiento (Tipo A, Tipo B,

Tipo C), labores, tiempo de ejecución, recursos humanos, recursos

materiales, frecuencia y requerimientos especiales. Esta marcada

coincidencia confirma que los planes de mantenimiento que se aplican

en ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A han sido elaborados considerando

mayoritariamente las recomendaciones emitidas por fabricantes.

El plan de mantenimiento elaborado en esta investigación con

aplicación a las subestaciones compactas Soler y Médanos constituye

una herramienta técnica valiosa para las Empresas ENELVEN, C.A y

ENELCO, C.A; ya que permite tener estructuradas las labores de

mantenimiento antes de la puesta en marcha de las referidas

subestaciones, con lo cual se reduce los costos por contratación de

asesoría en cuanto a servicio de mantenimiento prestado por

fabricante.

El plan de mantenimiento propuesto para ser aplicado en las

subestaciones compactas Soler y Médanos conserva en gran parte la

misma estructura que actualmente se está aplicando en las

subestaciones convencionales; en su diseño involucra un

mantenimiento unificado para intervenir equipos al mismo tiempo o en

forma simultánea con otros que estén vinculados directamente con

éstos (Interruptor, Seccionador, Seccionador de puesta a tierra,

Transformador de corriente).

La frecuencia y las labores de mantenimiento propuestas para las

subestaciones compactas Soler y Médanos fueron estimadas

adaptando las recomendaciones de fabricante a las políticas de

mantenimiento que aplican en ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A en las

DERECHOS RESERVADOS

subestaciones convencionales; esto con el propósito de reducir el

impacto de la adaptación a la nueva tecnología.

La flexibilidad del plan de mantenimiento para las subestaciones

compactas Soler y Médanos desarrollado en esta investigación, viene

dado por la fácil adaptabilidad a cambios que se consideren

pertinentes en las labores de mantenimiento contenidas en éste, esto

lo va a definir la experiencia que adquiera el personal de

mantenimiento con los equipos que integran las subestaciones Soler y

Médanos luego de la puesta en marcha de las mismas.

DERECHOS RESERVADOS

RECOMENDACIONES

Implementar el Plan de Mantenimiento propuesto para Subestaciones

eléctricas en Alta Tensión de Tipo Compactas Soler y Médanos en las

Empresas ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A, detallado en la sección

4.7.5

Adiestrar al personal encargado de ejecutar las labores de

mantenimiento con la tecnología que poseen este tipo de

Subestaciones Eléctricas y sus equipos, para cuando se involucren

en las labores de mantenimiento estén completamente familiarizados

con ellas y así conseguir un mejor resultado del Mantenimiento en las

Subestaciones Eléctricas Compactas.

Es aconsejable siempre guiarse por el manual o instructivo de los

equipos para desarrollar labores y asesorarse con la compañía

proveedora de la tecnología compacta que conforman este tipo de

subestación eléctrica.

Proponer una revisión periódica de las políticas generales de

mantenimiento de las Empresa con la finalidad de actualizar y

optimizar las gestiones el mantenimiento normal de los equipos.

Aplicar un registro para el control de pruebas realizadas a equipos

de potencia para conocer el estado en que se encuentran, así como el

comportamiento de estos a través de los años.

Establecer normas para la evaluación de las pruebas realizadas a los

equipos de potencia.

DERECHOS RESERVADOS

Establecer criterios para que las labores realizadas por contratistas se

detalle en un informe los procedimientos y labores ejecutadas por los

mencionados

El personal encargado de las inspecciones de subestaciones debe

establecer como política el chequeo general de los equipos.

Se propone realizar un Programa computacional como herramienta de

automatización del mantenimiento preventivo de las subestaciones

Soler y Médanos.

Se propone realizar el protocolo de mantenimiento de las

subestaciones eléctricas de alta tensión de tipo compactas para las

Empresa ENELVEN, C.A y ENELCO, C.A

DERECHOS RESERVADOS

BIBLIOGRAFÍA

TEXTOS

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investigación. Segunda Edición. Editorial McGraw Hill.

Tamayo y Tamayo, M. El proceso de la investigación científica.

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Ramírez, G., Carlos F. Subestaciones de Alta y Extra Alta Tensión.

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(PAMT-2006)

Manual de Normas y Procedimientos para la Elaboración del Plan

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C,A. Energía Eléctrica de Venezuela

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Anual de Mantenimiento del Sistema Eléctrico de Transmisión de la

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Centro de Ingenieros del estado Zulia. Gerencia de Mantenimiento.

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COVENIN 815 - 82. “Cascos de Protección Personal para uso Industrial”.

COVENIN 975 - 76. “Protectores Oculares y Faciales”.

COVENIN 2237 - 85. “Ropa, Equipos y Dispositivos de Protección

Personal. Selección Según al Riesgo Ocupacional”. COVENIN 187 - 92. Colores, símbolos y dimensiones para señales de

seguridad. COVENIN 2432 - 87. “Calzado de Seguridad para Electricistas”.

COVENIN 3113 - 1994. “Seguridad en el Mantenimiento de

Subestaciones Eléctricas”. NETA MTS - 1993. “Maintenance Testing Specifications”.

DERECHOS RESERVADOS

NETA MTS - 2001. “Maintenance Testing Specifications”. ANSI - IEEE C57.12.00-1993. Standard General Requirements for

Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers. ANSI-IEEE C57.12.90-1993. Standard Test Code for Liquid-Immersed

Distribution, Power, and Regulating Transformers. ANSI - IEEE C57.131-1995. Standard Requirements for Load Tap

Changer. ANSI-IEEE C37.100. Standard Definitions for Power Switchgear.

ANSI-IEEE C37.30-1997. Standard Definitions and Requirements for

High-Voltage Air Switches. ANSI-IEEE C37.35-1995. Guide for Application, Installation and

Maintenance of High-Voltage Air Disconnecting and Load Interrupter Switches.

PAGINAS ELECTRONICAS VISITADAS

http://www.mantenimientototal.com

http://www.solomantenimiento.com

http://www.abb.com

http://www.siemens.com

http://www.alstom.com

http://www.preval.org/documentos

http://www.netaworld.org

DERECHOS RESERVADOS

ANEXOS

ANEXO No 1

DERECHOS RESERVADOS

ANEXOS

TABLA 10.1

Valores de Prueba de Resistencia de Aislamiento Sistemas y Equipos Eléctricos

Valores Nominales de los Equipos en Volts

Tensión Mínima de Prueba, DC

Mínima Resistencia de Aislamiento

Recomendada en Megaohms

250 500 25

600 1,000 100

1,000 1,000 100

2,500 1,000 500

5,000 2,500 1,000

8,000 2,500 2,000

15,000 2,500 5,000

25,000 5,000 20,000

35,000 15,000 100,000

46,000 15,000 100,000

69,000 y por encima

15,000 100,000

Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications

En ausencia de los estándares de consenso que se ocupan de las pruebas de

resistencia de aislamiento, el consejo de revisión de estándares sugiere los valores

representativos antedichos.

Vea la tabla 10.14 para los factores de corrección de temperatura.

Los resultados de la prueba son dependientes de la temperatura del material

aislador y la humedad del ambiente circundante a la hora de la prueba.

Los datos de prueba de resistencia de aislamiento se pueden utilizar para establecer

un patró.

Las desviaciones de la información de la línea de base permiten la evaluación del

aislamiento.

DERECHOS RESERVADOS

ANEXOS

Tabla 10.2 Tensiones de Prueba de Switchgear Withstand

Tensión Máxima de Prueba kVTipo de Switchgear

Máximo Valor de Tensión (kV)

(rms) AC DC

Low-Voltage Power Circuit Breaker Switchgear .254/.508/.635 1.6 2.3

4.76 14 20 8.25 27 37 15.0 27 37 27.0 45 *

Metal-Clad Switchgear

38.0 60 * 15.5 37 * 38.0 60 *

Station-Type Cubicle Switchgear

72.5 120 * 4.76 14 20 8.25 19 27 15.0 27 37 15.5 37 52 25.8 45 *

Metal Enclosed Interrupter Switchgear

38.0 60 *

Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specification

TABLA 10.3

Valores de Pruebas de Mantenimiento Factor de potencia y disipación recomendado a 20°C Transformadores en líquido

Aceite

Máximo SilicónMáximo

Tetracloretileno Máximo

High Fire PointHydrocarbon

Maximum Transformadores de potencia 2.0% 0.5% 3.0% 2.0%

Transformadores Distribución 3.0% 0.5% 3.0% 3.0%


DERECHOS RESERVADOS

ANEXOS

TABLA 10.4 Límites Sugeridos para el servicio de fluidos aislantes

Ace tea Mineral

Probe

ASTM Método

69 kV and más

Desde 69 kV hasta 288 kV 345 kV and más

Dielectric breakdown, kV minimum

D877 26 26 26

Dielectric breakdown, kV minimum @ 0.04 gap

D1816 23 26 26

Dielectric breakdown, kV minimum @ 0.08 gap

D1816 34 45 45

Interfacial tension, mN/m minimum

D971 24 26 30

Neutralization number, mg KOH/g maximum

D974 0.2 0.2 0.1

Water content, ppm maximum

D1533 35 25 20

Power factor at 25°C, % D924 1.0d 1.0d 1.0d

Power factor at 100°C, % D924 1.0d 1.0d 1.0d

Probe ASTM Método Silicónb

Less Flammable Hydrocarbonc Tetrachloroethylenee

Dielectric Breakdown, kV minimum D877 25 24 26

Visual D2129

Colorless, clear, free of

particles -- Clear with purple

iridescence

Water Content, ppm maximum D1533 100 4.5 35

Dissipation/power factor, % maximum @ 25°C D924 0.2 1.0 12.0

Viscosity, cSt @ 25°C D445 47.5 - 52.5 -- 0

Fire Point, °C, minimum D92 340 300 --

Neutralization number, mg KOH/g maximum D974 0.2 -- .25

Neutralization number, mg KOH/g maximum D664 N/A 0.25 --

Interfacial Tension, mN/m minimum @ 25°C D971 N/A 22 --


DERECHOS RESERVADOS

ANEXOS

Tabla 10.5

Pruebas de Mantenimiento de Transformadores de Resistencia de Aislamiento Mínimo Recomendado para Resistencia Aislamiento en

Megaohms Embobinado del Transformador

Rating Type in Volts Tensión DC Mínima de

prueba Liquid Filled Dry

0 - 600 1000 100 500

601 - 5000 2500 1000 5000

Greater than 5000 5000 5000 25000


TABLA 10.6

Cables de Media-Tensión Tensiones Máximas de Pruebas de Mantenimiento (kV, DC)

Tipo de aislamiento

Tensiones Nominales de Cables (kV)

Nivel de Aislamiento (Porcentaje)

Tensiones de Prueba kV, DC

5 100 195 133 19

15 100 41

15 133 49

Elastomeric: Butyl and Oil

Base

25 100 60

5 100 195 133 19

8 100 26

8 133 26

15 100 41

15 133 49

25 100 60

25 133 75

28 100 64

Elastomeric: EPR

35 100 75

5 100 195 133 19

8 100 26

8 133 26

15 100 41

15 133 49

25 100 60

25 133 75

Polyethylene (see Note 4)

35 100 75

DERECHOS RESERVADOS

ANEXOS

TABLA 10.7 Molded-Case Circuit Breakers

Prueba de Disparo de Tiempo Inverso (A 300% de Corriente Continua Nominal del Circuit Breaker)

Tiempo Máximo de Disparo en Segundospara cada marco máximo nominal

Rango de Conrriente Contínua Nominal (Amperes) < 250 V 251 – 600V

0-30 50 70

31-50 80 100

51-100 140 160

101-150 200 250

151-225 230 275

226-400 300 350

401-600 - - - - - 450

601-800 - - - - - 500

801-1000 - - - - - 600

1001 – 1200 - - - - - 700

1201-1600 - - - - - 775

1601-2000 - - - - - 800

2001-2500 - - - - - 850

2501-5000 - - - - - 900

6000 - - - - - 1000


DERECHOS RESERVADOS

ANEXOS

TABLA 10.8 Tolerancia de Disparo Instántaneo

Para prueba de campos de Circuit Breakers Tolerancias del Fabricante

Rango de disparos publicados

Tipo de Breaker

Configuración de Tolerancia Lado de Alta Lado de Baja

Adjustable +40%

-30% - - - - - - - - - -

No ajustable - - - - - +25% -25%


TABLA 10.9 Pruebas Dieléctricas de Transformadores de Instrumentación

Mantenimiento de Campo Prueba periódica de dieléctrico soportado

Campo de Tensión de prueba (kV) Sistema Nominal (kV)

BIL (kV) AC DC*

0.6 10 2.6 4

1.1 30 6.5 10

2.4 45 9.7 15

4.8 60 12.3 19

8.32 75 16.9 26

13.8 95 22.1 34

13.8 110 22.1 34

25 125 26.0 40

25 150 32.5 50

34.5 150 32.5 50

34.5 200 45.5 70

46 250 61.7 +

69 350 91.0 +

115 450 120.0 +

115 550 149.0 +

138 550 149.0 +

138 650 178.0 +

161 650 178.0 +

161 750 211.0 +

230 900 256.0 +

230 1050 299.0 +


DERECHOS RESERVADOS

ANEXOS

TABLA 10.10

Amplitud de Vibración Máxima Permitida

RPM @ 60 Hz

Velocity in/s peak

Velocity mm/s

RPM @ 50 Hz

Velocity in/s peak

Velocity mm/s

3600 0.15 3.8 3000 0.15 3.8

1800 0.15 3.8 1500 0.15 3.8

1200 0.15 3.8 1000 0.13 3.3

900 0.12 3.0 750 0.10 2.5

720 0.09 2.3 600 0.08 2.0

600 0.08 2.0 500 0.07 1.7 Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications

TABLA 10.11 Valores Periódicos Eléctricos de prueba para Aislar Dispositivos Aéreos

Aislamiento de Dispositivos Aéreos con Sistema de Electrodo Inferior de prueba (Categoría A y Categoría B)

Unit Rating

60 Hertz (rms) Test Direct Current Test

Tensiones kV (rms)

Máxima Corriente Permitida en

Microamperes Tiempo Tensión

kV


Microamperes Tiempo

46 kV & below 40 40 1

minute 56 28 3 minutes

69 kV 60 60 1 minute 84 42 3

minutes

138 kV 120 120 1 minute 168 84 3

minutes

230 kV 200 200 1 minute 240 120 3

minutes

345 kV 300 300 1 minute 360 180 3

minutes

500 kV 430 430 1 minute 602 301 3

minutes

765 kV 660 660 1 minute 924 462 3

minutes Fuente: Norma NETA MTS-1993, Maintenance Testing Specifications

DERECHOS RESERVADOS

ANEXOS

Aislamiento de Dispositivos Aéreos sin Sistema de Electrodo Inferior de prueba

(Categoría B) Unit

Rating 60 Hertz (rms) Probe Probe de Corriente Directa

Tensiones kV (rms)



kV


Microamperes Tiempo

46 kV & below

40 400 1 minute

56 56 3 minutes

FUENTE: NORMA NETA MTS-1993, MAINTENANCE TESTING SPECIFICATIONS

Tabla 10.11. (Continuación)

Aislamiento de Escaleras Aéreas y Aislamiento de Torres Verticales Aéreas Unit

Rating 60 Hertz (rms) Probe Probe de Corriente Directa

Tensiones kV (rms)

Máxima Corriente

Permitida en Microamperes Tiempo

Tensión kV

Máxima Corriente

Permitida en Microamperes Tiempo

46 kV & below

40 400 1 minute

56 56 3 minutes

20 kV & below

20 200 1 minute

28 28 3 minutes


Sistemas de Aislamiento de Bastidores y Aislado Superior de Bornes 60 Hertz (rms) Probe Probe de Corriente Directa

Tensiones kV (rms)



kV


Microamperes Tiempo

35 3.0 3 minutes

50 50 3 minutes


DERECHOS RESERVADOS

ANEXOS

TablA 10.12

Sujetadores estadounidenses Estándar Valores de Pernos Torque para Conexiones Eléctricas US Standard

Part 1 Heat-Treated Steel - Cadmium or Zinc Plated

Grado

SAE 1&2

SAE 5

SAE 7

SAE 8

Head Marking

Minimum Tensile (Strength)(lbf/in2) 64K 105K 133K 150K

Bolt Diameter in Inches Torque (Pound-Feet) 1/4 4 6 8 8 5/16 7 11 15 18 3/8 12 20 27 30 7/16 19 32 44 48 1/2 30 48 68 74 9/16 42 70 96 105 5/8 59 96 135 145 3/4 96 160 225 235 7/8 150 240 350 380

1.0 225 370 530 570

Part 2 Silicon Bronze Fastenersb

Torque (Pound-Feet)

Bolt Diameter in Inches Nonlubricated Lubricated

5/16 15 10 3/8 20 14 1/2 40 25 5/8 55 40 3/4 70 60

Part 3

Aluminum Alloy Fastenersc Torque (Pound-Feet)

Bolt Diameter in Inches Lubricated5/16 8.0 3/8 11.2 1/2 20.0 5/8 32.0 3/4 48.0

DERECHOS RESERVADOS

ANEXOS

CONTINUACION TABLA 10.12 Part 4

Stainless Steel Fastenersd Torque (Pound-Feet)

Bolt Diameter in Inches Uncoated5/16 14 3/8 25 1/2 45 5/8 60 3/4 90


TablA 10.13 Pruebas de Gas SF6

Probe Método

Límites de Servilidad

Moisture Hygrometer Per manufacturer or ≥ 200 ppmb

SF6 decomposition byproducts ASTM D 2685 ≥ 500 ppm Air ASTM D 2685 ≥ 5000 ppmc

Dielectric breakdown Hemispherical contacts

0.10 inch gap at atmospheric pressure

11.5 - 13.5 kVd


DERECHOS RESERVADOS

ANEXOS

Tabla 10.14 Temperatura de Prueba de Factores de Conversión de Resistencia de Aislamiento a

20° C


Temperatura Multiplicador

°C °F Apparatus Containing

Immersed Oil Insulation Apparatus Containing

Solid Insulation -10 14 0.125 0.25 -5 23 0.180 0.32 0 32 0.25 0.40 5 41 0.36 0.50

10 50 0.50 0.63 15 59 0.75 0.81 20 68 1.00 1.00 25 77 1.40 1.25 30 86 1.98 1.58 35 95 2.80 2.00 40 104 3.95 2.50 45 113 5.60 3.15 50 122 7.85 3.98 55 131 11.20 5.00 60 140 15.85 6.30 65 149 22.40 7.9 70 158 31.75 10.00 75 167 44.70 12.60 80 176 63.50 15.80 85 185 89.789 20.00 90 194 127.00 25.20 95 203 180.00 31.60

100 212 254.00 40.00 105 221 359.15 50.40 110 230 509.00 63.20

DERECHOS RESERVADOS

ANEXOS

TABLA 10.15 Tensión de prueba de Alto potencial de Reclosers Automáticos

Fuente: Norma Neta MTS-1993, Maintenance Testing Specifications

TABLA 10.16 Tensión de prueba Periódicas de Alto potencial de Líneas Seccionalizadoras


Tensión Nominal Clase, kV

Máxima Tensión, kV

Tensiones de Impulsos Nominales soportados, kV

Tensiones de prueba Máximas de campo, kV, AC

14.4 (1ø and 3 ø)

15.0 95 26.2

14.4 (1 ø and 3 ø)

15.5 110 37.5

24.9 (1 ø and 3 ø)

27.0 150 45.0

34.5 (1 ø and 3 ø)

38.0 150 52.5

46.0 (3 ø) 48.3 250 78.7

69.0 (3 ø) 72.5 350 120.0

Tensión Nominal Clase, kV

Máxima Tensión, kV

Tensiones de Impulsos Nominales soportados, kV

Tensiones de prueba Máximas de campo,

kV, AC

DC 15 Minutos Soportado (kV)

14.4 (1 ø) 15.0 95 26.2 39

14.4 (1 ø) 15.0 125 31.5 39

14.4 (3 ø) 15.5 110 37.5 39

24.9 (1 ø) 27.0 125 45.0 58

34.5 (3 ø) 38.0 150 52.5 77

DERECHOS RESERVADOS

DISEÑO DEL PLAN DE MANTENIMIENTO DE LAS SUBESTACIONES...

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