UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DEL VALLE DE TOLUCA T OLUCA CARRERA MANTENIMIENTO INDUSTRIAL
“SERVICIOS DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO
ELECTROMECÁNICO EN SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN ELÉCTRICA PRINCIPAL ”
M
E
M
O
R
I
A
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE: INGENIERO EN MANTENIMIENTO INDUSTRIAL
P R I S A I
E S E N T A : V A Z Q U E Z A L F R E D O
ASESOR: ING. JOSÉ ANTONIO MEDINA GONZÁLEZ
2012
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DEDICATORIAS
A mi familia Mis padres Nicolás Vázquez Solís e Hilda Alfredo Mendoza
Gracias por acompañarme en cada una de las etapas de mi vida profesional, con sus consejos, apoyo y cariño incondicional sé que no hay obstáculo que no pueda vencer. Mis hermanos Edén Esperanza, Nicolás, Eliezer y Noel. Son mi inspiración para seguir adelante día con día, no los defraudaré.
A Dios Por darme la fortaleza para alcanzar todo objetivo que plantee, por cuidar tanto a mi
familia como a mi persona y acompañarme en mis momentos de éxito y zozobra.
A mis amigos Gracias por compartir una gran variedad de momentos memorables durante nuestra educación profesional.
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RECONOCIMIENTOS
Agradezco al Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares por haberme permitido realizar este proyecto en sus instalaciones. De igual forma el reconocimiento es extenso para todos los compañeros que forman parte del Departamento de Mantenimiento y Obras, en especial a las siguientes personas:
Ing. José Antonio Medina González, por proporcionar los medios
necesarios para realizar la investigación de campo y documental del tema de estudio.
Al Sr. Juan Trinidad Rivera por brindarme su apoyo y asesoría, asesoría, sin esto
el desarrollo de este trabajo no habría sido posible.
Al Sr. José Rufino López Hernández, por haberme proporcionado parte
de su conocimiento, experiencia y amistad durante dura nte mi estancia en el instituto. Además agradezco a aquellas personas que me dedicaron su apoyo tanto en el ámbito educativo como en el laboral:
M. en C. Teresa Hernández Quintero, por facilitar los recursos
demandados por el proyecto, del mismo modo estableciendo las pautas para su inicio y conclusión satisfactoria en la Universidad Tecnológica del Valle de Toluca.
Ing. Santos Rivera Desales, por brindarme la oportunidad de prestar
mis servicios a Montajes Industriales Especiales de Toluca S.A. y al mismo tiempo continuar con mi carrera profesional.
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ÍNDICE RESUMEN ....................................................................................................................... 10 SUMMARY ............................................. ................................................................................................ ................................................... ....................... 11 INTRODUCCIÓN INTRODUCC IÓN .................................................... .................................................... ..... 12 Objetivos .......................................................................................................................... 13 Objetivo Objetiv o general. gener al. ............................................ ................................................................................................ .................................................... .............. 13 Objetivos Objetiv os específicos especí ficos ...................................................... ................................................ 13 Planteamiento del problema ............................................................................................ 13 Justificación ..................................................................................................................... 14 Alcances............. .................... .............. .............. .............. ............. ............. .............. .............. ............. ............. .............. .............. .............. ............. ............. .............. ......... 14
CAPÍTULO I MARCO CONCEPTUAL ................................................................................................. 15 1.1 Definiciones Definic iones ................................................. .................................................... ..... 16 1.1.1 “Desarrollar”. ......................................................................................................... 16 1.1.2 “Implementar”........................................................................................................ 16 1.1.3 “Rutina” ................................................................................................................. 17 1.1.4 Inspección Inspec ción .................................................... .................................................... ..... 17 1.2 Tipos de mantenimiento mante nimiento ............................................... ....................................................................................... ........................................ 17 1.2.1 “Mantenimiento Preventivo” ................................................... ............................... 17 “Mantenimiento Correctivo” ................................................... ............................... 18 1.2.2 “Mantenimiento 1.2.3 “Mantenimiento “Mantenimiento Predictivo” .................................................... ............................... 18 1.2.4 “Mantenimiento Proactivo” .................................................................................... 19 1.2.5 “Mantenimiento “Mantenimiento Creativo” ..................................................................................... 19 1.2.6 “Mantenimiento Autónomo” ................................................... ............................... 19 1.2.7 “Mantenimiento Cero Horas (Overhaul)” ................................................ .............. 20 “Mantenimiento en Uso” ....................................................................................... 20 1.2.8 “Mantenimiento CAPÍTULO II MARCO CONTEXTUAL .................................................................................................. 21 2.1 Datos de la empresa empre sa ....................................................... ...................................... 22 2.1.1 Croquis Croqu is de ubicación ............................................... ....................................................................................... ........................................ 23 2.2 Historia del instituto .............................................. .............................................................................................. ................................................ 24 2.2.1 Misión ............................................ ................................................................................................ .................................................... .............. 25 2.2.2 Visión ............................................. ................................................................................................. .................................................... .............. 25 2.2.3 Políticas Política s de calidad ................................................... ...................................... 26 2.3 Instalaciones Instala ciones ................................................ .................................................... ..... 27 Planta de irradiación Gamma ......................................................................... 28 Banco de tejidos radio-esterilizados ............................................................... 28
5
2.4 2.5
Laboratorio de detectores de radiación .......................................................... 29 Laboratorio de física de plasmas .................................................................... 29 Planta de producción de radiofármacos ......................................................... 30 Laboratorio PIXE (Particle Induced X-Ray Emission) ............ ................... .............. .............. .......... ... 30 Clientes Cliente s potenciales potenc iales .............................................. .............................................................................................. ................................................ 31 Diagrama Diagra ma organizaciona organ izacionall .............................................. ...................................................................................... ........................................ 32
CAPÍTULO III MARCO TEÓRICO .......................................................................................................... 33 3.1 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DISTRIBU CIÓN ELÉCTRICA ELÉ CTRICA ............................................... .................................................... ..... 34 3.1.1 Subestación Subes tación eléctrica eléctr ica ...................................................... ...................................... 34 3.1.2 Generalidad Gene ralidades es.............................................. .................................................................................................. .................................................... ..... 34 3.1.3 Tipos de subestaciones subestac iones ................................................ ........................................ 35 3.1.4 Clasificación Clasific ación de las subestaciones subestacione s................................................. ...................... 35 a) Subestaciones aisladas por aire .......................................................................... 35 b) Subestaciones tipo intemperie ............................................................................. 35 c) Subestaciones tipo interior ................................................................................... 35 d) Subestaciones Subestaciones aisladas por SF6 (hexafloururo de azufre).............. .................... ............. ............. ...... 35 3.2 Componentes Compone ntes de una subestación subesta ción ................................................ ...................... 36 3.2.1 Equipo Equip o primario prima rio ..................................................... ................................................ 36 3.2.2 Elementos Elemen tos de una subestación subesta ción ............................................. ............................................................................ ............................... 36 * Seccionador. ............................................................................................................. 36 * Disyuntor. Disyu ntor. ................................................. ................................................... .............. 36 * Autotransformadores. ............................................................................................... 36 * Pararrayos. ............................................................................................................... 37 * Cuchillas. .................................................................................................................. 37 * Fusible. ..................................................................................................................... 37 * Sistema de tierras. .................................................................................................... 37 * Transformado Trans formadorr de potencia. ............................................ .................................................................................... ........................................ 37 * Transformadores de corriente. ................................................................................. 37 3.3 Transformador Transfo rmadores................................. es................................. ...................................................... ............ 38 3.3.1 Parte activa. ................................................. .................................................... ..... 38 Núcleo. ............................................................................................................................. 38 Bobinas. ........................................................................................................................... 39 * Bobina rectangular. .................................................................................................. 39 * Bobina cilíndrica. ...................................................................................................... 39 * Bobina tipo galleta. ................................................................................................... 39 * Devanado continúo tipo disco. ................................................................................. 40 Cambiador de derivaciones. ............................................................................................ 40 Bastidor. ........................................................................................................................... 40
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3.3.2 Parte pasiva. ................................................ .................................................... ..... 40 3.3.3 Accesorios.............................................................................. ............................... 41 3.4
Elementos componentes de un transformador .................................................... 42 Tanque conservador. ........................................................................................... 42 Boquillas. ................................................................................................ .............. 42 Tablero. ................................................................................................................ 42 Válvulas. ................................................................................................. .............. 43 Conectores de tierra. ........................................................................................... 43 Placa de características. ...................................................................................... 43
3.5 Pruebas a equipos de alta tensión ................................................. ...................... 43 3.5.1 Resistencia de aislamiento. ................................................................................... 43 3.5.2 Corriente de absorción dieléctrica. ........................................................................ 44 3.5.3 Corriente de conducción. ....................................................................................... 44 3.5.4 Corriente de fuga.................................................... ................................................ 44 3.5.5 Curva de absorción dieléctrica. .............................................................................. 44 3.5.6 Conexiones para pruebas con Megger. ..................................................... ............ 45 3.6
Factor de potencia de los aislamientos .................................................... ............ 46
3.7 3.7.1 3.7.2 3.7.3 3.7.4 3.7.5 3.7.6 3.7.7 3.7.8
Pruebas adicionales ....................................................... ...................................... 46 Aceite aislante. ...................................................... ................................................ 46 Inspección del alambrado de control.................................................................... 47 Relación de transformación. .................................................. ............................... 47 Perdidas en el hierro y por ciento de corriente de excitación. ............................. 47 Potencial aplicado. ................................................ ................................................ 47 Potencial inducido. ................................................ ................................................ 47 Temperatura. ................................................................................................... ..... 47 Impulso.................................................................................................... .............. 48
3.8 Diagramas Unifilares ...................................................... ...................................... 48 3.8.1 Representación de diagrama unifilar................................................................... 48 3.9 Equipo y herramientas para ejecutar trabajos con seguridad. ............................ 51 * Pértiga neón. ................................................................................................................. 51 * Casco de protección. ..................................................................................................... 51 * Guantes dieléctricos. ..................................................................................................... 52 * Tapete de hule............................................................................................................... 52 * Pértiga de maniobra. ..................................................................................................... 52 * Botas. ................................................... ................................................... ....................... 52 * Arnés de seguridad. ...................................................................................................... 53 * Bandola.......................................................................................................................... 53 * Lentes de seguridad. ..................................................................................................... 53
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CAPÍTULO IV DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES DE ESTADÍA .................................................... ..... 54 4.1 Gráfica de Gantt.................................................... ................................................ 55 4.2 Importancia del mantenimiento en subestaciones eléctricas .............................. 56 4.3 Requerimientos de mantenimiento en equipos productivos ................................ 60 Planeación del diagnóstico ......................................................................................... 60 • Interpretación del programa de mantenimiento. ................................................. ..... 61 • Normas de mantenimiento ....................................................................................... 61 • Medidas de seguridad. ............................................................................................. 62 Lesiones por la provocación de un arco eléctrico .......................................................... 62 Descarga eléctrica. ................................................................................................... 62 Quemaduras graves. ................................................................................................ 62 Ruptura de tímpanos. ............................................................................................... 63 Pérdida de la visión. ................................................................................................. 63 Fibrilación ventricular ................................................ ................................................ 63 Factores de severidad ..................................................................................................... 63 4.4 Apostilla ................................................... ................................................... .............. 64 4.5 Canalización de conductores eléctricos ................................................................... 66 4.5.1 Tipos de instalación........................................................................... .............. 66 Conductores directamente enterrados. ...................................................................... 66 Conductores en ductos subterráneos. ........................................................................ 67 Conductores en trincheras. ......................................................................................... 67 4.5.2 Precauciones ................................................... ................................................ 68 4.6 Mantenimiento preventivo de subestación eléctrica principal. ............................ 69 4.6.1 Alcances del mantenimiento realizado a la subestación eléctrica principal. 70 4.7 Descripción de actividades .................................................... ............................... 71 4.7.1 Libranza de sistema en alta tensión: ................................................ .............. 71 Guantes de algodón: ................................................................................................... 71 Guantes dieléctricos: .................................................................................................. 71 Guantes de carnaza: ................................................................................................... 71 4.7.2 Desconexión de transformador ................................................. ...................... 73 4.7.3 Limpieza exterior e interior de la subestación ............................................... 76 4.7.4 Inspección y limpieza de elementos que integran la subestación: ................ 77 4.7.5 Inspección de mecanismos de operación manual y electromagnético .......... 78 4.8 Inspección del transformador ................................................ ............................... 79 4.8.1 Datos de placa del transformador ...................................................... ............ 79 4.8.2 Revisión general: ....................................................... ...................................... 80 4.9 Pruebas eléctricas ................................................ ................................................ 80 4.9.1 Resistencia de tierra física .............................................................................. 80 4.9.2 Prueba de rigidez dieléctrica del aceite aislante ............................................ 81 4.9.3 Centrifugado de aceite aislante ................................................ ...................... 83
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4.9.4 Etapas en centrifugado de aceite ................................................................... 84 a. Deshumidificación. .................................................... ...................................... 84 b. Filtrado. ................................................... .................................................... ..... 84 c. Regeneración. ................................................. ................................................ 85 4.10 Prueba de resistencia de aislamiento (Megger) .................................................. 85 4.10.1 Consideraciones teóricas ................................................. ............................... 86 4.10.2 Descripción de la prueba. ............................................................................... 86 4.10.3 Pruebas con Megger en transformador, 2.5 MVA .......................................... 87 4.10.4 Secuencia de prueba con Megger ...................................................... ............ 88 4.11 Prueba de Relación de Transformación................................................. .............. 90 Consideraciones de prueba: ....................................................................................... 90 4.11.1 Conexión del TTR ...................................................................................... ..... 91 4.11.2 Polaridad del transformador ............................................................................ 91
CAPÍTULO V RESULTADOS, CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................... 93 5.1 Resultados ................................................... .................................................... ..... 94 5.2 Formato para inspección mensual de subestación eléctrica principal ................ 95 5.2.1 Aplicación práctica de formato para inspección mensual................................. 97 5.2.2 Datos de placa de banco de capacitores .......................................................... 98 5.3 Formato para inspección anual de subestación eléctrica principal ...................101 5.4 Intervención de sistemas eléctricos ................................................................... 107 5.4.1 Procedimiento de bloqueo.................................................. ............................. 107 5.4.2 Formato de rótulos para tarjeta de bloqueo .................................................... 109 5.5 Conclusiones ................................................................................................... ... 110 5.6 Recomendaciones ................................................ .............................................. 112 ANEXOS ........................................................................................................................ 115 Evidencia programa anual de mantenimiento 2012..................................................... 116 Evidencia programa anual de mantenimiento parte 2 ................................................ 117 Placa de transformador trifásico, 23KVA 6KVA ............................................................ 118 Bibliografía ..................................................................................................................... 119
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RESUMEN Habitualmente escuchamos hablar acerca del mantenimiento aplicable a sistemas e infraestructura
eléctrica; no solo se trata de enfocarnos
a la
cuestión estética y condiciones generales de operación dejando de lado una inspección más profunda de los componentes implicados en el funcionamiento normal del equipo. Una adecuada gestión de los recursos disponibles para el mantenimiento de una subestación eléctrica es el componente primordial del que depende la continuidad del servicio eléctrico. El desgaste mínimo del que son víctimas los elementos de la subestación es solo un pequeño acercamiento a un problema que es probable tener en un corto periodo de tiempo, un sin número de fallas presentes desde una etapa temprana, los cuales son capaces de afectar las tareas normales de la instalación; es por ello que el definir su criticidad demanda atención de personal e instrumentos apropiados para su estudio y alternativas de corrección aplicables. La omisión de programas de mantenimiento conlleva a la toma errática de decisiones, a su vez estas son las causantes de daños al personal, altos costos de reparación y en ocasiones pérdida total de los sistemas productivos. Con el diseño correcto de un programa de mantenimiento buscamos una reducción notable de fallas, y si aun así su presencia es inminente al menos se reducirán las consecuencias más destacables en los activos prioritarios. El desarrollo y aplicación del plan de mantenimiento involucra en un principio inversiones muy altas para el caso de adquisición de equipos, herramientas, capacitación de personal entre otros, sin embargo los beneficios obtenidos determinarán cuan viable es nuestro plan, inclusión de acciones para su complementación y permanencia misma.
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SUMMARY Usually we listen about of applicable maintenance to infrastructure and electrical systems; is not only about look at aesthetic matter and operation conditions letting apart a deeper inspection from the components involved in the normal working of the equipment. The suitable management of the available resources to the maintenance of electrical substation is the paramount component which depend the continuity of electrical service. The minimum attrition what are victims the substation elements is just a little rapprochement to a problem than is probably get in a very short period of time, uncountable flaws showed at an early stage are capable to affect the normal working of installation; the fact of the matter is that define their criticism demands attention of personnel, appropriate instruments to the survey and applicable correction alternatives. Omission of maintenance programs entail to take erratic decisions, for their part are responsible of personnel damages, high level costs of reparation and sometimes total waste of productive systems. With the right design of a maintenance program we are looking for a remarkable reduction of flaws, if their presence is impending at least the more prominent consequences will be reduced in priority actives. Development and application of maintenance plan involve in first place very high investment in case of equipment acquisition, tools, personal training between others, however the inclusion of actions for complements and plan´s continuance will be determinate through obtained results.
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INTRODUCCIÓN Este proyecto se realizó con la finalidad de establecer
un programa de
mantenimiento preventivo para la subestación eléctrica principal en el Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares (ININ), el cual incluye aspectos relevantes de seguridad, inspección y monitoreo del equipo, permitiendo de igual forma que este sea aplicado para el resto de las subestaciones localizadas en esta área. El propósito de este proyecto es efectuar rutinas de mantenimiento preventivo orientadas
a los equipos e instalaciones del Instituto Nacional de
Investigaciones Nucleares.
Por medio de información recabada en
investigación bibliográfica y de campo se fundamentan acciones tanto preventivas como correctivas llevadas a cabo dentro de las instalaciones del instituto, por consecuencia generar un beneficio recíproco tanto a la infraestructura como al responsable de ejecutar el trabajo. Cabe mencionar que necesitamos concientizar al personal de la empresa para poder llevar a cabo las labores de mantenimiento de la mejor manera posible, asimismo mantener y preservar en condiciones óptimas de funcionamiento los sistemas dispuestos en el área a fin de reducir tiempos muertos, pérdidas y fallas inminentes en equipos de trabajo. Con base en la ejecución de actividades como inspección, valoración e intervención de dispositivos se hace énfasis en que algunos elementos no cuentan con un plan, programa o instrumentos necesarios para su revisión; del mismo modo el Departamento de Mantenimiento requiere de personal calificado para la manutención de equipos como son las subestaciones eléctricas, de las cuales se describirá posteriormente.
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Objetivos Objetivo general. Desarrollar e implementar rutinas de
mantenimiento preventivo
para la
subestación eléctrica principal de Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares mediante acciones preventivas en el equipo de alta tensión, con el fin de prevenir la presencia de anomalías en el sistema de distribución eléctrica.
Objetivos específicos Proporcionar el mantenimiento preventivo necesario a instalaciones y equipos que así lo requieran, a fin de reducir pérdidas excesivas por presencia inminente de mantenimiento correctivo. Implementar nuevas técnicas de inspección y monitoreo de los elementos generales de una subestación eléctrica. Formular nuevas alternativas de inspección en el equipo de suministro para complementar las actividades de mantenimiento actual.
Planteamiento del problema Para la realización del mantenimiento preventivo electromecánico a la Subestación Principal del Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares se siguieron los pasos básicos para interrupción de circuitos derivados hacia las diferentes áreas de trabajo antes de ejecutar la desconexión en la estación principal; concluido el procedimiento, fue necesario verificar que las plantas de emergencia del Instituto se encontraran en funcionamiento pleno, acción que permitió
referirnos a la subestación que estaba siendo atendida, con la
realización de la libranza por parte del personal técnico inicia el mantenimiento general al equipo; dentro de sus actividades se encuentran, el aterrizar los buses, limpieza de los gabinetes, retiro de maleza, materiales ajenos al área entre otras de igual relevancia mismas que se abordar an más adelante.
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Justificación A efecto de optimizar las tareas de mantenimiento aplicables a equipos de alta tensión y preservar la operación de los sistemas que componen una subestación eléctrica, ha sido necesario el desarrollo del presente escrito, los procedimientos técnicos que aquí se presentan han sido implementados para que el personal comprometido con la manutención de los principales sistemas de abastecimiento y servicio cumpla con los requerimientos necesarios de funcionalidad, monitoreo e inspección; aspectos de esta naturaleza son útiles para la interpretación de resultados una vez que las labores de mantenimiento hayan sido concluidas satisfactoriamente. De igual manera, procedimientos, herramientas y equipo utilizado para la ejecución de estas tareas son plasmados en cada uno de los formatos propuestos planteados de manera específica para el personal especializado en estas actividades, con el único fin de seguir una secuencia operativa en tareas básicas de mantenimiento del equipo e instalación. Apoyándose en esta afirmación, el desarrollo de documentos que propicien la inspección periódica de los equipos de suministro eléctrico en alta tensión, servirá para la formación de bitácoras por subestación eléctrica.
Alcances Las acciones propuestas en los diferentes documentos, en primera instancia se limitan a la inspección y mantenimiento de la subestación principal del Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares; tomando en cuenta que cada uno de los circuitos derivados de esta instalación conforman un sistema dependiente del equipo primario, por lo que los escritos realizados cumplen del mismo modo con las exigencias demandadas por las derivaciones correspondientes, por lo que no se descarta su utilidad durante la intervención de las ramificaciones secundarias.
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CAPÍTULO I MARCO CONCEPTUAL
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1.1
Definiciones
1.1.1 “Desarrollar ”. Describir en forma amplia una idea, un supuesto o una afirmación, estableciendo la mayor cantidad de relaciones posibles con otros temas conectados, y extrayendo la mayor cantidad de consecuencias. Con la aplicación de este concepto se pretende establecer la utilización de técnicas de inspección encargadas de la atención general del equipo instalado en alta tensión. La presencia de outsourcing es predominante en cierto tipo de labores de mantenimiento, las revisiones realizadas de manera anual se limitan a un mantenimiento muy general del equipo; con lo cual las inspecciones realizadas de manera regular previamente planificada en conjunto con los nuevos formatos expuestos más adelante relevarán si es necesario contar con el servicio continuo de las compañías externas o disminuir en cierto grado la presencia de estas. El Departamento de Mantenimiento y Obras procurará satisfacer las necesidades básicas del mantenimiento en los equipos productivos, con la implementación de nuevas alternativas como planeación, sustento y mejora de sistemas de trabajo. 1.1.2 “Implementar” Prestablecer una alternativa o propuesta tentativa a las necesidades o requerimientos de un sistema de trabajo convencional. Se planea implementar una serie de formatos útiles para labores básicas de mantenimiento de la subestación eléctrica principal, estos documentos serán empleados por el personal del departamento de Mantenimiento y Obras.
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1.1.3 “Rutina” Es un hábito que se adquiere al repetir una misma tarea o actividad muchas veces. La rutina implica una práctica que, con el tiempo, se desarrolla de manera casi automática. En este caso, con la propuesta previa de los formatos de inspección, las actividades propias del mantenimiento general en la subestación principal son ahora verificadas de manera continua, proporcionando información de las condiciones operativas del equipo, útil para formar una bitácora general y registro de las actividades realizadas durante la atenc ión del sistema. 1.1.4 Inspección Se define como la observación del estado físico y funcionamiento de las instalaciones y equipos instalados en las subestaciones, y se debe llevar a cabo con una periodicidad mensual para la inspección minuciosa. La inspección no es limitativa, por lo que, si la persona que la realice detecta alguna parte o equipo con alguna anomalía deberá de informar de inmediato y estar disponible para actuar en consecuencia en forma adecuada ante la presencia de posibles defectos en la instalación y oportuna.
1.2
Tipos de mantenimiento
1.2.1 “Mantenimiento Preventivo” Es un mantenimiento totalmente planeado que implica la reparación o reemplazo de componentes a intervalos fijos, efectuándose para hacer frente a fallas potenciales, es decir, ejecuta acciones orientadas a dirimir las consecuencias originadas por condiciones físicas identificables que están ocurriendo o podrían ocurrir y, conducirían a fallos funcionales de los sistemas productivos. (Fabiana, 2011)
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Bajo esa premisa se diseña el programa con frecuencias calendario o uso del equipo, para realizar cambios de sub-ensambles, cambio de partes, reparaciones, ajustes, cambios de aceite, lubricantes, etc., a maquinaria, equipos e instalaciones y que se considera importante realizar para evitar fallos. Puede ser definido como una lista completa de actividades, todas ellas realizadas por; usuarios, operadores, y mantenimiento. (Rojas, 2012) La planificación del mantenimiento en el sistema de suministro eléctrico primario del Instituto considera las actividades a realizar de manera anual, sin tomar en cuenta la necesidad del equipo al requerir de al menos inspecciones ya sea semanales, mensuales o trimestrales. Lo que se pretende es en sí encontrar y corregir problemas menores en el equipo antes de que estos provoquen fallas mayores en el sistema eléctrico o elementos afines a su área. 1.2.2 “Mantenimiento Correctivo” Tipo de mantenimiento que se realiza cuándo el equipo es incapaz de seguir operando, es decir, es la intervención cuando los sistemas productivos
o
componentes están fallando o han fallado, no teniendo en cuenta intervalos de tiempo, así que la ocurrencia puede ser en cualquier momento (o instante) de tiempo por lo que se deben definir tolerancias de riesgos (incertidumbre), además, requiere de la coordinación de esfuerzos para determinar los recursos necesarios y contribuir a satisfacer la demanda de los trabajos de mantenimiento. (Fabiana, 2011) 1.2.3 “Mantenimiento Predictivo” Es un tipo de mantenimiento que basa sus estudios mediante el empleo de modos de diagnóstico y análisis de los elementos mecánicos que forman un sistema con ayuda de diferentes técnicas como son: Análisis de vibraciones
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Termografía infrarroja (detección de condiciones o modos de falla por medio del monitoreo del calor generado en elementos eléctricos o mecánicos de una unidad productiva) Ensayos no destructivos (inspección visual, líquidos penetrantes, radiografía, microscopía electrónica, partículas magnéticas entre otros.) Medición de parámetros de operación (viscosidad, voltaje, corriente, potencia, presión, temperatura, etc.) Endoscopía (prueba efectuada para inspección de interiores o áreas en las que la visión natural resulta insuficiente por ejemplo cavidades, barrenos agrietamientos etc…) 1.2.4 “Mantenimiento Proactivo” Tiene como fundamento los principios de solidaridad, colaboración, iniciativa propia, sensibilización, trabajo en equipo, de modo tal que todos los involucrados deben conocer la problemática actual, es decir, que tanto técnicos, profesionales, ejecutivos, y directivos deben estar conscientes de las actividades que se llevan a acabo para desarrollar las labores de manutención pertinente de las unidades productivas. 1.2.5 “Mantenimiento Creativo” En este mantenimiento se determinan las bases para la inventiva, creatividad e investigación. Se trasciende más allá de la modificación de un diseño original, esto a partir del estudio y análisis del elemento (operación, material, dimensiones y fabricación). 1.2.6 “Mantenimiento Autónomo” Son las actividades que los operarios de una fábrica realizan para cuidar correctamente su área de trabajo, maquinaria, calidad de lo que fabrican, seguridad y comparten el conocimiento que obtienen del trabajo cotidiano.
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1.2.7 “Mantenimiento Cero Horas (Overhaul) ” Es el conjunto de tareas cuyo objetivo es revisar los equipos a intervalos programados bien antes de que aparezca algún fallo, o bien cuando la fiabilidad del equipo ha disminuido apreciablemente de manera que resulta arriesgado hacer previsiones sobre su capacidad productiva. Dicha revisión consiste en dejar el equipo a cero horas de funcionamiento, es decir, como si el equipo fuera nuevo. En estas revisiones se sustituyen o se reparan todos los elementos sometidos a desgaste y maltrato. 1.2.8 “Mantenimiento en U so” Es el mantenimiento básico de un equipo realizado por los usuarios del mismo. Consiste en una serie de tareas elementales (toma de datos, inspecciones visuales, limpieza, lubricación, reapriete de tornillos) para las que no es necesario una gran formación, si no tal solo un entrenamiento breve. Este tipo de mantenimiento es la base del TPM (Total Productive Maintenance, Mantenimiento Productivo Total).
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CAPÍTULO II MARCO CONTEXTUAL
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2.1 Datos de la empresa
Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares. ININ. Centro nuclear “Dr. Nabor Carrillo Flores”
Desarrollo e investigación científica y tecnología nuclear.
Carretera México – Toluca s/n La Marquesa, Ocoyoacac, Estado de México C.P. 52750 Tel. +52 (55) 53 – 29 – 72- 00 Ext. 5649 Mantenimiento y obras Portal: www.inin.mx
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2.1.1 Croquis de ubicación
Figura 2.1. Ubicación ININ
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2.2 Historia del instituto Las aplicaciones pacíficas de la energía nuclear en México no son una actividad nueva. Además de la utilización de los rayos X desde el último lustro del siglo XIX, existen evidencias del uso de las radiaciones y radioisótopos para actividades médicas desde la segunda década de este siglo, tarea que se fortaleció durante los años cuarenta. Dada la importancia del rubro, las tareas de investigación y formación de ciencias nucleares dieron principio foralmente en la década de los cincuenta. El entusiasmo de distinguidos investigadores mexicanos, donde sobresale el nombre de Nabor Carrillo Flores, culminó con la fundación el 1º de enero de 1956 de la Comisión Nacional de Energía Nuclear (CNEN), con dos campos de interés: las aplicaciones energéticas y no energéticas y los estudios en ciencias nucleares. Para esta comisión, el entonces Presidente Adolfo Ruíz Cortines nombró al Licenciado José María Ortiz Tirado, como Presidente y a los doctores Nabor Carrillo Flores y Manuel Sandoval Vallarta, como vocales. Además de estos personajes, el Consejo Consultivo quedó integrado por los doctores Carlos Graef Fernández, Alberto Barajas Celis, Fernando Alba Andrade, el maestro José Mireles Malpica y los Ingenieros Eduardo Díaz Lozada y Jorge Suárez Díaz. Los programas con los que inició la CNEN fueron nueve: Física nuclear, Educación y Capacitación, Seminarios, Reactores, Radioisótopos, Aplicaciones Industriales de la radiación, Agronomía, Genética y Protección r adiológica. Durante la década de los sesentas, el proyecto científico más importante de México fue construir el Centro Nuclear en Salazar, Estado de México, iniciada en 1964. Tan solo dos años después se contaba ya con un acelerador de iones positivos Tandem Van de Graaf y en 1968 con un reactor TRIGA Mark III, lo que aunado a otros laboratorios, dotó al Centro Nuclear de instalaciones únicas en el país.
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En 1972, la CNEN cambió su nombre a Instituto Nacional de Energía Nuclear y en 1979 con la emisión de la Ley Nuclear (reglamentaria del artículo 27 constitucional sobre la materia) la institución se transformó para crear la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias, el Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares, Uranio Mexicano (ya desaparecida) y la comisión Nacional de Energía Atómica (que nunca entró en función). Sin embargo, al cambiar el nombre no cambió el objetivo para el que fue creada la institución el cual hasta la fecha ha prevalecido: planear y desarrollar investigación en el campo de la tecnología nuclear, así como promover los usos pacíficos de la energía nuclear, difundiendo los avances para vincularlos al desarrollo económico, social y tecnológico del país. 2.2.1 Misión Coadyuvar al logro de una economía nacional competitiva y generadora de empleo, a la sustentabilidad del ambiente y la seguridad energética mediante investigación y desarrollo de excelencia en ciencia y tecnología nucleares. 2.2.2 Visión Ser el recurso científico y tecnológico más prominente del Sector Energía, con reconocimiento internacional en el desarrollo de la energía nuclear y sus aplicaciones.
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2.2.3 Políticas de calidad La legítima aspiración de toda persona a una mejor calidad de vida es la motivación principal para trabajar en forma individual o colectiva, por ello el tiempo dedicado al trabajo debe retribuir con satisfacciones en todos aspectos materiales, personales y sociales, así como alimentar el deseo de superación personal y participación eficaz en el logro de los objetivos de la comunidad a la que pertenece. Nuestro Instituto debe contribuir efectivamente a las metas nacionales en ciencia y la tecnología, así como ser el medio que facilite el desarrollo individual de sus integrantes. Para lograrlo, se requiere la participación comprometida de todos en un esfuerzo que permita mejorar la calidad en cada una de las acciones que
realizamos y se establezca
un ambiente de colaboración
voluntaria que estimule el trabajo en equipo. La Dirección General manifiesta su convicción y compromiso formal para apoyar la aplicación del Sistema de Gestión de Calidad ISO 9001:2000, cuyo objetivo es la excelencia en las actividades institucionales y el logro de resultados que constituyan un motivo de orgullo para todos los integrantes del ININ, e invita a participar activamente en su aplicación y desarrollo a quienes más saben cómo mejorar su trabajo: quienes lo realizan todos los días. El marco normativo que rige nuestro Sistema de Calidad Institucional, constituye para el Instituto un requisito indispensable de supervivencia, en un mundo donde la competencia demanda la mejor calidad, aunada a una productividad y eficiencia que permita reducir costos para ofrecer resultados, productos y servicios no solo satisfactorios sino también co mpetitivos.
26
2.3
Instalaciones
Reactor de investigación Triga Mark III El reactor Triga instalado en el Centro Nuclear “Dr. Nabor Carrillo Flores”, es el
único reactor nuclear de investigación que hay en México; permite realizar investigación en el campo nuclear, entrenar personal así como producir isótopos radiactivos que se utilizan en la investigación, industria y medicina nuclear. Este reactor es del tipo alberca con núcleo móvil, enfriado y moderado por agua ligera. La potencia nominal de operación en el estado estacionario es de 1 000 Kw, tiene la capacidad de ser pulsado hasta una potencia pico de aproximadamente 2000 MW. La piscina del reactor, el núcleo y las instalaciones experimentales están rodeadas por una estructura de blindaje de concreto que se eleva hasta la plataforma de la instalación 7.90 m sobre el piso de la sala del reactor. Una de las principales ventajas del Triga Mark III es su combustible, compuesto de una mezcla de hidruro de circonio con uranio. Una ventaja más es que el núcleo puede ser visto directamente a través del agua que sirve de blindaje; lo que no representa peligro alguno para el observador aun cuando el reactor opere a potencia máxima. Se está trabajando para utilizar en un futuro cercano en estudios de difracción de neutrones, análisis por activación usando gammas inmediatas, e incrementar la capacidad de producción de radioisótopos. Figura 2.2. Reactor Triga MARK III, ININ
Fuente de imagen. (Matilde Breña Valle) 27
Planta de irradiación Gamma
Permite la esterilización y desbacterización de diversos productos entre los cuales destacan alimentos deshidratados, cosméticos, materiales desechables e instrumental médico, legumbres, cereales y frutas. Se cuenta con más de 200 clientes del sector privado quienes recurren a este procedimiento como una alternativa confiable para tratamiento fitosanitario de diferentes productos. En México, el proceso de irradiación gamma se lleva a cabo desde 1980 en la planta de irradiación Gamma del Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares, dicha instalación opera bajo la certificación ISO 9001: 2008. Figura 2.3. Irradiador Gamma
Fuente de imagen. ININ
Banco de tejidos radio-esterilizados
Es el establecimiento donde son colectados, procesados, almacenados y distribuidos tejidos para uso clínico. Los bancos de tejidos son de gran importancia, en el cuidado de salud; las lesiones en la piel ocasionadas por quemaduras, úlceras crónicas y otras alteraciones frecuentes, hoy pueden ser atendidas satisfactoriamente por medio de los apósitos procesados: amnios, piel de cerdo y piel humana. Figura 2.4. Banco de Tejidos radio-esterilizados
Fuente de imagen. ININ 28
Laboratorio de detectores de radiación
Es un laboratorio especializado en detectores de radiación para espectrometría nuclear con infraestructura única en América Latina, prestamos servicios a centros de investigación e industrias en México. El laboratorio esta registrado en el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) como proveedor común en los servicios de mantenimiento y reparación de instrumentación nuclear y detectores de radiación. Figura 2.5. Laboratorio de detectores de radiación
Fuente de imagen. ININ
Laboratorio de física de plasmas
El plasma generado en este laboratorio es aplicado a las ciencias del medio ambiente, materiales y médicas. Específicamente en el área de materiales se tienen sistemas para el desarrollo de la tecnología denominada implantación de iones inmersos en plasma, consiste en introducir una pieza metálica en un plasma de CD e implantarle iones positivos a través de su atracción hacia la pieza mediante la aplicación de un voltaje negativo. Se han tratado piezas de acero inoxidable, titanio y aluminio, mostrando mejoría en sus características superficiales, relacionadas con mayor resistencia al desgaste y a la corrosión. Hoy en día, la instrumentación desarrollada esta siendo aplicada en tratamiento cutáneo y en tratamiento superficial de medios biológicos y alimentos. Figura 2.6. Plasma para cauterización
Fuente de imagen. ININ 29
Planta de producción de radiofármacos
Con la puesta en operación de esta planta de producción de radioisótopos del ININ, México cuenta con un mayor número de radiofármacos de producción nacional, para diagnóstico y terapia. La utilización de materiales radiactivos en el ámbito de la medicina representa una herramienta con ventajas que no poseen las técnicas convencionales de diagnóstico y terapia. Por ejemplo, los radiofármacos terapéuticos, pueden ser acumulables selectivamente en los órganos o tejidos de interés a fin de que, como fuente radiactiva, destruyan de manera total el tejido enfermo, como es el caso de algunos tejidos cancerígenos. Figura 2.7. Planta de producción de radiofármacos
Fuente de imagen. ININ
Laboratorio PIXE (Particle Induced X-Ray Emission)
Actualmente, el uso de las técnicas nucleares con fines pacíficos se ha incrementado considerablemente en todo el mundo, al mismo tiempo que un número mayor de éstas se ha enfocado a dar solución a problemas como la contaminación atmosférica. Tal es el caso de las técnicas de análisis elemental, como la técnica PIXE. Diversos procesos de análisis de origen nuclear tienen importantes aplicaciones en el estudio y tecnología de materiales sólidos, arqueología,
estudios
biomédicos entre otros, y en particular en el estudio de las partículas suspendidas en el aire, en donde la técnica PIXE es una de las más explotadas debido a que proporciona resultados confiables para la identificación y cuantificación de elementos químicos desde el aluminio hasta el uranio, incluyendo todos los elementos metálicos.
30
2.4
Clientes potenciales
De acuerdo con la posición del ININ dentro del mercado, entres sus principales clientes se encuentran entidades públicas y empresas privadas del sector salud, energía e industrial.
Sector salud. Cerca de 130 hospitales, incluyendo IMSS e ISSEMYM y el
área de servicios médicos de PEMEX. * El ININ cuenta con un banco de tejidos radio-esterilizados, es un área donde
tejidos biológicos son colectados, procesados, almacenados y distribuidos como injertos
de uso clínico, lo cual representa una importante alternativa para
diferentes tratamientos terapéuticos y de estudio microbiológico.
Sector energético. Central Núcleo Eléctrica de Laguna Verde.
* Análisis Probabilístico de Seguridad para la unidad 1 (Laguna Verde) * Desarrollo de programas de cómputo para la optimización del diseño de
combustibles y recargas. * Estudio de Reactores, Combustibles Avanzados y Métodos de Análisis. * Determinación de fallas de combustible debido a condiciones operacionales. * Producción de hidrógeno a partir de desechos orgánicos.
Sector industrial. Estudio y control de mecanismos de envejecimiento en
sistemas, estructuras y componentes industriales, como corrosión a baja y alta temperatura, daño por fatiga, fragilización por irradiación de neutrones, etc. * Caracterización
de
materiales
mediante
técnicas
experimentales;
microscopía electrónica de barrido difracción de rayos X, metalografía, ensayos mecánicos, pruebas electroquímicas, etc. * Apoyo en área de servicios tecnológicos de empresas como PEMEX con
sus filiales de exploración, producción y refinación; además de optimización de procesos de soldadura, calificación y certificación de soldadores.
31
2.5
Diagrama organizacional
o d e r f l A z e u q z á V i a s I r o p o d a z i l a u t c A , s a r b O y o t n e i m i n e t n a M e d o t n e m a t r a p e D . n e g a m i e d e t n e u F
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CAPÍTULO III MARCO TEÓRICO
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3.1 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA 3.1.1 Subestación eléctrica Es un conjunto de dispositivos eléctricos, que forman parte de un sistema eléctrico de potencia, sus funciones principales son: transformar tensiones y derivar circuitos de potencia, puede considerarse también como un conjunto de elementos, que sirven para transformar la energía eléctrica, cuidando el ecosistema e impacto ambiental. Su principal objetivo es realizar el suministro de energía eléctrica a las instalaciones propias de un centro de trabajo, trabajo, con las condiciones de tensión y seguridad solicitadas por cada una de las unidades demandantes, estas no deben representar un riesgo para el personal que se encuentre en su cercanía de igual forma deben proteger de daños a los sistemas que abastecen. 3.1.2 Generalidades Las subestaciones se pueden denominar, de acuerdo con el tipo de función que desarrollan, en tres grupos: a) Subestaciones variadoras de tensión. b) Subestaciones de maniobra o seccionadoras de circuito. c) Subestaciones mixtas (mezcla de las dos anteriores). De acuerdo con la potencia y tensión que manejan las subestaciones, éstas pueden agruparse en: a) Subestaciones de transmisión. Arriba de 230kV. b) Subestaciones de subtransmisión. Entre 230 y 115kV. c) Subestaciones de distribución primaria. Entre 115 y 23kV d) Subestaciones de distribución secundaria. Abajo de 23kV.
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3.1.3 Tipos de subestaciones Las subestaciones eléctricas pueden ser elevadoras o reductoras de voltaje. Subestación elevadora. Es una subestación de transformación en la cual la potencia de salida de los transformadores está a una tensión más alta que la potencia de entrada. Subestación reductora. Estación de transformación en la cual la potencia que sale de los transformadores tiene una tensión más baja que la potencia de entrada. 3.1.4 Clasificación de las subestaciones a) Subestaciones aisladas por aire. En ellas el aire sirve como medio aislante. aislante. En tensiones VHV (Very High Voltage) y UHV (Ultra High Voltage) tienen el inconveniente de requerir grandes espacios para su construcción. Las Subestaciones aisladas por aire tienen dos variantes de edificación b) Subestaciones tipo intemperie. Capaces de soportar todo tipo de condiciones atmosféricas. Su diseño permite realizar el montaje ya sea a nivel de piso o en poste. c) Subestaciones tipo interior. Estas subestaciones aisladas en aire, están cediendo a favor de otros tipos de aislamiento. d) Subestaciones aisladas por SF6 (hexafloururo de azufre). Este tipo de subestaciones se empieza a desarrollar en la década de los 70’s. Actualmente
se aplican tensión de 115 a 800 KV. Son capaces de operar a temperaturas desde –25º C a +40º C. Las ventajas que ofrece son: mínimo espacio de construcción (25 % del requerido por p or las de aire), confiabilidad y costo.
35
3.2
Componentes de una subestación
A continuación se describirán las características más importantes del equipo instalado en una subestación. Los componentes instalados se reúnen en dos grupos, el primero se describe en orden de mayor a menor importancia, correspondiente a los aparatos del grupo de tensión, mientras que el segundo abarca los aparatos del grupo de corriente. 3.2.1 Equipo primario Se conoce como equipo primario a dispositivos de medida, control, maniobra y protección que se encuentran en contacto directo con el flujo de corriente eléctrica y que sus características dependen del nivel de voltaje al que se encuentran conectados. (Martin, 1987, págs. 39 - 43) 3.2.2 Elementos de una subestación * Seccionador. Elemento de desconexión cuya función es aislar físicamente un circuito, su principal característica es su incapacidad de abrir o cerrar un circuito con carga, por carecer de un medio idóneo para extinción del arco y por su velocidad de apertura. * Disyuntor. Elemento de aislamiento cuya función es aislar un circuito con carga o en condiciones de falla, diferente a seccionador porque su condición no es fácilmente apreciable y contiene un mecanismo de extinci ón del arco. * Autotransformadores. Su utilización se debe básicamente a la capacidad de carga, normalmente se los utiliza para cargas mayores a los 150 MVA, su principal característica es que tienen una sola bobina para la transformación de los voltajes principales y eventualmente una segunda bobina para disponer de un voltaje terciario para servicios auxiliares.
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* Pararrayos. Dispositivo diseñado para evacuar a tierra descargas que tengan un frente de onda con valores de voltaje muy superiores a los nominales y con muy altos valores de corriente instantánea. * Cuchillas. Medio de desconexión entre la acometida y el interruptor, de la subestación * Fusible. Dispositivo utilizado para la protección de cond uctores y componentes de redes contra sobrecorrientes producidas tanto por sobrecarga como por cortocircuito. * Sistema de tierras. Su principal objetivo es drenar las corrientes de falla del sistema principalmente las producidas a causa de disturbios atmosféricos, evitando al mínimo la producción de potencial en distintos puntos del suelo con respecto a partes mecánicas conectadas a tierra que sean peligrosas al ser humano o que puedan afectar de alguna manera el funcionamiento del equipo eléctrico. * Transformador de potencia. Es quizá el elemento más importante de una subestación, su principal función es elevar la tensión para facilitar la transmisión de energía eléctrica o reducir el voltaje para la distribución de la misma. * Transformadores de corriente. Su función es reducir la corriente que circula por un circuito primario, hasta valores manejables (generalmente 5 amperes) para servir en los circuitos de control, medición y protecciones.
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3.3 Transformadores El transformador es una máquina eléctrica estática, la cual por inducción electromagnética transfiere energía eléctrica de un circuito primario a un secundario a la misma frecuencia y cambiando normalmente los valores de tensión y de corriente. Este dispositivo funciona según el principio de inducción mutua entre dos bobinas o circuitos acoplados inductivamente; cuando se colocan dos bobinas cercanas una de la otra y a una de ellas se le aplica corriente alterna, esta corriente originará una imantación variable, produciendo en la otra bobina una corriente alterna: Figura 3.1. Transformador en aceite
Figura 3.2. Transformador de potencia
Fuente de imagen. Propia
Fuente de imagen. (Gaudencio, 2010)
Los transformadores están constituidos por tres partes principales: 3.3.1 Parte activa. Está compuesta por un conjunto de elementos separados del tanque principal, dentro de los cuales se agrupan los siguientes: Núcleo. Constituye el circuito magnético. Está formado por láminas de acero al silicio con espesor de 0.28mm. La norma utilizado por el fabricante del núcleo no establece condiciones o formas especiales para su fabricación, dentro de sus variantes el núcleo puede ir unido a la tapa y levantarse con ella, o unido también a la pared del transformador.
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Bobinas. Constituyen el circuito eléctrico. Son fabricadas utilizando alambre o solera de cobre o aluminio. los conductores se forman de material aislante cuyas características pueden variar de acuerdo con la tensión de servicio de la bobina, temperatura y medio en el que v a a estar sumergida (Martin, 1987). Los devanados deben tener conductos de enfriamiento radiales y axiales que permitan fluir el aceite y eliminar el calor generado en su interior, además de contar con apoyos y sujeciones suficientes para el adecuado soporte de esfuerzos mecánicos originados por su propio peso, de igual forma los de tipo electromagnético producidos durante cortocircuitos. Las bobinas, según la capacidad y tensión del transformador pueden ser de tipo rectangular para pequeñas potencias, de tipo cilíndrico para potencias medianas y de tipo galleta para potencias altas. * Bobina rectangular. Se instala sobre un núcleo de sección rectangular, es económica y puede utilizarse en transformadores trifásicos con potencias limitadas hasta 5MVA y tensiones de hasta 69kV. * Bobina cilíndrica. Está formada por una serie de discos con separaciones de cartón aislante para permitir el flujo de aceite; los discos son instalados sobre un tubo de material aislante y cada uno de estos consta de varias vueltas devanadas el espiral. Son utilizados en transformadores de potencias medianas 10MVA y 15kV. * Bobina tipo galleta. El primario y el secundario se devanan en forma de galletas rectangulares, colocando las bobinas primarias y secundarias en forma alternada. Son utilizadas en transformadores de tipo acorazado, para altas potencias y altas tensiones (230 o 240kV). (Op. Cit. Págs 41-43)
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* Devanado continúo tipo disco. Tiene similitud con respecto a la bobina cilíndrica. Se inicia a partir de un disco que se devana en espiral desde el tubo aislante hacia afuera. La vuelta exterior del disco se conecta con la exterior del disco siguiente, y en éste el devanado espiral se desarrolla ahora desde afuera hacia adentro, continuando así sucesivamente hasta terminar la bobina. Estos discos se separan entre si por medio de espaciadores de cartón prensado. El embobinado de este tipo se utiliza en transformadores con potencias de hasta 40MVA y para tensiones entre 15 y 69kV. Para la construcción de bobinas existen especificaciones particulares de cada usuario imponiendo criterios variados, dentro de los cuales podemos tener: forma de la sección del conductor en los devanados de alta y baja tensión, tipo de aislamiento para soportar altas temperaturas, aplicación de compuestos aislantes a las bobinas, etc. Cambiador de derivaciones. Es el mecanismo encargado de regular la tensión de la energía que fluye de un transformador. Su operación puede ser automática o manual, dependiendo de la capacidad del equipo este puede ser instalado en el lado de alta o de baja tensión del apar ato. Bastidor. Está formado por un conjunto de elementos estructurales que rodean el núcleo y las bobinas, su función es soportar los esfuerzos mecánicos y electromagnéticos desarrollados durante la operación del transformador. 3.3.2 Parte pasiva. Consiste en el tanque donde se aloja la parte activa; se utiliza en los transformadores cuya parte activa va sumergida en líquidos. El tanque debe ser hermético, soportar el vacío absoluto sin presenciar deformación permanente, proteger eléctrica y mecánicamente el transformador, ofrecer
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puntos de apoyo par el transporte y la carga del mismo, soportar los enfriadores, bombas de aire, ventiladores y accesorios especiales. La base del tanque debe ser lo suficientemente reforzada para soportar las maniobras de levantamiento durante la carga o descarga del mismo. El tanque y los radiadores de un transformador deben tener un área suficiente para disipar las pérdidas de energía desarrolladas dentro del transformador, sin que su elevación de temperatura pase de 55º o más, dependiendo de la clase térmica de aislamiento especificado. (Martin, 1987) A medida que la potencia de diseño de un transformador se hace crecer, el tanque y los radiadores no alcanzar a disipar el calor generado por sí solos, por lo que en diseño de unidades de alta potencia se hace necesario adicionar enfriadores, a través de los cuales se hace circular aceite forzado por bombas, y se sopla aire sobre los enfriadores por medio de ventiladores. A este tipo de eliminación térmica se le denomina enfriamiento forzado. De acuerdo con el tipo de enfriamiento de los transformadores, su clasificación es la siguiente: N
Clase 0A. Enfriamiento por aire. Circulación natural.
N
Clase 0W. Enfriamiento por agua a través de un serpentín.
N
Clase F0A. Enfriamiento por aceite y aire forzados.
3.3.3 Accesorios. Se le denomina como accesorios del transformador al conjunto de partes y dispositivos que ayudan en su operación y facilitan las labores de mantenimiento. (Op. Cit. Págs 41-43)
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3.4
Elementos componentes de un transformador
Tanque conservador. Es un tanque extra colocado sobre el tanque principal del transformador, cuya función es absorber la expansión de aceite debido a los cambios de temperatura, provocados por los incrementos de carga. El tanque se mantiene lleno de aceite aproximadamente hasta la mitad. En caso de una elevación de temperatura, el nivel de aceite se eleva comprimiendo el gas contenido en la mitad superior si el tanque es sellado, o expulsando el gas hacia la atmósfera si el tanque tiene respiración. La tubería entre los dos tanques debe permitir el flujo adecuado de aceite. En el conservador no debe permanecer el aceite en contacto con el aire. Por un lado, porque al estar vaciado el nivel de aceite, el aire que penetra tiene humedad que se condensa en las paredes y escurre hacia adentro del transformador, y por otro lado, porque el aceite en contacto con el aire se oxida y pierde características dieléctricas. Para evitar lo anterior se utilizan diferentes métodos de protección; uno es por medio de una lámina de neopreno que se mueve simultáneamente con la variación del nivel de aceite y evita el contacto aire – aceite, y otro es llenar la parte superior del conservador con nitrógeno seco y sellar el tanque conservador. Boquillas. Son los aisladores terminales de las bobinas de alta y baja tensión que se utilizan para atravesar el tanque o la tapa del transformador. Tablero. Es un gabinete dentro del cual se encuentran los controles y protecciones de los motores correspondientes a las bombas de aceite, de los ventiladores, de la calefacción del tablero, del cambiador de derivaciones bajo carga, etc.
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Válvulas. Es un conjunto de dispositivos que se utilizan para e l llenado, vaciado, mantenimiento y muestreo de aceite del transformador. Conectores de tierra. Son piezas de cobre soldadas al tanque, donde se conecta el transformador a la red de tierra. Placa de características. Es una lámina que se instala en un lugar visible del transformador y en ella se graban los datos más importantes como son potencia, tensión, por ciento de impedancia, número de serie, diagramas vectorial y de conexiones, número de fases, frecuencia, elevación de temperatura, por ciento de variación de tensión en los diferentes pasos del cambiador de derivaciones, peso y año de fabricación. (Martin, 1987) 3.5 Pruebas a equipos de alta tensión La ejecución de pruebas dependerá del equipo de que se trate y las funciones que realiza, generalmente los equipos nuevos han sido aprobados para su correcto desempeño por medio de exámenes de fábrica. La elaboración de pruebas de campo a equipos en servicio será realizada por personal especializado en base a un protocolo previamente establecido y aprobado que contenga especificaciones del equipo, equipo de protección permitido, inspecciones más relevantes y muestreo de resultados obtenidos en base a los exámenes efectuados. Dentro de las pruebas que se realizan a este tipo de equipos para verificar su estado actual de operación op eración se tienen las siguientes: 3.5.1 Resistencia de aislamiento. aislamiento. Esta prueba permite determinar el estado que guardan los aislamientos eléctricos de un aparato, de tal manera que pueda soportar conforme a las normas, las tensiones nominales de prueba. Dicha resistencia viene dada por el valor en megohms que presenta un aislamiento, al
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aplicarle una fuente de tensión de corriente directa, durante un tiempo determinado, que produce una corriente de fuga en el aislamiento. Dicha corriente se puede considerar formada por cuatro componentes: corriente capacitiva. Un aislamiento no es es otra cosa que el el dieléctrico de un capacitor, al aplicar una tensión de corriente directa aparece la corriente de carga del capacitor, que a partir de un valor elevado disminuye exponencialmente, exponencialmente, hasta llegar a un valor despreciable al cabo de unos unos 15seg, lo cual se produce en la aparición de una baja resistencia de aislamiento durante el inicio de la prueba, (Martin, 1987, págs. 480 - 490) 3.5.2 Corriente de absorción dieléctrica. Es la corriente complementaria complementaria de la anterior, que fluye debido a la baja resistencia inicial del aislamiento. Esta corriente, cuya velocidad de crecimiento es mucho menor, tarda un tiempo que puede variara de varios minutos a varias horas, para llegar a un valor cercano a cero. 3.5.3 Corriente de conducción. Es la corriente que atraviesa un aislamiento, alcanzando un valor que es prácticamente constante. 3.5.4 Corriente de fuga. Se denomina con este nombre, a la corriente muy pequeña que influye sobre la superficie del aislamiento. Esta corriente también tiene un valor constante, y unida a la del caso anterior, muestra las condiciones de calidad de un aislamiento. 3.5.5 Curva de absorción dieléctrica. Es la curva que se obtiene al al graficar los valores de la resistencia de aislamiento contra el tiempo. Esta curva presenta al principio un valor pequeño de resistencia que aumenta progresivamente hasta estabilizarse en un tiempo determinado. La pendiente de la curva proporciona el grado relativo de humedad o contaminación de aislamiento a islamiento de que se trate. Si la curva es de baja pendiente y tarda unos un os dos minutos en estabilizar indica que el
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aislamiento está en malas condiciones. Para efectuar la prueba de absorción se utiliza un aparato llamado Megger. Durante la prueba se toman las lecturas del aparato cada 15 segundos, durante el primer minuto, y a continuación se toman lecturas cada minuto, minuto, hasta que estabilicen los datos datos del aparato. El instrumento utilizado para medir la resistencia de aislamiento en los equipos de alta tensión se llama Megger, este equipo es un generador de corriente directa con escala de lectura graduada en Megaohms (MOHMS), el cual mide los miliamperes (mA) que circulan por el aislamiento al aplicarse la tensión de corriente directa del generador del propio aparato. Las mediciones mediciones se hacen hacen con respecto a la secuencia siguiente: AT VS BT+ BT+ T………………Alt T………………Alta tensión contra baja tensión más tierra BT VS AT+ T………………Baja tensión contra alta tensión más tierra
AT – BT…………………….Alta tensión contra baja tensión 3.5.6 Conexiones para pruebas pruebas con Megger. Figura 3.3. Devanado de alto voltaje vs devanado de bajo voltaje (H - X)
Figura 3.4. Devanado de alto voltaje vs de vanado de bajo voltaje más tierra (H – X + T)
Figura 3.5. Devanado de bajo voltaje vs d evanado de alto voltaje más tierra (X – H + T)
Fuente de imagen. Propia, diseño en AutoCad 2011
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3.6
Factor de potencia de los aislamientos
La realización de esta prueba permite indicarnos la calidad de un aislamiento, incluyendo, detección de humedad y contaminantes en el sistema; como lo que se mide es una relación de pérdidas, el factor de potencia es independiente de la cantidad de aislamiento bajo prueba. En esta prueba el aislamiento es sometido a una tensión de corriente alterna, esta se mide aplicando una tensión al aislamiento y midiendo la corriente A y la potencia “W” de pérdida, a su vez provoca el calentamiento del aislamiento que
lo va degradando. Durante la prueba el equipo mide el factor de potencia en base a la siguiente expresión:
mW = Potencia de pérdidas (miliwatts) MVA= Potencia de carga en (milivoltamperes) En todo equipo eléctrico que contenga aceite aislante en su interior se debe conocer el factor de potencia, tal es el caso de dispositivos como los transformadores de distribución y potencial. 3.7
Pruebas adicionales
3.7.1 Aceite aislante. Realización de diferentes ensayos, como rigidez dieléctrica del aceite, inspección de composición para descartar existencia de BPC´s (Bifénilos Polyclorados - ascareles-), acidez entre otras. En el Instituto se realizó esta prueba en 2010 a cada transformador, obteniendo aceite libre de ascareles.
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3.7.2 Inspección del alambrado de control. Se comprueba la continuidad y la operación de los circuitos de control, protección, medición, señalización, sistema de enfriamiento, cambiador de derivaciones y transformadores de instrumentos. 3.7.3 Relación de transformación. Esta prueba se efectúa para determinar que las bobinas han sido fabricadas, de acuerdo con el diseño y con el número de vueltas exacto. Y en equipos ya instalados sirve para verificar que no existen problemas en las bobinas del transformador. 3.7.4 Perdidas en el hierro y por ciento de corriente de excitación. Estos valores se indican en las especificaciones de acuerdo con sus valores máximos permitidos, denominados valores garantizados. 3.7.5 Potencial aplicado. Sirve para comprobar el aislamiento de los devanados con respecto a tierra. Consiste en juntar por un lado todas la terminales del devanado que se va aprobar y, por otro lado, se conectan entre si todas las terminales de los otros devanados y estas a su vez se conectan a tierra. 3.7.6 Potencial inducido. Sirve para comprobar el aislamiento entre espiras y entre secciones de los devanados. Consiste en inducir una tensión doble de la nominal durante un minuto entre las terminales de un devanado, y una frecuencia al doble de la nominal, para que no se sature el núcleo. 3.7.7 Temperatura. Estas pruebas se efectúan a una unidad de cada lote; se desarrollan conectando el cambiador de derivaciones en posición de pérdidas máximas y trabajando el sistema de enfriamiento correspondiente a plena capacidad.
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3.7.8 Impulso. Es una prueba de tipo opcional; simula las condiciones producidas por la descarga de un rayo y consiste en aplicar sucesivamente al aislamiento de un transformador una onda de impulso completa a tensión reducida, dos ondas de impulso cortadas en la cola y una onda de impulso completa a tensión plena. (Martin, 1987, págs. 46 - 47) 3.8
Diagramas Unifilares
El diagrama unifilar de una subestación eléctrica es el resultado de conectar en forma simbólica y a través de un solo hilo todo el equipo mayor que forma parte de la instalación, considerando la secuencia de operación de cada uno de los circuitos que la componen. En este diagrama se incluyen las partes más importantes del sistema además de ciertas especificaciones técnicas referentes a niveles de voltaje, corriente y potencia; se muestran también las conexiones entre dispositivos componentes de un circuito eléctrico o de un sistema de circuitos representados mediante símbolos. El diagrama que se adopte determina en gran parte el costo de la instalación, por lo anterior, los criterios que se utilizan para seleccionar el diagrama unifilar más adecuado y económico de una instalación son los siguientes: a) Continuidad del servicio b) Versatilidad de operación c) Facilidad de mantenimiento de los equipos d) Cantidad y costo del equipo eléctrico 3.8.1 Representación de diagrama unifilar El diseño de una instalación eléctrica tiene su origen en el diagrama unifilar correspondiente, que resulta del estudio de las necesidades de carga de la zona en el presente y con proyección a un futuro de mediano plazo.
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En la realización de un mismo diagrama de conexiones se pueden adoptar diferentes disposiciones constructivas, las cuales representan variaciones de la superficie ocupada, en función del tipo de barras, estructuras, complejidad de la instalación y aspecto mismo, factores que intervienen finalmente en el costo total de la subestación. A continuación se tiene la representación del diagrama unifilar de la subestación principal del Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares, representando acometidas, sistema de transferencia en caso de falla en acometida preferente, buses de 23KVA y 6KVA respectivamente, los circuitos derivados que abastecen de energía eléctrica a las áreas del instituto entre otros elementos que complementan el diagrama mismo.
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Figura 3.6. Diagrama unifilar ININ
o d e r f l A z e u q z á V i a s I ó z i l a u t c a , N I N I , s a r b O y o t n e i m i n e t n a M e d o t n e m a t r a p e D . n e g a m i e d e t n e u F
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3.9
Equipo y herramientas para ejecutar trabajos con seguridad.
Se recomienda que cuando los trabajadores requieran introducir alguna parte de su cuerpo, herramientas o materiales a partes vivas de 600 a 15000 Volts entre conductores usen medios de protección adecuados tales como guantes, mangas y cubiertas de hule; herramientas aisladas, dispositivos para prueba y conexión a tierra, canastillas o plataformas aisladas. La inspección de este equipo debe realizarse de manera periódica para conservarse en condiciones óptimas. El equipo mencionado con anterioridad debe dar un amplio margen de seguridad de tal forma que al usarse, el cuerpo del trabajador quede fuera de la zona de riesgo. Se describe a continuación parte del equipo de protección ante trabajos eléctricos. (Duchanan, Operación y Mantenimiento de Subestaciones Eléctricas Industriales, 1986) * Pértiga neón. Se utiliza para verificar la ausencia de tensión en líneas, terminales, interruptores etc. Figura 3.7. Operador con pértiga neón
Fuente de imagen. OSHA- Occupational Safety & Health Administration
* Casco de protección. Se utiliza como protección tanto en choques mecánicos como eléctricos a los que está expuesta la cabeza del personal al momento de realizar maniobras de montaje,
conexión o mantenimiento de circuitos
eléctricos de alta tensión. Debe ser de material aislante (casco tipo E), antes de usarlo se verifica que el casco no esté fracturado o astillado. Figura 3.8. Casco de protección
Fuente de imagen. Paritarios, El portal de la seguridad 51
* Guantes dieléctricos. Son utilizados como protección aislante al trabajar en alta tensión. Para tensiones de más de 15000Volts, debe especificarse el voltaje al cual se van a utilizar. Figura 3.9. Guantes aislantes
Fuente de imagen. OSHA- Occupational Safety & Health Administration
* Tapete de hule. Se utiliza como medio aislante para el personal que revisa y ejecuta maniobras en el equipo de alta tensión. Figura 3.10. Tapete de hule sobre tarima
Fuente de imagen. Propia
* Pértiga de maniobra. Se utiliza para realizar manualmente la apertura y cierre de cortocircuitos fusibles. Son construidas con bronce y madera aislante barnizada.
Figura 3.11. Operador con pértiga de maniobra
Fuente de imagen. OSHA- Occupational Safety & Health Administration
* Botas. Utilizadas para aislar a los operarios del contacto con tierra y son elaboradas de caucho de buena calidad y sin casquillo metálico. Figura 3.12. Zapatos y botas de seguridad dieléctricos.
Fuente de imagen. Paritarios, El portal de la seguridad 52
* Arnés de seguridad. Se utiliza cuando hay que subir a postes o estructuras para reparación o mantenimiento. Se componen de un soporte para herramientas y dos anillos para enganchar la bandola. Figura 3.13. Arnés de seguridad
Fuente de imagen. Paritarios, El portal de la seguridad
* Bandola. Cinta de seguridad que permite al operario sujetarse a un poste o estructura elevada. Figura 3.14. Bandola 1.5mts
Fuente de imagen. Paritarios, El portal de la seguridad
* Lentes de seguridad. Utilizados para reducir el riesgo de exposición ocular ante la proyección de objetos o partículas provenientes del ambiente de trabajo. Figura 3.15. Lentes de seguridad
Fuente de imagen. Paritarios, El portal de la seguridad
53
CAPÍTULO IV DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES DE ESTADÍA
54
4.1
Gráfica de Gantt 1 0 - 8 2
E D E L L A V L E D A C I A G C U L L O O N T C E T D A D I S R E V I N U
5 2 - 0 2
O 1 - 4 1 Y 8 A M 1 1 - 7 0
4 0 - 0 3
7 2 - 3 2
0 2 - 6 1 L I R B 1 - 9 0 A 3
6 0 - 2 0
0 3 - 6 2
S E S E M
L A I S R A T D S A U Z D I N . L I T A T E O N R T A S N E G E I M E D I D A N D E A I C I V T I F T N Á C A R A M G E E D D N N A Ó I L S P I V I D
3 2 - 9 1
O Z 6 1 - 2 1 R A M 9 0 - 5 0
a i p o r P . a l b a t e d e t n e u F
2 0 - 7 2
4 2 - 0 2
1 - 3 1 O 7 R E R B 0 1 - 6 0 E F
3 0 - 0 3
7 2 - 3 2
S E R A E L C U N S E N O I C A G I T S E V N I E D L A N O I C A N O T U T I T S N I
O 2 - 6 1 R 0 E N E 3 1 - 0 1 R / P
S E D A D I V I T C A E D N Ó I C A C I F I N A L P
P R P R P R P R P R P R P R P R P R P
. o v i t i r t s i n i m d a y o c i n c é t l a n o s r e p e d n ó i c a n g i s a , n ó i c a t n e s e r P . 1
n ó i c a t s e b u s e d o t n e i m i c o n o c e r , o i d u t . s s e o e d a d i v s r a e d m s e o t t e i d u c r n i c ó i y l c c a e p l i E c n . i r 2 p
) c t e s e l a u n a m , t e n r e t n i , s o r b i l ( a í f a r g o i l b i b n e l a i c i n i n ó i c a g i t s e v n I . 3
e d E s E a U m N e O t s C i s e d e a d í g o r t e n n e i e m e i n d e o t r n r o a h m a n e e d o a c m i a n r c g é t o r l p a a n o e s s r a e b p n a e n o i y ó o c p a n A i m . l u 4 i
e d s e t n a r g e t n i s e t n e n o p m o c e d n ó i c l p a i p r i c s c n e i d r p y a c r o i t t n c é e l i m e n a ó t n i c a a v t e s L e b . u 5 s
55
n e y ó d s i c s a a o t n m n s a m l a e e b p G a c u e i r s d e t c e d n l é d ó e e i o c t n n t a e ó n z u i i e i l f c a t a i m e n r e s n e t e , N s b . I u n a s a s N n I i o l u e m d a q d n a r r e i v e á l a r n m i f o e e i c d g e n i u n s d o c o n a a t i é t u a s m l l c p a a r r i c g a n c e a o y d t o i s l d r a n n u e e i p ó j i d p c c n o n a i n a c ó z r i i l , c o p a r y a a o u o z t d l c i i p c r t A e a u A c m t é . o c . l 6 c a 7 e
y l a u s n e m n ó i c c e p s n i a r a p . l s a o i p t a c n m i r r o p f , a c a t i r s t c e é u l p e o r n ó p i e c a d t s o e l l b o u r r s a e s d e l D a u . n 8 a
a r u t c u r t s e a r f n i a o c i . s o á i b i c v o r t n e e s i e m d i n y e t s n a v a i m t a r e t s d i n s i a m e r d a a t s e a e d r á n ó i e c d u c a c e i j r E t c é . l 9 e
R P R P R P R P R
e e d d s a s b e e r o u r d p a e m d r o n f s ó i n c a r a t z i l a a e r e a t l n e l a t s n i a a r u d e t o i c e i n c c a é t l n a e n o a s c r i r . e t p c s é e a l n e o i o y d i c o a p z t A e s e d b . i 0 i g u 1 r s
n ó i c a t s e b u s e d . s l e a l u a n u a t c t o a n e s i e m n i o n i e c t i d n n a o m c l e e o d i d l l u a c r e n n o e c g z e n v ó a i n s i u v e a c R i r t c . é 1 l 1 e
n ó i c a t s e b u s e d o t n e i m i n e t n a m e d s a p a t e s a l e d n V ó k i c 3 p 2 i r n c e s a e i r D a . m 2 i r 1 p
n o r t e d n a T r o d a r e l e c A e d a e r á n e s a c i s í f s a r r e i t e d . o n r ó t i c e i m d ó e r r M e t . n 3 o 1 c
. a í d a t s e e d l a n i f o j a b a r t e d s e t r o p e r s o l e d n ó i c a r o b a l E . 3 1
4.2
Importancia del mantenimiento en subestaciones eléctricas
En el Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares como en industrias de diferente índole la continuidad del servicio eléctrico es indispensable para el desarrollo de las diferentes actividades que aquí se desarrollan llámese funcionamiento de los equipos, sistema de iluminación, alarmas etc, por tal motivo la aplicación de un programa eficiente de mantenimiento preventivo de las subestaciones eléctricas debe ser desarrollado de la manera más completa posible abarcando desde el equipo de protección personal que el personal debe portar ante la ejecución de trabajos eléctricos, hasta la misma capacitación del personal,
si es que son requeridas de igual forma técnicas aplicables de
mantenimiento predictivo en los equipos inspeccionados durante su revisión, el seguimiento de un protocolo de actividades previamente estudiadas y aplicadas en su momento, dará como resultado un suministro de energía constante, reducción de tiempos muertos a causa de errores del sistema eléctrico y disminución de costos por mantenimiento correctivo de equipos de abastecimiento. El concepto
mismo de mantenimiento
actividades que tienen como
preventivo implica a
objetivos principales
aquellas
proporcionar atención,
servicio y corrección a los equipos productivos de la estación de trabajo. Para este caso el conjunto de actividades planificadas en diferentes propuestas de inspección mensual y anual de la subestación eléctrica principal y afines son destinadas a verificar que los diversos componentes de la subestación estén en condiciones de ejecutar correctamente su cometido. De otro modo si las inspecciones siguen siendo omitidas, y no se presentan propuestas de mejora para los equipos instalados no se descarta la posibilidad de presentar fallas que perturben la operación habitual de la instalación.
56
La aplicación de un buen servicio de mantenimiento exige la revisión periódica de los componentes que conforman el equipo. Dado que la mayor parte de las inspecciones y pruebas realizadas al equipo son realizadas con intervalos de tiempo muy extensos se debe considerar el empleo de técnicas y equipos que ayuden a simplificar las tareas de mantenimiento comunes, logrando así cumplir con las funciones básicas de sustento y vida útil de los activos de la institución. En este sentido, resulta muy útil que el equipo incorpore algunos aspectos básicos de señalización para enfocar una mayor atención a aquellos elementos que requieren una inspección más minuciosa e implican una relevancia mayor en el funcionamiento de la subestación eléctrica, la utilización de este método resulta también muy benéfica para la localización rápida y efectiva de averías. La confiabilidad de toda subestación no debe depender en mayor o menor grado de eficiencia en trabajos de mantenimiento; los errores humanos son un factor importante durante el proceso de manutención del equipo con lo cual está por demás decir que cada componente debe encontrarse en óptimas condiciones de servicio asegurando que el sistema mismo presente el menor número de fallas posible durante su periodo de utilidad. Figura 4.1. Subestación eléctrica principal ININ
Fuente de imagen. Propia
57
Para efectos de realización de este trabajo se muestra a continuación una tabla que contiene las subestaciones eléctricas del Instituto. Tabla 4 - 1. Sistemas de suministro eléctrico ININ
Ítem
Subestaciones ININ
Capacidades de transformadores
Lts de aceite
1
Subestación receptora
23KV. 2.5 MVA
3570
2
Subestación receptora
6KV. 45 KVA
120
3
Subestación derivada. Bombas
150 KVA
320
4
Subestación derivada. Agua pesada
250 KVA
305
5
Subestación derivada. Reactor
750KVA
1070
6
Subestación derivada. Acelerador
600KVA
1260
7
Subestación derivada. Bibliotec a
300KVA
670
8
Subestación derivada. Auditorio
159KVA
380
9
Subestación derivada. Fuente de Gammas
750KVA
1400
10
Subestación derivada. Comedor
150KVA
324
11
Subest ación derivada. Met rología
150KVA
375
12
Subestación derivada. Talleres generales
1000KVA
950
13
Subestación derivada. Enlace mantenimiento y sindicato
*
*
14
Subest ación de rivada. Sindicat o
* 45KV A
*150
15
Subestación derivada. Combustibles
600KVA
1260
16
Subestación derivada. Mantenimiento
* 300KVA
*681
Fuente de tabla. Departamento de Mantenimiento y Obras, ININ
La subestación principal ha sido clasificada como subestación compacta de tipo intemperie, el suministro eléctrico es realizado por Comisión Federal de Electricidad (CFE), el cual alberga dos acometidas en el sistema: preferente y emergente (23 KV) así como un sistema transfer en caso de falla de energía en la primer acometida. La acometida preferente se encarga del abastecimiento continuo de energía a la subestación principal; si en un momento dado este servicio llega a quedar inactivo en consecuencia entrará el sistema de transferencia de manera inmediata para dar paso al funcionamiento de la acometida emergente, siendo así, el suministro de energía se mantiene constante en la subestación.
58
El equipo primario está compuesto por unidad de alta tensión (23KV) unidad de transformación y unidad de baja tensión (6KV), se tiene en existencia también un transformador auxiliar de 6000 a 220Volts y un banco de capacitores para corrección del factor de potencia. Debido a que la acometida eléctrica tanto del preferente como del emergente son del tipo aéreas y la subestación eléctrica principal se encuentra ubicada en un área boscosa tenemos existencia de flora y fauna capaz de provocar alguna falla en la instalación, aunado a la presencia de fenómenos atmosféricos, existe la posibilidad de que el suministro eléctrico se interrumpa. De igual forma, las acometidas que se tienen (preferente y emergente) están en riesgo latente de sufrir una desconexión por la caída de ramas en las líneas de alta tensión por tal motivo se pretende realizar un reconocimiento general del área con un protocolo aprobado y establecido. Las actividades de mayor relevancia para la manutención del equipo al menos de manera mensual son: verificar el área por existencia de plagas, maleza o materiales ajenos a la subestación, verificación del estado actual de los transformadores inspeccionando soldaduras, instrumentos de medición, válvulas, condiciones de apartarrayos, cuchillas para libranza de acometida, estado de banco de capacitores, conexiones a tierra fijas y en buen estado por mencionar solo algunas, puesto que un mantenimiento mayor implica utilización de equipos más sofisticados, empleo de un gran número de trabajadores e instructivos de trabajo adecuados para la inspección. Figura 4.2. Acometida preferente
Figura 4.3. Acometida emergente
Figura 4.4. Banco de capacitores
Fuente, conjunto de imágenes. Propia 59
Figura 4.5. Sección de alojamiento para Transfer (CFE)
4.3
Requerimientos de mantenimiento en equipos productivos
Planeación del diagnóstico Entiéndase que en esta etapa nos referimos a la determinación y preparación de todas aquellas actividades e instrumentos requeridos antes de iniciar las labores de mantenimiento, para tal caso se hará una revisión general de las especificaciones técnicas de la subestación eléctrica, los aspectos que más destacan corresponden a diseño del equipo, inspección de los componentes que la integran y condiciones reales de operación del equipo. El proceso de planeación involucra diferentes funciones, entre los principales elementos se requiere de la utilización de bitácoras, órdenes de trabajo, recopilación de los diagramas unifilares necesarios, establecer tiempos de inicio y conclusión de los trabajos para programas las actividades de tal forma que se concluyan satisfactoriamente. El
procedimiento de planeación eficaz del
mantenimiento de una subestación eléctrica incluye los siguientes pasos:
o
Determinar plan de trabajo a seguir, comprendiendo actividades,
instrumentos y herramientas a utilizar. o
Estudiar Diagrama unifilar para conocer al detalle los diferentes circuitos
y áreas que alimenta. o
Realice priorización de actividades.
o
Verifique procedimientos y equipo de seguridad a utilizar.
o
Establecer las cuadrillas de trabajo para cada una de las actividades
presentes. o
Revisar tareas pendientes y desarrollar planes para su control.
La realización de mantenimiento preventivo nos ayuda en la detección de fallas de manera temprana en nuestros equipos productivos, técnicas y normas aplicables son implementadas de acuerdo al nivel de exigencia de las actividades a desarrollar.
60
• Interpretación del programa de mantenimiento.
Una vez desarrollado el programa previo de mantenimiento a los equipos en conjunto con las actividades a realizar como son lubricación, calibración, inspección y monitoreo, éstas deben ser llevadas a cabo de manera periódica para asegurar que los sistemas de trabajo, instalaciones e infraestructura desempeñen sus labores de la mejor manera posible. La característica principal del mantenimiento preventivo en todo activo o instalación es la de inspeccionar los equipos, detectar las fallas en su fase inicial, y corregirlas en el momento oportuno. Con un buen mantenimiento preventivo, se obtiene experiencias en la determinación de causas de las fallas repetitivas o del tiempo de operación seguro de un equipo, así como a definir puntos débiles de instalaciones, máquinas, etc. • Normas de mantenimiento
Todo proceso de mantenimiento preventivo debe regirse por una secuencia lógica de pasos, los cuales permitirán llevar a cabo un mantenimiento preventivo eficaz y eficiente. Tales pasos son los siguientes: - Inventario técnico, con manuales, planos, características de cada e quipo. - Procedimientos técnicos, listados de trabajos a efectuar periódicamente, - Control de frecuencias, indicación exacta de la fecha a efectuar el trabajo. - Registro de reparaciones, repuestos y costos que ayuden a planificar. El proceso de manutención de sistemas implica verificar las indicaciones proporcionadas por el o los fabricantes de los diversos equipos que componen la subestación. Este tipo de información es extremadamente útil, puesto que suele contener los mejores métodos y procedimientos de mantenimiento específicos para cada equipo, puesto que es el propio fabricante el que los especifica.
61
• Medidas de seguridad.
El proteger a los trabajadores de inesperadas, imprevistas puestas en marcha y arranques o re-energización de un equipo, circuitos, o áreas afines del mismo, mientras se están efectuando labores de mantenimiento. La protección de los trabajadores contra la exposición a componentes eléctricos energizados, incluye la distribución eléctrica subterránea, aérea, sistemas, equipos, circuitos y partes componentes aledaños de la maquinaria. El uso de equipos diseñados para producir, conducir y distribuir la energía eléctrica implica la existencia de riesgos inherentes a la naturaleza del fenómeno eléctrico. Aunque tales equipos son susceptibles de sufrir fallas y descomposturas, estos riesgos adquieren signos de gravedad cuando representan daños a la integridad de las personas encargadas de la operación y mantenimiento de la subestación. Lesiones por la provocación de un arco eléctrico N
Descarga eléctrica.
Generación de un cortocircuito a través del aire. Tiene la característica de intensificar su manifestación si no se controla o limita su expansión por medio del cierre de la fuente de energía, normalmente es provocado por presencia de polvo, impurezas, corrosión condensación, fauna entre otros factores. Una vez presente, la descarga generada causa una expansión explosiva de aire y metales. La electrocución continúa siendo la cuarta causa principal de muertes industriales. (OSHA) N
Quemaduras graves.
Provocadas por el contacto directo de elementos energizados, o en algunas ocasiones de manera indirecta como es el caso de los metales derretidos que golpean el cuerpo durante el proceso de generación del arco eléctrico y propagación de onda expansiva. 62
N
Ruptura de tímpanos.
Daño resultante de la onda sonora inducida por el arco eléctrico, omitiendo el uso de protectores auditivos, que reduzcan significativamente el umbral de dolor (145 decibeles a 2 pies de distancia). N
Pérdida de la visión .
Ocasionada por falta de protección ocular (lentes, careta facial). Consecuencia del destello de luz provocado por la generación de un arco eléctrico. N
Fibrilación ventricular
(Anormalidad en el ritmo cardiaco) Es provocada por el tránsito de una corriente alterna a través del cuerpo. La duración del flujo de corriente a través del cuerpo es directamente proporcional a la magnitud de la lesión porque una exposición más prolongada daña tejidos y permite el flujo de corriente interna. El paso de corriente a través del cerebro, tanto en circuitos de bajo como de alto voltaje produce inconsciencia instantáneamente, si el tiempo de contacto llega a extenderse por periodos en minutos, se produce daño cerebral e interferencia de la actividad respiratoria. (Op. Cit. Págs. 6-21, 35-38) Factores de severidad
Potencia – Cantidad de energía liberada durante la excitación del arco
eléctrico.
La Distancia – Proximidad del trabajador a la formación del arco
Tiempo – Duración de la exposición al arco generado Figura 4.6. Generación de un arco eléctrico
Fuente de imagen. OSHA- Occupational Safety & Health Administration 63
4.4
Apostilla
En seguida en base a los planteamientos previamente expuestos en este escrito se describe la relevancia que tienen cierto tipo de actividades, lo aquí planteado se enfoca básicamente en la implementación de diferentes acciones enfocadas a preservar la integridad de equipos tanto primarios como secundarios para el suministro constante de energía eléctrica; en el Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares, el requerimiento de actividades que constaten de manera periódica la correcta operatividad de los sistemas en servicio, ha dado pauta propia al desarrollo de rutinas de inspección tanto de manera mensual como anual, dichas revisiones se orientan específicamente en la subestación eléctrica principal. Las rutinas de inspección anteriormente solo se desarrollaban una vez que el equipo requería de su mantenimiento anual para este caso en los anexos posteriores se dará evidencia de un reporte de realización de mantenimiento de la subestación eléctrica realizado por la empresa contratista Proyelec Ingeniería, mientras que actualmente se ha realizado la introducción de archivos funcionales para una inspección mensual los cuales ofrecen un panorama general de las condiciones operativas del equipo en cuestión. Con el cumplimiento de cada uno de los puntos especificados en los documentos se identifican las amenazas posibles que se presenten mientras el equipo se encuentre en servicio, sirviendo como base para coordinar y programar actividades de mantenimiento próximas, definir equipo a utilizar y verificar la disponibilidad del personal que desarrollará las labores planificadas. Dado que la calidad del servicio eléctrico del instituto depende en gran medida del estado y condiciones en las que se encuentre el equipo, no podemos limitar las tareas de inspección hasta que uno o varios componentes se hallen estropeados por falta de mantenimiento planificado o errores de reparación
64
durante mantenimiento correctivo. Si bien las actividades expuestas en los documentos se limitan a acciones de inspección rutinaria y aspectos más relevantes del equipo, no por ello van a dejar de ser importantes durante la revisión de los puntos más críticos, de cierto modo estos aspectos nos sirven como evidencia ante la detección de desperfectos exiguos; su documentación, revisión y posterior reparación da paso a la reducción de intervenciones mayores en los sistemas por mantenimiento correctivo, en consecuencia se reducen tanto costos como tiempos muertos por paros imprevistos del equipo. Asimismo el plasmar la realización de actividades durante el mantenimiento anual de la subestación eléctrica en un nuevo formato de inspección incluye las acciones más sobresalientes desde el inicio del trabajo hasta su conclusión misma. Dentro de estas operaciones tenemos las básicas como son: bloqueos permisibles durante el corte de suministro eléctrico para evitar que los sistemas sean energizados durante su mantenimiento, limpieza, lubricación, inspección general del equipo, revisión de puntos críticos, descripción del estado actual de los componentes, pruebas realizadas a transformadores, sistemas de tierra y de operatividad de los elementos mecánicos internos que co mponen la unidad. Figura 4.7. Subestación receptora 23KV, ININ
Figura 4.8. Subestación receptora 6KV, ININ
Figura 4.9. Unidad de transformación 23KV – 6KV
Fuente, conjunto de imágenes. Propia 65
4.5
Canalización de conductores eléctricos
El proceso de distribución de energía eléctrica desde el sistema de suministro principal no sería posible de no contar con los medios adecuados para su canalización adecuada. Desde el conjunto generador principal hasta las diferentes localidades de recepción (industrias, comunidades entre otras) la energía puede ser transmitida vía aérea o subterr ánea. Las subestación eléctrica principal del ININ se mantiene energizada por medio de las acometidas mencionadas al principio de este capítulo su alimentación principal es realizada vía aérea, para después dirigirse al sistema primario de distribución por medio de ductos subterráneos; es en este equipo donde se transmite la energía eléctrica a cada uno de los circuitos derivados de la misma manera. A partir de este enunciado se definen los tipos de instalaciones para conductores eléctricos. 4.5.1 Tipos de instalación Conductores directamente enterrados. Los conductores se encuentran en contacto directo con el subsuelo y la tierra circundante le vale como medio para disipar el calor generado en el conductor. Figura 4.10. Canalización de conductor directamente enterrado
Fuente de imagen. Propia, elaborada en AutoCad 2011
66
Conductores en ductos subterráneos. Los conductores se encuentran en contacto directo con el aire contenido en el ducto, del mismo modo éste le sirve para disipar el calor generado en los conductores transmitiéndolo al material del ducto y éste a su vez al subsuelo. Figura 4.11. Canalización de conductor en ductos subterráneos
Fuente de imagen. Propia, diseño elaborado en AutoCad 2011
Conductores en trincheras. Las instalaciones en trincheras se realizan en dos formas: A) Directamente en el suelo de la trinchera. B) En ménsulas sobre las paredes de las trincheras colocadas a diferentes alturas.
Figura 4.12. Canalización de conductor en trincheras
Fuente de imagen. Propia, diseño elaborado en A utoCad 2011
En este arreglo los alimentadores se hallan en contacto directo con el aire, este a su vez sirviendo como medio para disipar el calor generado por los conductores instalados.
67
4.5.2 Precauciones Los tipos de instalaciones aquí expuestas tienen diferentes puntos de relevancia, se debe prestar especial atención al tender las líneas de suministro. -
En instalaciones directamente enterradas, el conductor debe tender directamente del carrete que lo contiene a la zanja donde se enterrará, cayendo por gravedad y sin tensión alguna sobre una cama de arena cernida de 10cm de espesor cubriéndolo con otra capa del mismo grosor. El resto de la excavación se rellena con el material extraído procurando retirar piedras y desechos de construcción. En caso de tener empalmes, éstos deberán ser elaborados perfectamente, al mismo tiempo deben estar localizados ya que se consideran zonas débiles en la instalación.
-
En ductos subterráneos es indispensable que se eviten los filos en las terminaciones de los conductos; esto se logra emboquillando las terminales de los mismos; también se debe suprimir la introducción de materiales o elementos extraños en la instalación (piedras, trozos de cemento) así como dar las pendientes adecuadas a los conductos para evadir el estancamiento de agua.
68
4.6
Mantenimiento preventivo de subestación eléctrica principal.
El desarrollo de diferentes tareas de mantenimiento en subestaciones eléctricas tanto primarias como secundarias tiene como fin garantizar a los usuarios el servicio continuo y eficiente de energía eléctrica, la aplicación del mantenimiento preventivo en este tipo de instalaciones proporciona datos de la condición actual del equipo en alta tensión. Como paso fundamental la planeación juega un papel importante en todo proceso de mantenimiento de quipo eléctrico, los factores a considerar son en tal caso: calificación del personal que lleva a cabo el trabajo, estado actual de herramientas e instrumentos de medición, refacciones disponibles por reemplazo de elementos dañados y tiempo de ejecución. En base a esto, las acciones a desarrollar se ejecutan cada año brindando la atención necesaria a la infraestructura eléctrica del instituto. A continuación se presentan
las
actividades realizadas
durante
el
mantenimiento de la subestación eléctrica principal en el Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares, dichos trabajos se ejecutaron durante un periodo de inactividad del instituto para evitar cortes de energía en áreas críticas. Es importante mencionar que ante fallas inesperadas se tienen presentes las plantas de emergencia instaladas en diferentes encargadas del suministro de energía si un siniestro mayor se hace presente en la subestación principal o en sus circuitos derivados, aunque el hecho de contar con dichas unidades es una ventaja, no por ello se descuidarán los equipos eléctricos primarios existentes; en dado caso el plan general de mantenimiento deberá abarcar una inspección continua de plantas de emergencia de tal forma que al desenergizar los circuitos secundarios de la subestación eléctrica principal el servicio eléctrico mantenga su constancia característica.
69
Figura 4.14. Planta de emergencia Reactor (CAS)
Figura 4.13. Subestación eléctrica principal ININ
Fuente, conjunto de imágenes. Propia,
4.6.1 Alcances del mantenimiento realizado a la subestación eléctrica principal. Para empezar las acciones preventivas de mantenimiento es necesario cumplir con un protocolo establecido de atención al sistema eléctrico, las actividades llevadas a cabo son las siguientes: 1) Trámite ante CFE para libranza (en caso de subestación eléctrica principal). 2) Limpieza interior del local, incluyendo puertas de acceso y ventilas. 3) Limpieza exterior e interior, así como pintura con esmalte anticorrosivo en gabinetes de alta y baja tensión. 4) Limpieza exterior del tanque del transformador. 5) Limpieza de aisladores, barras de alta tensión, transformadores, cuchillas de servicio, apartarrayos y del interruptor de alta tensión. 6) Apriete de conexiones en alta y baja tensión. 7) Prueba de resistencia de aislamiento a cables de alta tensión y aisladores. 8) Medición de la resistencia del sistema de tierras. 9)
Medición de la resistencia de aislamiento del transformador.
10) Pruebas de rigidez dieléctrica al aceite del transformador. 11) Filtrado y centrifugado al aceite del transformador. 12) Revisión,
reparación,
limpieza,
lubricación
y
ajuste
de
cuchillas
seccionadoras al mecanismo de alta tensión. 13) Los puntos mencionados anteriormente son esenciales para responder a la demanda misma de mantenimiento en el equipo. En seguida se tiene paso a paso la descripción de las actividades descritas. 70
4.7
Descripción de actividades
4.7.1 Libranza de sistema en alta tensión: Consideramos que al realizar la libranza de las subestaciones secundarias debemos contar con los accesorios adecuados para su desconexión, aquí utilizamos una terna de guantes especiales en este tipo de trabajos de diferentes materiales (algodón, hule y carnaza) el propósito de estos elementos se puntualiza en la siguiente descripción: Guantes de algodón: Utilizados para ofrecer seguridad y mantener las características del guante dieléctrico absorbiendo la sudoración natural de las manos.
Figura 4.15. Guantes de algodón
Fuente de imagen. Propia
Guantes dieléctricos: Permiten aislar al personal del contacto directo con líneas energizadas o durante la libranza de equipos de alta tensión. Figura 4.16. Guantes dieléctricos clase III
Fuente de imagen. Propia
Guantes de carnaza: Brindan protección adicional al personal que los porta y a los guantes de hule evitando daños por rasguños o perforaciones. Figura 4.17. Guantes de carnaza
Fuente de imagen. Propia 71
El tipo de guante utilizado será definido por medio de la tabla siguiente para su clasificación: Tabla 4 – 2. Tensión nominal de guantes para trabajos eléctricos:
Fuente de imagen. OSHA- Occupational Safety & Health Administration
Antes de dar paso a la desconexión de la acometida principal que alimenta al circuito de la subestación es necesario prestar la atención debida a los circuitos derivados de este sistema primario. Estos deben ser desconectados antes de manipular los seccionadores utilizados para su derivación, la omisión de esta acción puede ser causa de accidentes al personal implicado y al equipo en cuestión debido a la formación de arcos eléctricos al desconectar las cuchillas en alta tensión, en el caso de la desconexión de los circuitos derivados del Instituto tenemos que inhabilitar las subestaciones descritas en la tabla 2 – 1. Es importante señalar que tanto en actividades de interrupción planificada de energía de la instalación se deberá contar con el equipo de protección personal adecuado para el retiro de cargas en la subestación, en este contexto debemos contemplar el uso de casco de protección tipo E (para trabajos eléctricos) guantes de algodón, dieléctricos y de carnaza, lentes de seguridad que disminuyan el riesgo del contacto directo de materiales con los ojos, camisola y zapatos dieléctricos. Figura 4.18. Subestación eléctrica Informática
Figura 4.19. Subestación eléctrica Bombas
Figura 4.20. Subestación eléctrica Reactor (CAS)
Muestreo de algunas subestaciones que conforman parte de los circuitos secundarios a partir de la subestación principal Fuente, conjunto de imágenes. Propia 72
Para dejar fuera los circuitos secundarios de la subestación primaria habrá que manipular el interruptor general (el cual cuenta con cámara de extinción de arco) del lado de baja tensión (6KV), con esto se asegura la desconexión de los demás sistemas de distribución. La colocación de advertencias necesarias para evitar su reconexión durante las labores de mantenimiento es relevante con tal de resguardar la integridad del sistema hasta el momento de su reconexión. Figura 4.21. Interruptor general Bus 6KV
Fuente de imagen. Propia
4.7.2 Desconexión de transformador El área de circuitos de baja tensión en bus de 6KV ya se ha dejado fuera de servicio, en este momento se procede con el lado de alta tensión, por lo que se requiere dejar fuera al transformador, para librar casi por completo la subestación. La desconexión del transformador se realiza mediante la manipulación de una palanca ubicada en el tercer gabinete de la parte trasera de la subestación receptora en 23KV, después del gabinete para equipo de medición y la locación para las cuchillas de paso y prueba. Su apertura se realiza de manera firme puesto que esta palanca se encuentra demasiado rígida al momento de realizar la desconexión, en tal caso se necesita sujetar muy bien la manivela desde la parte superior, para después dirigirla hacia la parte inferior de un solo golpe y desenergizar el circuito; de hecho cuando la apertura fue realizada exitosamente es perceptible el sonido generado desde el interior del gabinete indicando que el transformador ha quedado totalmente desconectado. No bastando con esto, resulta conveniente
73
verificar que efectivamente la alimentación del transformador ha quedado aislada de este por ello se abren las puertas de observación del sistema comprobando la liberación del equipo. Al concluir con su liberación resta realizar la descarga de energía estática de las terminales del equipo. Con este paso la subestación se encuentra lista para brindar el mantenimiento requerido. Solo en caso de tener que intervenir el lado que aloja el equipo de medición o las cuchillas de paso y prueba se deberán desconectar las acometidas que suministran el servicio eléctrico a la subestación principal. La libranza de los alimentadores principales debe ser realizada por personal capacitado en este tipo de trabajos, con el fin de evitar daños en la instalación. Se hace énfasis en la existencia de un transformador auxiliar en el lado de 6KV, sus servicios son destinados al área de lo que anteriormente fue el departamento de alta tensión; es importante desconectar también este equipo para evitar la formación de arqueos durante la desconexión del transformador principal, actualmente su área de suministro se limita al almacén de refacciones para la subestación. Figura 4.23. Revisión de apertura de circuito.
Figura 4.22. Desconexión de transformador general
Fuente, conjunto de imágenes. Propia
Como se mencionó anteriormente, en labores de mantenimiento aplicables en área de equipo de medición o cuchillas de paso hay que desconectar las acometidas instaladas en el sistema. Su libranza se realiza de la manera siguiente: Después de realizar el procedimiento normal de desconexión hasta el lado de alta tensión del transformador nos aseguramos de realizar la desconexión de las cuchillas seccionadoras (su apertura se realiza de forma rápida).
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En este caso se cuenta con dos acometidas para desconexión, una preferente y otra emergente, la primera está encargada del suministro de energía eléctrica habitual, mientras que la segunda entra en acción con ayuda del transfer instalado por CFE una vez que su antecesor ha quedado fuera de servicio, su tiempo de reacción es inmediato, permitiendo la continuidad del servicio eléctrico. Dado que el mantenimiento de esta subestación es completo se debe desconectar la acometida emergente para no tener carga eléctrica por parte de este circuito. Figura 4.24. Libranza de acometida preferente
Figura 4.25. Libranza de acometida emergente
La desconexión de las acometidas fue realizada por la empresa Proyelec Ingeniería Fuente, conjunto de imágenes. Propia
Se tiene instalado un banco de capacitores para esta instalación, este equipo se desconecta una vez que desactivamos el interruptor principal del bus en 6KV. Valiéndose del mantenimiento general en la subestación se verifica también la condición de los capacitores, operación de sistema de desconexión e intervención por correcciones requeridas. Figura 4.27. Interruptor en aceite para banco de capacitores
Figura 4.26. Banco de capacitores
Fuente de imagen. Propia
Fuente de imagen. Propia
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Teniendo estas primeras actividades completas queda ahora abrir las puertas de la subestación, con la siguiente recomendación: siempre realice la apertura de los accesos da tal modo que las puertas abran en la misma dirección de su cuerpo, evite colocarse frente al acceso mientras la puerta es abierta. Esto debido a que el aire contenido en el local contiene demasiada carga estática que debe disiparse preferentemente en el aire y no ser absorbida por el primer medio de conducción que encuentre en su camino, facilite al menos un periodo de tiempo mínimo al equipo para dispersar los gases provenientes del interior del local. Con las puertas de la subestación totalmente abiertas y habiendo esperado un tiempo para eliminar gases nocivos habrá que realizar el drenado de cargas remanentes a tierra de las barras de alta tensión del circuito, auxiliándose con el uso de una pértiga neón y cable conductor, con calibre mínimo # 4 AWG y aislamiento THW. Cumplido el drenado a tierra de las cargas, la subestación está lista para ser intervenida en el interior dando paso a los siguientes puntos de inspección. 4.7.3 Limpieza exterior e interior de la subestación Al comenzar con la limpieza general del equipo, es recomendable continuar con el uso del equipo de protección, personal, el hecho de haber cortado el suministro eléctrico no es razón para dejar de portar el equipo obligatorio. Una observación realizada al personal a cargo del mantenimiento es acerca de este punto, mientras se realizaba la limpieza de los accesorios internos, se omitió el uso del equipo de protección básico. A pesar de la falta de energía eléctrica diferentes, riesgos pueden tenerse presentes (golpes, caídas, proyección de partículas) es por ello que se hace énfasis en el uso constante del equipo de protección.
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El retiro de materiales ajenos al área circundante del equipo es fundamental para evitar su acumulación tanto fuera como dentro de la subestación, del mismo modo la inspección visual por presencia de corrosión nos indica el deterioro gradual del equipo además de identificar las causas de este defecto que por ende habrá de ser corregido de lo contrario se propagará hasta dañar en mayor escala la instalación. Figura 4.28. Limpieza exterior de subestación
Figura 4.29. Retiro de maleza y limpieza de gabinetes
Figura 4.30. Limpieza interior de subestación
Fuente, conjunto de imágenes. Propia
Las siguientes actividades fueron realizadas a fin de contribuir con la manutención constante del sistema, aumentando su tiempo de vida útil. El procedimiento se extiende también a la inspección de la unidad de transformación, de 23KV a 6KV. 4.7.4 Inspección y limpieza de elementos que integran la subestación: -
Piso y trincheras
-
Interruptores
-
Paneles de gabinetes
-
Mufas
-
Puertas de acceso
-
Apartarrayos
-
Registros
-
Aisladores eléctricos
-
Alimentadores de acometida
-
Cuchillas de servicio
-
Bus
-
Seccionadores
respectivamente
-
Equipos de medición
-
Puntos de anclaje para buses
-
Inspección del sistema de
-
Fusibles de cortocircuito
de
23KV
y
6KV
tierras
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Figura 4.32. Bus 6000V y cuchillas desconectadoras
Figura 4.31. Fusibles y aislamientos eléctricos
Figura 4.33.Juego de apartarrayos
Fuente, conjunto de imágenes. Propia
La revisión de estos accesorios involucra tanto limpieza como la corrección de sus defectos del mismo modo se efectúa el apriete de tornillería, y ajuste de los equipos mencionados con anterioridad a afecto de evitar calentamiento de conexiones flojas y deficientes. 4.7.5 Inspección de mecanismos de operación manual y electromagnético - Revisión de interruptores para alta tensión (accesorios de disparo por cortocircuito) - Inspección de interruptores para baja tensión y derivaciones correspondientes. - Ensayo de funcionamiento a elementos anteriores para descartar errores de operación - Apriete de elementos en cuchillas de servicio, al igual que ensayo de operación sin carga a fin de evitar el calentamiento de los accesorios y obtener contacto propicio tanto en contactos móviles como fijos. - Alineación de cuchillas, lubricación de mecanismos móviles. - Limpieza de resistencias para disminuir humedad interna en subestación. Figura 4.34. Verificación de conexiones secundarias.
Figura 4.35. Inspección de mecanismos seccionadores
Fuente, conjunto de imágenes. Propia 78
Con estas acciones se reconoce la situación actual de la operación mecánica del equipo, en caso necesario se tendrán que reemplazar todos aquellos dispositivos que se encuentren en mal estado. Subsecuentemente se realizó la inspección general de la condición del transformador, esta etapa conlleva a una revisión más precisa ya que es uno de los equipos de mayor importancia en la subestación por tal motivo las pruebas realizadas deben ser realizadas por personal calificado en conjunto con equipos adecuados para la inspección.
4.8
Inspección del transformador
La revisión de este complemento para la subestación fue ejecutada mediante inspección visual e instrumentos de medición para las distintas pruebas aplicables a este equipo, como son el Megger y TTR, en cambio para verificar la situación actual del aceite aislante se utilizó una centrífuga encargada de restablecer sus condiciones dieléctricas.
4.8.1 Datos de placa del transformador
Transformador trifásico Marca:
Industrial Eléctrica S.A.
Serie:
1662 – 1 – 1
Conexión:
Delta – Estrella
Litros de aceite:
3570
Tipo de aceite:
Pemex # 1
Impedancia:
5.16%
Voltaje:
23000 / 6000 V.
Altitud:
3000 m / NM
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4.8.2 Revisión general: -
Inspección del transformador por abolladuras o golpes en su estructura.
-
Revisión de sellos y tornillería.
-
Inspección por fugas en válvulas para drenado y muestreo de aceite.
-
Condición de conexiones a tierra.
-
Inspección de gargantas de acoplamiento a subestación y radiadores.
-
Observación de cordones de soldadura en cuerpo de transformador para descartar presencia de aceite por fugas.
-
Revisión de indicadores de nivel y temperatura de aislante – refrigerante.
-
Limpieza general de conexiones, boquillas y gargantas de acoplamiento.
4.9 Pruebas eléctricas 4.9.1 Resistencia de tierra física En toda instalación eléctrica es importante realizar el test de resistencia de tierra física actual del sistema, la puesta a tierra de un equipo tiene como objetivo el resguardo del personal y la instalación ante su exposición a choques eléctricos. Dicha
prueba realizada al sistema de tierras en la subestación eléctrica
principal debe presentar datos en un valor comprendido menor a 25 Ohms, para considerar que el sistema se encuentra en condiciones aceptables. Para esta valoración se utilizó el método de caída de potencial, el cual involucra la utilización de dos electrodos auxiliares: uno de potencial y uno d e corriente. Con este método el segundo electrodo envía una corriente a través del suelo a probar y se hace notar influencia de esta corriente en términos de voltaje, entre el electrodo bajo prueba y el electrodo auxiliar de potencial.
80
Los datos obtenidos se muestran en la caratula del terrómetro utilizado indicando el valor de la resistencia de tierra física. El valor de la resistencia de tierra física para la subestación eléctrica principal se determinó en 1.13 Ohms, con lo cual se encuentra dentro del rango de aceptación para la red de tierras instalada en la subestación eléctrica principal según la normatividad aplicable NOM-022-STPS-2008 para Electricidad Estática en los Centros de Trabajo – Condiciones de Seguridad en cuyo apartado Resistencia de la Red de Tierras se menciona: los valores de la resistencia que se obtengan en esta prueba deberán estar comprendidos entre 0 y 25 Ohms, con este dato podemos concluir que el dato obtenido se encuentra dentro del rango aceptable para la resistencia a tierra del equipo. Figura 4.36. Terrómetro
Figura 4.37. Electrodo de resistencia a tierra
Fuente de imagen. Propia
Fuente de imagen. Propia
4.9.2 Prueba de rigidez dieléctrica del aceite aislante Esta prueba tiene como principal objetivo evaluar la calidad actual del aceite del transformador, ya que este es el encargado de proporcionar un medio de enfriamiento, al mismo tiempo realiza la función de extinción de arcos eléctricos en los devanados del equipo. Primeramente se tomó una muestra del aceite contenido en el interior del equipo, el líquido se obtiene a partir de la válvula de muestreo ubicada en la parte inferior del transformador en un recipiente que permita apreciar las propiedades de color del mismo aceite en caso de que haya sufrido algún cambio (el líquido debe ser brillante y transparente), en esta misma operación se puede advertir la presencia de partículas sólidas suspendidas, sedimentación de residuos o agua en la misma muestra. 81
Ya que la muestra ha sido revisada se proporciona un tiempo para dejar que se eliminen burbujas y los restos de material se asienten en el fondo del recipiente; esta pasará a continuación a un equipo de análisis de rigidez dieléctrica, equipo con el cual se determina la tensión de ruptura que el aceite puede soportar. Dependiendo de los resultados se establecerá si el aceite contenido en el transformador cuenta con condiciones aceptables o requiere ser renovado. El recipiente
se introduce en el equipo para prueba de rigidez
dieléctrica, una vez cubierta la muestra se manipula el control gradual de voltaje para incrementarlo a razón de 3KV por segundo hasta lograr la ruptura del líquido dentro del contenedor. Con la obtención de la primer lectura, el aceite se deja reposar unos minutos para realizar dos veces más
el procedimiento
anterior, con el fin de determinar la variabilidad que pudiera presentarse en las lecturas adquiridas, ya que los resultados son registrados se obtiene el valor promedio de ruptura en el aceite, la variante en cada dato no debe diferir en más de 5KV. El valor mínimo aceptable para el aceite del deberá ser de 25KV, si este valor es igual o superior nuestro aceite es aprobado para continuar con su función en el transformador. Un aceite en buenas condiciones debe tener una rigidez dieléctrica mayor a 30KV (Martin, 1987) y para un aceite ya usado se recomienda que su valor de rigidez no sea menor a 15KV (Pérez, 2011). Figura 4.38. Probador de rigidez dieléctrica de aceite. MEGGER OTS60SX
Imagen del equipo de muestreo y prueba de ruptura en aceite aislante. El valor obtenido de rigidez dieléctrica de aceite aislante es de 27.9KV. Fuente de imagen. Propia 82
Con los datos obtenidos se concluye que el aceite del transformador se encuentra en óptimas condiciones de utilización, aunque lo más recomendable sería planear en mantenimientos próximos la renovación total del aceite aislante. Además de esta prueba se realizó una toma de muestras extra para análisis en laboratorio por presencia de ascareles (Bifénilos Polyclorados), en caso de que el aceite analizado presente una concentración de 50ppm de estos compuestos deben ser considerados como contaminantes y tratarse como tal, indicación dada en la Norma Oficial Mexicana 133 – ECOL – 2000. El problema de los sistemas de transformación que contienen contaminantes ascareles es que estos aceites provocan daños al medio ambiente y al ser humano por sus efectos cancerígenos, por ello en base a norma se determina el modo de almacenaje, transporte o eliminación definitiva. Figura 4.39. Tra nsformador 23KVA – 6KVA Subestación principal
Fuente de imagen. Propia
4.9.3 Centrifugado de aceite aislante La ejecución de la prueba de rigidez dieléctrica vinculada con los ensayos de laboratorio para análisis de ascareles del aceite damos pauta al proceso de centrifugado. Es importante insistir en el hecho de que el lubricante a tratar no contenga vestigios de ascareles, pues si el proceso de centrifugado se realiza a aceite degenerado el sistema de bombeo general tendrá que ser descontaminado, al 83
igual que el transformador mismo, siguiendo la normatividad vigente de tratado y eliminación de residuos peligrosos. Debido a la acumulación de partículas sólidas, polvo, humedad entre otros factores el aceite contenido en el transformador tiende a perder sus propiedades dieléctricas, el líquido sirve para evitar sobrecalentamiento del equipo además de ser un medio de extinción ante la generación de arcos eléctricos en los devanados del equipo. Si el valor de rigidez dieléctrica ha sido deficiente en el test anterior, el proceso de centrifugado será benéfico en el aceite, devolviéndole parte de sus propiedades aislantes iniciales así como extender su tiempo de vida útil. En el transformador se tienen dos válvulas para la conexión de las líneas de entrada y retorno de aceite ubicadas en la parte superior e inferior de este, las mangueras de la centrífuga se conectan a las válvulas mencionadas para empezar con la regeneración del líquido aislante. 4.9.4 Etapas en centrifugado de aceite Este proceso está comprendido en tres fases:
a. Deshumidificación. El aceite entra a un contenedor compuesto por una resistencia cuyo cometido es calentar el líquido para eliminar el agua suspendida en su composición generada por filtración de humedad desde el exterior.
b. Filtrado. En segundo lugar, el líquido pasa a través de una serie de filtros (filtro prensa) destinados a separar todos los residuos de suciedad, metales o lodos generados en el interior del transformador, la misma presión que ejerce el aceite al drenarse del transformador con ayuda de la centrífuga favorece la separación de los sedimentos por medio del tamiz en la prens a.
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c. Regeneración. Como última etapa, la centrífuga propicia la recirculación constante del aceite a partir de la unidad de transformación hasta llegar al calentador y posteriormente al filtro, la transferencia se hace mediante las líneas de drenado - retorno de aceite conectadas al transformador. Este proceso tiene una duración de cinco horas aproximadamente dependiendo del volumen del equipo. Si se requiere, una vez cumplido el procedimiento de purificación del aislante podría tomarse nuevamente una muestra del líquido después de su proceso de regeneración para verificar que efectivamente sus propiedades dieléctricas se encuentren estables para continuar con su operación en el interior del transformador. Entonces será necesario repetir la prueba de rigidez dieléctrica al aceite aislante. Figura 4.40. Transformador con líneas de drenado y retorno de aceite
Figura 4.41. Centrífuga Alfa Laval modelo 103
El contenido total de aceite en el transformador fue de 3570lts, por lo que el tiempo de centrifugado fue más extenso que el estimado para transformadores de menor tamaño y capacidad.
4.10 Prueba de resistencia de aislamiento (Megger) El objetivo principal de este test es 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. Debido a que las pruebas fueron realizadas en su mayoría por personal del grupo contratista Proyelec Ingeniería, la obtención de datos para verificación
85
del estado actual del aislamiento del transformador no fue completada, los reportes son emitidos ante el departamento de mantenimiento en conjunto con un informe detallado de las actividades propias del mantenimiento de la subestación general y el resto de los archivos complementarios de las pruebas de laboratorio al realizadas al aceite aislante de cada transformador. 4.10.1 Consideraciones teóricas Para una prueba exitosa procure tomar en cuenta los siguientes aspectos: - Verifique el estado actual del Megger antes de realizar la prueba, un equipo dañado no servirá para proporcionar datos concretos y precisos. - Por lo regular se emplean tensiones de prueba de entre 500 a 5000V -
Las lecturas de resistencia de aislamiento disminuyen normalmente al
utilizar potenciales altos, sin embargo para aislamiento en buenas condiciones, se obtendrán valores semejantes para diferentes tensiones de prueba. - Durante el test de resistencia de aislamiento, si el aumento gradual de tensión reducen significativamente los valores de resistencia de aislamiento, es una señal inequívoca de la existencia de defectos (fracturas e imperfecciones de aislamiento); para lo cual los factores que más influyen en su deterioro son causados por daños degradación de aceite aislante, agua emulsificada en el líquido y acumulación de residuos sólidos. 4.10.2 Descripción de la prueba. La prueba de resistencia de aislamiento de un transformador debe de involucrar las siguientes conexiones: • Alta tensión contra baja tensión. • Baja tensión contra alta tensión más tierra. • Alta tensión contra baja tensión más tierra.
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4.10.3 Pruebas con Megger en transformador, 2.5 MVA Figura 4.42. Conexión alta vs baja tensión
Fuente de imagen. Propia, diseño en AutoCad 2011 Figura 4.43. Conexión Baja tensión vs alta tensión + tierra
Figura 4.44. Conexión alta tensión vs baja tensión + tierra
Fuente de imagen. Propia, diseño en AutoCad 2011
Diagramas de conexión Megger – Transformador (H → Boquillas de Alta tensión / X → Boquillas de baja tensión)
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4.10.4 Secuencia de prueba con Megger a) El transformador a probar debe aislarse totalmente de las líneas, buses o barras, para lo cual es necesario desconectar y retirar los conductores de todas las terminales de boquillas, incluyendo el o los neutros de los devanados del sistema de tierra. b) Limpiar la porcelana de las boquillas quitando el polvo, suciedad, etc. c) Colocar puentes entre las terminales de las boquillas de cada devanado; primario, secundario y en su caso el terciario. d) Colocar el Megger sobre una base firme a una distancia tal del equipo a probar, que permita el buen manejo de los cables de prueba. e) Conectar adecuadamente las terminales de prueba al transformador, girar el selector a la posición de prueba hasta el valor de tension preseleccionado y encender el equipo. f) En todos los medidores de resistencia de aislamiento se debe usar cable de prueba blindado en la terminal de línea y conectar este blindaje a la terminal de guarda, para no medir la corriente de fuga en las terminales o a través del aislamiento del cable. g) Para cada prueba anotar las lecturas de 15, 30, 45 y 60 segundos, así como a 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 y 10 minutos. h) Al terminar la prueba, dejar fuera de servicio el medidor, regresar el selector a la posición de descarga manteniéndolo en esta condición por 10 minutos. Tabla 4 – 3. Relación Megaohms – tiempo. TIEMPO
H
- X
H-X + T
X-H+T
0 SEG. 15 SEG 30 SEG 45 SEG 01 MIN 02 MIN 03 MIN 04 MIN 05 MIN 06 MIN 07 MIN 08 MIN 09 MIN 10 Índice de absorción = índice de polarización = Fuente de tabla. Propia, elaborada en Excel 2010 88
Obtenidas las lecturas se traza la curva respectiva, megohms – tiempo. Como las condiciones del aislamiento se dan por la pendiente de la curva se consideran dos puntos particulares sobre la misma, que se llaman: índice de absorción = I AB e índice de polarización = I P estos representan las relaciones siguientes:
Dependiendo de los valores obtenidos a partir de estas operaciones se definirá de manera más clara el estado de aislamiento del transformador Posteriormente se muestra una tabla en la cual se indican los valores que indican la clasificación del estado de los aislamientos del transformador con respecto a los valores obtenidos en los índices de absorción y de polarización respectivamente. Tabla 4 – 4. Estado de aislamiento de un transformador
Fuente de tabla: (Martin, 1987), P. 482 Figura 4.45. Megger para prueba de resistencia de aislamiento
Fuente de imagen. Propia
89
4.11 Prueba de Relación de Transformación. Esta prueba sirve para comprobar que el número de espiras devanadas en las bobinas de un transformador, coincidan con las calculadas en el diseño, de modo que las tensiones aplicadas coincidan con los de la placa del aparato. Determina: • Las condiciones del transformador después de la opera ción de protecciones
primarias • Identificación de espiras en corto circuito. • Investigación de problemas relacionados con corrientes circulantes y
distribución de carga • Cantidad de espiras en bobinas de transformadores.
El equipo utilizado en este test se conoce con las siglas inglesas TTR (Transformer Turn Ratio) o bien probador de relación de espiras (PRE) utilizado para obtener la relación de transformación sin carga del equipo. El probador está formado por un generador de corriente alterna, movido a manivela que produce una tensión de 8V a 60Hz. Además está provisto de un pequeño transformador de referencia ajustable, de tal manera que en el punto en que la relación del transformador bajo prueba coincide con la el transformador de referencia, la aguja del detector marca cero. Consideraciones de prueba: • Estar seguro que el transformador que se va a probar esté desenergizado,
verificando que tanto interruptores como cuchillas desconectadoras, en ambos lados del transformador están desconectadas. • Cuando el transformador en prueba se encuentre cercano a equipo
energizado en alta tensión, entonces se debe de conectar a tierra una terminal de cada devanado, así como el TTR, empleando para eso su terminal de tierra.
90
4.11.1
Conexión del TTR
Las terminales X1 y X2 del TTR que corresponden a los devanados de excitación se conectan al devanado del transformador de menor tensión de los devanados que van a ser comparados. Fig. 3.46. Conexión para la medición de relación de transformación en transformador trifásico Devanado alta tensión Devanado baja tensión
Fuente de diagramas y tabla: (Erick Alan De La Cruz Cruz, 2008), Pag. 54
4.11.2
Polaridad del transformador
Para determinar la polaridad del transformador, se procede a ajustar las perillas del aparato para que marquen cero, se da un cuarto de vuelta al generador, si la aguja del detector se desplaza hacia la izquierda, el transformador es de polaridad sustractiva; en cambio si el desplazamiento se realiza hacia la derecha la polaridad es aditiva. Una vez conectado el TTR al transformador, se ajustan las perillas de relación para que marquen 1.0, se empieza a girar lentamente el generador, haciendo que la aguja se desplace hacia la izquierda. Si el amperímetro se desplaza a
91
máxima escala, es una indicación de que una conexión puede encontrarse en cortocircuito, lo cual hace necesaria la revisión del circuito bajo prueba. Los valores de relación medidos con el probador deben quedar situados dentro de un límite de +/- 0.5% respecto al valor de la placa del transformador, si este valor es mayor quiere decir que existen espiras en corto circuito que pueden estar localizadas en el lado de alta o de baja tensión; es decir, si la relación medida es menor a la de la placa, el cortocircuito se localiza en la bobina de alta tensión, por el contrario, si la relación es mayor, el cortocircuito se localiza en la bobina de baja tensión.
92
CAPÍTULO V RESULTADOS, CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
93
5.1 Resultados Con la realización de este proyecto se ha logrado optimizar las labores de mantenimiento en la subestación eléctrica principal. El desarrollado de una serie de formatos propicia la atención continua en estas instalaciones. Los documentos que se muestran como formatos de inspección mensual de subestación eléctrica abarcan las actividades más básicas de revisión del sistema, debido a que la demanda constante del servicio eléctrico no permite su desconexión. La detección de defectos mínimos presentes que se presenten en algún momento serán relevantes durante y después de aplicar su mantenimiento correspondiente. Se tiene en seguida la muestra de los formatos propuestos para inspección mensual de subestación, en este las actividades de revisión son rutinarias puesto que el método de inspección visual es el más adecuado para proporcionar un panorama general de las condiciones operativas de la subestación principal al menos de los medios externos facilitando las tereas de inspección. Como se mencionó en un principio los formatos serán utilizados para el manejo de una bitácora general de la subestación principal, ya que se carece de esta en el departamento, es justificable, pues las compañías externas son las encargadas de emitir los reportes del equipo una vez concluido el mantenimiento anual. Los datos para su estructurado han sido obtenidos en base a inspecciones previamente realizadas, e investigación apegada a normatividad aplicable vigente, para búsqueda de referencias o complementos, las normas consultadas estarán disponibles en el formato mismo y bibliografía de este documento.
94
5.2
Formato para inspección mensual de subestación eléctrica principal Figura 5.1. Formato de inspección mensual. Hoja 1 INSTITUTO NACIONAL DE INVESTIGACIONES NUCLEARES CENTRO NUCLEAR "DR. NABOR CARRILLO FLORES" FORMATO PARA INSPECCI N MENSUAL DE SUBESTACI N EL CTRICA DEPARTAMENTO DE MANTENIMIENTO Y OBRAS FOLIO:
No. 0001
FECHA (DD-MM-AAAA):
DATOS GENERALES
RECONOCIMIENTO DE SUBESTACIÓN (X) SUBESTACIÓN RECEPTORA
SUBESTACIÓN DERIVADA
ÁREA: INSPECCIÓN REALIZADA POR: CAPACIDAD DE LA SUBESTACIÓN (KVA): DESCRIPCIÓN DEL TRABAJO A REALIZAR:
NO. DE REVISIÓN: HORA DE INICIO: HORA TERMINO:
EQUIPO DE PROTECCI N PERSONAL MARQUE CON UNA "X" EL EQUIPO A UTILIZAR DURANTE LA INSPECCI N Camisola Overol Arnés de seguridad Guantes de carnaza
Guantes di eléctri cos Zapatos c/acero Zapatos c/di el éctri co Botas diel éctricas
Lentes de seguridad Careta facial Protecci ón audi ti va Casco ti po E
Equipo de protección adicional:
IDENTIFICACI N DE TIPO DE INSPECCI N SECCIÓN 1
CONDICIÓN: ACEPTABLE (A) / INAD ECUADA (I )
INSPECCIÓN MENSUAL
ACCIÓN CORRECTIVA RE QUERIDA: DESCRIPCION DE LA ACTIVIDAD
1.1
A
I
A.C.R.
NA
Letreros de seguridad adecuados y en buen estado
A.C.R. 1.2
Verificar existencia de candados y llaves de acceso
A.C.R. 1.3
Estado de la subestación (puertas, ventanas, pintura, verificar por presencia de daños)
A.C.R. 1.4
Gabinetes y ventanas de i nspección limpios (verificar presencia de flora o fauna que impida la visibilidad a l interior del equipo)
A.C.R. 1.5
P er ífe rí a ge ne ra l d e s ub es ta ci ón (e st ad o d e m al la c ic lón ic a, á re a l ib re d e maleza)
A.C.R. 1.6
Presencia de fugas de aceite en válvulas, empaques del transformador, equipo de medición etc.
A.C.R. 1.7
Checar indicios de problemas por plagas que representen riesgo para la operación del equipo
A.C.R. 1.8
Existencia y estado de extintores (CO2 , o PQS verificar vigenci a y carga)
A.C.R. 1.9
Retiro de materiale s ajenos al á rea de la subestación (basura, herramientas)
A.C.R. 1.10 Se sequieren acciones adicionales a la s expuestas en este formato DESCRIPCIÓN:
MTTO - F.INS.M.S.E - H1
Fuente de Registro. Propia 95
Figura 5.2. Formato de inspección mensual. Hoja 2
INSTITUTO NACIONAL DE INVESTIGACIONES NUCLEARES CENTRO NUCLEAR DR. "NABOR CARRILLO FLORES" FORMATO PARA INSPECCIÓN MENSUAL DE SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DEPARTAMENTO DE MANTENIMIENTO Y OBRAS FOLIO:
No. 0001
ESTAS COMPROBACIONES SE HACEN COMPLETAMENTE DESDE EL EXTERIOR Y EN CASO DE QUE SEA NECESARIO ABRIR LAS PUERTAS, SE DEBE ASEGURAR QUE LA SUBESTACIÓN ESTÉ DESENERGIZADA SECCIÓN 2 INSPECCIÓN DESPUÉS DE FUERTES LLUVIAS O TORMENTAS
CONDICIÓN: ACEPTABLE (A) / INADECUADA (I) A.C.R. ACCIÓN CORRECTIVA R EQUERIDA:
DESCRIPCION DE LA ACTIVIDAD
A
I
NA
Ve ri fi ca r vi sua lme nt e que no ha ya i rre gul ari da de s e n e l t ra ns forma dor
2.1
(e st ad o de p in tur a, p ro duc ci ón de r ui do o vi br ac ió n a no rm al , c or ro bo ra r inexistencia de falsos contactos)
A.C.R. 2.2
Pre se nci a de fuga s de a ce ite e n vá lvul as , e mpa que s de l t ra ns forma dor, equipo de medición etc.
A.C.R. 2.3
Establezca la condición actual de los apartarrayos (no debe haber fracturas, conexiones a tierra y línea firmes y en buen esta do)
A.C.R. 2.4
Condi ci ón de l os i ndi ca dore s de fa ll a (s i a lguno s e e nc ue ntra ope ra ndo refiérase a una acción correctiva)
A.C.R. 2.5
Se encuentra n elementos
a jenos
al
área
de la
s ubes ta ción (ba sura ,
herramientas, maleza)
A.C.R. 2.6
Presencia de extintores en el área de traba jo (CO 2 O PQS) corroborar vigencia y carga actual
A.C.R. 2.7
Re t ir o d e m a te ri a le s fl a ma b le s d el á re a c ir cu nd an te a l a s ub es t ac ió n (t el a , pinturas, papeles , madera etc...)
A.C.R. 2.8
Se sequieren acciones adicionales a las expuestas en este formato
DESCRIPCIÓN:
Conclusiones y recomendaciones:
Conclusión de tr abajo re alizado Personal que ejecuta el trabajo
Nombre y firma
Nombre y firma
Nombre y firma
Recepción de formato una vez inspeccionada el área de trabajo
Nombre y firma MTTO - F.INS.M.S.E - H2
Fuente de Registro. Propia 96
5.2.1 Aplicación práctica de formato para inspección mensual Durante una inspección de rutina general se apreció en el banco de capacitores el siguiente defecto: - Con fecha del 9 de mayo del presente año se identifica en el banco de capacitores de la subestación principal una cuchilla de alimentación desconectada, la inspección realizada tuvo como acto siguiente contactar al personal de la compañía Proyelec Ingeniería para realizar la revisión del equipo lo más pronto posible, por consiguiente la asistencia técnica se hizo presente el día siguiente a la inspección, con el fin de realizar la conexión de la cuchilla faltante en el circuito. - En consecuencia, se brindó el mantenimiento de dicha cuchilla para su conexión aunque dicha acción no fue del todo benéfica ya que el equipo instalado presentó defectos de funcionamiento debido a una falla interna. Figura 5.3. Banco de capacitores con cuchilla desconectada
Figura 5.4. Cuchilla fuera de servicio
Por consiguiente, ahora se planea realizar la instalación de un nuevo banco de capacitores, acción que primeramente ha comenzado por la cotización del sistema con las mismas características. Lograda la obtención del equipo su instalación será realizada por medio de personal externo, corrigiendo así el factor de potencia que muy probablemente será causante de penalización en costos para la empresa.
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5.2.2 Datos de placa de banco de capacitores
Marca:
BALMEC
Tipo:
SUB. EE
Serie:
6355
Catálogo:
5 – 5040
NBI:
95KV
KVAR:
300
Fases:
3
Volts:
6200
Ciclos:
60Hz
Peso:
249Kg
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Figura 5.5. Evidencia de inspección 1
Fuente de Registro. Propia 99
Figura 5.6. Evidencia de inspección 2
Fuente de Registro. Propia 100
5.3 Formato para inspección anual de subestación eléctrica principal Figura 5.7. Formato para inspección anual. Hoja 1
Fuente de Registro. Propia 101
Figura 5.8. Formato para inspección anual. Hoja 2
Fuente de Registro. Propia
102
Figura 5.9. Formato para inspección anual. Hoja 3
Fuente de Registro. Propia 103
Figura 5.10. Formato para inspección anual. Hoja 4
Fuente de Registro. Propia 104
Figura 5.11. Formato previo de mantenimiento a subestaciones. Hoja 1
Fuente de Formato. Departamento de Mantenimiento y Obras, aporte del electricista José Rufino Hernández
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Figura 5.12. Formato previo de mantenimiento a subestaciones. Hoja 2
Fuente de Formato. Departamento de Mantenimiento y Obras, aporte del electricista José Rufino Hernández 106
5.4
Intervención de sistemas eléctricos
La intervención momentánea de diferentes sistemas y equipos requiere de ciertas condiciones de seguridad a cumplir mientras se ejecutan los trabajos correspondientes. 5.4.1 Procedimiento de bloqueo La implementación de los procedimientos lockout y tagout (bloqueo y etiquetado) por su denominación en inglés, tienen como finalidad bloquear e identificar todo sistema llámese eléctrico, neumático o hidráulico según sea el caso con el propósito de evitar su manipulación durante las labores de mantenimiento, dentro de estos elementos podemos mencionar candados, tarjetas, letreros, barricadas, avisos preventivos alarmas entre otros. Mediante la realización de actividades de mantenimiento rutinarias en su mayoría a tableros del sistema eléctrico se podría decir que es relativamente sencilla, porque el operador involucrado desconoce o no toma en cuenta los procedimientos básicos de bloqueo, etiquetado de sistemas e incluso omite el uso de equipo de protección personal básico en sus labores. Siendo estos factores causa inequívoca de accidentes y lesiones de trabajo que bien pueden ser evadidas con el uso de acciones preventivas que impidan la operación de los principales sistemas de suministro. Conforme a lo expuesto se ha realizado el diseño de una propuesta de tarjeta de bloqueo que sirva al operador como notificación a terceros de que el equipo bloqueado se encuentra en etapa de mantenimiento, por tanto no podrá ser utilizado hasta que las actividades hayan concluido.
Este pequeño aporte tiene sus limitantes ya que en primera instancia sirve como información para bloqueo básico de sistemas poco complejos, en cambio si se requiere de atención a equipos mayores de igual forma serán aplicables
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los procedimientos antes mencionados en mayor medida de bloqueo para fuentes de energía y mecanismos liados al equipo. Consecuentemente se tiene el diseño de la etiqueta de bloqueo, cuyo contenido esencial abarca al personal ejecutor de las actividades y a quien autorizó el trabajo en razón. Su utilización permitirá que todo personal que advierta su presencia intervenga en el manejo del equipo hasta su liberación posterior. Figura 5.13. Propuesta, tarjeta de bloqueo
Figura 4.14. Especificaciones de tarjeta
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5.4.2 Formato de rótulos para tarjeta de bloqueo 1. Altura 10mm x Grosor 3mm 2. Altura 7.0mm x Grosor 1.5mm 3. Altura 2.5mm x Grosor 1mm 4. Longitud de línea 80mm, espaciado 6mm 5. Altura 2.5mm x Grosor 1mm 6. Diámetro de barreno 6mm 7. Altura 7.6mm x Grosor 1.3 mm 8. Longitud de línea 75mm, separación línea - línea 1mm 9. Altura 30mm x Grosor 1.5mm 10. Altura 65mm x Grosor 1.5mm 11. Altura 2.5mm x Grosor 1mm, separación renglón-renglón 6mm Letras contrastantes color rojo sobre perfil blanco para resaltar la indicación mostrada, en el reverso se muestra el logotipo del ININ, el departamento al que corresponde la tarjeta, y un área específica para el nombre de la persona que coloca la tarjeta para bloqueo de un equipo.
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5.5
Conclusiones
Se proporcionó la atención necesaria a la subestación eléctrica principal durante su etapa de mantenimiento, de igual forma los procedimientos que fueron realizados a este equipo se aplicaron también a los demás circuitos derivados de las áreas productivas del instituto. La implementación de los documentos para inspección mensual y anual de la subestación eléctrica fue lograda, corroborando la funcionalidad y correcta aplicación de estos durante las diferentes etapas de mantenimiento del equipo en alta tensión, con esto podemos advertir la presencia de defectos presentes en su etapa inicial evitando así una falla de mayor gravedad en la instalación de estudio. La formulación de nuevas propuestas para inspección de los sistemas de distribución eléctrica no fue del todo aplicable, ya que en el departamento se carece de los equipos que permitan realizar inspecciones de manera más profesional y certera al realizar la revisión periódica de equipos primarios y secundarios. En todo caso, lo más recomendable para este punto sería adquirir un equipo para mantenimiento predictivo (termografía infrarroja sería más recomendable) en conjunto con la capacitación del personal que se encargue de la revisión correspondiente del sistema, esta es una alternativa, por otra parte, se dependería de la atención por parte de personal externo al ININ. En base a la elaboración de este escrito, han sido descritas las acciones pertinentes en el mantenimiento de una subestación eléctrica, los procedimientos aquí descritos son en sí los mismos para los sistemas incluidos en esta clasificación, tratándose de igual modo en las subestaciones secundarias que forman parte del Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares.
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Este aporte ha centrado su atención en el seguimiento conveniente de las rutinas de mantenimiento propuestas en los nuevos formatos de inspección, su aplicación será benéfica tanto para el personal que realiza las labores de mantenimiento
como para el departamento mismo, en el primer caso la
detección de fallas de manera temprana implicará una atención constante del equipo y sus componentes reduciendo la aparición de las mismas. Por otra parte, el departamento de Mantenimiento y Obras adoptará una mejor cultura en programación de las actividades de inspección para equipos de esta índole. En lo posible las técnicas y actividades descritas en los archivos pueden ser adaptables durante la atención de otros equipos productivos dependiendo de su naturaleza, aunque con un fin común, preservar en condiciones óptimas de funcionamiento los sistemas e infraestructura del área laboral. Las tareas de manutención en los sistemas contemplados en este compendio son parte de una labor conjunta entre personal de mantenimiento interno del instituto y personal contratista, por lo cual los procedimientos mostrados fueron desarrollados de la mejor manera posible, coordinando tiempos de duración, personal implicado y definición de actividades a realizar. Durante la revisión general del estado actual de la subestación eléctrica se detectó que el transformador que se tiene actualmente para la relación 23KV – 6KV es una parte medular del sistema eléctrico, el instituto entero depende de este equipo para mantener un suministro constante de energía a los circuitos derivados de las diferentes áreas, suponiendo que éste llegue a tener una falla inminente sería conveniente contar con un plan de contingencia para una situación de este tipo que involucre las áreas más afectadas, tiempo de funcionamiento de plantas de emergencia para continuar con el abastecimiento de energía, revisión del equipo dañado, reparación posterior, o en un caso muy extremo recurrir al reemplazo total del transformador fuera de servicio; siendo
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así esta situación habría que considerar además la cotización del equipo nuevo, tiempo de entrega, pruebas de funcionamiento antes de puesta en servicio posterior instalación entre otros factores. Son muchas variables a considerar, pero por tratarse de un sistema prioritario, las acciones planteadas ante el peor escenario posible que pudiera hacerse presente deben ser consideradas anticipadamente y no esperar a que llegue a presentarse un suceso de esta magnitud. Es viable contar con el apoyo del personal contratista para labores de mantenimiento como lo analizado anteriormente, pero, depender solo del outsourcing no es recomendable, podría complementarse con personal de mantenimiento interno capacitado y calificado en este tipo de acciones , lo que llevaría a responder a las demandas recurrentes del equipo en cuestión de manera más oportuna. Las descripciones realizadas en este documento pueden ser útiles como referencia para conocer el desempeño y las pruebas aplicables en equipos de media tensión como el estudiado a lo largo del escrito presente. 5.6
Recomendaciones
En base a las actividades que se realizaron durante la estancia en el ININ se emiten las siguientes recomendaciones: - Realizar programación de actividades de mantenimiento de manera previa para identificación de fallas de manera temprana. - Contar con más personal dentro del departamento de Mantenimiento y Obras, calificado para el desarrollo y desempeño de las rutinas de
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mantenimiento necesarias para preservarla vida útil de los activos de la empresa. - Capacitar al personal en las áreas de seguridad e higiene ocupacional ante la realización de toda labor de mantenimiento, implementación de equipo de protección personal completo y acorde al personal encargado del desarrollo de las actividades. - Desarrollo y entrega de reportes después de concluir cada uno de los trabajos realizados, dicho reporte incluirá la descripción del trabajo, equipos o herramienta utilizada, personal involucrado, y firma del personal encargado del área al finalizar cada tarea. -
Cuando personal contratista se encargue del mantenimiento de las
instalaciones al menos un integrante del departamento de mantenimiento deberá verificar las condiciones iniciales del equipo, plan de trabajo a seguir y realizar un reporte de las acciones llevadas a cabo durante la atención del equipo. - Durante la realización de la libranza de la acometida principal y emergente, el personal encargado de su desconexión pertenecía a la compañía Proyelec Ingeniería, personal que tiene la capacidad técnica, sin embargo se hace una observación en este punto; toda libranza debe ser ejecutada por la compañía responsable del suministro eléctrico en este caso Comisión Federal de Electricidad. esto debido a que si este tipo de acciones son repetidas a la brevedad sin tomar las debidas precauciones se puede llegar a ocasionar un problema de magnitud mayor. - Contar con al menos dos extintores de polvo químico seco (PQS) o bióxido de carbono (CO2) cercanos al área de la subestación, en caso de que se
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presente un connato de incendio u otro siniestro de la misma clase el riesgo de quemaduras o daños al equipo podrá minimizarse en cierto grado. - Realizar rotulado de circuitos derivados en gabinetes de subestación receptora en 6KV. Si uno o varios sistemas secundarios llegan a ver afectados sus servicios, la identificación del circuito derivado para su desconexión será más rápida, en vez de desconectar por completo el bus que aloja a los circuitos derivados. - Implementar equipos para inspección profesional en la atención de subestaciones, plantas de emergencia, tableros de control entre otros; entre las técnicas más aplicables en estos sistemas se encuentran ensayos de termografía infrarroja para detección temprana de sobrecalentamientos en equipos o conexiones de un sistema de control. Pruebas de hermeticidad en transformadores por detección de fugas de aceite en cuerpo de transformadores. - El proceso de mantenimiento general de la subestación eléctrica principal involucró la ejecución de pruebas de rigidez dieléctrica al aceite aislante, dicho test fue realizado para cada uno de los equipos después de que las tareas habituales de mantenimiento fueron concluidas (limpieza, lubricación de elementos mecánicos etc…), en mi opinión, el proceso de verificación para el
estado actual del aceite aislante sería mucho más efectivo tomando muestras de aceite inmediatamente después del inicio de las labores de mantenimiento en cada transformador, para descartar la inutilidad del aceite. Por esta situación es recomendable contar con la seguridad que los equipos que requieren centrifugado de aceite estén libres de aceite contaminado, como se mencionó con anticipación estos resultados son proporcionados mediante las pruebas de laboratorio correspondientes.
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ANEXOS
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s a r b O y o t n e i m i n e t n a M e d o t n e m a t r a p e D . o c i f á r g e d e t n e u F
o t n e i m i n e t n a m e d l a u n a a m a r g o r p a i c n e d i v E
–
7 / 0 / 1 O M . P F
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2 e t r a p
s a r b O y o t n e i m i n e t n a M e d o t n e m a t r a p e D . o c i f á r g e d e t n e u F
o t n e i m i n e t n a m e d l a u n a a m a r g o r p a i c n e d i v E
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7 / 0 / 1 O M . P F
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Placa de transformador trifásico, 23KVA 6KVA
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Bibliografía 1.
Enero de 2012, de Portal ININ: http://www.inin.gob
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