MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE SUBESTACIONES

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MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE SUBESTACIONES

• Comprometidos con la seguridad
• de sus trabajadores y equipos .

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AGENDA
1- Introducción. 2- Revisión del Sistema de
Puesta a Tierra. 3- Inspección Termográfica. 4-
Mantenimiento de Transformadores. 5- Pruebas de
Campo a Interruptores.
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INTRODUCCIÓN
Parte importante de la seguridad en las
instalaciones eléctricas, tanto para los equipos,
como para el personal que opera y mantiene ese
mismos equipos y, en general, para cualquier
persona que pueda llegar a estar en contacto o en
las cercanías de los equipos y las instalaciones
donde existen alimentaciones con energía
eléctrica, está centrada en el grado de
mantemiento que se da a esas mismas
instalaciones. Es el propósito de este seminario,
recordar algunos aspectos que deben tenerse en
cuenta en la planeación, presupuesto y ejecución
de las tareas de mantenimiento en una planta
industrial, una instalación comercial, e incluso,
en un grupo habitacional. La idea es compartir
algunas experiencias y crear inquietud sobre la
importancia de efectuar un manenimiento adecuado
y oportuno a los equipos e instalaciones que
utilizan energía eléctrica.
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REVISIÓN DEL SPT
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IMPORTANCIA DE LA PUESTA A TIERRA

• RETIE Artículo 15
• Objetivos del Sistema de Puesta a Tierra
• La seguridad de las personas,
• La protección de las instalaciones y
• La compatibilidad electromagnética.
• Las funciones de un sistema de puesta a tierra
  son
• Garantizar condiciones de seguridad a los seres
  vivos.
• Permitir a los equipos de protección despejar
  rápidamente las fallas.
• Servir de referencia al sistema eléctrico.
• Conducir y disipar las corrientes de falla con
  suficiente capacidad.
• Transmitir señales de RF en onda media.

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MEDICIONES EN LOS SPT

• Las tierras al igual que los demás sistemas y
  equipos eléctricos sufren deterioro con el
  transcurso del tiempo. Por ello se requieren
  mediciones que permitan verificar que sus
  características físicas y eléctricas se mantienen
  constantes, o a su vez, en un estado que brinde
  seguridad a las personas, equipos y al medio
  ambiente ante situaciones de falla. Las
  principales mediciones son
• Medición de resistencia de puesta a tierra.
• Medición de equipotencialidad.
• Medición de corrientes circulantes.

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MEDIDA DE LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA
Método Tradicional Este método consiste en
realizar la medida de tierras con un equipo de
inyección de Corrientes Débiles. Generalmente se
utiliza un TELURÓMETRO.

• Desventajas de este método
• Cuando se realizan mediciones en instalaciones de
  AT aparecen perturbaciones debidas a corrientes
  parásitas y la medida puede verse afectada por
  estas corrientes erráticas.
• Corrientes de inyección débiles.
• Es difícil acertar con el Punto de Potencial Cero
  (PP0).

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MEDIDA DE LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA
CIRCUITO DE INYECCIÓN.
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MEDIDA DE LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA

• Características principales
• Se realizan tres medidas en cada punto una
  inyectando intensidad en un sentido (V), otra
  invirtiendo el sentido de la intensidad (V-) y
  una tercera sin inyección (V0). Con los valores
  obtenidos y aplicando la siguiente fórmula se
  elimina el error introducido por la perturbación

1. Altas corrientes de Inyección (1 la intensidad
   para la cual ha sido diseñada la instalación y
   nunca menos de 50 A). Para evitar medidas
   falseadas.
2. La medida se realiza en dirección contraría a la
   malla auxiliar, lo que facilita la localización
   del Punto de Potencial Cero.

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MEDIDA DE EQUIPOTENCIALIDAD DE LA RED DE TIERRAS

• El objetivo es comprobar el estado de la red de
  tierra enterrada y la equipotencialidad de ésta
  con todos los elementos de la instalación que
  están conectados a la misma.
• Se trata de evitar que al ocurrir una falla
  existan partes de la Red de tierra que posean
  diferentes potenciales.
• El método utilizado para medir resistencias es
  el de los cuatro hilos con cable apantallado
  para que no tengan influencia la resistencia de
  los conductores utilizados para la medición, ni
  la inducción sobre los mismos. Se efectúan
  mediciones entre un punto central de la
  subestación y todos los puntos de la red
  enterrada que salgan a la superficie.

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MEDIDA DE EQUIPOTENCIALIDAD DE LA RED DE TIERRAS
El equipo utilizado es un Medidor de Resistencia
de bajo valor (micro- ohmímetro) con una
corriente de ensayo de hasta 20 A. Para que
los resultados sean fácilmente interpretables,
los valores anormales de la continuidad se darán
en sección de cobre equivalente, empleando la
fórmula siguiente
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MEDIDA DE CORRIENTES CIRCULANTES

• Los sitemas de puesta a tierra no deben
  transportar corriente en condiciones normales de
  operación, porque el potencial entre los
  diferentes puntos puestos a tierra sería
  diferente a causa de la caída de tensión
  ocasionada por la corriente a través de la
  resistencia propia de los conductores.
• Cuando existe corriente en los conductores de
  puesta a tierra, en condiciones normales de
  operación, se ponen en riesgo tanto las personas
  que operan los equipos, como los dispositivos
  mismos, que no toleran diferencias de tensión
  entre neutro y tierra.
• Las corrientes en los conductores de puesta a
  tierra se deben, en la mayoría de los casos a
  múltiples conexiones entre neutros y tierras, que
  es una práctica corriente pero inadecuada.
• Esto se detecta ubicando una pinza amperimétrica
  en los conductores que ponen a tierra los
  tableros de distribución y los centros de carga.

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MEDIDA DE CORRIENTES CIRCULANTES
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DIAGNÓSTICO DE UN SPT
Un año Revisión y Ajustes (Inspección Visual)
Un año Medición de Equipotencialidad
Un año Medición de Resistencia de Puesta a Tierra
Un año Tensiones peligrosas
Cinco años Medición de Resistencia de cada subsistema de puesta a tierra
Cinco años Medición de Equipotencialidad en cada subsistema de puesta a tierra
Cinco años Medición de Resisencia de todo el SPT interconectado
Diez años Revisión de conexiones al electrodo
Diez años Actividades propias de cada año
Veinte años Diagnóstico Completo
Veinte años Evaluación
Veinte años Rediseñar
Veinte años Proyectar acciones correctivas
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA

• QUÉ ES
• La Termografía Infrarroja es una de las nuevas
  herramientas del Mantenimiento Predictivo que
  permite ver los patrones térmicos invisibles
  correspondientes a la radiación térmica emitida
  por un cuerpo, casi de la misma forma como una
  cámara de vídeo convierte la luz en una imagen de
  televisión.

OBJETIVO El objetivo principal del informe, es
entregar una herramienta con alto soporte técnico
que sirva de apoyo en la planeación del
mantenimiento, mostrando de una manera metódica
los problemas o fallas potenciales de sus
sistemas electromecánicos, encontrados en una
ruta de inspección programada con antelación.
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INSPECIÓN TERMOGRÁFICA

• CONCEPTOS BÁSICOS TEORÍA INFRARROJA
• La existencia de una parte del espectro
  electromagnético (infrarrojo) fue descubierto en
  1800 por WILLIAM HERSCHEL (Inglaterra). Durante
  la búsqueda de nuevos filtros ópticos para uso en
  telescopios para la observación de fenómenos
  solares.
• Herschel notaba que algunas muestras de vidrio
  coloreado, daban una reducción de brillo similar,
  pasando una pequeña cantidad de calor solar
  mientras que otras pasaban más calor ocasionando
  riesgo de daño en los ojos después de unos pocos
  segundos de observación.
• Herschel organizó una serie de experimentos
  usando prismas y termómetros de mercurio para
  determinar cuál color del espectro ocasionaba el
  más grande efecto de calentamiento.
• Él notó que cuando el termómetro era movido desde
  el color violeta al rojo del espectro, el efecto
  del calentamiento se incrementaba, él continuo
  moviendo el termómetro pasando al final del rojo
  visible y observaba más calentamiento. Este
  descubrimiento se conoce hoy día como INFRARROJO.

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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA

• El Infrarrojo es una forma de energía
  electromagnética las otras formas son luz
  visible, ultravioleta, rayos gamma y microondas.
  Estos tipos de energía se diferencian por la
  longitud de onda. Por convención, el micrón es
  usado como una medida de longitud de onda.
• Un micrón equivale a una millonésima parte de un
  metro.
• En la Fig. se muestra que la luz visible se
  encuentra aproximadamente entre 0,4 y 7 micrones,
  el infrarrojo está en la región de longitud de
  onda entre 2 y 15 µm.
• El sistema infrarrojo se ha desarrollado para
  medir temperatura sin contacto, la cantidad de
  radiación infrarroja emitida por un cuerpo puede
  ser medida.

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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
Se ha encontrado la relación existente entre la
temperatura de un objeto y su cantidad de energía
radiada, la temperatura del objeto puede ser
correctamente determinada por la cantidad de
energía radiada.
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA

• Por qué realizarlas
• Pueden reducirse sustancialmente los costos de
  reparación porque se gana en habilidad para medir
  las reparaciones y reemplazos antes de la
  ocurrencia de un daño, el valor total que implica
  una parada se reduce.
• Se prolonga la vida útil de los equipos porque se
  localizan con exactitud las componentes de falla
  minimizando el peligro de que sea necesario el
  reemplazo de la totalidad de las partes del
  sistema.
• Las fallas catastróficas pueden ser advertidas,
  pueden identificarse las áreas específicas que
  requieren reparación, esto elimina la necesidad
  de parar un sistema completo.
• Puede lograrse ahorro de energía por la
  identificación de componentes ineficientes en el
  sistema, permitiendo planear la reparación o
  reemplazo de ellos.
• Puede incrementarse aún más la eficiencia,
  verificando todas las reparaciones después de que
  ellas han entrado en operación, asegurándose así
  que fueron ejecutadas apropiadamente.
• La administración del riesgo se beneficia con la
  prevención de accidentes e incendios
  catastróficos, derivados de problemas en sistemas
  eléctricos y mecánicos.

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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ACCSESORIOS PARA REALIZAR INSPECCIONES
TERMOGRÁFICAS

• Las cámaras de imágenes infrarrojas son similares
  en sus lentes, típicamente fabricados de germanio
  o cuarzo, enfocan la radiación sobre un detector
  sensible a longitudes de onda infrarrojas. El
  detector responde produciendo pequeñas señales
  eléctricas que cuando se amplifican, producen una
  imagen electrónica correspondiente a la
  localización e intensidad de la radiación
  infrarroja que éste ve.

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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
CRITERIO DE ANÁLISIS PARA SISTEMAS ELÉCTRICOS

• Para evaluar la severidad de una falla,
  utilizamos el criterio de delta de temperatura.
• Se determina la diferencia de temperatura entre
  el punto que presenta la falla y un punto de
  referencia.
• Esta referencia presenta típicamente la
  temperatura ambiente o es un equipo que está
  trabajando en las mismas condiciones del equipo
  comparado.

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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA

• Un criterio muy importante para evaluar y
  clasificar el delta de temperatura resultante, es
  el establecido por el insfraspection Institute,
  que se basa en la experiencia.

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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA

• FACTORES QUE INLUYEN EN UNA INSPECCIÓN
  TERMOGRÁFICA
• CARGA
• El efecto del calentamiento cuando se presenta
  una falla, incrementa en términos generales con
  el valor de la carga elevada al cuadrado. Se ha
  demostrado que el exceso de temperatura en un
  componente, aumenta linealmente con el efecto
  desarrollado.
• Ejemplo
• Se encontró un sobrecalentamiento de 10 C (falla
  pronunciada) en una conexión, cuando el circuito
  se encontraba cargado a un 40. Al incrementarse
  la corriente de carga a un 60,
• La temperatura del componente aumentaría así
• Lo cual sería una falla severa.

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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA

• ATENUACIÓN ATMOSFÉRICA
• La atmósfera no es completamente transparente a
  la radiación infrarroja. Hay información que
  puede ser atenuada al pasar a través de ella.
  También puede emitirse radiación en la atmósfera.
  Por lo tanto, existen unos factores de
  corrección que dependerán de una serie de
  parámetros, tales como la distancia al objeto,
  la humedad relativa (H2O), la temperatura del
  aire en grados Centígrados, Fahrenheit o Kelvin,
  dependiendo del tipo de equipo.
• EMISIVIDAD
• Como no todos los cuerpos cuando aumentan su
  temperatura pueden radiar energía en la misma
  forma, ésta dependerá del tipo de material.
  Muchos elementos tienen buena capacidad de
  reflexión, como son las superficies de material
  brillante y se pueden reflejar brillos que
  seguramente se mostrarían como puntos calientes.
  Un cuerpo con diferentes emisividades puede lucir
  como si estuviese sobrecalentado en varios
  puntos, a este efecto debe tenerse cuidado porque
  mientras la emisividad sea menor, la
  reflectividad aumenta. A menudo es muy obvio
  donde el objeto ha sido pulido o limpiado
  últimamente. Estos brillos también pueden ser
  producidos por el sol, bombillos u otros
  elementos calientes que se encuentren en los
  alrededores. A estos engañosos puntos se les
  mira desde diferentes ángulos y alturas con el
  equipo, para certificar si son producidos por
  algún reflejo.

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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA

• VELOCIDAD DEL VIENTO
• El efecto refrigerante producido por la velocidad
  del viento, es uno de los factores a tener en
  cuenta en un análisis termográfico.

28
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA

• APLICACIONES EN INSTALACIONES ELÉCTRICAS
• En los sistemas eléctricos una inspección permite
  identificar los problemas causados por las
  relaciones corriente/resistencia, las fallas son
  causadas usualmente por conexiones sueltas o
  deterioradas, cortocircuitos, sobrecargas, cargas
  desequilibradas, componentes que se han instalado
  de forma inapropiada o falla del componente en
  sí.
• SUBESTACIONES ELECTRICAS
• Transformadores de potencia, seccionadores,
  interruptores, barrajes, aisladores, bancos de
  baterías, tableros de control de los equipos, etc.

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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN TRANSFORMADORES DE
POTENCIA
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN CCM
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN INTERRUPTORES
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN FUSIBLES
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN TRANSFORMADORES DE
CORRIENTE
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN BARRAJES
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN SECCIONADORES
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
Las inspecciones industriales deben ser
realizadas al menos una vez al año así se
optimiza el retorno de la inversión.
Aquella en la cual se pueda tener cero tiempo
perdido por paradas eléctricas imprevistas.
Frecuencia de inspección ideal
2 3 Inspecciones al año

• Plantas con trabajo pesado
• Plantas químicas
• Molinos papeleros
• Cementeras
• Ingenios azucareros
• Siderúrgicas
• Refinadoras.

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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
38
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
NFPA 70B 1998 Capítulo 2-1.1 El deterioro de
un equipo eléctrico es normal, sin embargo, una
falla NO es inevitable. Desde que un equipo es
instalado y puesto en operación, un proceso de
deterioro normal dará inicio. No vigilar este
proceso de deterioro puede provocar un mal
funcionamiento y/o la falla del equipo.
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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES

• Para poder mantener un óptimo rendimiento de los
  transformadores es recomendable realizar las
  diferentes prácticas de mantenimiento predictivo
  y preventivo, las cuales son pruebas e
  inspecciones que se realizan durante la operación
  normal del equipo, con la finalidad de detectar
  anomalías y evitar fallas. Algunas de las
  diferentes pruebas son
• Pruebas Fisicoquímicas.
• Pruebas Cromatográficas.
• Contenidos de Furanos.
• Contenidos de PCBs.
• Pruebas eléctricas.
• Análisis Termográficos.
• Análisis de la calidad de energía.
• Análisis de tendencias.

40
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
Pruebas Físico-Químicas.

• El control de la calidad de los fluidos aislantes
  para transformadores, es un factor determinante
  para el buen funcionamiento. Es importante
  efectuar este control, debido a que los aceites
  aislantes en servicio sufren en forma progresiva
  una degradación y un envejecimiento, haciéndolos
  inadecuados para las condiciones de trabajo que
  deben soportar.
• Causas de deterioro.
• El aceite aislante está en contacto con el aire,
  viéndose sometido por tanto a reacciones de
  oxidación que son aceleradas por las temperaturas
  elevadas de trabajo, la presencia de metales y de
  compuestos órgano-metálicos que se comportan como
  activadores de la oxidación.
• Pueden aparecer en el aceite otros agentes
  contaminantes como son agua, partículas sólidas y
  productos polares solubles que alteran sus
  propiedades.

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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Físico-Químicas
CONTENIDO DE HUMEDAD

• Es una medida directa de la cantidad de agua
  disuelta en el aceite en miligramos de agua por
  kilogramo de aceite (ppm partes por millón)
• Se efectúa de acuerdo a la norma ASTM D1533 por
  el método de la reacción de Karl Fisher
  Coulométrico.
• Los siguientes valores son considerados como
  representativos para aceites en servicio.
•  
• 40 ppm equipos con tensiones hasta 72,5 kV
• 35 ppm equipos con tensiones mayores a 72,5 kV y
  menores a 242 kV
• 25 ppm equipos con tensiones mayores 242 kV
•  contenidos de humedad gt 50 ppm indican la
  necesidad de realizar un tratamiento del aceite
  para remover inmediatamente la humedad y
  disminuir la impregnación de la parte activa.

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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
Pruebas Físico-Químicas.
RIGIDEZ DIELÉCTRICA

• Es una medida de la resistencia que el aceite
  aislante presenta al choque eléctrico, es el
  indicado para evidenciar la presencia de agentes
  contaminantes como agua fibras celulósicas
  húmedas, partículas metálicas conductoras en el
  aceite.
• Se adoptan como criterio lo siguiente (ASTM D877)
• 25 kV mínimo para equipos con tensiones hasta
  72,5 kV
• 30 kV mínimo para equipos con tensiones mayores a
  72,5 y lt a 242 kV.

43
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Físico-Químicas.
COLOR
El color puede aportar información valiosa sobre
el tipo de fracciones de petróleo que se usaron
para la producción del aceite dieléctrico, por
ejemplo, las fracciones en las que predominan los
hidrocarburos parafínicos e isoparafínicas son
blancas y transparentes, mientras que las
nafténicas varían de amarillo claro a amarillo
verdoso. El color en un aceite usado puede
usarse como una indicación del grado de deterioro
en el que se encuentra, sin embargo, esta prueba
siempre debe estar acompañada de otras que ayuden
a dar mayor claridad acerca del deterioro del
aceite.
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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Físico-Químicas.
ÍNDICE DE NEUTRALIZACIÓN (NÚMERO DE
NEUTRALIZACIÓN)
Es la medida del total de los compuestos ácidos
presentes en el aceite aislante. La acidez de
una muestra del aceite se relaciona con el
deterioro de la muestra. El aceite mineral
aislante es esencialmente un hidrocarburo
saturado no polar sin embargo, cuando la muestra
experimenta la degradación por oxidación hay
ácidos carboxílicos formados. La presencia de
estos materiales ácidos se puede determinar
cuantitativamente por un procedimiento llamado
titulación. La cantidad de una base
estandardizada que sea necesaria para neutralizar
los materiales ácidos presentes en una cantidad
conocida de una muestra del aceite . El
resultado se refiere como la acidez o el número
de la neutralización de la muestra y está
señalado en los términos de los miligramos de
hidróxido de potasio por el gramo de la muestra
del aceite.
45
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Físico-Químicas.
La IEEE (Std C57.106-1991) recomienda los valores
expresados en la tabla siguiente
 
46
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Físico-Químicas.
FACTOR DE POTENCIA (FACTOR DE PÉRDIDAS)
Es una medida de la tangente del ángulo de fase
(o coseno de su complemento) entre la tensión y
la corriente al aplicar un diferencia de
potencial predeterminada a dos electrodos entre
los que se encuentra líquido aislante. Este
ensayo es sensible a la presencia de compuestos
polares y aún polarizables por la acción de un
campo magnético, o sea, productos de oxidación y
partículas. Un factor de potencia de un aceite
nuevo en buenas condiciones debe estar por debajo
de 0,05 _at_ 25 C.   En aceites usados un factor
de potencia hasta 0,5 _at_ 25 C es considerado
admisible, valores entre 0,5 y 2 _at_ 25 C debe
ser analizado detalladamente para determinar las
causas de esta elevación.  
47
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Físico-Químicas.
TENSIÓN INTERFACIAL
Es la medida de una fuerza necesaria para que un
anillo plano (platino de Iridio) rompa la
interfase formada entre el agua y el aceite. Una
disminución en la tensión interfacial indica la
presencia de compuestos polares originados de la
descomposición del aislamiento sólido y de
productos del deterioro del aceite. Para aceites
nuevos se deben encontrar valores de TI por
encima de 40 mN/m (miliNewtons por metro) o D/cm
(Dinas por centímetro). Para aceites en
operación valores por debajo de 20 mN/m deben ser
tenidos en cuenta para monitorear con otros
ensayos.
48
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Cromatográficas de gases disueltos en
aceites dieléctricos.
Predicen el estado de la parte activa del
transformador, por medio de la determinación del
contenido de gases producidos por condiciones
anormales de operación del transformador.

• Hidrógeno
• Metano
• Monóxido de Carbono
• Dióxido de Carbono
• Acetileno
• Etileno, entre otros.

Se analizan gases como
49
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
Prueba de contenido de Furanos
La degradación de los materiales compuestos por
celulosa (papel) conduce a la formación de gran
variedad de compuestos como azúcar y derivados de
Furanos. Los derivados de los Furanos permanecen
en su mayoría adsorbidos en el papel, sin
embargo, una pequeña cantidad es soluble en el
aceite. La presencia de estos compuestos en el
aceite puede ser usada como una herramienta de
diagnóstico para los equipos en servicio y como
información suplementaria al análisis de gases
disueltos (Cromatografía de Gases). Los furanos
cuyo nombre genérico es policloro-dibenzofuranos
(PCDF) son un grupo de 135 compuestos de
estructura y efectos similares a las dioxinas y
cuyas fuentes de generación son la misma. Se
considera que estos compuestos son los
contaminantes principales de los
policlorobifenilos (PCB). Cuando se hace
referencia a las dioxinas y compuestos similares
en los textos de divulgación se incluye también a
los furanos y PCB.
50
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Prueba de contenido de PCBs
ASKARELES Son productos sintéticos producidos
por la mezcla de Bifenilos policlorados (PCBs)
y triclorobenceno (TCB) en una proporción de 40 y
60 de cada componente. Presentan gran
estabilidad térmica y química, no se inflaman a
temperaturas inferiores a 1200 C a presión
normal, no son Biodegradables y son atacados por
pocos productos químicos. Presentan buenas
características aislantes y son incompatibles con
algunos materiales de los transformadores como
empaques , barnices y pinturas. Su uso está
prohibido desde la década de los 70
51
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
Pruebas eléctricas

1. Nivel de aislamiento.
2. Relación de transformación.
3. Resistencia de devanados.
4. Curva de saturación.
5. Medición de pérdidas.
6. Factor de potencia.

52
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES

• Termografía Infrarroja.

Es una técnica electrónica que nos permite ver la
energía térmica que emiten los objetos con calor.
53
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
Análisis de tendencias
Las fallas pueden detectarse por medio de un
programa que analiza los cambios bruscos en los
resultados de las pruebas predictivas. Las
fallas incipientes pueden ser corregidas
oportunamente evitando su progreso y daños
mayores.
54
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
55
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.

• En baja tensión, se distinguen dos tipos de
  interrptores
• Interruptores de caja moldeada
• Interruptores de potencia

56
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES

• Su objetivo es verificar el estado, correcta
  operación y calibración de los interruptores.
• Estas pruebas no deben considerarse de
  calibración de laboratorio, porque no se pueden
  cumplir todos los estándares metrológicos.
• Si el resultado de las pruebas no es
  satisfactorio, deberá efectuarse un mantenimiento
  correctivo en talleres especializados (no se
  recomienda hacerlo en el sitio).
• Normalmente las pruebas se efectúan durante
  paradas programadas, porque los equipos deben
  retirarse de servicio.

57
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES

• Las pruebas de campo deben incluir
• Inspección visual del interruptor, la celda y el
  barraje.
• Limpieza y ajuste de conexiones.
• Pruebas a los elementos de protección.
• Medición de resistencia de aislamiento.
• Medición de resistencia de contactos.
• Pruebas funcionales.

58
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Pruebas con Corrientes Secundarias.
Los interruptores que tienen unidades de disparo
electrónicas se pueden probar efectuando
inyecciones secundarias. Las pruebas se hacen
desde las borneras de los transformadores de
corriente que alimentan las unidades de disparo
y, por lo tanto, no incluyen la prueba de esos
TCs.
59
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Pruebas a Interruptores de Caja Moldeada de B.T.

• Rango de corrientes de 10 A a 4.000 A.
• La prueba de sobrecarga debe realizarse al 300
  de la corriente nominal o de la corriente de
  ajuste de sobrecarga.
• Se mide el tiempo que se demora en operar el
  interruptor con la corriente de prueba.
• Se compara el tiempo de disparo con la
  característica nominal del interruptor y con los
  límites térmicos de los dispositivos que se
  protegen.

60
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Pruebas a Interruptores de Potencia de B.T.

• Elemento de tiempo largo, contra sobrecargas.
  Ajustes entre el 80 y el 160 de la corriente
  nominal del interruptor. El tiempo de operación
  es de tipo inverso y varía de algunos segundos a
  varios minutos.
• Elemento de tiempo corto, respaldo temporizado
  contra altas corrientes y cortocircuitos.
  Ajustes entre el 250 y el 1.000 de la corriente
  nominal. El tiempo de operación va de algunos
  ciclos a varias décimas de segundo.
• Elemento instantáneo, protección no temporizada
  contra cortocircuitos. Ajustes entre el 500 y
  el 1.500 de la corriente nominal.
• Elemento de tierra, disponible en unidades de
  disparo electrónicas.

61
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.
Pruebas a Interruptores de Potencia de B.T.
62
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.
Pruebas a Interruptores de Potencia de B.T.

• Las unidades se prueban utilizando equipos de
  inyección de altas corrientes a baja tensión
  aplicada.
• El equipo de prueba debe tener escala de medición
  de tiempo en milisegundos o en ciclos.
• Se debe efectuar al menos una prueba para cada
  una de las funciones del interruptor.

63
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.
Pruebas a Interruptores de Potencia de B.T.

• El elemento de tiempo largo se prueba al 300 del
  ajuste de la corriente de arranque. Es común
  hacer pruebas adicionales al 150 y al 200 de
  sobrecarga.
• El elemento de tiempo corto se prueba al 150 ó
  200 de su corriente de ajuste.
• Se suela hacer una prueba para encontrar el punto
  en que se cambia de tiempo largo a tiempo corto,
  haciendo inyecciones de corta duración (3 a 5
  segundos), empezando en el 90 del ajusto del
  elemento de tiempo corto, e incrementándolo
  paulatinamente hasta que se observa una reducción
  drástica en el tiempo de operación.
• La corriente de arranque de la unidad instantánea
  se obtiene utilizando el mismo procedimiento
  anterior, empezando en el 90 del ajuste
  instantáneo, incrementando la corriente hasta que
  el tiempo de operación se reduce desde las
  décimas de segundo hasta valores inferiores a 100
  ms.

64
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Pruebas a Interruptores de Potencia de B.T.

• El tiempo de operación del elemento instantáneo
  se obtiene inyectando una corriente superior al
  110 de ese ajuste, y ese valor debe ser inferior
  a 70 ms.

65
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Medición de Resistencia de Aislamiento.

• Se conoce comúnmente como prueba de Megger. Para
  baja tensión se acostumbra utilizar tensiones de
  1.000 V de d.c.
• Deben hacerse mediciones entre cada par de polos
  y entre cada polo y tierra.
• En interruptores nuevos la resistencia de
  aislamiento debe estar entre 50 y 100 M?.
• Una resistencia de aislamiento inferior a 1 M?
  debe considerarse como inadecuada.
• Si el interruptor no es extraíble, el valor de la
  resistencia de aislamiento se afecta por los
  demás elementos conectados al barraje.

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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.
Medición de Resistencia de Contactos.

• Debe medirse con equipos de inyección de
  corriente continua, para eliminar los efectos
  inductivos.
• La resistencia se mide indirectamente inyectando
  una corriente d.c. (100 Amperios) y midiendo la
  caída de tensión entre los contactos. La
  resistencia se calcula por la Ley de Ohm.
• Los valores deben estar en el rango de los m?,
  pero varían de un fabricante a otro, así que es
  mejor conseguir información del fabricante en
  cada caso.
• Puede ser indicativo cuando la resistencia de
  contacto de un polo es superior en un 50 del
  menor valor medido en los otros contactos del
  interruptor.

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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Pruebas funcionales.

• Cierre.
• Apertura manual.
• Apertura de emergencia.
• Disparo auxiliar.
• Señalización.
• Bloqueo mecánico.

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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.
Frecuencia del Mantenimiento.

• Depende de
• Condiciones ambientales.
• Disponibilidad de desconectar el interruptor y el
  barraje en caso de nos ser extraíble.
• Importancia del equipo en el sistema productivo.
• Condiciones de riesgo que implica su mala
  operación.
• Presupuesto de mantenimiento.
• Antigüedad del interruptor.
• Disponibilidad de personal capacitado para
  realizar las pruebas.
• Disponibilidad de los equipos para realizar las
  pruebas.

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Frecuencia del Mantenimiento.

• La Norma NFPA 70B sugiere
• Inspección visual, limpieza y ajuste mecánico una
  vez al año.
• Pruebas eléctricas cada tres años.

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