Mantenimiento de subestaciones eléctricas en baja, media y alta tensión

Los dispositivos de conmutación, equipos de transformación y los sistema de protección deben estar siempre preparados para operar contra una falla inesperada y se garantizan con el mantenimiento de las subestaciones.

El dispositivo de conmutación que estaba en estado de reposo debe funcionar de inmediato. Para tal operación, es necesario un mantenimiento regular y detallado. La falta de mantenimiento puede provocar una falla en la operación, que incurrirá en costos muy altos.

Los requisitos de mantenimiento de equipos estáticos como transformadores, condensadores, etc. son mucho menores en comparación con otros equipos dinámicos como disyuntores, protecciones, breaker, contactores, motores, etc.

El programa detallado de mantenimiento de las celdas y tableros debe prepararse con intervalos predeterminados entre las inspecciones. 

El período puede ser de uno a tres meses si el dispositivo de conmutación se utiliza con frecuencia y de seis meses a doce meses si el dispositivo de conmutación se utiliza con poca frecuencia.

Después de la operación del interruptor en condiciones anormales, la inspección debe llevarse a cabo tan pronto como sea posible. Además, no es aconsejable cerrar el interruptor durante un período superior a seis meses sin abrir, ya que el mecanismo puede volverse lento y los contactos pueden necesitar limpieza.

El cronograma de mantenimiento de las subestaciones eléctricas suele ser en forma de hojas de registro en las que se tabulan las semanas y los meses del año. Cada equipo en la subestación o la planta cuenta con una columna.

El período de mantenimiento se indica contra cada equipo. Además, cada equipo principal cuenta con una tarjeta de historial, los detalles sobre la inspección, el funcionamiento y las observaciones deberán estar escritos en estas tarjetas.

Los ‘repuestos’ son importantes para el servicio de mantenimiento. Los repuestos se mantienen en stock con un control de inventario adecuado.

El trabajo de mantenimiento se realiza de acuerdo con el cronograma. En caso de trabajos difíciles, se consulta al fabricante. El fabricante proporciona personal capacitado a pedido y los costos necesarios.


Contenido:

Mantenimiento correctivo vs Preventivo

El mantenimiento se clasifica en dos categorías generales de la siguiente manera:

Mantenimiento correctivo de subestaciones

Este se lleva a cabo después de la falla de un equipo. Tal mantenimiento resulta en una interrupción del circuito y suministro. En general, consiste en localizar el problema, repararlo y volver a ponerlo en servicio.

Mantenimiento preventivo de subestaciones

Este se lleva a cabo para asegurar un funcionamiento bueno y eficiente de un sistema y/o equipo. El mantenimiento preventivo se lleva a cabo según el cronograma antes de que se produzca la falla de un sistema o máquina.

Se mantiene un registro de desempeño de cada componente crítico y se toman decisiones básicas sobre la vida útil del componente y el servicio total que ha cumplido. Se realizan reparaciones o reemplazos para garantizar que no ocurra ningún desperfecto en ningún momento durante el servicio.

El mantenimiento preventivo de subestaciones se lleva a cabo de manera planificada, mientras que el mantenimiento de averías se lleva a cabo cuando sea necesario. Para equipo de protección y equipo de conmutación, se recomienda el mantenimiento preventivo porque no se puede permitir la falla de un dispositivo de conmutación.


Inspección, mantenimiento y revisión de equipos en subestaciones

El mantenimiento de subestaciones cubre una amplia gama de actividades destinadas a mantener el equipo en perfectas condiciones de trabajo para realizar su función según las tareas asignadas. La elección de las actividades y el cronograma depende de los requisitos locales.

inspeccion mantenimiento subestaciones electricas

Inspección

Esto se refiere a la actividad de mantenimiento que comprende una observación / escrutinio cuidadoso del equipo sin desmontarlo. Por lo general, incluye controles visuales y operativos.

Servicio

Esto se refiere a la limpieza, ajuste, lubricación y otras funciones de mantenimiento de subestaciones sin desmontar el equipo.

Examen

Esto se refiere a la inspección con el desmantelamiento necesario, las mediciones y las pruebas no destructivas para obtener datos sobre la condición de los componentes / subconjuntos.

Revisión

Esto se refiere al trabajo realizado con el objetivo de reparar / reemplazar partes desgastadas y piezas defectuosas. El equipo y los subconjuntos se desmontan parcial o completamente. La condición de los componentes es inspeccionada.

Las dimensiones de los componentes desgastados se miden. Los componentes gastados más allá del límite aceptable son reemplazados.

El conjunto es seguido por verificaciones y mediciones funcionales para garantizar un funcionamiento satisfactorio.


Pautas para el mantenimiento de los equipos

El requisito de inspección, revisión de servicio y mejoras varía con:

  • Aspectos ambientales como: polvo, humos químicos, humedad / humedad, variaciones de temperatura ambiente, etc.
  • Tipo de operación, frecuencia de operación, corriente nominal.
  • Gravedad del servicio de conmutación, p. Ej. Operaciones repetidas.

El fabricante da unas pautas generales y no es posible obtener un programa de mantenimiento de subestaciones exacto que cumpla con los requisitos locales de cada sitio. Por lo tanto, el programa de mantenimiento de subestaciones se determina después de la inspección periódica inicial en cada sitio.

En caso de tableros de distribución y paneles de control y protección; se debe hacer una distinción entre el mantenimiento de dispositivos fijos como barras colectoras, recintos aislados, etc. y el mantenimiento de dispositivos de conmutación como disyuntores, seccionadores, seccionadores de tierra,  etc. que tengan partes móviles.

Las piezas fijas necesitan inspecciones y revisiones periódicas para eliminar la humedad del polvo, la corrosión, etc. Las piezas en movimiento necesitan una inspección periódica y un reemplazo periódico de las piezas desgastadas. La disponibilidad funcional de los dispositivos de conmutación también debe estar garantizada.

El mantenimiento de los dispositivos de conmutación de las subestaciones eléctricas está relacionado principalmente con el desgaste de los contactos, el deterioro del medio de enfriamiento y los componentes del mecanismo.

Los requisitos de mantenimiento de los interruptores automáticos de vacío y los interruptores SF6 son bastante modestos en comparación con los interruptores automáticos de aceite.

interruptores en SF6 y vacio

En los interruptores automáticos de vacío, el interruptor es una unidad sellada permanentemente y los contactos tienen una larga vida de conmutación.

Los interruptores automáticos tipo Puffer SF6 tienen una larga vida útil y los gases no necesitan ser reemplazados. Por lo tanto, la tendencia actual es utilizar el vacío libre de mantenimiento y los interruptores SF6 .


Periodos y cronograma recomendados de mantenimiento para contactos en equipos de subestaciones

La tabla a continuación ofrece recomendaciones sobre el período de mantenimiento de los contactos y el medio de enfriamiento en términos de número de operaciones de carga y número de operaciones de cortocircuito en la corriente de corte de cortocircuito nominal.

El cronograma debe establecerse para cada sitio, verificando los contactos de un polo cada tres meses y observando la tasa de erosión.

Mantenimiento de los contactos y medios de enfriamiento (TABLA 1)
Tipo de CBMantenimiento del medio de enfriamientoReemplazo de contactosK (ΣI²n)
Cargar * OperaciónOperación de fallaCarga ** OperaciónOperación de falla
Air CB (Interruptor automático en aire)300010 a 15
Bulk Oil CB (Interruptor automático de aceite)20006200062000
MOCB10003100061000
Air Blast CB (Interruptor automático en aire con control de arco)150002515000
SF 6 CB500025150002515000
VCB * (Interruptor en vacio)2000010020000

* Vida útil de 20 años.

** La prueba de resistencia mecánica debe realizarse con un número especificado de operaciones sin carga para confirmar la idoneidad del mecanismo.

Nota:

Durante cada operación de ruptura, el contacto pierde algo de material y el medio de enfriamiento se descompone.

Los productos descompuestos se depositan en las partes aislantes internas de los interruptores automáticos. El deterioro de los contactos y el aislamiento interno es proporcional a K, la suma acumulativa del producto del número de operación de interrupción y el cuadrado de la corriente de ruptura en KA (ΣI²n) y se toma como una guía para la inspección de contactos, aislamiento interno y el medio de enfriamiento.

El valor de K depende del tipo de interruptores automáticos (consulte la tabla anterior y el fabricante).

La vida útil de los contactos se vuelve supuestamente mala después de ciertas operaciones con carga y / o después de despejar fallas en la corriente nominal de cortocircuito, una indicación de esto se muestra en la tabla 2.

Mantenimiento de contactos (TABLA 2)
Tipo de CBLa vida de los contactos
Número de operaciones de carga a corriente de carga nominalNúmero de operaciones de falla a corriente nominal de cortocircuito
VCB (Interruptor en vacio)10,00050-100
SF 64.00015-25
MOCB1,0003-6
Airbreak CB (Interruptor automático en aire)1,0001-6
Air Blast CB (Interruptor automático en aire con control de arco)4.00015-25

Mantenimiento de disyuntores, protecciones o breakers en subestaciones

Los siguientes pasos están involucrados en el mantenimiento de los interruptores automáticos.

interruptores breakers mantenimiento de subestaciones

Inspección general

Observar el interruptor visualmente. Tenga en cuenta la limpieza, los terminales, las conexiones a tierra, las lecturas de los contadores, los niveles del medio de enfriamiento (en caso de interruptor automático de aceite), la presión del medio de enfriamiento en caso de interruptores de circuito SF 6 , etc.

Limpieza y secado

Use CTCL o tricloroetileno u otro agente de limpieza recomendado por el fabricante. El fluido debe ser compatible con la superficie que se va a limpiar.

Use chorro de aire a presión (3 kg / cm²) para la limpieza. Use un paño limpio que no deje fibras o partículas en la superficie.

Se debe tener cuidado para evitar la caída de polvo, partículas de hierro, tuercas, arandelas, etc. dentro del interruptor.

Evite el agua o la humedad durante la limpieza.

El polvo y la humedad internos causan depósitos graduales en la superficie interna, lo que da como resultado un aumento gradual de las corrientes de fuga de la superficie y el flashover interno mediante el seguimiento.

Las superficies de limpieza y deslizamiento deben limpiarse y relubricarse. Antes del montaje del interruptor automático, los componentes de porcelana del soporte del interruptor, etc. deben limpiarse en una atmósfera limpia y seca.

Después del ensamblaje, saque los polos del interruptor para eliminar la humedad, las moléculas de polvo, etc. y luego llene el aceite o el gas SF 6 . Las ranuras en las juntas deben limpiarse con tricloroetileno, para eliminar la grasa y el polvo endurecidos. No se permite polvo, fibras con marcas de tiza, grasa dura, etc. en las ranuras de las juntas.

Las terminales deben limpiarse de polvo, con recubrimiento de óxido si es posible con papel de lija sin partículas de hierro.

El polo del disyuntor se puede secar internamente haciendo circular aire caliente seco o evacuandolo con 2 mm de mercurio. En el caso del disyuntor SF 6 o del disyuntor de vacío revestido de porcelana, el secado de las unidades polares debe realizarse antes de llenar el gas SF 6 o nitrógeno seco. SF 6 gas o seco de nitrógeno no elimina las gotas de agua y polvo depositado sobre la superficie interna. Por lo tanto, es necesario secar y evacuar.

Una pequeña bomba de vacío portátil con manguera de teflón es muy util para e lmantenimiento de los interruptores en las subestaciones electricas.

El interruptor se mantiene en vacío durante unas horas. A continuación, se llena el gas SF 6 / nitrógeno seco. La humedad se elimina debido a la aplicación de vacío. Se recomienda secar antes de llenar con gas fresco SF 6 / nitrógeno / aceite en el contenedor.

Superficie de aislamiento

Inspeccione visualmente, con cuidado para detectar signos de grietas, daños o cualquier otro defecto. Limpie las superficies aislantes internas y las superficies aislantes externas. El aislamiento debe estar libre de defectos eléctricos o mecánicos.

Realice pruebas de medición de resistencia de aislamiento después de la limpieza. La medición de la resistencia de aislamiento proporciona una indicación sobre la salud del aislamiento.

En el caso de los interruptores de aceite, el aislamiento interno debe limpiarse completamente con tricloroetileno, paño limpio y chorro de aire. La deposición de lodo y partículas de carbón y las partículas de polvo, deberá eliminarse antes de volver a armar.

En el caso del interruptor automático SF 6, los productos de descomposición (color gris) se depositan en las superficies internas de los aisladores. Estos no son conductivos cuando están secos.

Si el interruptor automático se desmonta durante una atmósfera húmeda y estas superficies no se limpian antes del montaje, es probable que se produzca una descarga disruptiva interna a pesar de las buenas propiedades del gas SF 6. xterna.

 

Se debe prestar especial atención a las boquillas y las el control de arco, las placas de control de arco. Deben ser limpiados. Si está quemado o desfigurado, reemplácelos.

Después de limpiar y secar, mida la resistencia de aislamiento mediante megóhmetro entre dos terminales de cada interruptor y entre el terminal y la tierra.

Los aislantes de interruptores instalados en áreas altamente contaminadas y costas necesitan limpieza externa frecuente.

Medio de interrupción

Estudie el manual de operación y mantenimiento del interruptor automático. Tenga en cuenta las configuraciones y medidas importantes del contacto móvil, otras partes móviles con referencia a bridas fijas y la tolerancia permitida en los ajustes.

Verifique el toque simultáneo de 3 polos si es posible un cierre lento.

Las actividades principales en el mantenimiento del interruptor incluyen

  • Observación, limpieza, reemplazo de contactos principales / de arco; Boquillas de PTFE, placas de control de arco, etc.
  • Limpieza de otras partes.
  • Sustitución de juntas endurecidas, piezas deslizantes desgastadas.
  • Eliminación de productos descompuestos de carbono / metálicos.
  • Limpieza de sistemas de ventilación para asegurar el paso libre de aceite / gases. Los respiraderos deben estar libres, pero no ampliados.
  • Terminales de limpieza y superficies de contacto deslizantes.
  • Montaje con la configuración adecuada de los componentes.

Mecanismo

Verificar la operación ‘abierto’; ‘cierre’; ‘cierre seguido de apertura’ a nivel local.

Si la operación O, C, CO es satisfactoria, el mecanismo es satisfactorio y no necesita ninguna reparación / mantenimiento importante.

Verifique el contador de operación. Si el mecanismo ha funcionado más de 1000 veces, necesita una observación muy estrecha y puede necesitar revisión.

Verifique el estado de los resortes y los amortiguadores. Dos pruebas importantes para determinar la salud del mecanismo operativo, los polos y la configuración de contacto móvil incluyen:

  • Comprobación de apertura y cierre simultáneos de 3 polos.
  • Verificación de los tiempos sin carga frente a las características de desplazamiento del contacto móvil para las operaciones O, CO, O-CO.

Método de obtención de la característica de desplazamiento en el tiempo sin carga

En el caso de los polos MOCB o SF 6 CB, esta característica es extremadamente importante porque la capacidad de corte está relacionada con las características de tiempo / viaje del contacto móvil.

La característica de no carga proporciona una indicación suficiente sobre la salud de los contactos del mecanismo.

Para una interrupción satisfactoria, el contacto móvil debería abrirse y funcionar con una característica óptima. xcesiva entre las piezas deslizantes.

xcesiva o poca energía del mecanismo de operación durante la apertura.

Medición de la resistencia de contacto

La resistencia entre los terminales de cada interruptor y cada polo se mide con un medidor de microohmios. La resistencia debe estar dentro de unas pocas decenas o micro-ohmios. Un par de contactos tiene una resistencia de aproximadamente 15 μΩ.

La resistencia de contacto es inversamente proporcional a la presión de contacto. La baja presión de contacto puede deberse a resortes o contactos desgastados.

La alta resistencia de contacto causa un calentamiento excesivo de los contactos al transportar la corriente normal y la posible soldadura durante el cortocircuito.

Ensamblaje mecánico

Verifique que todos los pernos y tuercas estén en su posición y verifique su ajuste. Revise los circlips, los pasadores de división. Limpie y lubrique con moderación.

Los amortiguadores de aceite deben verificarse para el nivel y la operación actuales.

Limpie inspeccione y reemplace las piezas desgastadas durante las revisiones. En el caso de un mecanismo accionado por resorte, revise las ruedas de trinquete y las gabetas para ver si hay dientes rotos o astillados.

Las válvulas del mecanismo neumático o el mecanismo hidráulico no deben ser perturbadas a menos que las pruebas de diagnóstico indiquen la necesidad de su reajuste.

Uniones interpolares

Para garantizar el funcionamiento simultáneo de 3 polos (dentro de una discrepancia de polos de 5 ms), los enlaces interpolares deben verificarse para detectar el deterioro de los resortes y otros componentes.

Se deben verificar los pasadores, los circlips, los pernos de tuerca, etc. Verifique que las fijaciones estén apretadas y que los pivotes estén seguros.

El registro de tiempo / viaje de 3 polos graficado en la grabadora UV puede revelar la mala operación del mecanismo, el enlace interpolar, los salpicaderos, etc., como se describió anteriormente.

Los lubricantes encubiertos deben eliminarse de superficies deslizantes y rodantes. Las partes deben volverse a lubricar según las instrucciones del fabricante.

Los contactos móviles de cada fase deben encontrarse con el contacto fijo prácticamente de forma simultánea. Un método eléctrico para verificar los contactos se ilustra en la figura 1.

Se requiere de un suministro de baja tensión y lámparas. El encendido simultáneo de las lámparas indica la creación simultánea de contactos.

Verificación y mantenimiento de otros accesorios importantes

Conexiones principales

Asegúrese de mantener un buen contacto y de que las conexiones sean correctas y seguras.

Cableado y fusibles secundarios

Asegure las conexiones herméticas y seguras, la limpieza y la ausencia de polvo y humedad. El calentador en el gabinete se debe revisar y reparar, si es necesario.

Conexión a tierra

La conexión a tierra principal y secundaria debe ser hermética y libre de polvo y óxido.

Calentador

El calentador provisto en el gabinete de control debe estar en condiciones de trabajo.

Obturadores de seguridad

El mecanismo de persianas en el tablero de media tensión revestido de metal debe verificarse después de sacar la unidad extraíble y desenergizar las barras colectoras.

Barras y cámaras de barras

Las barras colectoras y las cámaras de la barra colectora deben revisarse en cuanto a la limpieza de los aislantes, la estanqueidad de las juntas y la ausencia de polvo, humedad e insectos / materiales extraños, etc. No debe haber juntas sueltas o signos de sobrecalentamiento, derretimiento de chispas.

Conmutadores Auxiliares, Indicadores y Enclavamientos

Los interruptores auxiliares se mantendrán limpios y en buen estado porque el funcionamiento correcto de otros elementos del equipo, incluido el equipo de protección, depende del interruptor auxiliar.

Inspeccione los contactos y limpie o renueve si es necesario, donde sea posible, verifique la fuerza de contacto correcta y el tiempo correcto de los contactos. 

Se inspeccionarán los dispositivos de indicación tales como indicadores mecánicos de ENCENDIDO y APAGADO, semáforos, etc. para garantizar que estén en buen estado y funcionen correctamente.

Los enclavamientos y dispositivos de bloqueo deben recibir una atención especial, especialmente los asociados con instalaciones de puesta a tierra y pruebas. 

Un dispositivo defectuoso o desgastado puede resultar en una condición peligrosa por eso es importante en el mantenimiento de subestaciones. Se debe verificar que cualquier operación incorrecta sea inhibida satisfactoriamente, lubrique según sea necesario.

Se debe prestar especial atención a la sincronización requerida de los contactos auxiliares que controlan el circuito de disparo.

Aislamiento de contactos

Limpie e inspeccione para detectar signos de sobrecalentamiento, renueve o reacondicione si es necesario, lubrique según sea necesario.

Dispositivos de sobrecarga y relés de protección

El mantenimiento de rutina debe llevarse a cabo a intervalos correctos.

Instrumentos y transformador de protección

El mantenimiento de rutina debe llevarse a cabo de acuerdo con las instrucciones.

Relés de control

Inspeccione las piezas mecánicas para ver si se mueven libremente con el control y el solenoide principal o el circuito del motor aislado. Inspeccione contactos y renueve, si es necesario.

Cualquier trenza flexible debe ser inspeccionada, especialmente por deshilachado en las terminaciones, y renovada si es necesario. 

Donde estén expuestos a la atmósfera externa, las trenzas se tratarán con un compuesto protector adecuado que no perjudique su flexibilidad.

Manómetros e interruptores de presión

Las lecturas de los manómetros se comparan con un manómetro estándar. El funcionamiento de los interruptores de presión debe verificarse contra su ajuste.

Verificación final  

Antes de volver al servicio después de la revisión, el interruptor está sujeto a comprobaciones operacionales realizando operaciones de C, O, CO desde el gabinete de control local y desde la sala de control.

Se verifica el toque simultáneo de los contactos de tres fases. La resistencia de aislamiento se mide entre los terminales del interruptor abierto y entre el terminal inferior y la tierra. La resistencia de aislamiento del cableado auxiliar también se mide.

Tarjeta de registro de mantenimiento de subestaciones típica

La tarjeta de historial se guarda para cada interruptor de circuito y deberá contener:

  • Disyuntor Serial:
  • Funcionamiento:
  • Año de fabricación :
  • Calificación:
  • Capacidad de Amperaje:
  • Corto circuito:
  • Fecha de inspección:
  • Número de permiso para trabajar:
ComponenteObservaciónAcción tomadaIniciales designación interruptor
Mecanismo   
Conexiones (Barras)   
Medio de extinción   
Contactos principales   
Contactos de extinción de arcos   
Terminales   
Verificación final   

 

Mantenimiento de los interruptor automático o disyuntor Air Break (En aire), Fusegear (Fusibles) para baja y media tensión

El cronograma de mantenimiento depende de la frecuencia de las operaciones de carga y las operaciones de falla. Para operaciones frecuentes de carga / operaciones de falla, el requisito de mantenimiento es alto.

Para una instalación en interiores sin polvo con operaciones de carga infrecuentes, se recomienda el siguiente cronograma.

  • Inspeccione con la mayor frecuencia posible con un intervalo máximo de 12 meses.
  • Examinar a intervalos de 5 años.
  • Revisión general cuando el examen, el diagnóstico y las pruebas indican necesidad. Intervalo máximo de 15 años.
Mantenimiento para interruptor de circuito de aire y equipo de conmutación
Operación de mantenimientoMinuta de rutinaMantenimiento posterior a fallas
InspecciónExamen y revisión
Controles operacionales.xx 
Inspección visual.xxx
Limpieza. xx
Resistencia de aislamiento.xx 
Caja del interruptor automático. xx
Contactos principales / arcos. xx
Dispositivos de control de arco y barreras de interfase. x 
Mecanismos.  x
Interruptores auxiliares, dispositivos indicadores y enclavamientos. x 
Aislando contactos. x 
Dispositivos de sobrecarga y relés de protección.xxx
Instrumento y transformadores de protección. x 
Control de relé. x 
Conexión principal x 
Cableado y fusibles secundarios. x 
Conexión a tierra. x 
Calentadores. x 
Persianas.xx 
Caños de distribución. x 
Cámara de barras y barras colectoras. x 
Escudos del clima. x 
Verificación finalxxx
Mantenimiento de equipos auxiliares. x 
Pruebas de diagnóstico x

Mantenimiento de interruptores o disyuntor de vacío

El interruptor de vacío está sellado de por vida y no requiere ningún reemplazo de contactos para varias miles de operaciones de carga y aproximadamente 50 operaciones en cortocircuito nominal.

interruptor de vacio mantenimiento subestaciones electricas 2

El mecanismo necesita lubricación periódica según lo recomendado por el fabricante. Las otras partes necesitan limpieza e inspección general. Los detalles se dan en la Tabla a continuación:

Mantenimiento para interruptor automático al vacío
Operación de mantenimientoMantenimiento de rutinaMantenimiento posterior a fallas
InspecciónExamen y revisión
Control operacional x 
Inspección general x 
Limpieza xx
Dispositivo de apertura x 
Aislamientoxx 
Recinto del interruptor automático (Interruptor) x 
Conexiones principales x 
Cableado y fusibles secundarios x 
Mecanismo x 
Interruptores auxiliares, dispositivos indicadores y enclavamientos x 
Persianasxx 
Caños de distribuciónxxx
Aislar contactosxx 
Interruptor de vacío xx
Dispositivo de distribución de aislamiento y puesta a tierra x 
Conexión a tierraxx 
Dispositivos de sobrecarga y relés de protecciónxx 
Transformadores de protección del instrumento x 
Relés o contratos de control x 
Barras y cámaras de barras x 
 Verificación finalxx

Mantenimiento de interruptores o disyuntor en SF6

Durante el mantenimiento periódico, la muestra de gas del interruptor automático SF 6 se recoge y prueba en busca de humedad y otras impurezas (IEC 376). El gas circula por filtros que contienen alúmina activada.

interruptor de sf6 mantenimiento subestaciones electricas

La alúmina activada absorbe las impurezas como la humedad S 2 F 2 , SF 4, etc. El gas se puede usar nuevamente después de la regeneración.

Para la instalación y el mantenimiento del interruptor de circuito SF 6 , se necesita una unidad de manejo de gas. Esto consiste en una bomba de vacío, válvulas, tuberías, un compresor y un tanque de servicio.

El gas SF 6 en el interruptor se descompone durante el proceso de enfriamiento. La mayoría de los fluoruros inferiores se recombinan, pero algunos permanecen (S 2 F 2 , SF 4 etc.) en la forma descompuesta.

En parte son absorbidos por filtros de alúmina activados y disipadores. El gas SF 6 sometido a arcos se vuelve corrosivo y tiene mal olor. No debe inhalarse o dejarse en la atmósfera. Se recoge en el tanque de servicio de la unidad de manejo de gas por medio del compresor.

Los polos del interruptor no se desmantelan antes de sacar el gas SF 6 en el tanque de servicio de la unidad de manejo de gas.

Los cilindros de reserva de gas SF 6 en cantidad suficiente se deben arreglar por adelantado antes de comenzar el trabajo de mantenimiento de los interruptores automáticos SF 6.

Si la subestación tiene solo unos pocos interruptores de circuito SF 6, la unidad de manejo de gas más pequeña es adecuada. Para grandes subestaciones que tienen varios equipos llenos de SF 6, se necesita una unidad de manejo de gas más grande.

También se recomienda un laboratorio químico para probar el gas SF 6 .

La unidad de polos e interruptor

En un intervalo adecuado, se debe examinar un interruptor por polo para establecer la velocidad de quemado y la erosión de los contactos y el estado general a fin de evaluar la necesidad de un mantenimiento adicional, etc.

Este trabajo debe llevarse a cabo en seco las condiciones climáticas y tomar las precauciones para evitar la entrada de cualquier suciedad húmeda en las unidades polares.

La quema leve de contactos de cobre o aleación de cobre no debe causar ningún problema, pero la quema más intensa debe eliminarse con una lima fina (no se debe usar papel de esmeril o carborundo).

La aleación de cobre y otros contactos metálicos resistentes al arco deben inspeccionarse para detectar cualquier signo de quema excesiva.

En general, se puede tolerar una combustión considerable de contactos antes de que sea necesario reemplazarlos, pero se recomienda que cuando los contactos requieran un vendaje, se elimine la cantidad mínima de material y se mantenga el perfil recomendado por los fabricantes.

Es imperativo que la fuerza entre contactos no se reduzca sustancialmente. Cualquier quemadura lejos del área de arco debe ser notada e investigada.

Los contactos de transferencia deben inspeccionarse para detectar signos de quemaduras y limpiarse según sea necesario.

La boquilla del interruptor generalmente está hecha de PTFE. Debe examinarse en busca de quemaduras excesivas o erosión, y esto se puede hacer en comparación con una nueva boquilla. En general, las dimensiones y el perfil de la boquilla no son tan críticos en el interruptor de circuito SF 6 y, por lo tanto, se puede tolerar una mayor erosión de la cantidad antes de que sea necesario reemplazarla (5%). Sin embargo, las recomendaciones de los fabricantes a este respecto deben seguirse cuidadosamente.

El aislamiento adyacente al área de arco debe limpiarse según sea necesario. La quema de este aislamiento indicará un arco perdido y, si se encuentra, debe investigarse.

Todo el interruptor se llena generalmente con polvo fino de erosión de boquilla de teflón combinado con fluoruros de material de contacto. Este polvo es aislante cuando no está expuesto al gas SF 6.

Inmediatamente después del desmantelamiento del interruptor, este polvo absorbe la humedad y se convierte en conductor. Por lo tanto, debe eliminarse completamente por medio de chorro de aire o paño.

Esta limpieza es esencial en caso de interruptores automáticos. Si se monta sin limpieza, la resistencia de aislamiento disminuye y se produce una descarga disruptiva interna durante la posición cerrada normal entre la parte activa y la tierra debido al seguimiento de la superficie a lo largo del aislamiento interno.

Los pasos importantes en el mantenimiento del interruptor automático SF 6 incluyen la limpieza interna y el reemplazo del gas SF 6 . Los enlaces operativos no deben ser alterados a menos que las pruebas de diagnóstico o un examen visual indiquen que es necesario. Las dimensiones de configuración deben ser verificadas.

Filtros

Los filtros y/o disipadores se instalan en el interruptor automático SF 6 para filtrar o absorber algunos de los productos de descomposición.

Como última operación antes de cerrar las cámaras del interruptor automático, los filtros y disipadores deben reemplazarse.

Mantenimiento para Disyuntores SF 6
Operación de mantenimientoMantenimiento de rutinaMantenimiento posterior a fallas
InspecciónExamen y revisión
Controles operacionalesxx 
Inspección generalxx 
Limpieza xx
Dispositivo de apertura (viaje)xx 
Recinto del interruptor automático x 
Sistema de gasxx 
Gas de hexafluoruro de azufrexxx
Aislamientoxxx
Quiosco de control localxx 
Manómetros x 
Presostatos x 
Conexión principal x 
Cableado y fusibles secundarios x 
Conexión a tierra x 
Calentadores de gas SF6 x 
Enlaces interpolaresxx 
Mecanismo principal x 
Interruptores auxiliares, dispositivos de indicación e interbloqueos x 
Interruptores xx
Presion recipientes x 
Filtros y  disipadores x 
Dispositivos de sobrecarga y relés de protecciónxx 
Instrumento y transformadores de protección   
Control de retransmisión x 
Barras de bus y cámaras de barra colectora x 
 Verificación finalxxx

Mantenimiento de SF 6 CB en GIS para subestaciones

Después de interrumpir 25 cortocircuitos a la capacidad de corte nominal o después de 5000 interrupciones a corriente nominal o carga parcial, el interruptor de circuito debe revisarse.

Por esta razón, los interruptores están diseñados de manera que se pueden quitar fácilmente de la instalación.

Después de desconectar y poner a tierra el interruptor, primero se bombea el gas. Luego se puede abrir la carcasa que contiene el mecanismo operativo, situado en un extremo.

Todos los elementos operativos, dispositivos de disparo, contactos auxiliares, etc. ahora son accesibles. Las cámaras de extinción pueden retirarse del tanque con un dispositivo especial, habiendo retirado primero la cámara de aislamiento conectada a la carcasa que contiene el mecanismo de operación.

Las partes del interruptor y los aisladores se deben limpiar con mucho cuidado, esta tarea se realiza fácilmente. Después de volver a armar el interruptor, primero se debe evacuar antes de volver a llenarlo con gas SF 6.

Tan pronto como el interruptor haya pasado su prueba funcional, puede volver a ponerse en servicio.

Problemas probables y controles periódicos esenciales para evitarlos

Los puntos a verificar durante el mantenimiento de subestaciones periódico incluye lo siguiente

  • Circuito de disparo y suministro de la batería. El mantenimiento del circuito de disparo y el suministro de la batería es esencial para el funcionamiento satisfactorio de todos los relés de protección.
  • La batería debe inspeccionarse diariamente para determinar el voltaje correcto, la gravedad específica, etc., y debe mantenerse en carga lenta. Los conectores entre células deben estar en buenas condiciones. Debe haber una lámpara piloto o una indicación de alarma para llamar la atención del operador, si la tensión de la batería de la bobina de disparo cae por debajo de ciertos límites.
  • El nivel de electrolito debe mantenerse de 10 a 15 mm por encima de las placas para la reacción adecuada de los constituyentes.
  • No se debe permitir que la tensión del terminal de la celda caiga por debajo de 1,8 V.
  • La batería debe cargarse a su capacidad nominal para aumentar su eficiencia.
  • No permita que la batería permanezca en estado semi-descargado durante mucho tiempo, de lo contrario se reducirá la vida útil de la batería.
  • No se debe usar ácido sulfúrico comercial, de lo contrario los componentes activos se dañarán muy pronto.
  • Use agua destilada para rellenar el nivel de electrolito.
  • Evite la carga excesiva, ya que reduce la vida útil de la batería.
  • El plomo desnudo y aislado debe pintarse con pintura recomendada para evitar cortocircuitos accidentales.
  • La batería debe mantenerse limpia y seca, y la sala de baterías debe estar bien ventilada para evitar la asfixia.
  • Si cae ácido de la batería, límpiela con un trapo húmedo y séquela completamente para evitar que se dañen.
  • Los postes y conectores terminales deben estar limpios y libres de corrosión para aumentar la vida útil de la batería.
  • Las tuercas y los pernos de los conectores de las celdas deben mantenerse apretados y untados con vaselina para evitar la oxidación.
  • No debe dejarse en estado de descarga por mucho tiempo, de lo contrario, se producirán los defectos de la sulfatacion.
  • La fase de resistencia de aislamiento a tierra de cada polo debe ser superior a 2 000 MΩ, (hasta 1,1 kV); 10 000 MΩ por encima de 36 kV.
  • El mecanismo de funcionamiento del interruptor automático debe estar en buenas condiciones de trabajo tanto mecánicamente como eléctricamente.
  • La presión de contacto es importante. Cuando la presión de contacto es suficiente, incluso un contacto de línea puede pasar la corriente normal sin sobrecalentamiento. La resistencia de la unidad polar debe ser inferior a 50 μΩ.
  • Cada relé debe probarse una vez cada seis meses, con un conjunto de pruebas adecuado y los registros de tales pruebas deben registrarse en un registro de mantenimiento de las subestaciones. Durante las pruebas, se debe realizar una verificación si la sobrecarga o la configuración de tiempo requieren cambios debido al aumento o disminución de las condiciones de carga desde la fecha de la última prueba.

Tabla de problemas comunes, causas y correcciones

Problemas comunes y acciones correctivas en el mantenimiento de subestaciones
ProblemaPosibles causasPosibles acciones correctivas
1. Baja resistencia de aislamiento (por debajo de 2 000 MΩ) entre
  • Terminal de fase y bastidor con conexión a tierra, con el interruptor cerrado
  • Terminales de fase de un polo.
  • Humedad
  • Superficie de aislamiento sucia interna y / o externa
  • Partículas de carbono / cobre en la superficie interna
  • Haga circular aire seco o aceite seco a través del poste del interruptor durante 4 a 6 horas.
  • Desmontar, limpiar, volver a montar La resistencia de aislamiento debe ser superior a 2 000 MΩ, para 1,1 kV y superior a 10 000 MΩ por encima de 36 kV
2. Resistencia entre terminales de polo demasiado alto (por encima de 100 μΩ) (15 μΩ por unión)
  • Presión de contacto reducida
  • Conexiones sueltas
  • Superficie de contacto dañada debido a operaciones repetidas
  • Falta de contacto entre contactos
  • Película de óxido en la superficie de contacto
  • Desmontar, reparar y montar de nuevo. Si es necesario, reemplace los contactos
3.Un barrido de contacto desigual y recorrido en 3 polos medidos desde la superficie superior de la brida del interruptor y la punta de contacto mediante una simple varilla con
  • interruptor abierto
  • interruptor cerrado
  • Erosión de contacto debido a operaciones de carga repetida o operaciones de cortocircuito
  • Longitud desigual debido a ajustes incorrectos de los enlaces (control)
  • Inspeccione las puntas de contacto
  • Reemplazar si está muy erosionado
  • Ajuste el contacto si las longitudes son desiguales en tres polos.
4. Uno de los polos no se cierra.
  • Barra de tracción para contacto dañado
  • Uno de los enlaces de ese polo roto
  • El contacto de ese polo se dañó severamente.
  • Desmontar el sistema y reparar el defecto.
5.El funcionamiento del ralentizador es demasiado lento durante la apertura (el tiempo desde el comando de disparo hasta el instante de separación de contacto es demasiado grande (60 ms en lugar de 40 ms)
  • Rozamiento excesivo en la unidad polar.
  • Contacto con agarre alto
  • La operación de la bobina de disparo es lenta.
  • Bajo voltaje de la batería, por lo tanto, mayor tiempo de captación de la bobina de disparo.
  • Identifica la causa
  • Toma medidas correctivas.
6.Breaker no funciona con el comando eléctrico.
  • Circuito de control abierto
  • Circuito de control abierto
  • Trip latch / boil defectuoso
  • Si el interruptor funciona con la operación manual de liberación de disparo, el mecanismo está bien

  • Revise el circuito de control
  • Verifique el resorte de cierre visualmente
  • Identificar la causa y tomar medidas correctivas
  • Verifique el suministro al motor de cambio de resorte.
  • Controle los interruptores de presión, los relés y el cableado de control.

Mantenimiento de transformadores en aceite en subestaciones

Los transformadores darán servicio sin problemas durante largos períodos de tiempo, si se presta atención a los puntos enumerados a continuacion.

transformador en aceite mantenimiento de subestaciones

El registro adecuado de todas las observaciones y operaciones de reparación y mantenimiento advertirá de cualquier problema inminente.

Acidez

Los ácidos se forman en el aceite del transformador durante la operación. Su formación es particularmente rápida a temperaturas de funcionamiento superiores a 75 ° C.

Los ácidos son de naturaleza corrosiva y dañan los devanados, el núcleo, el tanque, etc. También son responsables de la formación de lodo.

La acidez es expresada en términos del número de miligramos de hidróxido de potasio necesarios para neutralizar los ácidos libres totales en un gramo del material.

Los límites recomendados para la acidez son los siguientes:

Acidez por debajo de 0,5 mg de KOH / g.Permisible.
Acidez entre 0.5 y 1.0 mg de KOH / g.Mantenga el aceite bajo observación.
Acidez por encima de 1,0 mg de KOH / g.Descartar el aceite

La acidez del aceite debe verificarse cada dos años para transformadores de hasta 1 000 kVA de capacidad y anualmente para transformadores superiores a este tamaño.

El período real puede variar según la gravedad del servicio y la observación de los resultados. Esta prueba no se puede realizar en transformadores montados en poste debido al costo involucrado. El procedimiento detallado para determinar la acidez se encuentra en IS 1866: 1960.

Programa de mantenimiento recomendado

Programa de mantenimiento recomendado de transformadores (subestaciones atendidas, en interiores o al aire libre)
Frecuencia de inspecciónArtículos a ser inspeccionadosObservaciones
(1) Diariamente
  1. Temperatura ambiente, temperatura del devanado, temperatura del aceite, carga, voltaje.
  • Ajuste la carga si la temperatura es alta.
(2) Mensual
  1. Nivel de aceite
  2. Diafragma de alivio.
  3. Respirador deshidratante. Verifique que las conexiones aéreas estén libres. Verifique el color del gel de sílice, que debe ser azul.
  • Si es bajo, rellene con aceite. Busque cualquier señal de fuga.
  • Reemplazar si está roto.
  • Cambiar si el color es rosa.
(3) trimestralmente
  1. Lubrique los cojinetes, etc. de ventiladores, bombas circulantes, etc.
  • Reemplazar si es necesario
(4) Semestral
  1. Verifique el aceite para determinar la resistencia dieléctrica y la presencia de humedad.
  2. Revise aisladores, etc.
  3. Verifique las cajas de cable.
  • Filtra o cambia el aceite según sea necesario.
(5) Anualmente
  1. Verifique la acidez y el lodo, si es posible.
  2. Verifique relés, alarmas, contactos, etc.
  3. Verifique la resistencia de tierra.
  4. Controle los pararrayos.
  • Filtra o reemplaza, si es necesario.
(6) Cinco veces al año
  1. Inspección general, incluida la elevación del núcleo y las bobinas.
  • Lave con agua y aceite limpio.

Notas:

La tabla anterior es solo indicativa y las pruebas se pueden realizar a intervalos más frecuentes dependiendo de la gravedad del servicio.

La temperatura y la calidad del aceite son los factores muy importantes para determinar la vida útil y el rendimiento de un transformador. La resistencia de la tierra debe verificarse dos veces al año, una vez en la estación seca y calurosa y una vez en cualquier otro momento del año.

Programa de mantenimiento de la subestación desatendida al aire libre
PeríodoArtículos a verificarAcción
Trimestral
  1. Limpie los arbustos de toda la suciedad y el aceite.
  2. Examine la condición de los interruptores y apriete las conexiones.
  3. Busca cualquier fuga
  4. Verificar el estado del gel de sílice. (Ver que los conductos de aire en el deshidratador esten libres).
  5. Verifique el nivel de aceite y recargue, si es necesario
  6. Busque equipos rotos.
 
Anual
  1. Verifique la resistencia dieléctrica del aceite.
  2. Verifique la resistencia de tierra.
  3. Controle los pararrayos.
Filtrar o reemplazar, según convenga.
Cinco por año
  1. Tanque abierto para limpieza y montaje.
Lave con aceite limpio.

Cuidado y mantenimiento de puesta a tierra

  • Verifique la resistividad de la tierra durante la estación seca semestralmente y mantenga y compare los registros con lecturas previas.
  • El agua se debe verter a intervalos regulares durante la estación seca en las pequeñas subestaciones.
  • Cuando el sistema se expanda, el sistema de puesta a tierra también debe expandirse usando un electrodo de tierra adicional y un cable de tierra por separado.
  • Los electrodos y el conductor de continuidad de tierra utilizados en el circuito deben ser del mismo material, es decir, cobre.
  • Verifique la conexión a tierra y apriétela adecuadamente.
  • Pase el conductor de continuidad de tierra a través del tubo galvanizado para evitar daños.
  • Inspeccione los conductores de continuidad de tierra rotos u oxidados y reemplácelos con el tamaño adecuado.
  • La resistencia de tierra del siguiente equipo debe medirse durante la parte más seca del año:
    • Cuerpo de transformador y otras partes de metal.
    • Pararrayos
    • Neutro del transformador
    • Se puede agregar una mezcla de sal y agua para mejorar la resistencia de la tierra.
    • En la tierra corrosiva, el electrodo de acero-cobre debe reemplazarse por un electrodo de obre-cobre.
    • El conductor de continuidad de tierra debe estar correctamente soldado con el electrodo de tierra.
    • Evite cualquier unión desde el conductor de puesta a tierra.

Medición de resistencia de aislamiento

Es responsabilidad del usuario asegurarse que el aislamiento del interruptor eléctrico haya sido probado y el resultado registrado antes de la puesta en servicio del equipo.

Durante la vida útil de los equipos eléctricos, las pruebas de resistencia de aislamiento darán una buena indicación de la condición del equipo y si se registran estas pruebas pueden ayudar a decidir los requisitos de mantenimiento para todo el equipo.

Las mediciones de resistencia de aislamiento entre los polos y la tierra son comparativamente fáciles de realizar y son las más adecuadas para las pruebas de rutina, pero para facilitar su correcta interpretación, los métodos sistemáticos de prueba y registro son esenciales.

Las pruebas de resistencia de aislamiento son estrictamente comparativas, ya que para cada elemento probado, un valor de rechazo solo se puede fijar sobre la base de la experiencia en comparación con resultados anteriores. Por esta razón, el equipo y los métodos de prueba utilizados deben ser los mismos en cada ocasión.

Los valores de prueba obtenidos deben registrarse en una forma estándar diseñada para este fin, junto con la humedad y la temperatura en el momento de la prueba, y en general, una disminución constante de la resistencia de aislamiento durante un período de tiempo es una indicación de deterioro más confiable que es un valor relativamente bajo que permanece razonablemente constante.

En piezas largas de aislamiento, como varillas de tracción en algunos interruptores, el deterioro puede no ocurrir uniformemente y las medidas de resistencia tomadas en toda la longitud pueden no revelar un deterioro localizado. Se debe prestar especial atención a las barras de tracción de los interruptores automáticos.

Siempre que sea posible, se debe permitir que el aislamiento a probar alcance la temperatura ambiente antes de que se realicen las pruebas de resistencia.

Durante la revisión del equipo eléctrico, la superficie de aislamiento debe limpiarse con tricloroetileno, aire comprimido limpio.

La resistencia de aislamiento se mide por megóhmetro (megóhmetro). El megger comprende un medidor de megaohmios con un generador de cd incorporado.

La lectura mínima es cero y el máximo es infinito. La escala está en megohms. Los dos terminales del megger están conectados a través del aislamiento, es decir, uno al conductor y otro al cuerpo de tierra.

Para aparamenta HV (Alto voltaje), se prefiere un megger de 1 000 V o 5 000 V (DC). La resistencia de aislamiento del interruptor automático HV es muy alta (más de 10 000 MΩ). La resistencia de aislamiento del circuito de control, circuito de disparo, circuito de relé, circuito secundario, etc. se mide con megóhmetro de 500 V. El valor obtenido no debe ser inferior a 1 MΩ.

Para el circuito primario, la resistencia de aislamiento se prueba con el interruptor cerrado; entre el terminal inferior y el bastidor con conexión a tierra para cada interruptor. Con el interruptor abierto, la resistencia de aislamiento se mide entre los terminales de cada interruptor.

El voltaje de prueba que se puede aplicar al aislamiento primario al realizar la prueba de resistencia varía de acuerdo con la clasificación de voltaje del interruptor y se muestra en la tabla a continuación.

Tabla con voltajes de prueba

Voltajes de prueba
Clasificación de sistema trifásico de aislamiento primario de aparamentaTensión de prueba recomendada para la prueba de resistencia de aislamiento (a tierra y entre fases) kV (CC)
Hasta 1 kV1
Por encima de 1 kV a 3.6 kV2
Por encima de 3.6 kV a 12 kV5
Por encima de 12 kV5
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