Mantenimiento mayor a mecanismos de operación de interruptores de potencia de 115 KV marca ABB y ALSTOM.

(1)

DE TUXTLA GUTIÉRREZ

RESIDENCIA PROFESIONAL

PROYECTO:

MANTENIMIENTO MAYOR A MECANISMO DE OPERACIÓN DE

INTERRUPTORES DE POTENCIA DE 115KV ABB Y ALSTOM

EMPRESA:

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

SUBESTACIÓN MANUEL MORENO TORRES

PRESENTA: JORGE PABLO DOMÍNGUEZ FLORES

CARRERA: INGENIERÍA ELÉCTRICA ASESOR INTERNO: ING. ALEJANDRO ROGELIO AVELINO PÉREZ ESPINOSA

ASESOR EXTERNO: ING. ERWIN RUIZ HERNÁNDEZ

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MANTENIMIENTO MAYOR A MECANISMO DE OPERACIÓN DE INTERRUPTORES

DE POTENCIA DE 115KV ABB Y ALSTOM Página 2

ÍNDICE DE CONTENIDO

CAPITULO I

INTRODUCCIÓN

1.1 ANTECEDENTES 5

1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 8

1.3 OBJETIVO 9

1.4 JUSTIFICACIÓN 9

1.5 ALCANCES Y LIMITACIONES 12

1.6 GENERALIDADES DE LA EMPRESA 12

CAPITULO II

TEORÍA GENERAL DE INTERRUPTORES DE POTENCIA

2.1 DEFINICIÓN DE INTERRUPTOR DE POTENCIA 16

2.2 ELEMENTOS CONSTRUCTIVOS PRINCIPALES DE LOS APARATOS DE CORTE 16

2.3 CARACTERÍSTICAS NOMINALES 17

2.3.1 TENSIÓN NOMINAL Y TENSIÓN MÁXIMA DE DISEÑO 17

2.3.2 CORRIENTE NOMINAL 17

2.3.3 FRECUENCIA NOMINAL 17

2.3.4 CAPACIDAD INTERRUPTIVA NOMINAL 17

2.3.5 TENSIÓN TRANSITORIA DE RESTABLECIMIENTO (TTR) NOMINAL POR FALLA EN TERMINALES 17

2.3.6 NIVEL BÁSICO DE AISLAMIENTO AL IMPULSO 18

2.4 CLASIFICACIÓN DE INTERRUPTORES DE POTENCIA 18

2.4.1 POR SU MEDIO DE EXTINCIÓN 18

2.4.1.1 INTERRUPTORES DE SOPLO MAGNÉTICO 18

2.4.1.2 INTERRUPTORES DE SOPLO DE AIRE 18

2.4.1.3 INTERRUPTORES EN ACEITE 19

2.4.1.4 INTERRUPTORES EN VACIO 19

2.4.1.5 INTERRUPTORES EN SF6 19

2.4.2 POR SU MECANISMO DE OPERACIÓN 20

2.4.2.1 MECANISMO DE RESORTES 20

2.4.2.2 MECANISMO NEUMÁTICO 21

2.4.2.3 MECANISMO HIDRÁULICO 22

2.5 CARACTERÍSTICAS DE EXTINCIÓN DEL ARCO ELÉCTRICO 22

2.5.1 ACEITE AISLANTE 22

2.5.2 AIRE 23

2.5.3 VACIO 23

2.5.4 HEXAFLUORURO DE AZUFRE (SF6) 24

CAPITULO III

CRITERIOS DE APLICACIÓN DE MANTENIMIENTO A INTERRUPTORES DE POTENCIA

3.1 CRITERIOS DE MANTENIMIENTO 25

3.1.1 TIEMPO EN SERVICIO 25

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3.1.2.1 RECOMENDACIONES DE ABB 26

3.1.2.2 RECOMENDACIONES DE ALSTOM 27

3.1.3 HISTORIAL DEL EQUIPO 28

3.1.4 KA ACUMULADOS 29

3.1.5 NUMERO DE OPERACIONES 30

3.1.6 CONDICIONES AMBIENTALES 31

3.2 DETERMINACIÓN DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA A DAR MANTENIMIENTO 32

CAPITULO IV

EJECUCIÓN DEL MANTENIMIENTO A LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA

4.1 MANTENIMIENTO A LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA ALSTOM 73940,73660, 73500, 72090. 33 4.2 TRABAJOS REALIZADOS DEL MANTENIMIENTO A LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA ALSTOM 35

4.2.1 LIBRANZA DE LOS INTERRUPTORES Y PUESTA A TIERRA. 35

4.2.2 EXTRACCIÓN DE SF6. 35

4.2.3 DESMONTAJE DE VÁLVULA PRINCIPAL, APERTURA Y CIERRE. 36

4.2.4 DESMONTAJE DE LOS POLOS. 36

4.2.5 MANTENIMIENTO DEL TANQUE DE AIRE. 37

4.2.6 MANTENIMIENTO A LAS VÁLVULAS. 38

4.2.7 MANTENIMIENTO AL CONTACTO FIJO DE LOS POLOS. 39

4.2.8 MANTENIMIENTO AL SECADOR DE AIRE Y COMPRESOR. 40

4.2.9 MANTENIMIENTO A LA PORCELANA DE LOS POLOS. 41

4.3 MANTENIMIENTO A LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA ABB 72010,72020. 42 4.4 TRABAJOS REALIZADOS DEL MANTENIMIENTO A LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA ABB. 44

4.4.1 LIBRANZA DE LOS INTERRUPTORES Y PUESTA A TIERRA. 44

4.4.2 DESMONTAJE DEL MECANISMO DE OPERACIÓN. 44

4.4.3 MANTENIMIENTO DEL TANQUE DE AIRE. 45

4.4.4 MANTENIMIENTO AL MECANISMO DE OPERACIÓN. 46

4.4.5 MANTENIMIENTO A LA VÁLVULA MAGNÉTICA. 47

4.4.6 MANTENIMIENTO AL COMPRESOR. 48

4.4.7 MANTENIMIENTO AL PRESOSTATO E INTERRUPTOR AUXILIAR. 49

4.4.8 VERIFICACIÓN DEL VARILLAJE DE ACCIONAMIENTO. 49

CAPITULO V

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO Y PRUEBAS DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA

5.1 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA ALSTOM 50

5.1.1 OPERACIÓN CIERRE 50

5.1.2 OPERACIÓN APERTURA 51

5.2 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA ABB 52

5.2.1 OPERACIÓN APERTURA 53

5.2.1 OPERACIÓN CIERRE 54

5.3 PRUEBAS A LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA ALSTOM 73940,73660, 73500, 72090 y ABB 72010,72020 55

5.3.1 RESISTENCIA DE CONTACTOS 55

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5.3.2.1 TIEMPO DE APERTURA. 60

5.3.2.2 TIEMPO DE CIERRE 62

5.3.2.3 TIEMPO DISPARO LIBRE 63

5.3.2.4 TIEMPO RECIERRE - APERTURA 64

5.3.2.5 SIMULTANEIDAD DE CONTACTOS 65

5.3.3 PRUEBA DE ANÁLISIS DE SF6 66

5.3.4 PRUEBAS DE CONTROL(ALARMAS Y BLOQUEOS) 67

CONCLUSIONES 69

ANEXOS

ANEXO A. PROGRAMA DE PERIODICIDAD EN MANTENIMIENTO Y PRUEBAS. 70

ANEXO B. GUÍA DE MANTENIMIENTO MAYOR. 73

ANEXO C. GUÍA DE PRUEBAS. 74

ANEXO D. PROTOCOLO DE PRUEBA DEL INTERRUPTOR 73940 77

ANEXO E. TABLA DE DISPOSITIVOS, NOMENCLATURA Y CONTROL DEL GABINETE Y EQUIPOS AUXILIARES DEL INTERRUPTOR DE POTENCIA DE 115 KV MARCA ALSTOM.

87

GLOSARIO 92

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CAPITULO I

INTRODUCCIÓN

1.1 ANTECEDENTES

En México, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) por motivos de planeación y operación, el Sistema Eléctrico Nacional se encuentra interconectado, por medio de ocho de sus nueve áreas de Generación y Transmisión, ya que el área de Baja California permanece como sistema aislado, por no justificar su interconexión al sistema desde el punto de vista técnico y económico. El sistema interconectado logra enlaces del área Noroeste hasta el Norte y Occidente del país, obteniendo de esta forma el aprovechamiento óptimo de los recursos de energía eléctrica, asistencia mutua en caso de emergencia y contingencia, y el aprovechamiento de la diversidad de las cargas para satisfacer mejor la demanda máxima del sistema.

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El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), realiza el despacho económico de carga, controlando la operación de las centrales eléctricas de generación así como transmisión y transformación.

El Sistema Eléctrico Nacional al mes de marzo del 2013 dispone para el transporte y transformación de la energía eléctrica, una Subdirección de Transmisión, nueve Gerencias Regionales de Transmisión (Noroeste, Norte, Noreste, Occidente, Central, Oriente, Sureste, Peninsular y Baja California), y cincuenta y dos zonas, que atienden y dan mantenimiento a 73 998 km de líneas, siendo: 24 018 km de 400 kV, 27 924 km de 230 kV, y 22, 056 km en los voltajes de 161, 150, 138 y 115 kV y con una capacidad de transformación de 184 607 MVA en 461 subestaciones.

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La Gerencia Regional de Transmisión Sureste se divide en 5 zonas, el Istmo, Tuxtla, Villahermosa, Tapachula y Malpaso. La zona Tuxtla la integran las subestaciones Manuel Moreno Torres, La Angostura y El Sabino.

GERENCIA REGIONAL SURESTE.

Las subestaciones se clasifican por su función en elevadoras, reductoras y de switcheo. Manuel Moreno Torres es una subestación elevadora ya que por medio de transformadores de potencia, elevan el voltaje, reduciendo la corriente para que la potencia pueda ser transportada a grandes distancias en este caso al centro del país con el mínimo de pérdidas. La subestación Manuel Moreno Torres dispone de tres áreas, las cuales son de 400, 115 y 13.8 KV, siendo esta ultima utilizada para servicios propios.

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Teniendo de esta forma en la subestación Manuel Moreno Torres, siete líneas de 115 KV, de las cuales dos líneas 73350 y 73650 van a Tuxtla Gutiérrez, Chiapas a una distancia respectivamente de 37 y 38 Km. Las línea 73660 y 73500 con una longitud de 60 km aproximadamente cada una, se dirigen respectivamente a las subestaciones de los municipios de Soyalo y Ocozocoautla del estado de Chiapas. La línea 73800 va hacia El Sabino, en el municipio de San Fernando, Chiapas a una distancia de 25.40 Km. Otra más, la línea 73940 va hacia Malpaso en el municipio de Tecpatán, Chiapas con una longitud de 70 Km. Y la línea 73400 es para servicios propios

Todas estas líneas de 115 KV, en la subestación Manuel Moreno Torres cuentan con una bahía, la cual está integrada por apartarrayos, cuchillas, interruptores de potencia, y transformadores de instrumento. Con el transcurrir del tiempo estos equipos pueden presentar daños o deterioro, provocados por fallas eléctricas o mecánicas, para su óptima operación, es necesario evitar el riesgo de fallas realizando periódicamente mantenimiento y pruebas dieléctricas. Si se presentan fallas con daños severos, ocasionando así el estado crítico del equipo, se recomienda sustituir por otro, con mejor y nueva tecnología.

Con esto se asegura la continuidad, seguridad y confiabilidad en el cumplimiento del suministro de energía al Sistema Eléctrico Nacional, ya que el incremento de la demanda de energía eléctrica es aproximadamente del 10% anual.

El presente trabajo consiste en dar mantenimiento mayor a los mecanismos de operación de los interruptores de potencia de 115KV marca ABB y ALSTOM de la subestación Manuel Moreno Torres y ser una guía para mantenimientos futuros.

1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

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1.3 OBJETIVO GENERAL

Aumentar la confiabilidad de operación en los interruptores de potencia de 115kv, para minimizar la indisponibilidad por falla y su repercusión económica, de esta manera obtener una administración eficiente del Sector Chicoasén contribuyendo favorablemente al Sistema Eléctrico Nacional.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS:

 Analizar el funcionamiento y operación de los interruptores de potencia ABB y ALSTOM.

 Llevar a cabo la sustitución de nuevas refacciones del mecanismo de operación de los interruptores de potencia de 115kV ABB Y ALSTOM.

 Verificar los equipos de control y protección de los interruptores de potencia de 115KV.

 Verificar la operación de los interruptores de potencia de 115kv realizando antes de su puesta en servicio, pruebas de tiempos de operación, prueba de resistencia de contactos y pruebas de control.

1.4 JUSTIFICACIÓN

El interruptor de potencia es uno de los elementos fundamentales en el Sistema Eléctrico Nacional, cuya función es asegurar el flujo continuo de corriente en condiciones normales de operación, y en el caso de falla interrumpir dicho flujo aislando el elemento de falla.

Cada año, la Gerencia de Subestaciones de la CFE, realiza una síntesis de fallas de interruptores de potencia a nivel nacional. En el año 2012 se presentaron 95 fallas en los interruptores de potencia de 161-115 kV, siendo en este caso el mecanismo de operación el tercer componente fallido, el primer lugar lo ocupan los equipos auxiliares.

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Clasificando por su tipo de mecanismo de operación, el primer lugar lo tiene el mecanismo neumático. Y por marca, ABB representa el 3 % y ALSTOM el 10 % del total de fallas.

PORCENTAJE DE FALLAS DE INTERRUPTORES DE POTENCIA DE 115 KV POR SU FABRICANTE A NIVEL NACIONAL.

En la subestación Manuel Moreno Torres, hay un total de 11 interruptores de potencia de 115k; siendo así, 2 de la marca ABB, 2 ENERGOMEX, y 7 ALSTOM.

El medio de extinción de todos estos interruptores es con el gas SF6 y 10 de los 11 tienen mecanismo de operación neumático, habiendo nada mas uno de resorte.

GRAFICA DE INTERRUPTORES DE POTENCIA DE 115 KV EN LA SUBESTACIÓN MANUEL MORENO TORRES.

Contando con el historial del mes de enero del 2007 hasta el mes de agosto del 2013, se suma un total de 75 fallas, con esto se incrementa el porcentaje de fallas a un 20.96% con respecto al sexenio pasado. El personal de subestaciones, realizo estimaciones para la sustitución de estos equipos, por interruptores de potencia con mecanismo de resorte (este mecanismo es de lo más nuevo en tecnología). Tazando un interruptor en $ 658,426.00 MN, el elevado costo y el bajo presupuesto de la subestación, dirigió a buscar otra solución.

FALLAS EN LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA

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Haciendo un análisis de los componentes fallidos al presentarse las fallas en la subestación Manuel Moreno Torres, se demostró que el mecanismo de operación ocupa el primer lugar, de esta manera se dio seguimiento a la solución de brindar mantenimiento mayor al mecanismo de operación, dando paso a su cotización.

El mantenimiento mayor a un interruptor de potencia de 115 kV, por la empresa ALSTOM esta tazado en $243,062.82 MN por sustitución de refacciones y $86,713.75 MN de servicio, realizando inspección y pruebas, se dio visto bueno a los demás componentes de los interruptores, por lo cual esta solución fue aceptada y aprobada. De los 11 interruptores, se discriminan de este mantenimiento 2 interruptores de la marca ALSTOM, y los 2 interruptores de la marca ENERGOMEX, ya que en el año 2011 tuvieron mantenimiento mayor realizado por su fabricante.

El mantenimiento mayor al mecanismo de operación, optimiza la operatividad de los interruptores de potencia y asimismo minimiza el riesgo de daños en equipos primarios de la subestación Manuel Moreno Torres y en la línea de transmisión, que podrían generar altos costos económicos, y brinda seguridad y confiabilidad al personal de la subestación Manuel Moreno Torres y al Sistema Eléctrico Nacional dando continuidad al suministro de energía eléctrica.

DESGASTE EN EL CONTACTO FIJO

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1.5 ALCANCES Y LIMITACIONES

Este proyecto puede ser utilizado como manual para el mantenimiento de interruptores de potencia de 115kv de la marca Alstom y ABB, y de guía para diferentes interruptores, en todas las subestaciones del país.

Los trabajos realizados por medio de este proyecto aumenta la experiencia y capacitación de los trabajadores de la subestación Manuel Moreno Torres para mantenimientos futuros.

1.6 GENERALIDADES DE LA EMPRESA

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD SUBESTACIÓN MANUEL MORENO TORRES

¿QUE ES LA CFE?

La Comisión Federal de Electricidad es un organismo descentralizado de la Administración Pública Federal, con personalidad jurídica y patrimonio propio, que tiene por objeto la planeación del Sistema Eléctrico Nacional, así como la generación, conducción, transformación, distribución y venta de energía eléctrica para la prestación del servicio público y la realización de todas las obras, instalaciones y trabajos que se requieran para el cumplimiento de su objeto, de conformidad con lo dispuesto en la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, la Ley Federal de las Entidades Paraestatales y demás ordenamientos aplicables.

SUBESTACIÓN MANUEL MORENO TORRES

La central hidroeléctrica Manuel Moreno Torres, también es conocida como “Chicoasen”. Lleva el nombre del Ing. Manuel Moreno Torres quien fuera Director General de la CFE durante el sexenio del presidente Adolfo López Mateos. La central cuenta con ocho unidades turbogeneradoras de 300 MW cada una, para una capacidad instalada total de 2,400 MW.

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La subestación transporta la energía generada a través de trece líneas de transmisión: seis de 400 KV y siete de 115 KV. La mayoría de las líneas de 400 KV envían el fluido eléctrico hacia el área central del país, tres líneas el Juile, en el municipio de Sayula de Alemán , Veracruz, , con enlaces a la Central Hidroeléctrica La Angostura, en el municipio de Venustiano Carranza, Chiapas; otro a la Central Hidroeléctrica Malpaso en el municipio de Tecpatán, Chiapas y una más a El Sabino, en el municipio de San Fernando, Chiapas.

De las líneas de 115 KV, dos van hacia Tuxtla Gutiérrez, Chiapas; una a Soyalo, Chiapas; otro a Ocozocoautla, Chiapas; otro a El Sabino, en el municipio de San Fernando, Chiapas, una más a la Central Hidroeléctrica Malpaso en el municipio de Tecpatán, Chiapas y otra para servicios propios.

MISIÓN DE LA CFE

Prestar el servicio público de energía eléctrica con criterios de suficiencia, competitividad y sustentabilidad, comprometidos con la satisfacción de los clientes, con el desarrollo del país y con la preservación del medio ambiente.

VISIÓN DE LA CFE

Ser una empresa de energía, de las mejores en el sector eléctrico a nivel mundial, con presencia internacional, fortaleza financiera e ingresos adicionales por servicios relacionados con su capital intelectual e infraestructura física y comercial.

Una empresa reconocida por su atención al cliente competitividad, transparencia, calidad en el servicio capacidad de su personal, vanguardia tecnológica y aplicación de criterios de desarrollo sustentable.

VALORES DE LA CFE

TRABAJO EN EQUIPO

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HONESTIDAD

Ser congruente entre lo que se piensa, se dice y se hace. Creer en la respuesta personal y profesional de todos los colaboradores. Generar lealtad y estar seguros de obtener resultados positivos. Creer en unos mismo, en el equipo de trabajo y en la institución. La confianza no se da, se gana.

COMUNICACIÓN

Participar de un mismo fin para orientar las acciones, esfuerzos y recursos disponibles. Soñar, creer y querer lo mismo de manera consensada. Enfocar el principal reto y enfrentarlo por convicción de los miembros de la organización, haciendo evidentes los mutuos beneficios en el logro de una meta compartida. Orientar la visión de todos en una misma dirección y apuntar hacia una misma meta.

RESPONSABILIDAD

Dar cumplimiento a los mandatos trazados por la organización, con orden y respeto. Cumplir con los compromisos y tareas asignadas para obtener los resultados esperados. Desarrollar las tareas de trabajo con honestidad en tiempo, lugar y forma, a favor de la empresa. Atender las necesidades de los clientes, de acuerdo a sus requerimientos específicos. Cumplir nuestras obligaciones.

RESPETO

Actuación personal considerando a todos los miembros de esta organización como seres pensantes, actuantes, responsables, con derechos laborales capaces de aportar su mejor esfuerzo para obtener los mejores resultados.

SEGURIDAD

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UBICACIÓN

La Subestación Manuel Moreno Torres se encuentra en Carretera Tuxtla-Osumacinta km.40, en el municipio de Osumacinta, Chiapas.

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CAPITULO II

TEORÍA GENERAL DE INTERRUPTORES DE POTENCIA

2.1 DEFINICIÓN DE INTERRUPTOR DE POTENCIA

Dispositivo eléctrico cuya función principal es abrir o cerrar circuitos eléctricos de potencia en un tiempo corto de milisegundos, en condiciones normales de operación o en condiciones de fallas, su accionamiento puede ser local o remoto.

Los interruptores de potencia fueron diseñados para uso en cualquiera de sus aplicaciones para realizar la operación de cerrar el circuito para conducir la tensión de manera ideal, sin producir sobretensiones, y ser capaz de abrir el circuito rápidamente (milisegundos) en condiciones normales de operación o de falla.

2.2 ELEMENTOS PRINCIPALES DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA

Aunque la mayoría de los interruptores tienen los mismos elementos principales, estos varian dependiendo de la aplicación donde fueron instalados, a la tensión que fueron diseñados, al fabricante, al mecanismo de operación y al medio de extinción.

Cámara ruptora

Columna soporte

Polo

Aislamiento

Gabinete de control Mecanismo de Operación

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2.3 CARACTERÍSTICAS NOMINALES DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA

Son los valores de tolerancia para la operación de los interruptores de potencia, y se pueden encontrar en la placa de datos de cada interruptor.

2.3.1 TENSIÓN NOMINAL

Es la tensión máxima de operación en el sistema para el cual esta diseñado el interruptor. En condiciones normales de operación, la tensión del sistema no es constante en ningún momento, por lo que el interruptor debe de garantizar su correcta operación a la tensión nominal máxima

2.3.2 CORRIENTE NOMINAL

La corriente nominal de un interruptor, es el valor eficaz (rms) de la corriente, expresada en amperes, para el que está diseñado, sin exceder los límites de elevación de temperatura de los elementos de conducción del interruptor.

2.3.3 FRECUENCIA NOMINAL

La frecuencia nominal de un interruptor es la frecuencia de la red para la que el interruptor fue diseñado. Los sistemas eléctricos en todo el mundo utilizan frecuencias de 50 Hz ó 60 Hz según la norma IEC-62271-100. En nuestro país se tenían dos sistemas, en el centro se operaba a 50 Hz, y a sus alrededores a 60 Hz. Pero desde 1976 la frecuencia en nuestro sistema eléctrico nacional se unifico a 60 Hz.

2.3.4 CAPACIDAD INTERRUPTIVA NOMINAL

La capacidad interruptiva nominal de un interruptor se define como la máxima intensidad de corriente, medida en el instante en que se separan los contactos, que puede ser interrumpida por el interruptor con una tensión de recuperación de frecuencia fundamental.

2.3.5 TENSIÓN TRANSITORIA DE RESTABLECIMIENTO (TTR) NOMINAL POR FALLA EN

TERMINALES.

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2.3.6 NIVEL BÁSICO DE AISLAMIENTO AL IMPULSO (BIL)

Las sobretensiones generadas por fallas atmosféricas ocasionan daños al sistema y fallas en el equipo de potencia. Por lo tanto los aislamientos de los interruptores se diseñan para soportar los límites superiores de las sobretensiones por fallas. Se define como BIL como capacidad de un aislamiento para soportar sobretensiones altas de corto tiempo (en microsegundos).

2.4 CLASIFICACIÓN DE INTERRUPTORES DE POTENCIA

Los interruptores de potencia se pueden clasificar de dos maneras:

 Por su medio de extinción.

 Por su mecanismo de operación.

2.4.1 POR SU MEDIO DE EXTINCIÓN

2.4.1.1 INTERRUPTORES DE SOPLO MAGNÉTICO

Este tipo de interruptor, la corriente que se va a interrumpir pasa a través de bobinas conectadas en serie que se utilizan para crear un campo magnético que impulsa al arco contra un laberinto de celdas de material aislante generalmente cerámica, donde el arco es alargado y enfriado hasta apagarse. Este tipo de interruptores se fabricaron hasta tensiones de 34.5 KV, actualmente en desuso.

2.4.1.2 INTERRUPTORES DE SOPLO DE AIRE

El proceso de interrupción en los interruptores de soplo de air, se inicia por la formación del arco entre dos contactos y simultáneamente, con la apertura de una válvula neumática que produce un soplo de aire a alta presión que alarga la columna del arco, la cual es sometida a los efectos de enfriamiento del flujo de aire.

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2.4.1.3 INTERRUPTORES EN ACEITE

Consiste en utilizar la energía del arco para romper las moléculas del aceite, liberando una notable cantidad de gas hidrogeno (proporcionalmente a la energía del arco), caracterizado por su elevada capacidad térmica y una constante de tiempo de deionización pequeña; el fenómeno se ve reforzado por las elevadas presiones que se alcanzan y que son del orden de 50 a 100 bar. El aceite se descompone aproximadamente en 70% de H2 y 30% de C2H2 (acetileno), C2H4 (etileno), CH4 (metano). Existen interruptores en gran volumen de aceite y de pequeño volumen de aceite

2.4.1.4 INTERRUPTORES EN VACÍO

El interruptor de vacío es básicamente una cámara sellada de por vida, que toman al vacío como medio de extinción debido a sus excepcionales características dieléctricas y a sus capacidades de difusión como medio interruptivo. El principal problema del vacio es el desgasificamiento de los materiales de los contactos, que es un proceso necesario para prevenir la degradación del vacío, debido a la liberación de gases que normalmente están atrapados en los metales, pero el vacio quedo relegado por el SF6.

2.4.1.5 INTERRUPTORES EN SF6

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PROPIEDADES FÍSICAS PROPIEDADES QUÍMICAS PROPIEDADES DIELÉCTRICAS

SF6

El SF6 es aproximadamente cinco veces más pesado que el aire, es inodoro, incoloro, no toxico e incombustible y pasa directamente de la fase solida a la gaseosa; no existe en forma líquida sino es bajo presión.

El SF6 es químicamente estable hasta los 2000 °C, a la temperatura del arco eléctrico, el gas SF6 se descompone en fluoruros de azufre inferior, pero el grado de descomposición es muy pequeño, que generalmente se recombinan para formar SF6.

La rigidez dieléctrica del SF6, a presión atmosférica es más del doble de la del aire, pero un 30% menor que la del aceite, pero aumenta rápidamente con el incremento de la presión a un 15% mayor que la del aceite.

El SF6 es un gas electronegativo, es decir, tiene la propiedad de capturar o absorber electrones y formar iones negativos.

2.4.2 POR SU MECANISMO DE OPERACIÓN

Existen tres tipos básicos de mecanismos que son de resorte, neumáticos e hidráulicos o una combinación de ellos, El mecanismo de operación es un componente muy importante en los interruptores, su función principal es proporcionar los medios para abrir y cerrar los contactos del interruptor.

2.4.2.1 MECANISMO DE RESORTES

En los mecanismos operados por resortes la energía es almacenada en resortes de cierre. Esta energía es utilizada para cerrar el interruptor por medio de una señal que libera un trinquete de cierre. Este mecanismo consiste de un motor de carga y una rueda dentada de carga, una leva de cierre, resortes de cierre, resortes de apertura y un varillaje. El motor y la rueda dentada cargan automáticamente los resortes de cierre, lo cual genera la secuencia de cierre de contactos.

Los resortes cargados son mantenidos en esa posición por un trinquete que evita rotación de la leva de cierre. Para liberar la energía de los resortes se opera una bobina o solenoide de cierre o una palanca de cierre manual.

Después de la activación de la bobina de cierre se libera un seguro de cierre secundario, mientras que el seguro primario gira hacia abajo debido a la fuerza ejercida por los resortes de cierre cargados, permitiendo la rotación de la leva de cierre que está conectada a las varillas de operación.

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movimiento del varillaje carga el trinquete de disparo. Este trinquete mantiene al interruptor en posición cerrado. Además de cerrar los contactos, los resortes de cierre proporcionan energía suficiente para cargar los resortes de apertura.

La fuerza producida por el varillaje hace girar el mecanismo de leva liberando los resortes de apertura, los cuales están conectados a la flecha principal de operación, proporcionando la energía necesaria para abrir los contactos del interruptor.

Una característica importante de este mecanismo es el uso de un resorte de cierre en espiral. Esto simplifica el sistema de acoplamiento, en el cual la salida del resorte y la carga son en sentido de las manecillas del reloj, de modo que el motor está siempre engranado. Con el interruptor abierto, se cargan los resortes de cierre al liberarse un trinquete cerrando el interruptor y simultáneamente carga los resortes de disparo.

El aseguramiento del mecanismo de operación en la posición cerrado, causa cargas simultáneas de los resortes de cierre mediante el motor, permitiendo que el interruptor realice un ciclo de apertura-cierre-apertura. Pudiendo el interruptor ser cerrado bajo falla, éste puede, obviamente abrir inmediatamente.

2.4.2.2 MECANISMO NEUMÁTICO

Los mecanismos neumáticos son los usados comúnmente en interruptores de soplo de aire, debido a que usan aire comprimido como medio aislante e interruptivo. Esto no significa que este tipo de mecanismos se usen sólo en este tipo de interruptores, ya que también se usan para operar interruptores en aceite y en SF6.

Esos mecanismos generalmente abren y cierran neumáticamente y en algunos casos hay solamente una conexión neumática entre mecanismos y contactos en lugar de conexiones sólidas. Estos mecanismos tienen un tanque para almacenar aire a alta presión que es utilizado para realizar al menos 5 operaciones sin necesidad de recargarlo entre operaciones.

Para el cierre de contactos se aplica aire a alta presión en el pistón a través de una válvula. El pistón se mueve hacia arriba transmitiendo la fuerza de cierre a través del varillaje del mecanismo el cual está conectado a los contactos a través de una varilla aislante, un trinquete de disparo es enclavado para mantener el interruptor en la posición de cerrado.

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2.4.2.3 MECANISMO HIDRÁULICO

Los cilindros hidráulicos se operan a presiones mucho mayores de fluido que los cilindros neumáticos, el paso del fluido y la mayoría de las partes son más pequeñas. El mecanismo del tipo hidráulico es sólo una variación del mecanismo neumático. En el mecanismo del tipo hidráulico la energía es almacenada en un acumulador de nitrógeno y el fluido hidráulico se vuelve un eslabón operado por fluido interconectado entre el acumulador y el sistema de varillaje, el cual es muy similar al usado con los mecanismos neumáticos.

Por tal razón, el interruptor está siempre dispuesto para abrir. Poco antes de alcanzar cada posición final se amortigua, por vía hidráulica, el movimiento de maniobra. Estos sistemas se proveen mediante válvulas esféricas auxiliares, de mando y principal, para asegurarse que durante el movimiento de maniobra ocurra cualquier interrupción o discontinuidad de las operaciones de conexión y desconexión.

2.5 CARACTERÍSTICAS DE LOS MEDIOS DE EXTINCIÓN DE ARCO ELÉCTRICO.

El fenómeno del arco eléctrico se debe al proceso de ionización que es el desprendimiento de uno o más electrones de un átomo o molécula. Por lo que en la ionización, se descomponen los átomos y moléculas eléctricamente neutras en electrones con carga negativa e iones con carga positiva, esto genera que en él entre-hierro se forma por la separación de los contactos se tenga propiedades conductivas.

Perdidas

Hay tres formas en que pierde una columna de arco

 Por conducción

 Por convección

 Por radiación

Las pérdidas que ocurren en un interruptor son únicamente por conducción y por convección, ya que la pérdida por radiación es despreciablemente pequeña. En los interruptores de corte simple en aceite, se forman arcos en las toberas o tubos y en las ranuras angostas y casi toda la pérdida es por conducción.

2.5.1 ACEITE AISLANTE

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El aceite aislante usado en interruptores puede tener una viscosidad ligeramente mayor que el aceite usado para transformadores. Esto con el propósito de soportar una mayor temperatura de inflamación. La función del aceite en un interruptor es aislar las partes vivas de tierra y producir hidrógeno para la extinción del arco.

Las principales desventajas de los aceites usados en interruptores son la presencia de carbonización (con lo cual disminuye su rigidez dieléctrica) y el riesgo inherente de incendio.

2.5.2 AIRE

La propiedades eléctricas estáticas del aire aplican a las partes internas de un interruptor que utiliza este medio aislante. En consecuencia, las presiones que utilizan los diseños de interruptores de soplo de aire exceden los 10 bar con gradientes de tensión en el rango de 10 a 20 MV/m, por lo tanto, las tensiones de ruptura de las zonas más esforzadas eléctricamente no se pueden deducir de la Ley de Paschen debido principalmente a las condiciones de campos eléctricos no uniformes. Por lo tanto, el diseño debe de considerar reducciones adicionales en la rigidez dieléctrica debido a estos campos no uniformes, al acabado de las superficies, a variaciones en las propiedades de emisión de electrones de los materiales y a las impurezas contenidas en el aire comprimido.

En un interruptor de soplo de aire de tanque vivo las zonas de mayor esfuerzo están localizadas en las cámaras de interrupción que funcionan como aisladores entre las terminales del interruptor. En la construcción de tanque muerto o del tipo tablero, las zonas de mayor esfuerzo se presentan entre los conductores y el tanque.

2.5.3 VACIO

El vacío tiene dos propiedades sobresalientes, la primera rigidez dieléctrica mayor que cualquier otro medio y la segunda cuando se interrumpe un circuito de C. A. mediante la separación de contactos en vacío, la interrupción ocurre en el primer cruce por cero de la onda de corriente, presentándose inmediatamente un incremento de rigidez dieléctrica a través de los contactos, mucho mayor a la de interruptores en aire o aceite. Estas propiedades hacen que los interruptores en vacío sean más eficientes, compactos y económicos. La vida de servicio también es mucho mayor que los equipos convencionales y por lo tanto, el mantenimiento es mínimo.

(24)

2.5.4 HEXAFLUORURO DE AZUFRE (SF6)

El gas hexafluoruro de azufre es un compuesto químico cuya fórmula es SF6. Se considera que el SF6 es un gas superior a cualquier otro medio aislante gaseoso e ideal para usarse en equipo de interrupción. Éste se usa en una gran variedad de equipos eléctricos debido a las ventajas que tiene sobre otros medios, tales como el aire y el aceite. Los beneficios de su uso proporcionan un diseño simple, una excelente limpieza y una confiabilidad y compactibilidad de los equipos.

Este gas combina sus propiedades eléctricas, en lo que respecta a la rigidez dieléctrica y extinción del arco con sus excelentes propiedades térmicas; además de otras características físicas que han generalizado su uso en equipo de interrupción.

Rigidez dieléctrica del sf6

La aparición del efecto corona en SF6 se presenta mucho antes de su ruptura y este fenómeno es más pronunciado cuando la punta del electrodo es negativa. La tensión de ruptura del SF6 a una frecuencia de 50 Hz y a una presión de 1 bar en un campo homogéneo es de 2.5 a 3 veces mayor que los valores correspondientes para aire y nitrógeno.

La resistencia a la ruptura del aire se incrementa considerablemente mediante la adición de cantidades pequeñas de SF6. En contraste, el aire tiene sólo una influencia limitada en la resistencia a la ruptura del SF6. La adición de un 10% en volumen de aire reduce la tensión de ruptura del SF6 en un 3%, mientras que la adición de un 30% de aire la reduce un 10%. La tensión de ruptura del SF6 iguala a la del aceite aislante a una presión de 3 bar.

La resistencia a la ruptura del SF6 es independiente de la frecuencia, por lo tanto, es un gas aislante ideal para equipo de alta frecuencia. El inicio de corona en campos no homogéneos es también considerablemente mayor que cuando se usa aire.

Capacidad de extinción del arco

(25)

CAPITULO III

CRITERIOS DE APLICACIÓN DE MANTENIMIENTO A

INTERRUPTORES DE POTENCIA

3.1 CRITERIOS DE MANTENIMIENTO

Para el mantenimiento de interruptores se establecen criterios, que el personal responsable deberá determinar la necesidad del mantenimiento, para de esta manera realizarlo de forma oportuna y evitar fallas en el equipo que provocarían costos económicos. O también apegarse a la periodicidad del mantenimiento de estos equipos.

3.1.1 TIEMPO EN SERVICIO

Este criterio ayuda a establecer en qué etapa de vida se encuentra el interruptor y da una idea del tipo de fallas más probable a ocurrir, asimismo, se basa principalmente en el historial, índices de fallas de equipos similares, tipo de aplicación del interruptor y en los tipos de mantenimiento efectuados.

Con esta información es posible determinar el momento en que un interruptor entra a la etapa de envejecimiento. Para aplicar este criterio se requiere que el responsable de mantenimiento tenga experiencia y recursos técnicos para diagnosticar en qué etapa de la curva de la bañera se encuentran sus equipos.

NO. CLAVE AÑO DE FABRICACIÓN

PUESTA EN

SERVICIO MARCA

MEDIO

EXTINCIÓN MECANISMO

1 73350 1996 1998 ALSTOM GAS SF6 RESORTE

2 73500 1984 1987 ALSTOM GAS SF6 NEUMÁTICO

3 73650 1986 1988 ENERGOMEX GAS SF6 NEUMÁTICO

5 73800 1989 1994 ENERGOMEX GAS SF6 NEUMÁTICO

8 72010 1981 1983 ABB GAS SF6 NEUMÁTICO

9 72020 1981 1983 ABB GAS SF6 NEUMÁTICO

(26)

3.1.2 RECOMENDACIONES DEL FABRICANTE

Cuando no se tiene experiencia en el mantenimiento de interruptores se consideran las recomendaciones del fabricante, pues estas en general son presentadas en un plan conservador, debiendo poner también atención en aquellas partes que no se mencionan en la recomendación; pues estas recomendaciones son muy variables al depender del tipo de equipo, diversos volúmenes de falla, calidad de quipo, etc.

Es importante tener en consideración que los equipos han sido fabricados tratando de cubrir una gran gama de aplicaciones tales como: generadores, líneas, transformadores, reactores, capacitores, etc.; diversas condiciones ambientales y valores de falla, etc. En conclusión, bajo un plan conservador puede aplicarse las recomendaciones del fabricante, y mediante la experiencia adquirida ratificar y mejorar las mismas.

3.1.2.1 RECOMENDACIONES DE ABB.

ABB para sus interruptores de SF6 72.5 a 170 KV modelo ELF r/ar recomienda como programa de mantenimiento:

Deposito de aire comprimido: drenar el agua condensada, una o dos veces por año, abriendo el tornillo de drenaje.

Comprensor: sustituir todos los aros de pistón y de guía cada 2000 horas de servicio.

Ejecutar una revisión global de los componentes neumáticos del armario de aparatos cada 10 años o después de cada 5000 ciclos de maniobra.

ABB en el mantenimiento de sus interruptores de SF6 115 KV modelo ELF r recomienda; llevar a cabo una revisión general cada 10 años o 5000 operaciones.

El trabajo debe ejecutarse en el siguiente orden:

1. Limpieza del gas SF6 y las partes aisladoras: aisladores de porcelana y la barra conductora tienen que cumplir los requisitos más exigentes con respecto a la rigidez dieléctrica. Cuando se trabaja con el interruptor abierto, se debe tener mayor cuidado, para garantizar que todas las partes que entran en contacto sean tocados lo menos posible, y sólo con guantes limpios.

(27)

 Asegurar una buena ventilación cuando se haga el trabajo de mantenimiento.  Usar guantes.

 No levantar polvo, usar aspiradora, y mascara para no absorber polvo.  Usar goggles.

 Al completar el trabajo, lavarse las manos con cuidado y totalmente.

3. Limpieza de los aisladores de porcelana. 4. Limpieza de la barra conductora de operación. 5. Engrasar el mecanismo de operación.

6. Limpieza de los alimentadores principales. 7. Sustitución de refacciones.

3.1.2.2 RECOMENDACIONES DE ALSTOM

ALSTOM para sus interruptores de 115kv de SF6 de mecanismo neumático modelo S1 recomienda realizar inspección al dispositivo después de 5 años de servicio aproximadamente.

El interruptor para la inspección debe ser aislado del suministro de energía y puesto a tierra. El seguimiento del trabajo de inspección debe llevarse acabo de la siguiente manera:

 Comprobar las terminales de alta tensión.  Inspección visual y limpieza de los aisladores.

 Medición de la humedad del gas SF6 (punto de roció)

 Verificar si hay fuga o estancamiento en las tuberías del aire comprimido y acoplamientos, y reapriete de tornillos.

 Comprobar las terminales en la caja de control.

 Inspección visual de la caja de control (adentro y fuera).  Verificar la presión de los pernos de la base.

 Verificar el acabado de la pintura.

Las actividades a realizar para el mantenimiento que recomienda ALSTOM son:

 Llenado del gas SF6

 Lubricación de las piezas del mecanismo de operación  Drenado del agua en el depósito de aire.

La periodicidad del mantenimiento que se le da al interruptor depende, del tiempo de su puesta en servicio, del número de operaciones y sus KA acumulados. Se debe llevar a cabo después de 10 años de puesta en servicio o de su último mantenimiento, o a las 2000 operaciones, o a los 600 KA acumulados.

(28)

 Tiempos de apertura y cierre.

 Resistencia de contactos.

 Humedad del gas SF6.

 Consumo de la corriente en las bobinas de operación.

 Concentración de Acidez en el gas SF6.

 Sellado de los compartimientos de gas SF6 y el sistema de aire comprimido.

Estas mediciones deben ser repetidas aproximadamente en 5 años.

3.1.3 HISTORIAL DEL EQUIPO

Se requiere contar con un historial del equipo correctamente clasificado, con revisiones y técnicas de pruebas bien definidas. Esto con el fin de normalizar el criterio para los análisis de los resultados obtenidos, que permitan la comparación con resultados anteriores y así determinar correctamente las condiciones del equipo. Es recomendable que el historial contenga información del montaje y puesta en servicio, del mantenimiento aplicado y del comportamiento del interruptor durante su servicio.

NO. CLAVE AÑO FAB.

PUESTA EN SERVICIO

MARCA

ULTIMO MANTTO

MAYOR

No DE FALLAS 2007-2013

1 73350 1996 1998 ALSTOM - 8

2 73500 1984 1987 ALSTOM FEB-2004 13

3 73650 1986 1988 ENERGOMEX ENE-2013 12

4 73660 1985 1990 ALSTOM DIC-2013 14

5 73800 1989 1994 ENERGOMEX ENE-2013 8

6 73940 1985 1986 ALSTOM DIC-2003 19

7 73400 1984 1986 ALSTOM DIC-2011 -

8 72010 1981 1983 ABB SEP-2009 -

9 72020 1981 1983 ABB SEP-2009 1

10 72090 1985 1986 ALSTOM FEB-2004 -

11 77010 1985 1986 ALSTOM DIC-2011 -

(29)

3.1.4 KILO-AMPERES ACUMULADOS

Este criterio está enfocado principalmente a conservar las condiciones de la cámara de interrupción y sus contactos. Consiste en llevar un registro de los KA acumulados, que el interruptor ha interrumpido bajo condiciones de falla durante un tiempo determinado.

La limitación de este criterio es que los elementos involucrados para el análisis no están bajo control, pues dependen de las condiciones del sistema, frecuencias de fallas, valor de cortocircuito, tipo de falla, tipo de protección, auto-recierre rápido, etc.

Se han hecho numerosos esfuerzos para garantizar que los intervalos entre mantenimientos, bajo este criterio, sean tan largos como sea posible, y desde luego sin reducir la capacidad de operación del interruptor y minimizar el número de salidas por mantenimiento. Desde hace varios años, diversos fabricantes han pretendido establecer una filosofía de este tipo, siendo una de las conocidas aquella que establece que una interrupción bajo condición de falla, igual a la capacidad interruptiva nominal, equivale aproximadamente a 100 operaciones del interruptor sin carga.

NO. CLAVE MARCA TENSIÓN

NOMINAL TENSIÓN

CORRIENTE NOMINAL

CAP. INT.

No DE FALLAS

2007-2013

KA ACUMULADOS

1 73350 ALSTOM 145.0 115.0 3150 25.0 8 26.003

2 73500 ALSTOM 123.0 115.0 1200 25.0 13 37.928

3 73650 ENERGOMEX 123.0 115.0 2000 31.5 12 32.680

4 73660 ALSTOM 123.0 115.0 1200 25.0 14 43.314

5 73800 ENERGOMEX 123.0 115.0 1200 25.0 8 24.003

6 73940 ALSTOM 123.0 115.0 2000 25.0 19 61.567

7 73400 ALSTOM 123.0 115.0 1200 25.0 - -

8 72010 ABB 123.0 115.0 1200 25.0 - -

9 72020 ABB 123.0 115.0 1200 25.0 1 3.014

10 72090 ALSTOM 123.0 115.0 2000 25.0 - -

11 77010 ALSTOM 123.0 115.0 2000 25.0 - -

(30)

3.1.5 NUMERO DE OPERACIONES

Este criterio está enfocado principalmente a conservar las condiciones de la cámara de interrupción y sus contactos, medio de extinción y mecanismo de operación. Este criterio se basa en aplicar mantenimiento cada determinado número de fallas. Para conocer este número se consideran las recomendaciones del fabricante, pero se debe tener cuidado, ya que el fabricante generalmente no considera las condiciones de falla. Las condiciones y tipos de falla pueden determinar qué partes del interruptor requieren mantenimiento y con qué periodicidad.

NO. CLAVE MARCA OPERACIONES

1 73350 ALSTOM 160

2 73500 ALSTOM 567

3 73650 ENERGOMEX 565

4 73660 ALSTOM 799

5 73800 ENERGOMEX 546

6 73940 ALSTOM 802

7 73400 ALSTOM 422

8 72010 ABB 431

9 72020 ABB 417

10 72090 ALSTOM 490

11 77010 ALSTOM 695

(31)

3.1.6 CONDICIONES AMBIENTALES

Las condiciones ambientales son uno de los factores que se consideran al establecer la periodicidad del mantenimiento. Es decir, dos equipos idénticos que operan en condiciones ambientales distintas pueden requerir periodos diferentes de mantenimiento.

Cuando se emplea este criterio de mantenimiento se protege principalmente el medio aislante, el mecanismo de operación y el gabinete de control. Por la diversidad de las condiciones climatológicas de México no es posible la aplicación del mismo tipo de mantenimiento con la misma periodicidad para equipos similares. Esto debido a que existen lugares con climas extremosos, que afectan de manera distinta al interruptor. En forma particular se deben considerar los equipos instalados en las zonas costeras y zonas industriales con niveles altos de contaminación (como refinerías, fábricas de cemento, etcétera).

Por la diversidad de las condiciones climatológicas de México no es posible la aplicación del mismo tipo de mantenimiento con la misma periodicidad para equipos similares. Esto debido a que existen lugares con climas extremosos, que afectan de manera distinta al interruptor. En forma particular se deben considerar los equipos instalados en las zonas costeras y zonas industriales con niveles altos de contaminación (como refinerías, fábricas de cemento, etcétera).

Para los interruptores instalados en estas zonas se recomienda: incrementar la frecuencia en la limpieza externa del equipo, mantener en buen estado los sellos de gabinetes y verificar el funcionamiento de calefactores. Siguiendo estas recomendaciones se logra disminuir el índice de fallas en los aislamientos externos, en los mecanismos y en los gabinetes de control.

Parámetro Primavera Verano Otoño Invierno Temperatura C° 34° 37° 31° 27°

Humedad 27% 75% 53% 69%

Lluvia 10% 95% 70% 35%

Contaminación 50% 50% 50% 50%

(32)

3.2 DETERMINACIÓN DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA A DAR

MANTENIMIENTO.

En lo establecido en el manual de créditos de mantenimiento de la Comisión Federal de Electricidad (Véase en el Anexo A) el mantenimiento mayor a las cámaras de extinción y columnas polares de un interruptor de potencia de 115 kV tiene una periodicidad de 10 años y 4 años para el mantenimiento mayor al mecanismo de accionamiento.

NO. CLAVE

AÑOS DE PUESTA EN

SERVICIO

PERIODICIDAD DE MANTENIMIENTO MAYOR A MECANISMOS DE OPERACIÓN

DE 5 AÑOS (CFE)

10 KA ACUMULADOS

2000 OPERACIONES

1 73350 15 AÑOS 26.003 160

2 73500 26 AÑOS > 9 AÑOS 37.928 567

3 73650 25 AÑOS < 1 AÑO 32.680 565

4 73660 23 AÑOS > 9 AÑOS 43.314 799

5 73800 19 AÑOS < 1 AÑO 24.003 546

6 73940 27 AÑOS > 9 AÑOS 61.567 802

7 73400 27 AÑOS < 2 AÑOS - 422

8 72010 30 AÑOS > 4 AÑOS - 431

9 72020 30 AÑOS > 4 AÑOS 3.014 417

10 72090 27 AÑOS > 9 AÑOS - 490

11 77010 27 AÑOS < 2 AÑOS - 695

(33)

CAPITULO IV

EJECUCIÓN DEL MANTENIMIENTO Y PRUEBAS A LOS

INTERRUPTORES DE POTENCIA.

4.1 MANTENIMIENTO A LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA ALSTOM 73940,73660,

73500, 72090.

De acuerdo con el reglamento de operación de la Comisión Federal de Electricidad, para realizar trabajos en un equipo instalado, en este caso, en la subestación Manuel Moreno Torres, se necesita solicitar autorización para librar un equipo, cabe resaltar que las funciones de cada uno de los interruptores en este mantenimiento la sustituye el interruptor de transferencia 77010, en virtud de que se tiene el Arreglo de barra Principal y barra de transferencia con Interruptor de Transferencia y/o Amarre para Subestaciones de Transmisión, la continuidad del servicio no se afecta, operación sistema autorizo las licencias 2013 0923-0504, 2013 0930-0699,2013 1008-0198, 2013 1014-0348, tramitadas ante la Sub-Área de Control Sureste (SACSE) para los interruptores respectivamente 73940, INT-73660, INT-73500, INT-72090 que se muestran en el diagrama unifilar:

(34)

PLAN DE EJECUCIÓN

ACTIVIDADES

1.-Revisión del kit de refacciones (en almacén), herramental y equipos a utilizar. ACTIVIDADES GENERALES

2.- Desconexión del varillaje (palanca) entre accionamiento y polos 3.- Mantenimiento del varillaje entre accionamiento y polos 4.- Verificación de torque en la tornillería del polo y chasis soporte 5.- Limpieza exterior de las porcelanas de cámaras y columnas polares

ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO A ACCIONAMIENTO: 6.-Desmontaje del accionamiento junto con el bastidor.

7.-Extracción del accionamiento del envolvente para su mantenimiento. 8.-Limpieza al accionamiento.

9.-Lubricación al accionamiento.

10.-Sustitución de amortiguador del dispositivo de apertura de accionamiento. 11.-Montaje del accionamiento y conexión eléctrica.

12.- Cambio de empaques a las puertas del gabinete. PRUEBAS:

13.-Prueba de Tiempos de Operación. 14.-Prueba de resistencia de contactos principales.

15.-Prueba de análisis al SF6 (punto de rocío y calidad del gas SF6). 16.-Prueba de control de alarmas y bloqueos (aire y SF6).

CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES

ACTIVIDADES 73940 73500 73660 72090

1 20 Sep. 20 Sep. 20 Sep. 20 Sep.

2-5 23 Sep. 30 Sep. 7 Oct. 14 Oct.

6-13 24 Sep. – 26 Sep. 1 Oct. – 3 Oct. 8 Oct. – 10 Oct. 15 Oct. –17 Oct.

14-17 27 Sep. 4 Oct. 11 Oct. 18 Oct.

(35)

4.2 TRABAJOS REALIZADOS DEL MANTENIMIENTO A LOS INTERRUPTORES DE

POTENCIA ALSTOM.

4.2.1 LIBRANZA DE LOS INTERRUPTORES Y PUESTA A TIERRA

El día 23 de Septiembre del 2013 se dio comienzo a los trabajos del mantenimiento a los interruptores de potencia; INT-73940, INT-73660, INT-73500, INT-72090 respectivamente. Con la libranza autorizada se pone a tierra los dos lados de la línea del interruptor.

PUESTA A TIERRA DEL INTERRUPTOR DE POTENCIA

4.2.2 EXTRACCIÓN DE SF6

Contando con el dispositivo Oilless SF6 Compressor MODEL MPC-02 diseñado para recuperar gas SF6 de cualquier equipo primario, se realizo la extracción del gas SF6 de los tres polos del interruptor, con una duración de 5 horas aproximadamente, la presión que genera este equipo es suficiente para licuar el SF6 y almacenar directamente en los cilindros.

(36)

4.2.3 DESMONTAJE DE VÁLVULA PRINCIPAL, APERTURA Y CIERRE.

Primeramente se desconectan los cables de control y se desmontan las válvulas de apertura 1 y 2, la de cierre y la válvula principal, asimismo se desconectan las tuberías de aire y de gas SF6.

DESMONTAJE DE VÁLVULAS DEL INTERRUPTOR

4.2.4 DESMONTAJE DE LOS POLOS.

(37)

4.2.5 MANTENIMIENTO DEL TANQUE DE AIRE

ASPIRADO DEL TANQUE DE AIRE VISTA INTERIOR DEL TANQUE DE AIRE

Se abren los tornillos de fuga para liberar el aire del tanque, una vez vaciado se desmonta el tanque de aire con la grúa y se coloca en una base fija, posteriormente se abre el tanque para su limpieza con franelas humedecidas con alcohol, se aspira y se limpia las tapas para su cambio de empaques, se cierra el tanque y con ayuda de la grúa se monta a su base.

Esta tarea se realiza ya que al pasar de los años podrían encontrase en el tanque residuos que podrían dañar al mecanismo de operación y así producir una falla en el interruptor.

(38)

4.2.6 MANTENIMIENTO A LA VÁLVULA PRINCIPAL, DE CIERRE Y DE APERTURA 1 Y 2 .

Las válvulas son desarmadas pieza por pieza, y se retiran los empaques.

Todas las piezas se limpian con solvente, excepto los pistones y empaques ya que esos se sustituyen por nuevos.

Con las piezas limpias, empaques y pistones nuevos las válvulas se vuelven a ensamblar.

(39)

4.2.7 MANTENIMIENTO AL CONTACTO FIJO DE LOS POLOS

Se desmonta los contactos fijos y se limpian con solvente, se retira el material secante (silica gel).

º

La punta de los contactos fijos se detectaron pequeños deterioros, el contacto de la fase A del INT-73660 fue sustituida ya que presentaba un deterioro mayor.

(40)

4.2.8 MANTENIMIENTO AL SECADOR DE AIRE Y COMPRESOR

Se desmontan las piezas del secador de de aire, quitando empaques y material secante (silica gel).

Se limpian las partes con solvente, y se ensambla el secador incluyendo silica gel y empaques nuevos. El compresor fue sustituido por un equipo nuevo.

(41)

4.2.9 MANTENIMIENTO A LA PORCELANA DE

LOS POLOS

Con jabón se limpio la porcelana quitando el polvo, residuos de insectos y animales.

(42)

4.3 MANTENIMIENTO A LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA ABB 72010 Y 72020.

(43)

PLAN DE EJECUCIÓN

ACTIVIDADES

1.-Revisión del kit de refacciones (en almacén), herramental y equipos a utilizar. ACTIVIDADES GENERALES

2.- Desconexión del varillaje (palanca) entre accionamiento y polos 3.- Mantenimiento del varillaje entre accionamiento y polos 4.- Verificación de torque en la tornillería del polo y chasis soporte 5.- Limpieza exterior de las porcelanas de cámaras y columnas polares

ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO A ACCIONAMIENTO: 6.-Desmontaje del mecanismo de operación. 7.-Extracción del accionamiento para su mantenimiento.

8.-Limpieza al accionamiento. 9.-Lubricación al accionamiento.

10.-Sustitución de amortiguador del dispositivo de apertura de accionamiento. 11.-Montaje del accionamiento y conexión eléctrica.

12.- Cambio de empaques a las puertas del gabinete. PRUEBAS:

13.-Prueba de Tiempos de Operación. 14.-Prueba de resistencia de contactos principales.

15.-Prueba de análisis al SF6 (punto de rocío y calidad del gas SF6). 16.-Prueba de control de alarmas y bloqueos (aire y SF6).

CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES

ACTIVIDADES 72010 72020

1 2 Dic. 2 Dic.

2-5 2 Dic. 9 Dic.

6-12 3 Dic. – 5 Dic. 10 Dic. – 12 Dic.

13-16 6 Dic. 13 Dic.

(44)

4.4 TRABAJOS REALIZADOS DEL MANTENIMIENTO A LOS INTERRUPTORES DE

POTENCIA ABB.

4.4.1 LIBRANZA DE LOS INTERRUPTORES Y PUESTA A TIERRA

El día 2 de Diciembre del 2013 se dio comienzo a los trabajos del mantenimiento a los interruptores de potencia; INT-72010 y INT-72020 respectivamente. Con la libranza autorizada se pone a tierra los dos lados de la línea del interruptor y se desconectan los puentes.

PUESTA A TIERRA DEL INTERRUPTOR DE POTENCIA

4.4.2 DESMONTAJE DEL MECANISMO DE OPERACIÓN.

(45)

4.4.3 MANTENIMIENTO DEL TANQUE DE AIRE

El tanque de aire fue desmontado de su base para su correcta limpieza y cambio de empaques para un buen funcionamiento del aire, evitando de esta manera fugas o residuos que podrían afectar al mecanismo de operación (neumático).

LIMPIEZA DEL TANQUE DE AIRE VISTA INTERIOR DEL TANQUE DE AIRE

.

(46)

4.4.4 MANTENIMIENTO AL MECANISMO DE OPERACIÓN.

El mecanismo de operación es llevado al taller eléctrico de la subestación para comenzar con su mantenimiento. Se desmontan cada una de sus piezas y se retiran los empaques.

APERTURA DEL MECANISMO DE OPERACIÓN.

Todas las piezas se limpian con alcohol, excepto los pistones y empaques ya que esos se sustituyen por nuevos.

TRANSMISIÓN MECÁNICA DEL MECANISMO DE OPERACIÓN

Se arma cuidadosamente cada parte del mecanismo de operación de tal forma que queda ensamblado nuevamente.

(47)

4.4.5 MANTENIMIENTO A LA VÁLVULA ELECTROMAGNÉTICA

La válvula es desmontada de su base lateral del mecanismo de operación y se procede a su apertura para brindarle el mantenimiento, y también a sus bobinas de apertura 1,2 y cierre.

VÁLVULA ELECTROMAGNÉTICA DEL MECANISMO DE OPERACIÓN. PISTÓN DE VÁLVULA MAGNÉTICA

BOBINA DE ACCIONAMIENTO DE VALVULA MAGNÉTICA

MONTAJE DEL MECANISMO DE OPERACIÓN

Con las piezas limpias, empaques, bobinas y pistones nuevos la válvula se vuelve a ensamblar a su base en el mecanismo de operación.

(48)

4.4.6 MANTENIMIENTO AL COMPRESOR

Se desmontan las piezas del compresor de aire (20 bar), quitando empaques y anillos.

COMPRESOR DE AIRE 20 bar

Se limpian las partes con alcohol y se realiza e cambio de anillos y empaques nuevos

(49)

4.4.7 MANTENIMIENTO AL PRESOSTATO E INTERRUPTOR AUXILIAR

Se desmonto el preostato e interruptor auxiliar de su base en el gabinete de control y se les dio su correcta limpieza con alcohol y cambio de empaques y calibración.

PRESOSTATO DEL INT 72020

Una vez realizado su mantenimiento fueron montados a su base en el gabinete de control, para su correcto funcionamiento.

INTERRUPTOR AUXILIAR DEL INT 72010

PREOSTATO E INTERRUPTOR AUXILIAR EN SU BASE EN EL GABINETE DE CONTROL

4.4.8 VERIFICACIÓN DEL VARILLAJE DE

ACCIONAMIENTO

Después de ser montadas todas las piezas del mecanismo se procede a la verificación del correcto accionamiento del varillaje.

(50)

CAPITULO V

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DEL MECANISMO DE

OPERACIÓN Y PRUEBAS A LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA

5.1 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DEL MECANISMO DE OPERACIÓN DE LOS

INTERRUPTORES DE POTENCIA ALSTOM DE 115KV TIPO S1.

Cada polo del interruptor tiene su propia unidad electro-neumática con válvulas de control asociados para la apertura y cierre del interruptor. El interruptor auxiliar de cada polo es accionado directamente por la unidad del interruptor. El aire de accionamiento necesaria para la secuencia nominal de conmutación se almacena en el depósito de aire del interruptor.

5.1.1 OPERACIÓN DE CIERRE

La orden de cierre se da eléctricamente a la bobina de la válvula de cierre. Así, la primera etapa de la 2lb válvula de cierre es empujada hacia arriba y evacua el aire que ocupa el espacio abajo del émbolo de accionamiento de la segunda etapa. Este aire saliente mantiene la primera etapa abierta. La segunda etapa se abre con lo que simultáneamente se cierra su salida de aire.

Por la segunda etapa abierta de la válvula de cierre pasa aire comprimido del depósito directamente al accionamiento a través de un tipo de tubo de corta longitud. De este modo se mueve el embolo de accionamiento de la posición apertura a la posición cierre y se cierra el interruptor.