memoria de estadia
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DEL VALLE DE TOLUCA
CARRERA MANTENIMIENTO INDUSTRIAL
M E M O R I A
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE:
INGENIERO EN MANTENIMIENTO INDUSTRIAL
P R E S E N T A :
I S A I V A Z Q U E Z A L F R E D O
ASESOR:
ING. JOSÉ ANTONIO MEDINA GONZÁLEZ
2012
“SERVICIOS DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO
ELECTROMECÁNICO EN SUBESTACIÓN ELÉCTRICA PRINCIPAL”
2
3
DEDICATORIAS
A mi familia
Mis padres
Nicolás Vázquez Solís e Hilda Alfredo Mendoza
Mis hermanos
Edén Esperanza, Nicolás, Eliezer y Noel.
A Dios
A mis amigos
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.
Son mi inspiración para seguir adelante día
con día, no los defraudaré.
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.
Gracias por compartir una gran variedad de
momentos memorables durante nuestra
educación profesional.
4
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, 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 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.
5
ÍNDICE
RESUMEN ....................................................................................................................... 10
SUMMARY ....................................................................................................................... 11
INTRODUCCIÓN ............................................................................................................. 12
Objetivos .......................................................................................................................... 13
Objetivo general. .............................................................................................................. 13
Objetivos específicos ...................................................................................................... 13
Planteamiento del problema ............................................................................................ 13
Justificación ..................................................................................................................... 14
Alcances ........................................................................................................................... 14
CAPÍTULO I
MARCO CONCEPTUAL ................................................................................................. 15
1.1 Definiciones .......................................................................................................... 16
1.1.1 “Desarrollar”. ......................................................................................................... 16
1.1.2 “Implementar” ........................................................................................................ 16
1.1.3 “Rutina” ................................................................................................................. 17
1.1.4 Inspección ............................................................................................................. 17
1.2 Tipos de mantenimiento ....................................................................................... 17
1.2.1 “Mantenimiento Preventivo” .................................................................................. 17
1.2.2 “Mantenimiento Correctivo” .................................................................................. 18
1.2.3 “Mantenimiento Predictivo” ................................................................................... 18
1.2.4 “Mantenimiento Proactivo” .................................................................................... 19
1.2.5 “Mantenimiento Creativo” ..................................................................................... 19
1.2.6 “Mantenimiento Autónomo” .................................................................................. 19
1.2.7 “Mantenimiento Cero Horas (Overhaul)” .............................................................. 20
1.2.8 “Mantenimiento en Uso” ....................................................................................... 20
CAPÍTULO II
MARCO CONTEXTUAL.................................................................................................. 21
2.1 Datos de la empresa ............................................................................................. 22 2.1.1 Croquis de ubicación ....................................................................................... 23
2.2 Historia del instituto .............................................................................................. 24 2.2.1 Misión .............................................................................................................. 25
2.2.2 Visión ............................................................................................................... 25
2.2.3 Políticas de calidad ......................................................................................... 26
2.3 Instalaciones ......................................................................................................... 27 Planta de irradiación Gamma ......................................................................... 28
Banco de tejidos radio-esterilizados ............................................................... 28
6
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
2.4 Clientes potenciales .............................................................................................. 31
2.5 Diagrama organizacional ...................................................................................... 32
CAPÍTULO III
MARCO TEÓRICO .......................................................................................................... 33
3.1 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA .................................................... 34
3.1.1 Subestación eléctrica ............................................................................................ 34
3.1.2 Generalidades ....................................................................................................... 34
3.1.3 Tipos de subestaciones ........................................................................................ 35
3.1.4 Clasificación de las subestaciones ....................................................................... 35
a) Subestaciones aisladas por aire .......................................................................... 35
b) Subestaciones tipo intemperie ............................................................................. 35
c) Subestaciones tipo interior ................................................................................... 35
d) Subestaciones aisladas por SF6 (hexafloururo de azufre) ................................. 35
3.2 Componentes de una subestación ...................................................................... 36
3.2.1 Equipo primario ..................................................................................................... 36
3.2.2 Elementos de una subestación ............................................................................ 36 * Seccionador. ............................................................................................................. 36
* Disyuntor. .................................................................................................................. 36
* Autotransformadores. ............................................................................................... 36
* Pararrayos. ............................................................................................................... 37
* Cuchillas. .................................................................................................................. 37
* Fusible. ..................................................................................................................... 37
* Sistema de tierras. .................................................................................................... 37
* Transformador de potencia. .................................................................................... 37
* Transformadores de corriente. ................................................................................. 37
3.3 Transformadores................................................................................................... 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
7
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 Pruebas adicionales ............................................................................................. 46
3.7.1 Aceite aislante. ...................................................................................................... 46
3.7.2 Inspección del alambrado de control.................................................................... 47
3.7.3 Relación de transformación. ................................................................................. 47
3.7.4 Perdidas en el hierro y por ciento de corriente de excitación. ............................. 47
3.7.5 Potencial aplicado. ................................................................................................ 47
3.7.6 Potencial inducido. ................................................................................................ 47
3.7.7 Temperatura. ........................................................................................................ 47
3.7.8 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
8
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
9
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
10
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.
11
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.
12
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.
13
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 abordaran más adelante.
14
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.
15
CAPÍTULO I
MARCO CONCEPTUAL
16
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.
17
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 atención 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)
18
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
19
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.
20
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 Uso”
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).
21
CAPÍTULO II
MARCO CONTEXTUAL
22
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
23
2.1.1 Croquis de ubicación
Figura 2.1. Ubicación ININ
24
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 radiológica.
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.
25
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.
26
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 competitivos.
27
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)
28
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.
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 2.3. Irradiador Gamma
Fuente de imagen. ININ
Figura 2.4. Banco de Tejidos radio-esterilizados
Fuente de imagen. ININ
29
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.
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 2.5. Laboratorio de detectores de radiación
Fuente de imagen. ININ
Figura 2.6. Plasma para cauterización
Fuente de imagen. ININ
30
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.
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.
Figura 2.7. Planta de producción de radiofármacos
Fuente de imagen. ININ
31
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.
32
2.5 Diagrama organizacional
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33
CAPÍTULO III
MARCO TEÓRICO
34
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, 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.
35
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.
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 las de aire), confiabilidad y costo.
36
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 extinción 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.
37
* 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 conductores 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.
38
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:
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.
Figura 3.1. Transformador en aceite
Figura 3.2. Transformador de potencia
Fuente de imagen. Propia
Fuente de imagen. (Gaudencio, 2010)
39
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 va 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)
40
* 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 aparato.
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
41
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)
42
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.
43
Válvulas. Es un conjunto de dispositivos que se utilizan para el 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 se tienen las siguientes:
3.5.1 Resistencia de 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
44
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 otra cosa que 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, hasta
llegar a un valor despreciable al cabo de 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 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 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 de que se trate. Si la
curva es de baja pendiente y tarda unos dos minutos en estabilizar indica que el
45
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, hasta que estabilicen los 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 se hacen
con respecto a la secuencia siguiente:
AT VS BT+ 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 con Megger.
Figura 3.3. Devanado de alto voltaje vs devanado de bajo voltaje (H - X)
Figura 3.4. Devanado de alto voltaje vs devanado de bajo voltaje más tierra (H – X + T)
Figura 3.5. Devanado de bajo voltaje vs devanado de alto voltaje más tierra (X – H + T)
Fuente de imagen. Propia, diseño en AutoCad 2011
46
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.
47
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.
48
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.
49
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.
50
Figura 3.6. Diagrama unifilar ININ
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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.
* 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 3.7. Operador con pértiga neón
Fuente de imagen. OSHA- Occupational Safety & Health Administration
Figura 3.8. Casco de protección
Fuente de imagen. Paritarios, El portal de la seguridad
52
* 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.
* Tapete de hule. Se utiliza como medio aislante para el personal que revisa y
ejecuta maniobras en el equipo de alta tensión.
* Pértiga de maniobra. Se utiliza para realizar manualmente la apertura y cierre
de cortocircuitos fusibles. Son construidas con bronce y madera aislante
barnizada.
* Botas. Utilizadas para aislar a los operarios del contacto con tierra y son
elaboradas de caucho de buena calidad y sin casquillo metálico.
Figura 3.9. Guantes aislantes
Fuente de imagen. OSHA- Occupational Safety & Health Administration
Figura 3.10. Tapete de hule sobre tarima
Fuente de imagen. Propia
Figura 3.11. Operador con pértiga de maniobra
Fuente de imagen. OSHA- Occupational Safety & Health Administration
Figura 3.12. Zapatos y botas de seguridad dieléctricos.
Fuente de imagen. Paritarios, El portal de la seguridad
53
* 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.
* Bandola. Cinta de seguridad que permite al operario sujetarse a un poste o
estructura elevada.
* 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
Figura 3.14. Bandola 1.5mts
Fuente de imagen. Paritarios, El portal de la seguridad
Figura 3.13. Arnés de seguridad
Fuente de imagen. Paritarios, El portal de la seguridad
54
CAPÍTULO IV
DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES DE
ESTADÍA
55
4.1 Gráfica de Gantt
10 - 13
16 - 20
23 - 27
30 - 03
06 - 10
13 - 17
20 - 24
27 - 02
05 - 09
12 - 16
19 - 23
26 - 30
02 - 06
09 - 13
16 - 20
23 - 27
30 - 04
07 - 11
14 - 18
20 - 25
28 - 01
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6.-
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56
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 preventivo implica a aquellas
actividades que tienen como objetivos principales 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.
57
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
58
Para efectos de realización de este trabajo se muestra a continuación una tabla
que contiene las subestaciones eléctricas del Instituto.
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.
Ítem Subestaciones ININCapacidades de
transformadores
Lts de
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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. Biblioteca 300KVA 670
8 Subestación derivada. Auditorio 159KVA 380
9 Subestación derivada. Fuente de Gammas 750KVA 1400
10 Subestación derivada. Comedor 150KVA 324
11 Subestación derivada. Metrología 150KVA 375
12 Subestación derivada. Talleres generales 1000KVA 950
13 Subestación derivada. Enlace mantenimiento y sindicato * *
14 Subestación derivada. Sindicato * 45KVA *150
15 Subestación derivada. Combustibles 600KVA 1260
16 Subestación derivada. Mantenimiento * 300KVA *681
Tabla 4 - 1. Sistemas de suministro eléctrico ININ
Fuente de tabla. Departamento de Mantenimiento y Obras, ININ
59
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 4.4. Banco de capacitores
Figura 4.2. Acometida preferente
Figura 4.3. Acometida
emergente
Figura 4.5. Sección de alojamiento para Transfer (CFE)
Fuente, conjunto de imágenes. Propia
60
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.
61
• 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 equipo.
- 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.
62
• 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.
63
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
64
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
65
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 componen 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
66
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 subterránea.
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
67
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.
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.
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.
Figura 4.11. Canalización de conductor en ductos subterráneos
Fuente de imagen. Propia, diseño elaborado en AutoCad 2011
Figura 4.12. Canalización de conductor en trincheras
Fuente de imagen. Propia, diseño elaborado en AutoCad 2011
68
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.
69
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.
70
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.
Figura 4.14. Planta de emergencia Reactor (CAS)
Figura 4.13. Subestación eléctrica principal ININ
Fuente, conjunto de imágenes. Propia,
71
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.
Guantes dieléctricos: Permiten aislar al personal del contacto directo con líneas
energizadas o durante la libranza de equipos de alta tensión.
Guantes de carnaza: Brindan protección adicional al personal que los porta y a
los guantes de hule evitando daños por rasguños o perforaciones.
Figura 4.15. Guantes de algodón
Fuente de imagen. Propia
Figura 4.16. Guantes dieléctricos clase III
Fuente de imagen. Propia
Figura 4.17. Guantes de carnaza
Fuente de imagen. Propia
72
El tipo de guante utilizado será definido por medio de la tabla siguiente para su
clasificación:
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
Tabla 4 – 2. Tensión nominal de guantes para trabajos eléctricos:
Fuente de imagen. OSHA- Occupational Safety & Health Administration
73
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.
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
Figura 4.21. Interruptor general Bus 6KV
Fuente de imagen. Propia
74
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.
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).
Figura 4.22. Desconexión de
transformador general
Figura 4.23. Revisión de apertura de circuito.
Fuente, conjunto de imágenes. Propia
75
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.
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 4.24. 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
Fuente de imagen. Propia
Figura 4.26. Banco de capacitores
Figura 4.27. Interruptor en aceite para banco de capacitores
Fuente de imagen. Propia
76
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.
77
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.
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
- Paneles de gabinetes
- Puertas de acceso
- Registros
- Alimentadores de acometida
- Bus de 23KV y 6KV
respectivamente
- Puntos de anclaje para buses
- Fusibles de cortocircuito
- Interruptores
- Mufas
- Apartarrayos
- Aisladores eléctricos
- Cuchillas de servicio
- Seccionadores
- Equipos de medición
- Inspección del sistema de
tierras
Figura 4.28. Limpieza exterior de subestación
Figura 4.30. Limpieza interior de subestación
Figura 4.29. Retiro de maleza y limpieza de gabinetes
Fuente, conjunto de imágenes. Propia
78
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 4.31. Fusibles y aislamientos eléctricos
Figura 4.32. Bus 6000V y cuchillas desconectadoras
Figura 4.33.Juego de apartarrayos
Fuente, conjunto de imágenes. Propia
Figura 4.34. Verificación de
conexiones secundarias.
Figura 4.35. Inspección de
mecanismos seccionadores
Fuente, conjunto de imágenes. Propia
79
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:
Serie:
Conexión:
Litros de aceite:
Tipo de aceite:
Impedancia:
Voltaje:
Altitud:
Industrial Eléctrica S.A.
1662 – 1 – 1
Delta – Estrella
3570
Pemex # 1
5.16%
23000 / 6000 V.
3000 m / NM
80
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 de 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.
81
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.
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.
Figura 4.36. Terrómetro Figura 4.37. Electrodo de
resistencia a tierra
Fuente de imagen. Propia
Fuente de imagen. Propia
82
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
83
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.
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
Figura 4.39. Transformador 23KVA – 6KVA Subestación principal
Fuente de imagen. Propia
84
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 prensa.
85
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.
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
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.
86
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.
87
4.10.3 Pruebas con Megger en transformador, 2.5 MVA
Diagramas de conexión Megger – Transformador
(H → Boquillas de Alta tensión / X → Boquillas de baja tensión)
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
88
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.
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 =
Tabla 4 – 3. Relación Megaohms – tiempo.
Fuente de tabla. Propia, elaborada en Excel 2010
89
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 = IAB e índice de polarización = IP 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
Figura 4.45. Megger para prueba de resistencia de aislamiento
Fuente de imagen. Propia
Fuente de tabla: (Martin, 1987), P. 482
90
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 operación 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.
91
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.
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
Devanado alta tensión
Devanado baja tensión
Fig. 3.46. Conexión para la medición de relación de transformación en
transformador trifásico
Fuente de diagramas y tabla: (Erick Alan De La Cruz Cruz, 2008), Pag. 54
92
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.
93
CAPÍTULO V
RESULTADOS, CONCLUSIONES Y
RECOMENDACIONES
94
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.
95
5.2 Formato para inspección mensual de subestación eléctrica principal
NO. DE REVISIÓN:
INSPECCIÓN REALIZADA POR: HORA DE INICIO:
CAPACIDAD DE LA SUBESTACIÓN (KVA): HORA TERMINO:
DESCRIPCIÓN DEL TRABAJO A REALIZAR:
CamisolaOverolArnés de seguridadGuantes de carnaza
ACCIÓN CORRECTIVA REQUERIDA:
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.8
1.9
1.10
DESCRIPCIÓN:
A.C.R.
A.C.R.
A.C.R.
A.C.R.
Checar indicios de problemas por plagas que representen riesgo para la
operación del equipo
Existencia y estado de extintores (CO2, o PQS verificar vigencia y carga)
Se sequieren acciones adicionales a las expuestas en este formato
MTTO - F.INS.M.S.E - H1
A.C.R.
A.C.R.
Retiro de materiales ajenos al área de la subestación (basura, herramientas)
Perífería general de subestación (estado de malla ciclónica, área libre de
maleza)
Presencia de fugas de aceite en válvulas, empaques del transformador,
equipo de medición etc.
INSTITUTO NACIONAL DE INVESTIGACIONES NUCLEARESCENTRO NUCLEAR "DR. NABOR CARRILLO FLORES"
DEPARTAMENTO DE MANTENIMIENTO Y OBRAS
DATOS GENERALES
FORMATO PARA INSPECCIÓN MENSUAL DE SUBESTACIÓN ELÉCTRICA
No. 0001FOLIO:
FECHA (DD-MM-AAAA):
CONDICIÓN: ACEPTABLE (A) / INADECUADA (I)SECCIÓN 1
MARQUE CON UNA "X" EL EQUIPO A UTILIZAR DURANTE LA INSPECCIÓN
RECONOCIMIENTO DE SUBESTACIÓN (X)SUBESTACIÓN RECEPTORA SUBESTACIÓN DERIVADA
ÁREA:
EQUIPO DE PROTECCIÓN PERSONAL
Botas dieléctricas Casco tipo E
Equipo de protección adicional:
IDENTIFICACIÓN DE TIPO DE INSPECCIÓN
Guantes dieléctricos Lentes de seguridadZapatos c/acero Careta facialZapatos c/dieléctrico Protección auditiva
A.C.R.
INSPECCIÓN MENSUAL A.C.R.
DESCRIPCION DE LA ACTIVIDAD A I NA
Letreros de seguridad adecuados y en buen estado
Verificar existencia de candados y llaves de acceso
Estado de la subestación (puertas, ventanas, pintura, verificar por presencia
de daños)
A.C.R.
Gabinetes y ventanas de inspección limpios (verificar presencia de flora o
fauna que impida la visibilidad al interior del equipo)
A.C.R.
Figura 5.1. Formato de inspección mensual. Hoja 1
Fuente de Registro. Propia
96
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
No. 0001
MTTO - F.INS.M.S.E - H2
Nombre y firma
Conclusiones y recomendaciones:
Conclusión de trabajo realizado
Nombre y firma Nombre y firmaNombre y firma
Personal que ejecuta el trabajo
Recepción de formato una vez inspeccionada el área de trabajo
A.C.R.
A.C.R.
A.C.R.
A.C.R.
Verificar visualmente que no haya irregularidades en el transformador
(estado de pintura, producción de ruido o vibración anormal , corroborar
inexistencia de falsos contactos)
Presencia de fugas de aceite en válvulas, empaques del transformador,
equipo de medición etc.
Establezca la condición actual de los apartarrayos (no debe haber fracturas,
conexiones a tierra y línea firmes y en buen estado)
Se sequieren acciones adicionales a las expuestas en este formato
A.C.R.
A.C.R.
DESCRIPCIÓN:
Retiro de materiales flamables del área circundante a la subestación (tela,
pinturas, papeles, madera etc...)
Presencia de extintores en el área de trabajo (CO2 O PQS) corroborar vigencia y
carga actual
A.C.R.
Condición de los indicadores de falla (si alguno se encuentra operando
refiérase a una acción correctiva)
Se encuentran elementos ajenos al área de la subestación (basura,
herramientas, maleza)
INSTITUTO NACIONAL DE INVESTIGACIONES NUCLEARESCENTRO NUCLEAR DR. "NABOR CARRILLO FLORES"
FORMATO PARA INSPECCIÓN MENSUAL DE SUBESTACIÓN ELÉCTRICADEPARTAMENTO DE MANTENIMIENTO Y OBRAS
NA
SECCIÓN 2
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
CONDICIÓN:
ACCIÓN CORRECTIVA REQUERIDA: A.C.R.
ACEPTABLE (A) / INADECUADA (I)
INSPECCIÓN DESPUÉS DE FUERTES LLUVIAS O
TORMENTAS
DESCRIPCION DE LA ACTIVIDAD A I
FOLIO:
Figura 5.2. Formato de inspección mensual. Hoja 2
Fuente de Registro. Propia
97
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.
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.
Figura 5.3. Banco de capacitores con cuchilla desconectada
Figura 5.4. Cuchilla fuera de servicio
98
5.2.2 Datos de placa de banco de capacitores
Marca:
Tipo:
Serie:
Catálogo:
NBI:
KVAR:
Fases:
Volts:
Ciclos:
Peso:
BALMEC
SUB. EE
6355
5 – 5040
95KV
300
3
6200
60Hz
249Kg
99
Figura 5.5. Evidencia de inspección 1
Fuente de Registro. Propia
100
Figura 5.6. Evidencia de inspección 2
Fuente de Registro. Propia
101
5.3 Formato para inspección anual de subestación eléctrica principal
Figura 5.7. Formato para inspección anual. Hoja 1
Fuente de Registro. Propia
102
Figura 5.8. Formato para inspección anual. Hoja 2
Fuente de Registro. Propia
103
Figura 5.9. Formato para inspección anual. Hoja 3
Fuente de Registro. Propia
104
Figura 5.10. Formato para inspección anual. Hoja 4
Fuente de Registro. Propia
105
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
106
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
107
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
108
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
109
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.
110
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.
111
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
112
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
113
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
114
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.
115
ANEXOS
116
FP. MO – 1 / 0 / 7
Evid
en
cia
pro
gra
ma a
nu
al d
e m
an
ten
imie
nto
2012
Fue
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ráfico.
Depart
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bra
s
117
FP. MO – 1 / 0 / 7
Fue
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Depart
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iento
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bra
s
Evid
encia
pro
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ma a
nua
l de m
ante
nim
iento
p
art
e 2
118
Placa de transformador trifásico, 23KVA 6KVA
119
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