Teoría para pruebas y equipos

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Montaje de equipos eléctricos de baja, media y alta tensión

• Transformadores de distribución y potencia.

• Interruptores de B.T., M.T., y A.T.

• Subestaciones Eléctricas

• Tableros Metal Clad

• Tableros metal enclosed

• Banco de Capacitores

• Trincheras

• Terracerías

• Cimientos

• Salas de Control

• Fosas de Captación de Aceite

• Montaje de postes

• Herrajes

Cables de Energía

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http://www.syse.com.mx/subestacion.htmlSERVICIO A SUBESTACIONES ELECTRICAS DE BAJA, MEDIA Y ALTA TENSIÓN.

COMPONENTES PRINCIPALES DE UNA SUBESTACION ELECTRICASistema de tierras. Estructuras. Aisladores Eléctricos. Barras Colectoras. Cuchillas Desconectadoras. Interruptores de Potencia Equipos terminales de cables Subterráneos. Transformadores de Potencia. Reguladores de Voltaje. Banco de Tierras. Transformadores de Instrumento (T.P.’s y T.C.’s). Dispositivos de Potencial. Trampa de Onda. Reactores. Apartarrayos. Banco de Capacitores. Baterías. Rectificadores y Grupos Motor Generador. Grupos de Motor Bomba. Transformadores de Servicio de Estación. Alumbrado. Equipo contra incendio. Transferencias Automáticas. Equipos de Control, Medición y Protección.TIPOS DE MANTENIMIENTO Y REVISIONES.Mantenimiento Predictivo. Mantenimiento Preventivo. Mantenimiento Correctivo. Revisión Parcial. Revisión Total.

1. OBJETIVO.El propósito de realizar pruebas a la Subestación Eléctrica, es el de detectar posibles defectos del material o de manufactura en componentes eléctricos o mecánicos que puedan provocar insatisfacción del cliente.

2. INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN.Los instrumentos de medición empleados en las pruebas que a continuación se describen son:Probador de alta tensión marca Hi-POT. Probador de Resistencia de Contactos. Probador de Resistencia de Aislamiento.

3. NORMAS Y ESPECIFICACIONES DE REFERENCIA.El presente procedimiento está referido a lo estipulado en las normas:NOM-J 68 1981 ANSI/IEEE C37.20.2-1987 "metal clad and station type cubicle switchgear

4. DESARROLLOA toda subestación eléctrica terminada se le deberán realizar las siguientes pruebas:Pruebas de tensión sostenida a la frecuencia del sistema en seco. Pruebas de operación mecánica Pruebas de dispositivos auxiliares eléctricos, neumáticos e hidráulicos. Verificación del alambradoPruebas de Tensión sostenida a la frecuencia del sistema (Hi-POT)Para esta prueba es necesario que se encuentren un representante de Control de Calidad y un Técnico de Servicio como mínimo.

El desarrollo de la prueba debe ser de acuerdo a lo establecido en las especificaciones de pruebas a Subestaciones Eléctricas (Procedimiento de Pruebas S.Y.S.E.), con la finalidad de cumplir las normas referentes aplicables. Es importante que el encargado de control de calidad tenga presente las irregularidades que se puedan presentar en la prueba así como anotar las lecturas de corriente de fuga, nombre del responsable de servicio que ejecuta la prueba, fecha y observaciones en el formato de pruebas a Subestaciones Eléctricas.

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Pruebas de Operación mecánica.Todos los mecanismos de accionamiento como seccionadores, cuchillas de paso, cuchillas de puesta a tierra y manijas deben ser probados para comprobar la eficiencia de los mecanismos de bloqueos asociados con tales movimientos mínimo 5 veces. No se le debe hacer ningún ajuste a los dispositivos de interrupción o de bloqueo durante las operaciones.El encargado de control de calidad deberá cerciorarse de que los bloqueos cumplen con su cometido por la seguridad del operario, los bloqueos consisten en la siguientes condiciones: La manija de la puerta de la celda del seccionador no deberá abrir si la cuchilla de paso a la que está acoplado se encuentra cerrada.La cuchilla de paso no podrá cerrar si el seccionador al que se encuentra acoplada está en la posición de cerrado.La cuchilla de paso no podrá abrir si el seccionador al que se encuentra acoplada está en la posición de cerrado.La cuchilla de puesta a tierra no podrá cerrar si el seccionador al que se encuentra acoplada está en la posición de cerrado.

El procedimiento para el cierre y la apertura del equipo es el siguiente:Cierre: Deben encontrarse todos los dispositivos en la posición de abiertos.Tener siempre abierta la cuchilla de puesta a tierra.Cerrar la cuchilla de paso.Cerrar el seccionador.Apertura:Deben encontrarse todos los componentes en la posición de cerradoAbrir el seccionador.Abrir la cuchilla de paso.Cerrar la cuchilla de puesta a tierra.La prueba será satisfactoria si los dispositivos de interrupción y de bloqueo están en perfectas condiciones de operación y si el esfuerzo requerido de operarlos es el mismo en el transcurso y final de la prueba. El encargado de la prueba de control de calidad deberá registrar en el formato de pruebas a Subestaciones Eléctricas, y en el protocolo de pruebas del manual de la subestación que se entregará al cliente las observaciones de la prueba.

Pruebas de dispositivos auxiliares eléctricos neumáticos e hidráulicos.Al igual que los mecanismos de bloqueo mecánicos, dispositivos eléctricos o de cualquier otro tipo deberán probarse por lo menos 5 veces bajo las condiciones más desfavorables de prueba posibles y se deberán anotar las observaciones en el formato de pruebas a Subestaciones Eléctricas, y en el protocolo de pruebas del manual de la subestación. La prueba será satisfactoria si no se hicieron ajustes durante las operaciones y continúan operando correctamente. Ejemplos de dispositivos auxiliares: son las bobinas de disparo, compresores, etc. Que cumplen con la función de dar operación a la subestación con otro mando además del mecánico.

Verificación del alambrado. El encargado de Control de calidad deberá corroborar que el cableado del alambrado es correcto y corresponde con los del plano. Tal es el caso de las subestaciones de accionamiento por bobina de disparo y botonera de control eléctrico. Además se deberá incluir el diagrama de conexiones con mica autoadherible en el interior de la subestación.

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Servicio a Transformadores• Pruebas de Relación de Transformación (TTR) • Pruebas de Resistencia de Aislamiento

(Megger)• Pruebas de F.P., a devanados MEU) • Pruebas de Resistencia Ohmica • Pruebas de Respuesta a la Frecuencia • Prueba de Corriente de Exitación • Prueba de Factor de Potencia a Boquillas • Revisión de Cambiadores de Tap's • Inspección y Pruebas de Accesorios y Equipos

propios• Análisis Físico Químicos al aceite. • Cromatografía de Gases Disueltos en el Aceite • Análisis de Contenido de PCB's • Analisis de furanos • Analisis de Azufres corrosivos Proceso de Filtrado y Desgasificado al alto vacío

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Pruebas de Relación de Transformación (TTR)PRUEBA DE RELACION DE TRANSFORMACION

OBJETIVO.Verificar que las relaciones de transformación para las diferentes posiciones del tap de un transformador están dentro de la tolerancia de medición.

INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN. NORMAS DE REFERENCIA. Las presentes especificaciones están referidas a lo estipulado en las normas: ü IEEE C57.12.90-1993 "IEEE Standard test code for liquid - inmersed distribución, power, and regulating transformers and IEEE guide for short - circuit testing of distribution and power transformers". ü NMX-J-116-1996-ANCE "Transformadores de distribución tipo poste y tipo subestación"

METODO DE PRUEBA.Existen 3 métodos de prueba para la determinación de la relación de transformación: ü El método del vóltmetro. ü El método de comparación. ü El método del puente. La presente especificación está referida al método del puente para conocer la relación ya que es el método más preciso de los 3 y no se requiere de un segundo transformador de condiciones idénticas al de prueba, por lo que esta prueba se aplica fácilmente en el campo.

PROCEDIMIENTO. La relación de transformación es el número de vueltas que lleva el devanado de alta tensión contra el número de vueltas del devanado de baja tensión. Para los transformadores que tienen cambiador de derivaciones (tap´s) para cambiar su relación de voltaje la relación de transformación se basa en la comparación entre el voltaje nominal de referencia del devanado respectivo contra el voltaje de operación o % de voltaje nominal al cual está referido. La relación de transformación de éstos transformadores se deberá determinar para todos los tap´s y para todo el devanado.Para la medición con el TTR se debe seguir el circuito básico de la figura 1, cuando el detector DET está en balance, la relación de transformación es igual a R / R1.

CRITERIOS DE APROBACIÓN. La tolerancia para la relación de transformación, medida cuando el transformador está sin carga debe ser de ± 0.5% en todas sus derivaciones.

REPORTE DE PRESENTACIÓN DE RESULTADOS. El reporte de presentación de resultados de la prueba de relación de transformación está elaborado en base a los datos del reporte del cual se compone la "hoja de campo de pruebas a transformadores".El análisis de los resultados se presenta una tabla que contenga de manera resumida si el transformador cumple o no con la norma respecto a la prueba de relación de transformación.

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Pruebas de Resistencia de Aislamiento(Megger)OBJETIVO.

Verificar que los aislamientos del transformador bajo prueba cumplen con la resistencia mínima soportable bajo la operación a la que serán sometidos, así como de comprobar la no inadecuada conexión entre sus devanados y tierra para avalar un buen diseño del producto y que no exista defectos en el mismo.

INSTRUMENTOS DE MEDICION Los instrumentos de medición que se emplearán en esta prueba dependen del grado de exactitud de la lectura de la resistencia de aislamiento que se quiera conocer.

NORMAS DE REFERENCIA.Las presentes especificaciones están referidas a lo estipulado en las normas:

• IEEE C57.12.90-1993 "IEEE Standard test code for liquid - inmersed distribución, power, and regulating transformers and IEEE guide for short - circuit testing of distribution and power transformers".

• IEEE 43-1974METODO DE PRUEBA.El método de prueba de la resistencia de aislamiento de un transformador es el de medición directa con el instrumento de medición (Megger).

PROCEDIMIENTO.El significado de la resistencia de aislamiento generalmente requiere de cierta interpretación y depende básicamente del diseño, sequedad y limpieza de los aislantes que envuelven al transformador. El procedimiento de prueba para la medición de la resistencia de aislamiento de un transformador está descrito en la norma IEEE C57.12.90 y contiene básicamente los siguientes puntos claves :

• La temperatura de los devanados y del líquido aislante deben estar cercanos a 20° C.

• Todos los devanados deben estar inmersos en el mismo liquido aislante.• Todos los devanados deben de estar cortocircuitados.• Todas las boquillas del transformador deben estar en su lugar.• Todas las terminales que no se consideran en la prueba así como la carcaza y

el tanque deberán conectarse a tierra mientras se aplique el voltaje de prueba.

• Deben seguirse las indicaciones de cada instrumento de medición dependiendo del que se trate teniéndose como mínimas las siguientes:

◦ Megger analógico. Primeramente se debe seleccionar el voltaje de prueba de acuerdo a la tabla 1 que son las recomendaciones del fabricante ya que no se cuenta con normas publicadas que contengan una especificación más detallada:

Tabla 1. Voltaje de prueba para diferentes voltajes de referencia.

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Voltaje nominal de referencia (V)

Voltaje de prueba (V)

Menos de 115 250

115 250 o500

230 500

460 500 o 1000

Como una regla general, el voltaje de prueba debe ser aplicado hasta que se registre una lectura que no cambie en un margen de 15 segundos o la lectura final que observa en el transcurso de 60 segundos. En circuitos capacitivos se deberá ejercer la tensión de prueba por un minuto o más si es necesario completar la carga de la muestra. La norma IEEE 43-1974 marca que es imposible de especificar el valor de la resistencia de aislamiento que debe ser medida para la cual un devanado fallará eléctricamente, pero en motores las lecturas mínimas generalmente figuran en 2 MW para tensiones nominales de hasta 460 V.

La figura 1 muestra el diagrama elemental de conexiones del Megger analógico, donde el devanado bajo prueba puede ser cualquiera de los ya mencionados antes. Una vez terminadas las conexiones se debe girar la palanca a una velocidad tal que la aguja del instrumento se estabilice y se encienda el led de color verde y tomar la lectura. Si el led de color rojo se enciende significa que el valor medido se deberá multiplicar por 10.

El voltaje aplicado para la medición de la resistencia de aislamiento a tierra deberá ser incrementado en un tiempo no mayor a 15 segundos y después de ser retenido en su valor de prueba durante un minuto y se deberá reducir gradualmente en no más de 5 segundos a un valor de un cuarto o menos del valor máximo que se haya registrado.

Las pruebas de resistencia de aislamiento deberán realizarse con los circuitos de igual voltaje conectados entre sí y los circuitos de diferente voltaje deberán ser probados por separado, por ejemplo:

• Alta tensión vs. Baja tensión• Alta tensión vs. Tierra• Baja tensión vs. Tierra• Neutro vs. Tierra (En el caso de que el neutro no esté conectado directamente a

tierra)Esta prueba se realiza con la finalidad de incrementar la exactitud del estado de prueba de los aislamientos de un transformador, y en el caso de que no sea suficiente con la prueba de resistencia de aislamiento, se recomienda laPRUEBA

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DE INDICE DE POLARIZACIONyPRUEBA DE INDICE DE ABSORCION

La prueba debe ser interrumpida inmediatamente si la lectura de la corriente comienza a incrementarse sin estabilizarse.

Podrían presentarse descargas parciales durante las pruebas de resistencia de aislamiento que puedan causar al transformador bajo prueba y también arrojar resultados erróneos en los valores de las lecturas de medición, para este caso se deberá hacer una pausa y continuar posteriormente con la prueba.

Después de que la prueba haya sido completada se deberán aterrizar por un periodo de tiempo suficiente para liberar cualquier carga que haya quedado atrapada.

Figura 1 Conexiones del Megger analógico para la medición de laresistencia de aislamiento

de un transformador.

CRITERIOS DE APROBACIÓN.No hay una buena cifra para determinar si una lectura de una resistencia de aislamiento es buena o mala, pero una buena guía es la de considerar 1 MW por cada 1000 Volts de prueba aplicados como una cifra mínima. Esto es aplicable a motores y transformadores.

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Indice de PolarizaciónPRUEBA DE INDICE DE POLARIZACION1. OBJETIVO.Verificar con mayor precisión y exactitud que los aislamientos del transformador bajo prueba cumplen con la resistencia mínima bajo la operación a la que serán sometidos, así como de comprobar su deterioro gradual.

2. INSTRUMENTOS DE MEDICION. Los instrumentos de medición que se emplearán en esta prueba dependen del grado de exactitud de la lectura del índice de absorción que se quiera conocer.

3. NORMAS DE REFERENCIA.Las presentes especificaciones están referidas a lo estipulado en las normas:àIEEE C57.12.90-1993 "IEEE Standard test code for liquid-inmersed distribución, power, and regulating transformers and IEEE guide for short-circuit testing of distribution and power transformersî.àIEEE 43-1974

4. METODO DE PRUEBA.El método de prueba del índice de polarización de un transformador es el de medición directa con el instrumento de medición (Megger) y cálculos con lecturas obtenidas.

5. PROCEDIMIENTO.Con la finalidad de incrementar la exactitud del estado de prueba de los aislamientos de un transformador, y en el caso de que no sea suficiente con la prueba de resistencia de aislamiento y de absorción, se recomienda la prueba de índice de polarización. Después de que la prueba haya sido completada se deberán aterrizar por un periodo de tiempo suficiente para liberar cualquier carga que haya quedado atrapada.La relación de índice de polarización es la división de las lecturas de las resistencias de aislamiento obtenidas en 10 y 1 minuto segÏn se ve a continuación:RAD = Resistencia de aislamiento a 10 min. / Resistencia de aislamiento a 60 seg.

6. CRITERIOS DE APROBACION.En general una relación de índice de polarización de 1.5 a 2 o mejor es considerada como buena, pero una relación por debajo de este valor indica que el equipo probablemente requiera de inspección mas detallada o en su caso reparación.

7. REPORTE DE PRESENTACION DE RESULTADOS.El "Reporte de prueba índice de polarizaciónî contiene los datos necesarios para la captura de los eventos que se detecto en el equipo probado.

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Indice de AbsorciónPRUEBA DE INDICE DE ABSORCION1. OBJETIVO. Verificar con mayor precisión y exactitud que los aislamientos del transformador bajo prueba cumplen con la resistencia mínima bajo la operación a la que serán sometidos, así como de comprobar su deterioro gradual.

2. INSTRUMENTOS DE MEDICION. Los instrumentos de medición que se emplearán en esta prueba dependen del grado de exactitud de la lectura del índice de absorción que se quiera conocer.

3. NORMAS DE REFERENCIA. Las presentes especificaciones están referidas a lo estipulado en las normas: Ø IEEE C57.12.90-1993 ÒIEEE Standard test code for liquid-inmersed distribución, power, and regulating transformers and IEEE guide for short-circuit testing of distribution and power transformersÓ. Ø IEEE 43-1974

4. METODO DE PRUEBA. El método de prueba del índice de polarización de un transformador es el de medición directa con el instrumento de medición (Megger) y cálculos con lecturas obtenidas.

5. PROCEDIMIENTO. Con la finalidad de incrementar la exactitud del estado de prueba de los aislamientos de un transformador, y en el caso de que no sea suficiente con la prueba de resistencia de aislamiento y del índice de polarización, se recomienda la prueba de índice de absorción. Después de que la prueba haya sido completada se deberán aterrizar por un periodo de tiempo suficiente para liberar cualquier carga que haya quedado atrapada. La relación de índice de polarización es la división de las lecturas de las resistencias de aislamiento obtenidas en 60 y 30 segundos según se ve a continuación: RAD = Resistencia de aislamiento a 1 min. / Resistencia de aislamiento a 30 seg.

6. CRITERIOS DE APROBACION. En general una relación de índice de polarización de 1.25 a 2 o mejor es considerada como buena, pero una relación por debajo de este valor indica que el equipo probablemente requiera de inspección mas detallada o en su caso reparación.

7. REPORTE DE PRESENTACION DE RESULTADOS.El Reporte de prueba índice de polarización contiene los datos necesarios para la captura de los eventos que se detecto en el equipo probado.

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Pruebas de F.P., a devanados MEU)

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA A LOS AISLAMIENTOS.El Factor de Potencia de un aislamiento es una cantidad adimensional normalmente expresada en por ciento, que se obtiene de la resultante formada por la corriente de carga de pérdidas que toma el aislamiento al aplicarle una corriente de un voltaje determinado, es en si, una característica propia del aislamiento al ser sometido a campos eléctricos.

Debido a la situación de no ser aislantes perfectos, además de una corriente de carga puramente capacitiva, siempre los atravesará una corriente que está en fase con el voltaje aplicado (Ir), a esta corriente se le denomina de pérdidas dieléctricas, en estas condiciones el comportamiento de los dieléctricos queda representado por el siguiente diagrama vectorial.

Figura "A"Diagrama vectorial que muestra el comportamiento de un aislamiento al aplicarle un voltaje dado.

Ir Corriente de pérdidas

Ic Corriente de carga.

I Corriente resultante de Ic más Ir.

E Voltaje aplicado.

Para aislamientos con bajo Factor de Potencia, (Ic) e (I) son substancialmente de la misma magnitud y la corriente de pérdidas (Ir) muy pequeña, en estas condiciones el ángulo ó es muy pequeño y el Factor de Potencia estará dado entonces por:FP = COS f SEN d y prácticamente = TAN d

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De lo anterior se desprende que el Factor de Potencia siempre será la relación de los Watts de pérdidas (Ir), entre la carga en Volts - Amperes del dieléctrico bajo prueba (I).

El método de medida del equipo de prueba, se fundamenta, en un circuito puente de resistencias y Capacitores.

Con el conocimiento de los valores de la corriente de carga, el voltaje de prueba y la frecuencia, la capacitancia del aislamiento puede ser determinada de la siguiente manera.C = ( I Sen f / V ) = I / V

La capacitancia de aislamientos secos no es afectada apreciablemente por la temperatura; sin embargo en los casos de aislamientos húmedos o contaminados, esta tiende a incrementarse con la temperatura.

Tomando en consideración que la reactancia de los aislamientos es predominantemente capacitiva y las pérdidas eléctricas reducidas, la magnitud de la corriente de carga puede calcularse por:

I = V/ wC ó V A = V2/ wC

I =Magnitud de la corriente de carga.

V = Potencial aplicado.w = Frecuencia angular (2pf).C = Capacitancia.

De las fórmulas anteriores puede determinarse la máxima capacitancia que un equipo de prueba puede aceptar para obtener mediciones confiables.Por ejemplo: La máxima capacitancia que un equipo de prueba para 10 KV., puede medir por 15 minutos de prueba, seria:C = I / wV = (0.200 x 1012) / (377 X 104) = 53,000 picofaradios

Y en forma continua:C = I / wV =(0.100 x 10 12) / (377 x 104) 26,500 picofaradios.

Las boquillas para Transformadores, Interruptores, etc., usualmente tienen capacitancias considerablemente menores que los valores calculados anteriormente.

Los cables de potencia de gran longitud, pueden tener una capacitancia que excedan a los 26,500 picofaradios del medidor, se recomienda hacer el cálculo previo del valor de la capacitancia del cable de que se trate, para poder efectuar la prueba de factor potencia.

En equipos con capacitancias mayores que los valores límites calculados para el

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medidor de 10 KV., deben ser probados a voltajes menores.

FACTORES QUE AFECTAN LA PRUEBA.Entre los factores que afectan la prueba y tienden a aumentar el valor de factor de potencia de los aislamientos de una manera notable son: la suciedad, la humedad relativa, la temperatura y la inducción electromagnética.

METODO DE MEDICION.La prueba consiste en aplicar un potencial determinado al aislamiento que se desea probar, medir la potencia en Watts que se disipa a través de él y medir la carga del mismo en Volts - Amperes. El Factor de Potencia se calcula dividiendo los Watts entre los Volts - Amperes y el resultado se multiplica por 100.

CONSIDERACIONES.Para la interpretación de resultados de prueba, es necesario el conocimiento de valores básicos de Factor de Potencia de materiales aislantes. Como referencia, se presentan valores de Factor de Potencia y constantes dieléctricas de algunos materiales.

 MATERIAL % FP A 20°C CONST. DIELECTRICA.Aire 0.0 1.0Aceite 0.1 2.1Papel 0.5 2.0Porcelana 2.0 7.0Hule 4.0 3.6Barniz Cambray 4.0 - 8.0 4.5Agua 100.0 81.0

 EQUIPO % F.P. a 20° CBoquillas tipo condensador en aceite 0.5Boquillas en compound 2.0Transformadores en aceite 1.0Transformadores nuevos en aceite 0.5Cables con aislamiento de papel 0.3Cables con aislamiento de barniz cambray 4.0 - 5.0Cables con aislamiento de hule 4.0 - 5.0

El principio fundamental de las pruebas es la detección de algunos cambios de la característica del aislamiento, producidos por envejecimiento y contaminación del mismo, como resultado del tiempo y condiciones de operación del equipo y los producidos por el efecto corona.

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http://www.syse.com.mx/pruebas_resistencias_ohmica_transformadores.html

Pruebas de Resistencia OhmicaPRUEBA DE RESISTENCIA DE OHMICA. Los puntos con alta resistencia en partes de conducción, son fuente de problemas en los circuitos eléctricos, ya que originan caídas de voltaje, fuentes de calor, pérdidas de potencia, etc.; ésta prueba nos detecta esos puntos.

En general, ésta se utiliza en todo circuito eléctrico en el que existen puntos de contacto a presión deslizables, tales circuitos se encuentran en interruptores, restauradores, dedos de contacto de reguladores, o de cambiadores de derivaciones y cuchillas seccionadoras.

Resistencia Ohmica de Devanados.Esta prueba tiene la finalidad de verificar la Resistencia Ohmica de los Devanados.Con su aplicación se detectan los falsos contactos y espiras en corto circuito al compararse con los datos anteriores en caso de no tenerlos considerarlos como iniciales.

Recomendación.Para el análisis de los resultados del conjunto de pruebas, se integra el expediente de cada equipo, para vigilar su tendencia durante su vida en operación, haciendo uso de los formatos establecidos.

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http://www.syse.com.mx/Prueba-de-Respuesta-a-la-Frecuencia.html

Pruebas de Respuesta a la FrecuenciaEl análisis de Respuesta a la Frecuencia (FRA) o análisis del barrido de la respuesta en frecuencia, es un método potente y sensible para evaluar la integridad mecánica de los núcleos, devanados y estructuras de sujeción de los transformadores de potencia al medir sus funciones de transferencia eléctrica en un amplio rango de frecuencias.

Análisis de respuesta en frecuencia (FRA – Frequency Response Analysis)

Cualquier medición que muestre la dependencia de la frecuencia de los bobinados de un transformador a una señal aplicada que sea hecha con la intención de detectar deformaciones de los bobinados a través de los efectos resultantes de los cambios en las inductancias y capacitancias distribuidas.

Método de barrido en frecuencia (SFRA – Sweep FRA)Es la respuesta en frecuencia medida directamente debida a la inyección de una señal de frecuencia variable en uno de los terminales y con la medición de la respuesta en el otro terminal.

Método de tensión de impulso (LVI – Low Voltage Impulse)Es la respuesta en frecuencia medida indirectamente debida a la inyección de una señal de impulso de una forma particular en un terminal y midiendo la respuesta en el otro terminal, y luego para ver los resultados aplicar la transformación del dominio en el tiempo al dominio de la frecuencia.

Amplitud del FRALa magnitud de la respuesta relativa a la señal inyectada, se la expresa usualmente en dB calculada como 20 x log10 (Vrespuesta / Vinyectada).

Angulo de fase FRAEs el desfasaje de ángulo de la respuesta relativa a la de la señal inyectada.

Se puede observar que la comparación del comportamiento teórico y real de un capacitor es muy similar.

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Algunos tipos de falla que se pueden detectar con la prueba de Respuesta a la Frecuencia (FRA):? Movimiento del núcleo.? Fallas a tierra del núcleo.? Deformación de los bobinados.? Desplazamiento de los bobinados.? Colapso parcial de los bobinados.? “Hoop buckling” o abollamiento del bobinado ? Estructuras rotas.? Espiras en corto o bobinados abiertos

Ejemplo de una medición con problemas debido al ruido vs otras sin ruido.

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Este gráfico debe tomarse como una indicación general ya que hay superposición de frecuencias que sugieren más de un diagnóstico. 

Ejemplos de uso de FRASe muestran a continuación algunos ejemplos de casos de daños en transformadores, donde se puede ver la fotografía del daño y el resultado del análisis FRA.

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A la izquierda se muestra dos bobinados de alta tensión de dos transformadores gemelos. En la gráfica verde una medición normal y la gráfica roja muestran la medición con la puesta a tierra del núcleo desconectada.

Núcleo con puesta a tierra desconectada

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Prueba de Corriente de ExcitaciónLa prueba de Corriente de Excitación, en los transformadores de potencia, permite detectar daños o cambios en la geometría de núcleo y devanados; así como espiras en cortocircuito y juntas o terminales con mala calidad desde su construcción.Las pruebas de corriente de excitación se realizan con el medidor de factor de potencia que se disponga.

Factor de Potencia

2.5 KV

Modelo: MEUMarca: Doble EngineeringNo. De Serie482

Factor de Potencia

10 kv

Modelo: M2H-DMarca: Doble EngineeringNo. De Serie 354

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Pruebas de Factor a BoquillasLas boquillas de cualquier equipo pueden probarse por cualquiera de los siguientes métodos:a) Prueba de equipo aterrizado (GROUND). Esta es una medición de las cualidades aislantes del aislamiento entre el conductor central de la boquilla y la brida de sujeción. La prueba se realiza energizando la terminal de la boquilla por medio de la terminal de alta tensión del medidor y la terminal de baja tensión del medidor a la brida de sujeción, la brida debe de estar aterrizada.

b) Prueba de equipo no aterrizado (UST). Esta es una medición del aislamiento entre el conductor central y el tap capacitivo. Esta prueba se aplica a boquillas que

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cuentan con un condensador devanado a lo largo de la boquilla. El objeto principal del capacitor, es controlar la distribución del campo eléctrico, tanto interno con externo de la boquilla.

Prueba de Collar Caliente a Boquillas.Es una medición de la condición de una sección del aislamiento de la boquilla, entre la superficie de los faldones y el conductor. Se lleva a cabo energizando uno o más collares situados alrededor de la porcelana de la boquilla y aterrizando el conductor central (terminal) de la misma. Esta prueba es de gran utilidad para detectar fisuras en la porcelana o bajo nivel del líquido o compound.Prueba de collar sencillo. Refleja información relacionada con la condición del aislamiento de la parte superior de la boquilla. Si se obtienen valores elevados de pérdidas, se recomienda hacer la prueba en cada faldón para analizar la magnitud de la falla.Prueba de collar múltiple.Proporciona información de la condición del aislamiento en general entre la brida y el conductor central.

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Revisión de Cambiadores de Tap'sREPARACIONES MENORES.Son aquellas comunes y factibles de realizarse en campo a los componentes de un transformador y equipo afín.Las fallas se pueden presentar en los elementos siguientes del transformador:Cambiador de derivaciones.Bajo carga. Sin carga (desenergizado).Transformadores de corriente.Núcleo y bobinas.Boquillas y guías.Tanque principal.Tanque conservador.Indicador de temperatura de devanado.Termómetro de aceiteIndicador de temperatura del punto más caliente (Hot - Spot).Indicador de temperatura de devanado.Medidor de relación sobrecarga temperatura o relé de imagen térmica.Relé Buchholz.Relé de sobrepresión.Relé de presión súbita.Dispositivos y / o equipos de preservación de aceite.Radiadores.Ventiladores.Bombas de recirculación de aceite.Indicadores de flujo.Gabinetes de control.Válvulas.Purgas de aire (Boquillas, tanques y radiadores).Cambiador de Derivaciones (de TAP's). Los problemas más frecuentes se presentan en el Diversor (Diverter Switch) y se recomienda:Revisar mecanismos de mando comprobando su sincronismo.Revisar el diagrama de alambrado de controlInspección, limpieza y cambio de aceite.]Sin Carga (desenergizado):Revisar mecanismos de mando sobre todo cuando se trata de operación en grupo. Revisión de contactos y articulaciones internas.

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INSPECCIÓN Y PRUEBAS DE ACCESORIOS Y EQUIPOS PROPIOSEl transformador es el equipo eléctrico con el cual el usuario comete mayores abusos, lo trabajan a sobrecargas continuas, se le protege inadecuadamente y si se le dedica un período de mantenimiento, éste por lo general es pobre, aquí se

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presentan algunas fallas y sus correcciones:.

Fallas en el equipo auxiliar: Se debe tener la certeza que el equipo auxiliar de protección y medición funcione correctamente, por lo que se debe reapretarse la tornillería. Los aisladores o bushings deben estar limpios y al menor signo de deterioro, deben reponerse.

El tanque debe estar limpio, sus juntas no deben presentar signos de envejecimiento y se debe corregir de inmediato cualquier fuga. Sobre este particular, conviene hace notar que en el caso de fuga y debido a que en el interior del tanque se tienda hacia una presión negativa, la humedad y el aire serán atraídos al interior del transformador.

Se debe revisar que no existen rastros de carbón en el interior del tanque y que tampoco presente señales de "abombamiento", Si notamos rastros de carbón, o señales de "abombamiento", debemos desconectar el transformador y tratar de determinar las causas que lo hayan generado.

RESULTADOSDel análisis de fallas en transformadores, podemos determinar que salvo en el caso de sobre tensiones ocasionados por rayos, todas las demás fallas se pueden prever con un buen mantenimiento de nuestro transformador y si la falla está en proceso, un buen registro de mantenimiento y estudio del mismo podrá detectarla a tiempo.

Lo eficiente del servicio dependerá de la periodicidad del mismo. Si bien es reconocido que un mantenimiento preventivo realizado en plazo de cada año, es un buen servicio para el transformador en aceite, creemos que éste será mejor si disminuimos el tiempo transcurrido entre uno y otro, y el o del mismo dependerá de si se lleva o no un registro de operaciones y resultados. En nuestra operación de mantenimiento, debemos verificar lo siguiente:

Pruebas Eléctricas a Transformador.Revisar termómetro.Verificar nivel del aceite.Limpiar tanque y bushings.Verificar que no hay fugas.Verificar que las juntas sellan bien y estén en buen estado.Aprieta general de tornilleria y conexiones:Verificar que sigue bien ventilando el cuarto en el, que se aloja el transformador.Verificar que no hay trazos de carbón, ni desprendimiento de gases o humos.Tomar una muestra adecuada de aceite para verificar sus características.

Por supuesto que nuestra labor de mantenimiento preventivo, basada en una periodicidad adecuada y del análisis de sus resultados, contribuirá a lograr que nuestro transformador obtenga su vida útil, y a prevenir fallas en éste. Esto último es muy importante, pues el tener un transformador fuera de servicio se traduce al menos en una paralización parcial de operaciones y por lo tanto en pérdidas de producción.

RECOMENDACIONES PARA LA INSPECCION Y MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES

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En vista de que los transformadores son los eslabones vitales para la operación de las grandes empresas industriales y comerciales, es necesario que para su funcionamiento continuo y se logra solamente a través de un programa regular de inspecciones, pruebas y mantenimiento de rutina.

http://www.syse.com.mx/Analisis-azufres.html

Análisis Físico - Quimico al AceiteLos análisis Físico -Químicos proporcionan la información relativa a la calidad del aceite, indicando sus condiciones químicas mecánicas, asi como una proyección de los efectos que la condición del aceite puedan aportar al sistema de aislamiento. Los análisis Físico - Químicos se componen de un grupo de pruebas o estaciones de prueba predeterminadas y procesadas bajo estándares y métodos reconocidos internacionalmente (ANSI, DOBLE, ASTM, ICE, CIGRE, etc.) que en conjunto proporcionan la información óptima (Técnica y Económica ) necesaria para determinar la calidad del aceite y sus afectos en el sistema de aislamiento .

Las pruebas que componen a los Análisis- Físico-Químicos, son las siguientes:

Color RigidezDieléctricaTensión InterfacialNo. de AcidezGravedad EspecificaAspecto VisualSedimientosFactor de Potencia@ 25 °C y 100°CContenido de Humedad y determinación de %Humedad 7 Base Seca

Cada prueba tiene su importancia individual, asi como la combinación de los resultados de las mismas y la calidad en el desarrollo de cada prueba es determinante para el diagnóstico

http://www.syse.com.mx/Cromatografia-de-Gases.html

Cromatografía de Gases Disueltos en el AceiteMétodo Empleado NMX-J-308-ANCE-2004 Apéndice A, ASTM D 3612-02 La presencia de fallas en transformadores de potencia provoca severos problemas en la operación del suministro de energía eléctrica, esto debido a que en algunas áreas se carece de transformadores de reserva para sustituirlo en tiempos muy cortos.

Esto ha originado que la toma de decisiones y la evaluación de alternativas para buscar las soluciones sea lo mas rápida y eficiente posible.

Durante la operación normal del transformador , el aceite mineral y los materiales dieléctricos van perdiendo sus características lentamente, debido a que están expuestos a esfuerzos térmicos, eléctricos y mecánicos, a esto le llamamos degradación, al suceder esto, se producen gases dentro del aceite; los gases formados por la descomposición de los materiales aislantes se disuelven total o parcialmente en el aceite, esto permite que mediante la recolección de una muestra, se tenga información sobre todas las partes a las que llega el aceite.

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El análisis de gases disueltos ha probado ser una herramienta importante en la detección de fallas en transformadores, aún antes de la operación de protecciones o de valores anormales con pruebas alternativas.

http://www.syse.com.mx/analisis-contenido.html

Análisis de Contenido de PCB´sMétodo Empleado NMX-J-123-ANCE-2008 inciso 6.17, ASTM D-4059-00 Los Bifenilospoliclorados son una familia de hidrocarburos aromáticos clorados sintéticos, que tienen buenas propiedades térmicas y eléctricas, estas propiedades, combinadas con una excelente estabilidad química les hicieron útiles en numerosas aplicaciones comerciales. Sin embargo, su estabilidad química y resistencia a la biodegradación son causa de preocupación en términos de contaminación al medio ambiente.

Esta preocupación sobre el impacto medioambiental ha restringido progresivamente su uso desde principio de los años 70’s y su uso fue prohibido mediante un acuerdo internacional en 1986. Por este motivo debería medirse el contenido de PCB’s en los líquidos aislantes nuevos para confirmar que no está contaminado, así mismo en equipos por cuya antigüedad se pueda sospechar del contenido de éstos.

Los Bifenilospoliclorados por ser compuestos sintéticos, creados por el hombre, no se generan por el paso del tiempo o la degradación del aceite, sino por un contacto con otro líquido aislante que sí los contenga y se impregne de ellos. Dando cumplimiento con la norma NOM-133-SEMARNAT-2000, la cual en el inciso 8.2 nos indica que: "los poseedores de fluidos eléctricos almacenados, en operación y fuera de servicio, que no cuenten con letreros, marcas, placas de identificación o no se tengan las pruebas documentales correspondientes, deberán demostrar que no contienen PCB´s"

http://www.syse.com.mx/Analisis-de-furanos.html

Cromatografía de líquido de alta resolución (HPLC, Furanos)Método Empleado ASTM D 5837-99El método consiste en determinar en los líquidos aislantes los productos de la degradación de materiales de celulosa, tales como papel, cartón comprimido y material de algodón, materiales de aislamiento que conforman el equipo eléctrico. Estos productos de degradación comúnmente se les llaman compuestos furánicos o furanos. Los furanos que se identifican por cromatografía de líquidos son:5- hidroximetil-2-furfural, alcohol furfurílico, 2-furfural, 2-acetíl furano y 5–metil-2-

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furfural.Los compuestos furánicos son solubles en el aceite. Las altas concentraciones o los aumentos inusuales en la concentración de compuestos furánicos en el aceite pueden indicar una degradación de la celulosa, debido al envejecimiento del equipo o por fallas incipientes. Los criterios de evaluación se basan en la concentración de 2-furfural. Para un envejecimiento normal, el incremento en la concentración anual de 2-furfural debe ser menor a 50µg/kg.

También se utilizan los criterios siguientes para evaluar el aislamiento en el transformador:• Aislamiento normal < 100µg/kg• Media vida de 100 a 1000 µg/kg• Último tercio de vida > 1000 µg/kg

Estos compuestos se forman cuando una molécula de celulosa despolimerizada se rompe en pedazos o anillos. El análisis de furanos puede utilizarse para confirmar el análisis cromatográfico de gases, cuando la concentración de monóxido de carbono se encuentre con niveles arriba de lo normal.En la actualidad HPLC ha llegado a ser una de las Técnicas del Laboratorio Moderno más importantes como herramienta analítica para separar y detectar compuestos químicos.

http://www.syse.com.mx/Analisis-azufres-corrosivos.html

Análisis de Azufres CorrosivosLa revisión propuesta d la norma del azufre corrosivo ofrecerá una prueba más sensible.Se han encontrado que ciertos aceites aislantes contienen azufre corrosivo, que con el tiempo y la temperatura, producirá depósitos de sulfuro en el equipo de operación. Estos depósitos que se forman sobre el cobre y en el papel aislante ocasionarán que la resistencia dieléctrica disminuya y que el equipo termine por descomponerse. Sin embargo, una revisión propuesta de la norma D 1275 de ASTM, Método de Prueba del Azufre Corrosivo que hay en los aceites aislantes eléctricos, ofrecerá un recurso para poder determinar si los aceites nuevos o en servicio contienen o no contienen azufre corrosivo en una concentración peligrosa.

http://www.syse.com.mx/substations.html

Proceso de Filtrado y Desgasificado al Alto Vacío de Transformadores en Aceite.El presente procedimiento está referido a lo estipulado en las normas:

El transformador es el equipo eléctrico con el cual el usuario comete mayores abusos, lo trabajan a sobrecargas continuas, se le protege inadecuadamente y si se le dedica un período de mantenimiento, éste por lo general es pobre. Por supuesto que estos abusos se comenten a título de que el transformador es un

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aparato estático y que construido correctamente, sus posibilidades de fallas son mínimas. Sin embargo, tales abusos se reflejan en una disminución considerable de la vida útil del aparato.Entrando en materia, la humedad presente en el aceite, se puede originar por el aire que inhala el transformador durante su proceso de trabajo, por fallas en sus juntas y fugas en general. El contenido de agua en el aceite, se define en partes por millón, 1,000 partes por millón (ppm)= 1% humedad. Se dice que un aceite está en equilibrio, cuando su contenido de humedad es igual a 40 ppm, (0.04% de humedad),. Bajo esta condición, ni el aceite cede su humedad a los aislamientos, ni éstos la ceden al aceite. Al romperse la condición de equilibrio, es decir, aumentarse el valor de contenido de humedad en el aceite, se obtienen los siguientes resultados:

1. El aceite cede su humedad a los aislamientos, lo cual da por resultado que se incremente su valor de factor de potencia y sus pérdidas, lo que se traduce en envejecimiento y destrucción.

2. El incremento de humedad de aceite, da por resultado una disminución en su valor de voltaje de ruptura o rigidez dieléctrica. Con valores de contenido de agua de 60 ppm., el valor de rigidez dieléctrica se disminuye en un 13%.El aceite se satura, cuando su contenido de humedad es de 100 ppm, (0.1%). Bajo esta situación, cualquier adición en humedad será absorbida por los materiales fibrosos del transformador, como son: cartones, papeles aislantes y maderas.De lo antes expuesto, concluimos que la inspección de un aceite aislante, debe abarcar al menos:Contenido de humedad, Acidez, Rigidez dieléctrica, Presencia de lodos, si al realizar las pruebas Físico- Químicas y Cromatografía de Gases al aceite, estas nos arrojan valores no favorables, entonces se procederá a realizar el Filtrado y Desgasificado al alto vacío del mismo, siendo el proceso de la siguiente forma:

DIAGRAMA DE FLUJO PARA EL PROCESO DE FILTRADO Y DESGASIFICADO DEL ACEITE.

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4. RESULTADOS. Mejora las propiedades dieléctricas del aceite como su rigidez dieléctrica, tensión interfacial, disminuir el contenido de ppm. de agua, mejorar su factor de potencia y reducir sólidos.5. RECOMENDACIONES. Se recomienda que el tratamiento de aceite se efectué por lo menos una vez al año, y si el medio ambiente resulta muy contaminado dos veces al año. Así mismo se recomienda que haga un análisis completo al aceite.CAMBIO DE ACEITE.El aceite aíslante se deteriora por la acción de la humedad, del oxígeno, por la presencia de catalizadores (cobre) y por temperatura. La combinación de estos elementos, efectúan una acción química en el aceite, que da como resultado, entre otros, la generación de ácidos que atacan intensamente a los aislamientos y a las partes mecánicas del transformador. De esta acción química resultan los lodos que se precipitan en el transformador y que impiden la correcta disipación del calor, acelerando, por lo tanto, el envejecimiento de los aislamientos y su distribución. La humedad presente en el aceite, se puede originar por el aire que inhala el transformador durante su proceso de trabajo, por fallas en sus juntas y fugas en general. También se genera por descomposición propia del aceite y de los aislamientos.Un aceite muy contaminado es aquél que presenta los siguientes valoresContenido de humedad igual o mayor que 80 ppm.Acidez igual o mayor que 0.2 mg. del número de neutralización de la potasa cáustica.Rigidez dieléctrica, menor o igual a 22 KV.Se reporta presencia de lodos.Bajo tal condición de contaminación, es recomendable sustituir el aceite, para lo cual se debe disponer lo siguiente:Sacar la parte viva en caso de que este en taller. Desechar el aceite (Se hace el vaciado en Tambos de 200 lts, bajo normas).

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Limpiar tanque con aceite nuevo en su interior. Limpiar parte viva con aceite nuevo y secarla si estuviese en taller. Sellar y llenar a vacío con aceite nuevo. Lo eficiente del servicio dependerá de la periodicidad del mismo. Si bien es reconocido que un mantenimiento preventivo realizado en plazo de cada seis meses, es un buen servicio para el transformador en aceite, creemos que éste será mejor si disminuimos el tiempo transcurrido entre uno y otro, y el o del mismo dependerá de si se lleva o no un registro de operaciones y resultados.

ESTIMACIÓN DE LA CORROSIVIDAD DE LOS ACEITESEn los aceites aislantes minerales se encuentran muchas clases de compuestos azufrados, pero no todos son corrosivos o reactivos con el cobre y otros metales como la plata. Los compuestos de azufre más reactivos en su orden son:• El azufre elemental (S).• Los mercaptanos ( (R-SH). • Los sulfuros (tioéteres), los disulfuros y tiofenos Se define el azufre corrosivo, de acuerdo a la norma ASTM D2864, como la presencia de azufre y/o azufre elemental en aceites minerales aislantes que pueden causar corrosión de ciertos metales, tales como el cobre y la plata.

En el caso de los transformadores de potencia, la deposición de compuestos de sulfuro de cobre tanto sobre el papel aislante como sobre las láminas metálicas de cobre, conducen a una reducción de las propiedades dieléctricas del aislamiento interno, ocasionando fallas catastróficas.

Los problemas registrados a nivel mundial de fallas en transformadores, ponen de manifiesto que se produce una reacción con el cobre la cual no requiere para su desarrollo altas temperaturas, aunque el calor produce efectos más pronunciados

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http://www.syse.com.mx/switchs.htmlPruebas a Interruptores Eléctricos de Baja, Media y Alta Tensión.En vacío , en aire, en gas SF6, en máximo volumen de aceite, en mínimo volumen de aceite y electromecánicos.• Prueba de Resistencia de Contactos (Ducter) • Prueba de Resistencia de Aislamiento (Megger) • Pruebas de Tiempos de Cierre y Apertura y Simultaneidad de contactos• Pruebas de F.P., (Meu) • Prueba de pureza al gas SF6 • Pruebas de punto de rocio al gas SF6 • Pruebas diléctrica de cámaras en vacío o en SF6 • Pruebas a unidades de disparo y reveladores de proteccionRetrofit

http://www.syse.com.mx/switchs.html#1Prueba de Resistencia de Contactos (Ducter)Los puntos con alta resistencia en partes de conducción, originan caídas de voltaje, generación de calor, pérdidas de potencia, etc. La prueba se realiza en circuitos donde existen puntos de contacto a presión o deslizables, como es el caso en interruptores. Para medir la resistencia de contactos existen diferentes marcas de equipo, de diferentes rangos de medición, como ejemplo el de la marca Games J. Biddle; tiene un rango de medida de 0 a 20 Ohms. Los equipos de prueba cuentan con una fuente de corriente directa que puede ser una batería o un rectificador.RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA.A) El equipo bajo prueba debe estar desenergizado y en la posición cerrado.B) Se debe de aislar a lo posible la inducción electromagnética, ya que esta produce errores en la medición y puede dañar el equipo de prueba.C) Limpiar perfectamente bien los conectores donde se van a colocar las terminales del equipo de prueba para que no afecten a la medición.

http://www.syse.com.mx/interruptores-tiemposcierreyapertura.htmlPruebas de Tiempo de Cierre y Apertura y Simultaneidad de ContactosEl objetivo de la prueba es la determinación de los tiempos de interrupción de los interruptores de potencia en sus diferentes formas de maniobra, así como la verificación del sincronismo de sus polos o fases.El principio de la prueba se basa en una referencia conocida de tiempo trazado sobre el papel del equipo de prueba, se obtienen los trazos de los instantes en que los contactos de un interruptor se tocan o se separan a partir de las señales de apertura y cierre de los dispositivos de mando del interruptor, estas señales de mando también son registradas sobre la gráfica, la señal de referencia permite medir el tiempo y la secuencia de los eventos anteriores.Existen básicamente dos tipos de instrumentos de prueba, los que utilizan dispositivos electromecánicos en los cuales una señal eléctrica sobre una bobina, actúa mecánicamente sobre agujas que marcan un trazo sobre el papel tratado en su superficie, y los que utilizan galvanómetros que accionan varías veces el punto de incidencia de un rayo luminoso sobre un papel fotosensible, en ambos tipos el

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movimiento del papel es efectuado por un motor de corriente directa a una velocidad constante.La señal de referencia puede ser en base a la frecuencia del sistema o bien puede ser tomada de un oscilado incluido en el equipo de prueba, de una frecuencia conocida.TIEMPO DE APERTURA:Es el tiempo medido desde el instante en que se energiza la bobina de disparo, hasta el instante en que los contactos de arqueo sean separados.TIEMPO DE CIERRE:Es el intervalo de tiempo medido desde el instante en que se energiza la bobina de cierre, hasta el instante en que se tocan los contactos primarios de arqueo en todos los polos.Nota: En el caso de interruptores dotados de resistencias de inserción, por lo general existe una diferencia entre los tiempos de cierre o apertura hasta el momento en que los contactos primarios de arqueo se tocan o separan y el tiempo hasta el momento en que los contactos auxiliares en serie con las resistencias se tocan o separan.EQUIPOS DE PRUEBA: Existen varios tipos y marcas de equipos para la prueba, se distinguen dos tipos principales que son del tipo cronógrafo y los del tipo oscilógrafo las características generales de los equipos comúnmente usadas se muestran en tabla anexa, en la misma se hacen además algunas observaciones sobre su aplicación así como sus ventajas y desventajas.Entre las características deseables de cualquier equipo se puede mencionar lo siguiente:• Velocidad del papel: Se considera como mínimo debe ser de 1 mt / seg. a fin de

poder apreciar o medir con precisión tiempos de orden de milisegundos.Numero de canales: Dependiendo del tipo de interruptor por probar, se requiere de más o menos canales, el número deberá ser suficiente para poder probar por lo menos un polo.

http://www.syse.com.mx/interruptores-meu.htmlPrueba de Factor de Potencia de Aislamiento (Meu)Al efectuar las pruebas de Factor de Potencia, intervienen las boquillas o soportes aislantes, y los otros materiales que forma parte del aislamiento (aceite aislante, gas SF6, vacío, etc.). Al efectuar la prueba de Factor de Potencia el método consiste en aplicar el potencial de prueba a cada una de las terminales del interruptor.Las pérdidas dieléctricas de los aislamientos no son las mismas estando el interruptor abierto que cerrado, porque intervienen diferentes aislamientos. Con el interruptor cerrado intervienen las pérdidas en boquillas y de otros aislamientos auxiliares, con el interruptor abierto intervienen las pérdidas en boquillas y en el aceite aislante. Esto es para el caso de interruptores de gran volumen de aceite.RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA.• Limpiar la porcelana de las boquillas, quitando polvo, humedad o agentes

contaminantes.Se recomienda efectuar la prueba cuando la humedad relativa sea menor de 75%.

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http://www.syse.com.mx/prueba-pureza.htmlPRUEBA DE PUREZA AL GAS SF6Regularmente la medición de la composición química del gas en un interruptor automático es necesario asegurarse de que los contaminantes estén dentro de las tolerancias permitidas. Esta prueba nos permite verificar el grado de pureza del SF6 y así evitar daños por una inadecuada extinción del arco debido a la degradación del gas.

http://www.syse.com.mx/prueba-punto-rocio.htmlPRUEBAS DE PUNTO DE ROCÍO AL GAS SF6El Punto de Rocío de un gas es, por definición, la temperatura a la cual la humedad presente (vapor de agua contenido en el gas) comienza a condensarse sobre la superficie en contacto con el gas.

Con base en este valor se puede determinar sobre un volumen conocido, la cantidad total de agua contenida en él, así como su Humedad Relativa.

La cantidad de agua en el papel se determina como una función de la Humedad Relativa del gas con el cual está en contacto cuando está expuesto, hasta alcanzar condiciones de equilibrio entre sus respectivas humedades.

En la actualidad existe la suficiente experiencia como para decir que la técnica de determinación de humedad por este método es adecuada y con suficiente precisión.

El procedimiento general consiste en llenar el transformador con un gas SF6, de tal manera que al cabo de un cierto tiempo, en el cual se alcance el estado de equilibrio en humedad, se mide el Punto de Rocío del gas y con este valor poder determinar la Humedad Residual en los aislamientos.

Para la determinación del Punto de Rocío, se puede usar cualquier higrómetro de los que existen en el mercado; los más utilizados son el de Hielo Seco y los de Alnor y Panametrics entre otras marcas.

http://www.syse.com.mx/prueba-de-rigides.htmlPRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DE CÁMARAS EN VACÍO O EN SF6Para interruptores de potencia con cámaras de extinción de arco en vacío o Sf6, se recomienda realizar la prueba de Rigidez dieléctrica aplicando alta tensión de C.A. o C.D. Con esta prueba es posible verificar el estado de las cámaras en cuanto a su hermeticidad y estado del medio de extinción del arco, debiéndose consultar el manual del fabricante correspondiente para todo lo relativo a niveles de voltaje y duración de la prueba.

http://www.syse.com.mx/prueba-a-unidades-disparo.htmlPRUEBAS A UNIDADES DE DISPARO Y RELEVADORES DE PROTECCIÓNLos relevadores de protección y unidades de control son dispositivos para vigilar el

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funcionamiento de los equipos eléctricos principales y auxiliares, los cuales al detectar una condición anormal de operación envían señales de alarma para que se tomen medidas correctivas, o de disparo, para aislar el equipo en problemas y evitar daños mayores. Las pruebas que se realizan a los relevadores de protección son para comprobar su funcionamiento y garantizar su confiabilidad durante su operación. Relevadores Electromecánicos, Eléctricos y Numéricos.• Relevadores de sobre corriente 50 /51 – 50 / 51N • Relevador diferencial 87 • Relevadores de baja tensión 27 • Relevadores de sincronismo 25• Relevador sobre corriente direccional 67• Relevador de bloqueo 86 Entre OTROS.Unidades de Control de Interruptores.• Master Pack.• General Electric.• SIEMENS.• Federal Pacific.• ABB.• IEM.Eaton .

http://www.syse.com.mx/retrofits.htmlRetrofitEn la actualidad las empresas buscan proveedores capaces de generar alternativas que puedan brindarles mejoras en sus sistemas eléctricos, reducción de costos, calidad, rapidez, seguridad e incremento en la confiabilidad de operación de sus instalaciones.Bajo este entorno donde la continuidad y confiabilidad del suministro eléctrico es muy importante, Suministros y Sistemas Electromecánicos ha desarrollado retrofits que cumplen con las expectativas actuales y las pone a su disposición.¿Qué es un RETROFIT?Entendemos como RETROFIT la renovación de los elementos activos (Interruptores, Contactadores, Relevadores de Protección) de tableros eléctricos, con el objetivo de poder disponer de las innovaciones técnicas actualizadas, eficientando su operación, protección, tiempo de vida útil y la confiabilidad en la seguridad de su operación, sin realizar modificaciones en la estructura original de los tableros como soportería, buses principales, cableados de fuerza, obra civil, etcétera.El Retrofit contará con las mismas características de operación del equipo a reemplazar incluyendo bloqueos mecánicos y eléctricos.Ventajas.• Reducción de costos de mantenimiento.• Reducción de costos por refaccionamiento y tiempo de entrega.• Reducción de tiempos muertos por falla de equipos.• Reducción de costos por cambio de tableros.• Contar con equipos con mayor capacidad de comunicación y protección.Mayor seguridad en las instalaciones y en su operación.http://www.syse.com.mx/qualityanalis.html

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Estudio de Calidad de la EnergíaOBJETIVOEvaluar los problemas de calidad eléctrica: transitorios, armónicas, regulación de voltaje, consumo, factor de potencia, revisión del sistema de tierras y fluctuaciones dinámicas de voltaje, para determinar la afectación que tiene sobre el sistema y equipos finales y verificar que cumplan con la norma provisional de CFE L0000-45 "perturbaciones permisibles en la forma de onda de tensión y corriente del suministro de energía eléctrica".

ANÁLISIS DE CALIDAD ELÉCTRICAEl análisis de calidad eléctrica deberá estar enfocado a cumplir con las normas nacionales e internacionales principales a este respecto.El análisis cumplirá los siguientes puntos:

1. ANÁLISIS PREVIOSe discutirá con los usuarios los antecedentes que se han detectado referente a todos y cada uno de los problemas que se atribuyen a una mala calidad de energía eléctrica.

2. INSPECCIÓN VISUALSe llevará a cabo una inspección visual y levantamiento de información al respecto a la instalación eléctrica y equipos afectados.

3. MEDICIONES.Las mediciones de campo que se efectuaran se realizarán en las siguientes etapas:

NEUTRO Y TIERRA:

• Medición del conductor de neutro y tierra

• Diferencia de potencial entre neutro y tierra

•

PARÁMETROS ELÉCTRICOS:

Voltaje por fase y trifásico

Intensidad por fase y trifásico

Factor de potencia por fase y trifásico

Potencia activa por fase y trifásico

Potencia aparente por fase y trifásico

Potencia reactiva por fase y trifásico

ARMÓNICAS:

Distorsión armónica total en tensión e intensidad por fase

Contenido armónico en tensión e intensidad hasta la armónica 25 en cada una de las fases

Distorsión armónica total en los conductores de neutro y tierra

Distorsión armónica individual hasta la armónica 25 en los conductores de neutro y tierra

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TRANSITORIOS:Se medirán transitorios de voltaje y corriente simultáneamente en todas las fases.

Todos los eventos transitorios, deberán ser capturados como mínimo con una resolución de ½ ciclo y deberá tenerse un registro simultáneo de cada una de las fases.

Perfil de voltaje mínimo, promedio y máximo

Sobre voltajes / Caídas de voltaje

Sags

Swells

Impulsos

Microinterrupciones

Todas las mediciones realizadas se efectuarán en condiciones normales de carga.Los equipos para realizar las mediciones son:

Analizador de redes eléctricas marca Dossena, modelo Multiver 3SN

Analizador de redes eléctricas marca HT Italia, modelo Energytest 2020

Analizador de redes eléctricas marca HT Italia, modelo Skylab 9030 Analizador de redes eléctricas marca Telog, modelo Linecorder 836i

Analizador de redes eléstricas marca Telog, modelo Linecorder 834I Analizador de redes eléctricas marca Telog, modelo Linecorder 812

Pinzas amperimétricas disponibles de 200 A, 1000 A, 2000 A y 3000

Equipo de cómputo personal Lap top Multímetro y herramienta en general.INGENIERÍA,

ELABORACIÓN DEL REPORTE Y PRESENTACIÓN DE RESULTADOSSe entregará reporte detallando los siguientes puntos:

• Objetivo del Estudio

• Metodología que se llevó a cabo para la elaboración del reporte

• Desarrollo del estudio, incluye resultado de las mediciones efectuadas donde se presentarán tablas y gráficas de:

◦ Gráficas de la forma de onda de tensión y corriente por fase

◦ Tabla y gráfica de distorsión armónica total en tensión y corriente

◦ Tablas y gráficas de la distorsión individual hasta la armónica 25 en tensión y corriente

◦ Tabla y gráfica del factor K

◦ Tabla de sobrecorriente generada por armónicas

◦ Tabla de las pérdidas de los equipos de distribución por armónicas

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◦ Tabla y gráfica del comportamiento de los parámetros eléctricos, con respecto al tiempo (voltaje, corriente, factor de potencia, potencia activa, reactiva y aparente)

◦ Tabla del porcentaje de desbalanceo de voltaje y corriente

◦ Tabla del porcentaje de regulación de voltaje Gráficas de flujo de cargas Gráfica y tabla de los transitorios ocurridos

◦ Tabla de eventos detallando tipo de evento, momento de ocurrencia, duración y magnitud (Sags, Swells, Impulsos, microinterrupciones)

◦ Tablas de perfil de voltaje y corriente

◦ Niveles de corriente, voltaje y armónicas en el conductor de neutro y tierra Conclusiones y recomendaciones finales, que incluye:

Situación actual del factor de potencia y recomendaciones para optimizarlo

Efecto de las armónicas en el sistema

Efecto de los transitorios en su sistema

Problemas detectados debido a otras causas como sobrevoltaje, desbalanceos, etc.

Análisis de los resultados respecto a las principales normas nacionales e internacionales

Soluciones a cada uno de los problemas detectados en su sistema, por medio de recomendaciones y sugerencias del equipo necesario.

Se considera tener una reunión al final del estudio para la discusión del reporte y con ello aclarar posibles dudas.

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http://www.syse.com.mx/ingenieria.html

ESTUDIO Y ANÁLISIS DE CORTO CIRCUITOUn sistema de potencia es considerado normalmente como una red trifásica balanceada. En general cuando ocurre una falla la simetría de la red balanceada se desbarata, resultando de esto corrientes y voltajes desbalanceados en la red.

La falla trifásica que cubre a las tres fases en un mismo punto se conocen como fallas simétricas. Empleando la teoría de las componentes simétricas se puede reemplazar el sistema normal por una fuente en el punto de falla para su análisis.

Desde un punto de vista de aplicación de relevadores es esencial conocer la distribución de las corrientes de falla a través del sistema y las tensiones de falla en las diferentes partes del sistema debido a la falla.

Los limites de corriente más distantes para aplicación de relevadores deberán calcularse para ajustar las protecciones para que éstas operen oportuna y eficazmente para lograr lo anterior requeriremos de la siguiente información.Corriente máxima de falla, para una falla al punto del relevador.Corriente mínima de falla, para una falla al punto del relevador.Corriente máxima de falla, a través del punto del relevador.

En la obtención de la información anterior, y los limites de la generación en el estado estable, y las condiciones posibles de operación incluyendo el método del sistema de aterrizamiento deberán conocerse.

Las fallas se suponen que son a través de impedancia de falla de secuencia cero, de tal forma que la corriente de la falla considerada es en su valor máximo, para garantizar las condiciones de operación del sistema.

ANÁLISIS DE LAS COMPONENTES SIMÉTRICAS DE UNA RED TRIFÁSICASe pueden determinar aplicando el principio de superposición, en forma general un sistema trifásico se reemplazan por tres conjuntos de vectores simétricos balanceados. Dos de ellos son trifásicos, pero uno tiene diferente secuencias de fases, y el último conjunto están en fase.

Esos conjuntos de sistemas vectoriales, se llaman como secuencia positiva, negativa y cero respectivamente.

Las ecuaciones de fase en función de componentes simétricas son las siguientes:Ea = E1 + E2 + Eo Voltajes de fase en función de sus componentes.Eb = a2E1 + aE2 + Eo Ec = aE1 + a2E2 + EoE1 = 1/3 ( Ea + aEb + a2Ec ) Voltajes de secuencia en función de los voltajes de fallaE2 = 1/3 ( Ea + a2Eb + aEc )E0 = 1/3 ( Ea + Eb + Ec )

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Cuando todas las cantidades se refieren a la referencia de la fase (a, se escriben un sistema de ecuaciones similares para las corrientes.

Los sistemas vectoriales para la secuencia positiva, negativa y cero, se ilustran en la siguiente figuraAl ocurrir la falla en el sistema de potencia, la impedancia de fase no son de valor idéntico (exceptuando para la falla trifásica), trayendo como consecuencia voltajes y corrientes desbalanceadas, que serán mayores en el punto de la falla. Previamente se mencionó que la falta de corriente de cortocircuito, puede estudiarse considerando las condiciones normales de voltaje en el sistema, por la sustitución de un circuito de Thevenin, donde se considera que el generador sigue alimentando tensión a un valor igual que antes de la falla. De aquí la impedancia del sistema permanece simétricamente desde el punto de vista punto de la falla, pero el punto de la falla en este momento se considera como punto de inyección de voltajes y corrientes desbalanceados del sistema. La condición anterior permite representar al sistema por las redes de secuencia, utilizando la técnica de las componentes simétricas. Estas redes se conocen como la red de secuencia positiva, negativa y cero.

RED DE SECUENCIA POSITIVADurante la operación normal del sistema existen únicamente corrientes y voltajes de secuencia positiva, por lo tanto en el estado estable la impedancia es la red de secuencia positiva. En la ocurrencia de la falla, la corriente de falla cambia de 0 a I1 y el voltaje de secuencia positiva en la rama cambia de V a V1, reemplazando ésta por una fuente de tensión con un valor igual al cambio de voltaje y cortocircuitando todos los voltajes normales de conducción del sistema, por lo que resulta una corriente AI que fluye dentro del sistema.Donde:Z1 Impedancia de secuencia positiva del sistema mostrando desde la falla.I1 -- Corriente de falla que fluye del sistema a la falla, que es - D IfPor lo anterior

RED DE SECUENCIA NEGATIVASobre la premisa de las cantidades, que las cantidades de secuencia positiva solo aparecen normalmente en un sistema de potencia, entonces las cantidades de secuencia negativa pueden operar solamente durante el desbalanceo originado por una falla. Si las cantidades de secuencia positiva están presentes en la rama fallada, entonces cuando ocurre la falla el cambio en el voltaje es V2 y la corriente resultante es I2 que fluye desde la red a la falla y su valor es :Las impedancias de secuencia negativa son generalmente los mismos valores a la impedancia de secuencia positiva.En máquinas las impedancias son diferentes, pero la diferencia se desprecia en los sistemas de potencia. Los diagramas de secuencia negativa son similares a las de secuencia positiva, con dos importantes diferencias, generalmente no existen fuentes de contribución a la falla y el voltaje de secuencia negativa V2 es de gran valor al punto de falla.

RED DE SECUENCIA CERO.La misma corriente y voltaje de secuencia negativa se aplica en la red de secuencia cero durante la falla, de tal forma que :El diagrama de sec. cero es igual al de sec. Negativa únicamente se sustituyen I0 por I2.Las corrientes y voltajes de la red de secuencia cero-colineales, es decir, todas tienen la misma fase. Por lo que las corrientes de secuencia cero, fluye al sistema

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y debe retornar por la conexión de tierra del neutro, en general Z1 ¹ Z0, y el valor de Z0 varia de acuerdo al tipo de planta, Los arreglos de los devanados de las máquinas y método de aterrizamiento.

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Estudio de Coordinación de ProteccionesOBJETIVO:Determinar el tipo, rango y ajustes adecuados de los dispositivos de protección, con el propósito de que una falla o un efecto no deseado, sea liberado o aislado en forma rápida y selectiva; evitando provocar disparos innecesarios por sobre-corrientes transitorias normales al energizar  algún equipo (arranque de motores,  corriente inrrush de transformadores, etc.)  y protegiendo dentro de los límites térmicos y dinámicos de los equipos de potencia, distribución y utilización del sistema eléctrico. En caso de detectarse que la protección es inadecuada o insuficiente de acuerdo a las recomendaciones de la ANSI/IEEE, se especifica el equipo necesario.

REQUERIMIENTOS:

Haber efectuado previamente el estudio de Corto Circuito, el levantamiento de los datos de placa de todos los dispositivos de protección, equipos a proteger (motores, transformadores, cables,  etc.) así como los datos de los transformadores de corriente y potencial. Contar con los registros del comportamiento de la carga y las condiciones de operación (Mediciones).

PROCEDIMIENTO:

• Se calculan las corrientes nominales, súbitas y súbitas máximas provocadas al energizar los equipos (motores y transformadores).

• Se calculan los límites térmicos de los equipos a proteger (puntos y curvas ANSI de los transformadores, tiempo máximo de rotor bloqueado y curva térmica en motores,  capacidad térmica de cables, etc.).

• Se desarrolla un proceso para determinar los ajustes de los dispositivos de protección, de tal forma que las curvas de operación seleccionadas estén protegiendo  los límites térmicos de los equipos, permitiendo  el paso de las sobre-corrientes transitorias normales por energización de los mismos; pero provocando la apertura de los interruptores y operación de fusibles en presencia de corrientes de corto circuito y efectos indeseados del sistema.

• En los casos donde no se cuente con una protección adecuada según las normas ANSI/IEEE, se dan las recomendaciones necesarias y se especifican los equipos recomendados  para lograr una buena coordinación.

• Tomando el equipo recomendado y sus ajustes como base, se realiza la coordinación con los demás equipos para lograr una protección selectiva.

• Este estudio se realiza tomando como base las limitaciones, guías y  prácticas  recomendadas por las normas ANSI/IEEE siguientes:

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• ANSI/IEEE Std. 242.- IEEE Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems.

• ANSI/IEEE Std. 141.- IEEE Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants.

• ANSI/IEEE Std. 399.- IEEE Recommended Practice for Industrial and Commercial Power System Analysis.

• ANSI/NFPA 70.- National Electrical Code.

• ANSI/IEEE C37.91.- IEEE Guide for Protective Relay Applications to Power Transformers.

• ANSI/IEEE C57.109.- IEEE Guide for Transformer Through-Fault-Current Duration.

• ANSI/IEEE C57.12.00.- IEEE Standard General Requirements for Liquid Inmersed Distribution, Power and Regulating Transformers.

• ANSI/NEMA MG-1.- Motors and Generators.

• IEEE Std. C37.102.- Guide for Ac Generator Protection.

• ANSI/IEEE C37.96.- Guide for AC Motor Protection.

• ANSI/IEEE C57.13.- IEEE Requirements for Instrument Transformers.

La coordinación de las protecciones se realiza por medio del módulo “Protective Device Coordination” del programa computacional “SKM SYSTEMS ANALYSIS” de origen norteamericano, donde se fabrican las gráficas de coordinación para cada rama del sistema.

REPORTE DE RESULTADOS:

• El reporte de este estudio contiene la siguiente información:I. Cálculo de las corrientes nominales y de magnetización por energización inicial

de los transformadores.

II.Cálculo de las corrientes nominales y de arranque de los motores.

III. Cálculo de las corrientes súbitas y súbitas máximas.

IV. Cálculo de las curvas térmicas de los transformadores.

V. Cálculo de los ajustes de las protecciones.

VI. Gráficas de coordinación.

VII. Tablas de ajuste de los dispositivos de protección.

VIII. Lista de recomendaciones (Incluida la solución para las diferenciales de subestación principal)

IX. Especificaciones de los equipos recomendados.

Se entregarán dos carpetas con información original del estudio, así como un CD con los archivos electrónicos.

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Estudio de arc FlashCuando ocurre un corto circuito se genera un  arco eléctrico (Arc Flash). Esto se manifiesta como una explosión que incluye una bola de fuego con plasma metálico así como una onda de presión o soplado.  Los aspectos desafortunados de un arco eléctrico es que muchas veces hay una persona parada en su camino. Esta persona recibe una onda de sonido que daña los oídos, una onda de presión que puede proyectarla varios metros, una luz intensa que puede dañar los ojos,  una mezcla de vapor y plasma metálico con una cantidad de calor extrema.  El arco eléctrico es el fenómeno que puede producir una de las más altas temperaturas conocidas en la tierra, puede alcanzar un valor de 35,000 grados Fahrenheit, esto es cuatro veces la temperatura de la superficie solar.

El “Arc Flash” esta relacionado con la corriente disponible de falla y el tiempo total de liberación de la misma y es medido en energía térmica  (cal/cm2). En términos del análisis de Arc Flash es referido como “Energía Incidental” del circuito.

OBJETIVO:

El objetivo de un análisis de riesgo por “Arc Flash” es en primer lugar determinar el tipo de equipo de protección personal (EPP), requerido para que en el caso de ser expuesto al arco eléctrico, los daños en el trabajador se limiten a sufrir quemaduras de segundo grado que aún son curables y en segundo lugar, determinar la distancia segura desde el equipo energizado para personas sin ropa de protección adecuada. Se hace notar que existen puntos en el sistema donde la energía incidental que podría generarse es muy grande y aún teniendo el mejor equipo de protección personal del mercado este no sería suficiente y la única manera de trabajar en ese equipo o cerca de el, es des energizado. Este hecho solo se hace evidente al realizar el análisis de riesgo por “Arc Flash”.

REQUERIMIENTOS:

• Haber efectuado el estudio de corto circuito de manera detallada, determinando los valores máximos y mínimos de la corriente de falla.

• Haber efectuado en estudio de coordinación de protecciones.

• Haber realizado el levantamiento de acuerdo con lo indicado en el anexo “A”, de la Guía IEEE Std. 1584-2002.

PROCEDIMIENTO:

• Determinar los modos de operación y las tolerancias de confiabilidad de los modelos del sistema.

• En el estudio de corto circuito se deben calcular  los valores máximos y mínimos de las corrientes de corto circuito francas, para cada bus que represente un equipo.

• En base a los valores de corto circuito calculados para fallas francas, se deberán estimar los valores máximos y mínimos de la corriente de falla por

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arco eléctrico, para cada bus que represente un equipo.

• Determinar la corriente de falla por arco eléctrico que es vista por cada dispositivo de protección.

• Determinar el tiempo de operación de cada elemento de protección basado en los valores máximo y mínimo de la corriente de falla por arco eléctrico.

• Calcular el máximo valor de la energía incidente a la distancia de trabajo especificada, incluyendo  un valor apropiado de tolerancia para la corriente de falla por arco eléctrico.

• Calcular la distancia segura para trabajar sin protección en la vecindad de un equipo energizado, donde el daño al trabajador sea de un máximo de quemaduras de segundo grado.

• Determinar el equipo de protección necesario.

• Se documentan los resultados y se generan etiquetas para colocarlas en cada equipo.

• Se realizan recomendaciones para disminuir los niveles de energía incidente a valores manejables.

• Este estudio se realiza tomando como base las limitaciones, guías y  prácticas  recomendadas por las normas siguientes:

• NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-029-STPS-2005, Mantenimiento de las instalaciones eléctricas en los centros de trabajo – condiciones de seguridad.

• NOM-017-STPS-2001, Equipo de protección personal – selección, uso y manejo en los centros de trabajo.

• ANSI/IEEE Std. 242.- IEEE Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems.

• ANSI/IEEE Std. 141.- IEEE Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants.

• ANSI/IEEE Std. 399 .- IEEE Recommended Practice for Industrial and Commercial Power Systems Analysis.

• IEEE Std. 1584-2002.-  IEEE Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations

• NFPA 70-2002.- National Electrical Code.

• NFPA 70E-2004.- Standard for Electrical Safety in the Workplace.

• El análisis  se realiza por medio del módulo “Arc Flash” del programa computacional “SKM SYSTEMS ANALYSIS” de origen norteamericano, donde se realizan los cálculos de energía incidental.

BENEFICIOS AL DESARROLLAR UN ANALISIS DE RIESGO POR ARC FLASH:

Además de reducir o prevenir daño a los trabajadores, los beneficios asociados al

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desarrollar el análisis de riesgo por arco eléctrico son los siguientes:

• Proporcionar a los trabajadores el equipo de protección personal más adecuado.

• Las primas de los seguros pueden ser disminuidos.

• Proporciona información del sistema eléctrico documentada y actualizada.

• La confiabilidad del sistema puede ser mejorada al lograr que la protección mas cercana a la falla la libera.

• Equipos que pueden ser sometidos a esfuerzos mayores a sus capacidades pueden ser identificados.

Lo más importante es que el riesgo de daño físico por arco eléctrico será disminuido al implementar las recomendaciones derivadas del estudio.

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Estudio de Consumo y Calidad de Energía EléctricaLa calidad de la energía hoy en día es afectada por variaciones o disturbios, los cuales nos generan problemas como sobre voltaje, bajo voltaje, distorsión en la forma de onda, variaciones de voltaje, variaciones de corriente de corta duración, transitorios, sags y swels, ocasionando fallas en los equipos.

ANÁLISIS DE CALIDAD ELÉCTRICAEl análisis  deberá estar enfocado a  detectar los problemas de la calidad  de la energía  analizando:

• La regulación de  voltaje,

• Armónicas,

• Factor de potencia,

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• Consumos, demandas,

• Fluctuaciones dinámicas de voltaje,

Todo esto con la finalidad  de  detectar y corregir  oportunamente la afectación  que se pueda tener en el sistema por alguno de estos disturbios.

Las mediciones de campo serán las siguientes:

NEUTRO Y TIERRA:

• Medición del conductor de neutro y tierra

• Diferencia de potencial entre neutro y tierra.

PARÁMETROS ELÉCTRICOS:

• Voltaje por fase y trifásico.

• Intensidad por fase y trifásico.

• Factor de potencia por fase y trifásico.

• Potencia activa por fase y trifásico.

• Potencia aparente por fase y trifásico.

• Potencia reactiva por fase y trifásico.

ARMÓNICAS:

X. Distorsión armónica total en tensión e intensidad por fase

XI. Contenido armónico en tensión e intensidad hasta la armónica 25 en cada una de las fases

XII. Distorsión armónica total en los conductores de neutro y tierra

XIII. Distorsión armónica individual hasta la armónica 25 en los conductores de neutro y tierra

TRANSITORIOS:Se medirán transitorios de voltaje y corriente simultáneamente en todas las fases.Todos los eventos transitorios, deberán ser capturados como mínimo con una resolución de ½ ciclo y deberá tenerse un registro simultáneo de cada una de las fases.

1.Perfil de voltaje mínimo, promedio y máximo

2.Sobre voltajes / Caídas de voltaje

3.Sags.

4.Swells.

5.Impulsos.

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6.Microinterrupciones.

Todas las mediciones realizadas se efectuarán en condiciones normales de carga.

El desarrollo Desarrollo del estudio, incluye resultado de las mediciones efectuadas donde se presentarán tablas y gráficas de:

1.Gráficas de la forma de onda de tensión y corriente por fase

2.Tabla y gráfica de distorsión armónica total en tensión y corriente

3.Tablas y gráficas de la distorsión individual hasta la armónica 25 en tensión y corriente

4.Tabla y gráfica del factor K

5.Tabla de sobrecorriente generada por armónicas

6.Tabla de las pérdidas de los equipos de distribución por armónicas

7.Tabla y gráfica del comportamiento de los parámetros eléctricos, con respecto al tiempo (voltaje, corriente, factor de potencia, potencia activa, reactiva y aparente)

8.Tabla del porcentaje de desbalanceo de voltaje y corriente

9.Tabla del porcentaje de regulación de voltaje Gráficas de flujo de cargas Gráfica y tabla de los transitorios ocurridos

10. Tabla de eventos detallando tipo de evento, momento de ocurrencia, duración y magnitud (Sags, Swells, Impulsos, microinterrupciones)

11. Tablas de perfil de voltaje y corriente

12. Niveles de corriente, voltaje y armónicas en el conductor de neutro y tierra Conclusiones y recomendaciones finales, que incluye:

a. Situación actual del factor de potencia y recomendaciones para optimizarlo

b. Efecto de las armónicas en el sistema

c. Efecto de los transitorios en su sistema

d. Problemas detectados debido a otras causas como sobrevoltaje, desbalanceo, etc.

e. Análisis de los resultados respecto a las principales normas nacionales e internacionales

Soluciones a cada uno de los problemas detectados en su sistema, por medio de recomendaciones y sugerencias del equipo necesario.

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Estudio de ArmónicasEl Suministro eléctrico en nuestro país es a una frecuencia fija (60 ciclos por segundo) por lo que los equipos eléctricos están diseñados para operar con una onda senoidal de voltaje a esta frecuencia fija.

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Sin embargo, algunos equipos no generan una corriente senoidal aun cuando son alimentadas con una fuente de voltaje perfectamente senoidal. Se dice que estas cagas son no-lineales debido a que a relación instantánea entre el voltaje y la corriente no es constante, lo que provoca, lo que provoca una distorsión de la señal de corriente por lo que ésta ya no es senoidal. Esta deformación de la señal provoca el fenómeno denominado armónicas.

El número y los tamaños de los equipos creadores de armónicas en los sistemas eléctricos (tanto industriales como de oficinas), se está incrementando de manera considerable.

Adicionalmente, se está aplicando una gran cantidad de capacitores para la corrección del factor de potencia. Los bancos de capacitores no generan armónicos, pero afectan la respuesta del sistema y pueden causar condiciones de resonancia capaces de amplificar el problema de la distorsión.

Las cargas productoras de armónicas se pueden agrupar en tres diferentes categorías.

• Convertidores Estáticos (Controles de velocidad variable en A.C. y D.C., U.P.S. (no break), inversores, hornos de inducción, fuentes de poder (presentes en computadoras y otros equipos eléctricos de oficina).

• Equipos Ferromagnéticos (Transformadores, Motores y Equipo Magnético).

• Equipos de arco (Hornos de arco, Alumbrado Fluorescente, Máquinas de Soldar, Punteadoras).

ANÁLISIS DE LAS ARMÓNICAS.

El efecto de la distorsión en la onda de corriente se puede analizar como si a una onda senoidal pura a la frecuencia fundamental (60Hz), se le adicionaran ondas senoidales a frecuencias mayores, múltiplos de la fundamental (120 Hz, 180Hz, 240 Hz, etc.) Estas ondas se denominan amónicas y se identifican de acuerdo a su frecuencia con respecto a la fundamental, que se denomina orden de la armónica, por lo que podemos tener armónicas de 2° orden (120 Hz), 3er orden (180Hz), etc. Matemáticamente se pueden obtener las armónicas de una señal distorsionada por medio del cálculo de sus series de Fourier.

EFECTOS DE LAS ARMÓNICAS.

La distorsión armónica incrementa las pérdidas y el calentamiento de los componentes del sistema de potencia, debido a que incrementa el valor RMS del voltaje de la corriente, aparte de que no contribuye con el trabajo efectivo. Esto ocasiona:

• Mayores pérdidas en el Sistema.

• Envejecimiento prematuro de Equipos.

• Daños a Bancos Capacitores.

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• Calentamiento en Conductores de Neutro.

• Pérdidas y Calentamiento en Motores.

• Mal funcionamiento en Controles Electrónicos.

• Interferencia de las Comunicaciones. SOLUCIÓN A LOS PROBLEMAS ARMÓNICOS

Aunque existen soluciones ya probadas para los sistemas de armónicas, se deben tener el cuidado de seleccionar el remedio más adecuado; si se trata de un filtro, éste debe ser diseñado de acuerdo con las condiciones particulares del sistema. Existen soluciones alternativas como la instalación de transformadores de aislamiento, la reubicación de equipos reguladores, el derrateo de equipos reguladores, etc. No obstante cada proyecto de solución debe ser evaluado de manera particular.

Los equipos más usados son:

• Filtros de Rechazo.

Filtros de Absorción. 

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Estudio de Factor de PotenciaEl bajo factor de potencia –menor al 90%- lo penaliza la Compañía Suministradora CFE, con una multa en base a un porcentaje sobre la facturación total del consumo de energía eléctrica.

Beneficios al Corregir el bajo Factor de Potencia.

Adicionalmente a la eliminación de la multa, el elevar el Factor de Potencia en una instalación eléctrica redunda en beneficios de varios tipos como:

• Reducción en pérdidas en Conductores Eléctricos.

• Reducción de pérdidas en Transformadores.

• Mejor regulación de Voltaje.

• Menor caída de voltaje en los Conductores.

• Liberación de potencia aparente en el Transformador.

• Mejor regulación de Voltaje en el Sistema.

Equipos para Corrección del Factor de Potencia.

• Bancos de Capacitores Fijos y Automáticos.Filtros de Armónicas.

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TERMOGRAFÍA INFRARROJA¿POR QUÉ ES TAN IMPORTATE LA TEMPERATURA?

La temperatura es una variable fundamental virtualmente para cualquier situación y en todos los procesos. Esto puede sonar muy exagerado, pero es verdad.

La temperatura es simplemente fundamental y tener el control sobre ella implica mayor calidad, seguridad y ahorro de dinero.

¿QUÉ HACE A LA TERMOGRAFÍA TA ÚTIL?

Existen tres razones que hacen de la termografía infrarroja una herramienta de utilidad fundamental:

• Es sin contacto, la medida se realiza de forma remota.

Ello implica muchas ventajas, dos de ellas especialmente importantes.

En primer lugar, mantienes al usuario fuera de peligro. Un ejemplo dónde esto es muy importante es en aplicaciones de mantenimiento eléctrico, los componentes e funcionamiento simplemente no se pueden tocar. Y si no está pasando intensidad, no habrá incremento de temperatura qué medir. La distancia y la accesibilidad es otro problema sin solución, tanto como la medida de objetos en movimiento o en rotación.

En segundo lugar, la termografía no es intrusiva o afecta de ninguna forma al cuerpo a caracterizar. Sólo observamos la radiación que sale, que se emite aunque no se mida. Esto es una condición muy importante para muchas aplicaciones.

• Es Bidimensional.

Es posible que la comparación entre áreas del mismo cuerpo: podemos medir la temperatura en dos puntos o en cien dentro de la misma imagen y compararlas.

Una imagen es perfecta para hacerse la idea inicial de una situación.

Con una imagen se determina enseguida dónde están los problemas o qué puntos tienen un especial interés. De antemano no conocemos dónde se debe realizar la medida; se puede decidir a partir de la inspección de la imagen.

El análisis del campo térmico es más fácil a partir de la imagen, en este caso de la propia termografía que lo visualiza.

• Se realiza en tiempo real.

La toma de imágenes en tiempo real permite realizar una visualización muy rápida de procesos estacionarios. Si se utilizará película fotográfica, habría que esperar días para obtener el resultado. Algunas situaciones peligrosas podrían ser

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descubiertas demasiado tarde. Incluso la corta espera para obtener una imagen congelada en las cámaras infrarrojas más lentas hace que el trabajo sea mucho más aburrido.

Trabajamos a la velocidad de la luz. Ningún cuerpo puede evitar emitir su propia radiación y con los cada vez más sofisticados instrumentos, se pueden capturar objetos incluso de velocidad muy elevada.

Las medidas con contacto directo siempre implican la presencia de una constante de tiempo que implica un cierto retraso temporal en la medida. La característica de tiempo real de la termografía infrarroja nos permite capturar rápidas variaciones del campo térmico, si modificar la forma en que dicho campo térmico varía.

La termografía es una tecnología increíblemente diversificada que requiere conocimiento y habilidad en una gran variedad de áreas. El saber sólo se toma una imagen térmica no le va a llevar muy lejos. Debe ser capaz de analizar la imagen y comprender las consecuencias de lo que ve.

TEMOGRAFÍA INFRARROJA

La termografía infrarroja es la ciencia de adquisición y análisis de la información térmica obtenida mediante los dispositivos de adquisición de imágenes térmicas a distancia.

Aplicaciones.Si tenemos presente la importancia de la temperatura y la gran versatilidad y utilidad de la termografía, no nos sorprenderá la gran diversidad de aplicaciones de aplicaciones establecida en los últimos tiempos.Inicialmente este manual no pretende dar aplicaciones, si servir para enseñar termografía. Pero esto o significa que se vaya a evitar hablar de aplicaciones.MONITORIZADO DE PROCESOS.

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La termografía infrarroja puede ser utilizada para Monitorizado de Procesos, para optimizar el mantenimiento y para conseguir, producir con fiabilidad, seguridad y al mínimo coste.

Las siguientes son aplicaciones de monitorizado de procesos:• Electricidad.• Edificación.• Hornos y calderas.• Mecanismos, fricción.• Tanques y depósitos.• Problemas de flojo de fluidos.

INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO.

La termografía ofrece posibilidades únicas para la investigación científica y el desarrollo de producto. En la investigación, sus aplicaciones son innumerables. En desarrollo de producto, un ejemplo importante es la verificación de diseño.

MEDICINA Y VETERIANRIA.

La no intrusividad de la termografía la hace muy útil y completamente inofensiva para aplicaciones médicas.Un animal no suele decir dónde le duele, por eso para la veterinaria la termografía constituye una herramienta muy valiosa.

CONTROL DE CALIDAD Y MONITORIZADO DE PROCESOS.

Las cámaras infrarrojas están siendo cada vez más comunes en las fábricas para el control de calidad, y medida continua de temperatura durante el proceso de producción.

ENSAYO O DESTRUCTIVO.

La radiación térmica es siempre un fenómeno superficial, pero con un poco de imaginación, con la termografía se puede localizar fallos debajo de la superficie.

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