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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE ELÉCTRICA
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DERECH
ESTUDIO PARA EL MEJORAMIENTO DEL PROCESO DE
MANTENIMIENTO MENOR APLICADO A TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCIÓN TIPO POSTE DE LA EMPRESA ENELVEN
Trabajo Especial de Grado para optar por al
Titulo de Ingeniero Electricista
Presentado por los Brs:
Carlos M. Zambrano G. C.I: 13.965.656
Luís D. Fernández P. C.I: 17.152.220
Tutor Académico:
Tutor Industrial:
ING. NANCY MORA
ING. JONNATAN ARAUJO
MARACAIBO, MAYO DEL 2006
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ESTUDIO PARA EL MEJORAMIENTO DEL PROCESO DE
MANTENIMIENTO MENOR APLICADO A TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCIÓN TIPO POSTE DE LA EMPRESA ENELVEN
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE ELÉCTRICA
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ESTUDIO PARA EL MEJORAMIENTO DEL PROCESO DE
MANTENIMIENTO MENOR APLICADO A TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCIÓN TIPO POSTE DE LA EMPRESA ENELVEN
____________________________
Br. FERNÁNDEZ PÉREZ, Luis David
C.I. 17.152.220
____________________________
Br. ZAMBRANO GARCÍA, Carlos Miguel
C.I. 13.965.656
VEREDICTO
VEREDICTO
Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado: “ESTUDIO PARA EL
MEJORAMIENTO
DEL
PROCESO
DE
MANTENIMIENTO
MENOR
APLICADO A TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN TIPO POSTE DE
OS
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David., C.I: 17.152.220
yOelSBr.RZAMBRANO
GARCÍA, Carlos Miguel,.
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DE para optar por el título de INGENIERO ELECTRICISTA.
C.I:13.965.656
LA EMPRESA ENELVEN”, presentado por el Br. FERNÁNDEZ PÉREZ, Luís
Jurado Examinador
Ing. Nancy Mora
C.I: 4.062.002
Asesora Académica
Ing. Carlos Belinskif
C.I:
Jurado
Ing. Jorge Torres
C.I:
Jurado
Ing. Arnaldo Largo
C.I: 9.785.008
Director Escuela Ingeniería Eléctrica
Ing. José F. Bohórquez
C.I: 3.379.454
Decano Facultad de Ingeniería
i
DEDICATORIA
DEDICATORIA
Este Trabajo de Investigación se lo dedico a Mamá, quien a pesar de
no estar conmigo aquí en la tierra, se que esta pendiente de mi desde el cielo
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y siempre ha sido mi referente para la consecución de mi título universitario.
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A mi Padre quien con su apoyo, cariño, comprensión, sabiduría,
paciencia y sobre todo por la dedicación que puso de si para mi formación
como Ingeniero y hombre de bien. Igualmente a mis hermanos: Migue, Juan,
Javier y Ale quienes a pesar de todas las dificultades que la vida nos puso,
pudimos superarlas juntos como un equipo. A Maria Gabriela quien llego
como un rayito de luz para iluminarme la vida.
Mis amigos Juan Carlos, Luís, Jesús, Yonathan, Hugo, Carlos,
Yonaldis quienes compartimos largas horas de estudio y muy buenos
momentos durante el tiempo que estuvimos en la Universidad. A Lourdes por
brindarme su amor y la tranquilidad que necesitaba.
A todas las personas que colaboraron en la consecución de mi titulo de
Ingeniero.
Carlos Zambrano.
ii
DEDICATORIA
A Dios por guiarme y estar siempre
a mi lado durante todos mis
pasos.
A mis padres Blanca Pérez y Fernando Fernández por haber estado
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ESa seguir.
los mejores padres ya queO
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ejemplo
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presente durante todos los triunfos y obstáculos durante mi carrera, y por ser
A mis hermanas por haberme apoyado en los momentos más difíciles.
A mi hermano Jesús Fernández por haberme ayudado desde el cielo
en los momentos más difíciles.
A mis mejores amigos Sara Apping, Amy Correa, Adelys Zea,
Jonathan Hernández y José Flores por haberme ayudado en toda mi carrera
y por estar a mi lado en las buenas y en las malas.
A la Profesora Nancy Mora de Morillo, por su gran confianza, apoyo,
ánimo, dedicación, gran capacidad y sobre todas las cosas su desinteresada
voluntad por hacer de mi una persona de bien y un profesional digno de
afrontar los riesgos y obstáculos que ello implica.
Luís Fernández
iii
Agradecimientos
AGRADECIMIENTOS
Queremos expresar nuestra gratitud y agradecimientos a todas aquellas
personas que hicieron posibles la realización de este proyecto.
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Ante todo gracias a Dios, por permitirnos nuevamente alcanzar un logro
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exitoso en nuestras vidas.
A ENELVEN, por brindarnos la oportunidad de realizar este Trabajo de
Grado en tan prestigiosa Empresa y por formarnos en esta nueva etapa, muchas
gracias por la confianza.
Al Ing. Jhonnatan Araujo, por haber depositado en nosotros tanta confianza
otorgándonos la responsabilidad de ejecutar dicho trabajo.
Al personal técnico del Taller de Transformadores de Distribución de
ENELVEN, en la persona de: Roland Matos, Orlando Montesinos, Jesús Sulbaran,
Jesús Álvarez y Hendrik Muñoz, quienes estuvieron presentes colaborando para
llevar a cabo la realización de este proyecto.
A la Universidad Rafael Urdaneta, en especial a todos los integrantes de la
Escuela de Ingeniería Eléctrica, ya que gracias a ellos obtuvimos todos los
conocimientos necesarios para la realización de la tesis.
Y especialmente a la Prof. Nancy Mora de Morillo, por su acertada
colaboración y asesoramiento académico en la elaboración de este proyecto,
orientándonos siempre a mejorar en todo momento.
A todos ustedes, Gracias.
RESUMEN
RESUMEN
FERNÁNDEZ PÉREZ, Luís David. y ZAMBRANO GARCIA, Carlos Miguel.
Estudio para el Mejoramiento del Proceso de Mantenimiento Menor
Aplicado a Transformadores de Distribución Tipo Poste de la Empresa
ENELVEN. Trabajo Especial de Grado para obtener el Titulo de Ingeniero
Electricista; Maracaibo – Venezuela: Universidad Rafael Urdaneta, Facultad
de Ingeniería, Abril 2007.
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La vida útil de los equipos eléctricos y en especial los transformadores de
distribución tipo poste, se ve afectada con el pasar del tiempo estos van
perdiendo su condición original, la pérdida de esta condición es originada
por condiciones extremas de operación como sobrecargas momentáneas o
temperatura ambiente superior a la establecida por las normas, incidiendo
gravemente en la eficiencia del equipo. Por ello se desarrolló en la empresa
ENELVEN un estudio que permita mejorar el proceso de mantenimiento
menor aplicado a este tipo de equipos con el fin de garantizar el buen estado
y correcto funcionamiento del equipo en operación. En este estudio se
analizo el proceso llevado a cabo dentro de la empresa ENELVEN y TIVECA
empresa especializada en mantenimiento de este tipo de equipos. De la
misma manera se ha diseñado un formato que permita recolectar los datos
de importancia derivados de dicho mantenimiento con el fin de tener un
historial de funcionamiento del mencionado equipo.
De igual forma se formularon una serie de propuestas que hacen del proceso
de mantenimiento menor más eficiente y confiable, una de estas propuestas
es la de adquirir un equipo que permita el llenado al vació del aceite en el
transformador, también se propuso la implementación de un manual para la
ejecución de las labores de mantenimiento menor, de igual forma se propuso
reforzar el conocimiento de los técnicos encargados de realizar el
mantenimiento menor de transformadores debido a que con esto se
incrementaría la fiabilidad del proceso realizado, entre otras. Además se
efectuó un estudio de factibilidad económica que permitió demostrar que las
propuestas técnicas formuladas son viables económicamente para ser
aplicadas mediante la determinación de la Tasa Interna de Retorno y del
Periodo de Recuperación de la Inversión los cuales son de 51.24 por ciento y
de 0.49 años respectivamente.
Palabras Claves: Mantenimiento Menor, Transformador de Distribución
Tipo Poste.
xvi
INDICE GENERAL
INDICE GENERAL
VEREDICTO………………………………………………………………………….i.
DEDICATORIA…………………………….…………………………………………ii
AGRADECIMIENTOS………………………………………………….……………iii
INDICE GENERAL…………………….…………………………………………….iv
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RESUMEN………………………………………….…………………………………v
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INTRODUCCION……………………………….…………………………………….1
CAPITULO I: EL PROBLEMA…………………………………………..….………4
1.1-
PLANTEAMIENTO DEL ROBLEMA………………………………………..4
1.2-
FORMULACION DEL PROBLEMA…………………………………………8
1.3-
OBJETIVOS DE LA INVESTIGACION……………………………………..8
1.3.1-OBJETIVOGENERAL………………………………………………….8
1.3.2- OBJETIVOS ESPECIFIC…………..…………………………………8
1.4- JUSTIFICACION DE LA INVESTIGACION…………….……………………10
1.5- DELIMITACION DE LA INVESTIGACION…………………………………..11
1.5.1- DELIMITACION ESPACIAL………………………….……………..11
1.5.2- DELIMITACION TEMPORAL………………………….……………12
CAPITULO II: MARCO TEORICO…………………………………………………14
2.1- ANTECEDENTES……………………………………………………………...14
2.2- BASES TEORICAS…………………………………………………………….16
2.2.1- EL TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCION…………………………….16
2.2.1.1- TIPOS DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION……………..17
2.2.1.2- ASPECTOS CONSTRUCTIVOS DEL TRANSFORMADOR DE
DISTRIBUCIÓN TIPO POSTE……………………………………………………..20
v
INDICE GENERAL
2.2.1.2.1- Núcleo. Magnético…………………………………………..….20
2.2.1.2.2- Devanados………………………………………………………21
2.2.1.2.3- Sistema de Aislamiento……………………………….………..23
2.2.1.2.4- Medio de refrigeración de los transformadores de distribución tipo
poste……………………..……….……………………………………...…..28
2.2.1.2.5- Accesorios……………………………………………………….29
•
Bushing de Alta Tensión……………………………………………29
•
Bushing de Baja Tensión……………………….…………….…….30
•
•
S
ADO
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Válvula
CH
ERdeESobrepresión……………………….…………………..31
D
Cambiador de Tomas (Tap Changer)……….………………..…..33
•
Luz Indicadora de Sobrecarga…………………….……………....34
•
Placa de Características…………………….…….………..………36
2.2.1.2.6- Tanque o Cuba…………………………………..……..………..39
2.2.1.3- PROTECCIÓN EN LOS TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCIÓN……………………………………………….………….…..….…..40
•
Descargador de Sobretensión (Pararrayo)…….…….…….….….40
•
Fusible…………………………………………………………...……41
•
Sistema de puesta a tierra………………………………….………45
2.2.1.4- MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCIÓN…………………………………………………………………...…46
a) Mantenimiento o reciclaje de aceite dieléctrico…….……..47
b) Mantenimiento del tanque del transformador……….….…50
c) Verificación del estado de las empacaduras………….…..51
d) Modificaciones al transformador………………………..…..52
2.2.1.5- PRUEBAS QUE SE EJECUTAN A LOS TRANSFORMADORES….…52
a) Pruebas Tipo…………………………………………………….…….53
b) Pruebas de Rutina……………………………………………..….….54
c) Pruebas Especiales……………………………………………….….57
vi
INDICE GENERAL
2.2.1.6- PRUEBAS QUE SE REALIZANAL ACEITE DE
TRANSFORMADORES……………………………………………………….……..57
2.2.1.6.1- Pruebas Eléctricas…………………………………………..……58
2.2.1.6.2- Pruebas Físico-Químicas………………………………….……..61
2.2.1.6.3- Pruebas Cromatograficas………………………………….…….82
2.2.1.7- NORMAS APLICABLES A TRANSFORMADORES DE
•
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DISTRIBUCIÓN………………………………………………………………….……82
DERECH
Norma COVENIN No.536-94 Transformadores de Potencia.
Generalidades………………………………..…………………………….…..84
•
Norma COVENIN No.3172-95 Transformadores de Potencia. Métodos de
Ensayo………………………………………..……………………………..…..85
2.3- FACTIBILIDAD ECONOMICA…………………………………………………………………..………..87
a) Objetivo de un estudio de Factibilidad…………..………….……..…87
b) Evaluación del Proyecto………………………..…………….…..……88
2.4- DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS…………………………………..…..91
2.5- MAPA DE VARIABLES…………………………………………………..………94
CAPITULO III: MARCO METODOLOGICO…………..………….…….…………101
3.1- TIPO DE INVESTIGACION………………………………………………….…101
3.2- DISEÑO DE LA INVESTIGACION…………………………………………….102
3.3- TECNICA DE RECOLECCION DE DATOS……………………….………....102
3.4- FASES DE LA INVESTIGACIÓN…………………………….…………….….105
CAPITULO IV: ANALISIS DE RESULTADOS…………………...………………111
4.1- TALLER DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION DE
ENELVEN…………………………………………………………..………………….111
•
Cuarto de Control………………………………………………….…………112
vii
INDICE GENERAL
•
Área de Pruebas……………………………………………………………….113
•
Área de Mantenimiento………………………………………………………..114
•
Almacén de Herramientas y Accesorios………………..…………….……..116
•
Área de Diagnostico de Transformadores Retirados del Sistema…….....117
4.2- EQUIPOS DISPONIBLES EN EL TALLER DE TRANSFORMADORES
UTILIZADOS PARA PRUEBAS DE UNIDADES DE TRANSFORMACION……117
•
MEDIDOR DE RIGIDEZ DIELECTRICA DEL ACEITE
S
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V
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E
S
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OS R
(CHISPOMETRO)…………………………………………….……………….118
•
MEDIDOR DE RESISTENCIA DE AISLMIENTO (MEGGER)………..….120
•
MEDIDOR DE RELACION DE TRANSFORMACION (TTR)…………….122
•
BANCO DE PRUEBAS…………………………………………………..…..124
DERECH
4.3- PRUEBAS QUE SE EJECUTAN A LAS UNIDADES DE TRANSFORMACION
EN EL TALLER DE TRANSFORMADORES DE
ENELVEN…………………………………………………………………………..…125
4.3.1- PRUEBAS DE RUTINA………………………………………………125
•
Prueba de Resistencia de Aislamiento………………………...…..125
•
Prueba de Medición de Relación de Transformación………….....126
•
Prueba de Medición de las Perdidas en el Núcleo y Corriente de
Excitación…………………………………………………………..…..130
•
Prueba de Medición de las Perdidas debido a la Carga y Tensión de
Cortocircuito……………………………………………..………….…132
•
Prueba de Tensión Inducida……………………….………..……….134
•
Prueba de Tensión Aplicada………………………..…………..……136
•
Prueba de Medición de la Rigidez Dieléctrica del Aceite……..…..138
4.3.2- PRUEBA ESPECIAL……………………….……………….…………140
•
Prueba de Medición de Resistencia de Devanados………..…….140
•
Prueba de Aumento de Temperatura……………………….………143
4.4- PROCESO REALIZADO POR EL TALLER DE TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCION DE ENELVEN PARA EL DIAGNOSTICO Y CLASIFICACION DE
LA UNIDADES FALLADAS………………………………………………………..…150
viii
INDICE GENERAL
4.5- PROCESO ACTUAL DE MANTENIMIENTO MENOR LLEVADO A CABO
POR
LA
EMPRESA
ENELVEN
Y
EMPRESAS
REPARADORAS
(TIVECA)………………………………………………………….………………..…..153
4.6- FORMATO DE RECOLECCION DE DATOS DE LAS LABORES DE
MANTENIMENTO MENOR…………………………………………………………..160
4.7- DEBILIDADES DEL PROCESO DE MANTENIMIENTO MENOR APLICADO
POR LA EMPRESA ENELVEN PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION
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TIPO POSTE……………………………………………….………………………..…161
ERECH
D
MANTENIMIENTO MENOR EN LA EMPRESA ENELVEN…..…………….…….166
4.8- PROPUESTA DE MANUAL PARA LA EJECUCION DE LAS LABORES DE
4.9- PROPUESTAS TECNICAS QUE PERMITEN MEJORAR EL PROCESO DE
MANTENIMIENTO MENOR…………………………………………………….…….166
a) Adquisición de sistema de llenado al vació…………………….………..….167
b) Adquisición de horno de secado………………………………….…….……168
c) Adquisición
de
equipo
para
prueba
de
factor
de
potencia
del
aceite……………………..…….……………………………………………….168
d) Adquisición de implementos para prueba de hermeticidad……….…..…..169
e) Adquisición de aceite nuevo………..………………………………….……..169
f) Adquisición de nuevas herramientas……………………………….…….…170
g) Curso de capacitación del personal técnico………………….…….………171
4.10- ESTUDIO DE FACTIBILIDAD ECONOMICA DE LAS PROPUESTAS
TECNICAS
QUE
MEJORAN
EL
PROCESO
DE
MANTENIMENTO
MENOR………………………………………………………….………………………172
CONCLUSIONES…………………………………………….………………..………188
RECOMENDACIONES……………………………………….……………….………193
BIBLIOGRAFÍA……………………………………………………….…………...…..196
ix
INDICE GENERAL
ANEXO A…………………………………………………………….………..………..198
FORMATO
DE
RECOLECCION
DE
DATOS
DEL
MANTENIMIENTO
MENOR……………………………………………………….…………………….…..198
ANEXO B………………………………………………………………………..……..199
MANUAL PARA LA EJECUCION DE LABORES DE MANTENIMIENTO MENOR
EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION TIPO POSTE…………………199
S
ADO
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S
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ANEXO C………………………………………………………………….……………200
ERECH
D
SISTEMA. PRUEBA DE TTR…………………………………………………….….200
FORMATO DE CLASIFICACION DE TRANSFORMADORES RETIRADOS DEL
ANEXO D…………………………………………………………………………..…..201
ESPECIFICACIONES DEL EQUIPO DE LLENADO AL VACIO………….…..…201
ANEXO E……………………………………………………………………….………204
ESPECIFICACIONES DEL EQUIPO DE PRUEBA DEL FACTOR DE POTENCIA
DEL ACEITE……………………………………………….……………………..……204
x
INDICE GENERAL
INDICE DE FIGURAS
Fig. 2.1 Transformador de Distribución Tipo Poste................................................18
Fig. 2.2 Nucleo Tipo Núcleo....................................................................................21
OS
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A
V
R
E
ES
R
S
Fig. 2.4 Bobina de Baja Tensión...........................................................................23
O
H
C
DERE
Fig. 2.3 Nucleo Tipo Acorazado.............................................................................21
Fig. 2.5 Bushing de Alta Tension..........................................................................30
Fig. 2.6 Bushing de Baja Tension..........................................................................31
Fig. 2.7 Valvula de Sobrepresión..........................................................................32
Fig. 2.8 Tap Changer Interno...............................................................................34
Fig. 2.9 Tap Changer Externo...............................................................................34
Fig. 2.10 Luz Indicadora de Sobrecarga...............................................................35
Fig.2.11 Placa de Características de un Transformadores de Distribución..........36
Fig.
2.12
Descargador
de
Sobretensiones
en
Transformadores
de
Distribución............................................................................................................41
Fig. 2.13 Cortador con Fusible de Alta Tension....................................................42
Fig. 4.1 Fuente de C.A. de Alto Potencial...........................................................112
Fig. 4.2 Consola de Control y Medicion..............................................................112
Fig. 4.3 Conjunto Motor-Generador del Banco de Prueba.................................113
Fig. 4.4 Transformador de Alto Potencial y Conductor para prueba de
HIPOT................................................................................................................113
Fig. 4.5 Parrilla Rodante del Taller de Transformadores...................................114
xi
INDICE GENERAL
Fig. 4.6 Parrilla de Mantenimiento y Lavado.........................................................115
Fig. 4.7 Grúa Señorita..........................................................................................115
Fig. 4.8 Tanque de Extracción y Tratamiento de Aceite……………………..……116
Fig.
4.9
Almacén
de
herramientas
del
Taller
de
Transformadores
de
ENELVEN………………………………………………………………..……………..116
Fig. 4.10 Medidor de Rigidez Dieléctrica……………………………….…….……..119
S
ADO
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Fig. 4.11 Medidor de Resistencia de Aislamiento…………………….……..……. 121
ERECH
D
Fig. 4.13 Conexión del TTR………………………………………………….…….…127
Fig. 4.12 Medidor de Relación de Transformación……………………….……….123
Fig. 4.14 Selector del Cambiador de Derivaciones de un Transformador……....127
Fig. 4.15 Manivela del TTR………………………………………………………..….128
Fig. 4.16 Perillas del TTR………………………………………………………..……128
Fig. 4.17 Amperímetro, Voltímetro, Galvanómetro del TTR……………….……...129
Fig. 4.18 Conexiones para Medición de las Pérdidas en el Núcleo y Corriente de
Excitación…………………………………………………………………………..…..131
Fig. 4.19 Watímetro de la Consola de Control y Medición……………….………131
Fig. 4.20 Amperímetro de la Consola de Control y Medición…………….…...….132
Fig. 4.21 Conexiones para la Prueba de Cortocircuito………………………..….133
Fig. 4.22 Conexiones para Prueba de Tensión Inducida……………………...….135
Fig. 4.23 Conexiones para Prueba Tensión Aplicada por Alta Tensión…….…137
Fig. 4.24 Conexiones para Prueba Tensión Aplicada por Baja Tensión.……..138
Fig. 4.25 Muestra de Aceite…………………………………………….……………139
Fig. 4.26 Conexiones para Medición de Resistencia de los Devanados en Alta
Tensión…………………………………………………………………………….…..141
Fig. 4.27 Conexiones para Medición de Resistencia de los Devanados en Baja
Tensión……………………………………………………………………………..….142
Fig. 4.28 Conexiones para Prueba de Aumento de Temperatura……………...143
Fig. 4.29 Procedimiento Realizado por el Taller de Transformadores de
ENELVEN…………………………………………………………………….…….…150
xii
INDICE GENERAL
INDICE DE TABLAS
Tabla. 2.1 Capacidades de Fusibles Utilizados por ENELVEN……………...……..44
Tabla 2.2 Pruebas de Calidad para Aceites Dieléctricos………………...………….63
Tabla 4.1 Costos de Herramientas y Equipos…………………..……………..……173
S
ADO
V
R
E
S
E
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Tabla 4.2. Costo de Equipos y Herramientas……………………….………………177
DERECH
Tabla 4.3. Capital de Trabajo………………………………………….…………..….178
Tabla 4.4. Gastos de Prueba y Puesta en Marcha…………………..…………..…178
Tabla 4.5.Gastos de Personal……………………………….……….………..……..179
Tabla 4.6. Costos de Materia Prima…………………….………….……………..…180
Tabla 4.7. Costo por Depreciación y Amortización…………………….…………..180
Tabla 4.8. Estructura General de Costos……………………………….…………..181
Tabla 4.9. Plan de Inversiones……………………………………….…………..….182
Tabla 4.10. Presupuesto de Ingresos y Egresos………………….……………….182
Tabla 4.11. Flujo de Caja…………………………………………….……………….183
Tabla 4.12. Tasa Interna de Retorno……………………………….……………….184
Tabla 4.13. Valor Anual Neto……………………………………….………….…….185
Tabla 4.14. Punto de Equilibrio………………………………….……………….….186
xiii
INDICE GENERAL
INDICE DE GRÁFICOS
Gráfico 4.1. Método para determinar el aumento final de la temperatura del líquido
aislante……………………………….……………………..…………………………..144
S
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V
R
E
S
E
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DERECH
xiv
INTRODUCCION
INTRODUCCION
Las labores de mantenimiento de equipos eléctricos siempre han estado
prestas a mejoras que permitan incrementar la eficiencia del proceso, por ello
la industria eléctrica y en especial la Empresa ENELVEN siempre se han
encontrado abiertas a procedimientos que permitan mejorar su desempeño con
OS
VAD
R
E
S
E
R
HOS
el fin de contribuir a la continuidad y a la calidad del servicio eléctrico.
DEREC
El mantenimiento de los transformadores de distribución tipo poste de la
Empresa ENELVEN es una parte importante y elemento fundamental de los
desarrollos industriales llevados a cabo por la empresa, esta relevancia se
deriva de la importancia que estos equipos poseen en el proceso de
distribución del servicio eléctrico.
En la actualidad el proceso de mantenimiento menor aplicado a
transformadores de distribución tipo poste, no es el más idóneo debido a que
está basado en la experiencia del personal que labora en el Taller de
Transformadores y de igual forma no se aplican todas las pautas que
garanticen el correcto uso de los recursos, instalaciones y personal.
Por tal motivo, dentro de este trabajo se desarrolla un Estudio que
permita el Mejoramiento del Proceso de Mantenimiento Menor Aplicado a
Transformadores de Distribución Tipo Poste de la Empresa ENELVEN, el cual
ayudará obtener mejores resultados en las labores de mantenimiento menor e
igualmente contribuirá a reducir los costos de operación y de igual forma
1
INTRODUCCION
garantizar el buen funcionamiento de los transformadores de distribución tipo
poste.
En el Capitulo I, se analiza el problema que actualmente posee la
empresa ENELVEN en el área de mantenimiento de transformadores de
distribución tipo poste y lo importante que es para la empresa que ésto se
OS
D
A
V
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S
RE
son las metas planteadas en
éste
trabajo
de investigación.
S
O
H
C
E
R
DE
resuelva (justificación), planteando posteriormente los objetivos específicos que
El Capitulo II, se presenta el marco teórico, en el que se hace referencia
a antecedentes de la investigación y las bases teóricas en la cual se trata de
todo lo relacionado a transformadores de distribución tipo poste, como su
construcción,
mantenimiento y pruebas, para finalizar con la definición de
términos básicos en la que está regida la investigación.
En el Capitulo III, se explica la metodología seleccionada, el tipo de
investigación, considerando el diseño de la investigación, las técnicas
recolección de datos y las fases de desarrollo de esta investigación.
En el Capitulo IV, se explican los resultados de la investigación,
haciendo una completa descripción de las fases desarrolladas en el capitulo III,
de manera de cumplir con los objetivos trazados en esta investigación.
Para finalizar, se presentan las conclusiones a las que se han llegado
con la realización de este trabajo y del mismo modo se presentan las
recomendaciones respectivas.
2
CAPITULO I
EL PROBLEMA
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.
S
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D
A
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La C.A Energía Eléctrica de Venezuela
ES (ENELVEN), es una empresa
R
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DEdeR100Eaños de tradición. Fundada en 1888, comenzó generando
zuliana con más
energía eléctrica para el alumbrado de la ciudad Marabina. A comienzos del siglo
pasado, la empresa es vendida a la empresa Canadian Electrical Power y
posteriormente es Nacionalizada bajo decreto Presidencial, convirtiéndose en
ENELVEN. Esta empresa se encarga del proceso de Generación, Transmisión y
Distribución y comercialización de la Energía Eléctrica en todo el Estado Zulia.
En la actualidad la empresa ENLVEN así como muchas otras tienden a
mejorar sus recursos, tanto humanos como materiales, para incrementar su
productividad al máximo posible, manteniendo los mismos márgenes de
operación, con el objeto de garantizar su permanencia y mantener su posición
competitiva dentro del mercado.
En este sentido, se afirma el mantenimiento en una empresa tiene una alta
incidencia sobre su productividad, debido a la implementación de técnicas y estas
tienen la correcta utilización de los equipos e instalaciones, dentro de ella se
4
EL PROBLEMA
encuentran la eficiente continuidad de sus procesos, con el objeto de obtener
mínimo costo.
La distribución de la energía es una actividad primordial dentro de la
empresa ENELVEN, que se ejecuta a través de una red de distribución, en la que
S
ADO
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se encuentran instalados un gran número de transformadores de distribución tipo
DERECH
poste, cuya indisponibilidad afecta la continuidad del servicio de los suscriptores
directamente conectados a ellos.
Para garantizar la disponibilidad de este tipo de unidades es fundamental
que las mismas sean sometidas a inspecciones y pruebas durante el proceso de
recepción, verificando la calidad de las unidades nuevas y repotencíadas.
Por otra parte, El Taller de Transformadores ubicado en el
Centro de
Operaciones “Teolindo Álvarez” (COTA), es el responsable de realizar el
mantenimiento menor de los transformadores de distribución en la empresa
ENELVEN; además es el encargado de realizar las pruebas necesarias tanto a los
equipos nuevos y dañados, así como a los reparados, para decidir si están en
óptimas condiciones para su puesta en servicio; de manera que éstos se
encuentren a disponibilidad el mayor tiempo posible.
5
EL PROBLEMA
Los transformadores de distribución tipo poste están sometidos a
condiciones de sobrecarga, temperaturas ambientales elevadas, cortocircuitos
externos y
sobretensiónes de corta duración producidas
por descargas
atmosféricas o inadecuadas operaciones de maniobras en el sistema donde
estén conectados.
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Como consecuencia de estas condiciones de operación, además de las
pérdidas y el desgaste que todo material presenta con el transcurrir del tiempo,
los transformadores son objeto de múltiples fallas, entre las cuales se pueden
mencionar: fallas de bobina, degradación del aceite debido a sobrecargas, fugas
de aceite, fallas externas, accesorios rotos entre otras.
Los transformadores que presentan este tipo de defectos pueden ser
recuperados en las instalaciones del Taller de Transformadores de COTA, a través
del mantenimiento menor de manera que puedan ser reparados por los mismos
técnicos del taller sin la necesidad de solicitar los servicios de una empresa
reparadora; estas actividades de mantenimiento han sido concebidas con el
propósito de reducir el tiempo de indisponibilidad de unidades falladas, disminuir
costos asociados a reparaciones, aumentar la productividad disminuyendo costos
de operación y por supuesto contribuir con la confiabilidad del servicio prestado
por la empresa.
6
EL PROBLEMA
Actualmente
las
transformadores de
labores
de
mantenimiento
menor
aplicado
a
distribución tipo poste ejecutadas en el Taller de
Transformadores de COTA, tiene su fundamento sólo en la experiencia técnica del
personal que realiza dichas labores, las cuales no tienen ningún soporte técnico
escrito, lo que puede llevar a una errónea interpretación de los resultados de las
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pruebas con el consecuente incumplimiento con lo establecido por la norma
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vigente. Adicionalmente no existe un patrón consistente a seguir, que indique
los procedimientos específicos a efectuar, al momento de realizar las
mencionadas tareas.
Toda esta situación ha traído como consecuencia que existe una diversidad
de criterios de trabajo al momento de ejecutar las labores de mantenimiento menor
a transformadores tipo poste, generando a su vez una variedad en los
procedimientos efectuados por el personal; de allí surge la necesidad de
especificar la forma de realizar el trabajo, de modo que se garantice la correcta
aplicación de las técnicas efectuadas, dando cumplimiento a las normas
correspondientes, y así poder obtener como resultado el optimo rendimiento de los
equipos e instalaciones.
Por lo anteriormente expuesto, la empresa ENELVEN propuso la
elaboración de un estudio para el mejoramiento del proceso de mantenimiento
menor aplicado a los transformadores de distribución tipo poste instalados en su
red de distribución, el cual es el propósito de este trabajo especial de grado.
7
EL PROBLEMA
1.2-
FORMULACIÓN DEL PROBLEMA.
Por ello se formula la siguiente interrogante:
¿Cuáles acciones son necesarias implementar para mejorar el proceso de
mantenimiento menor aplicado a los transformadores de distribución tipo poste de
la empresa ENELVEN?
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1.3-
OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN.
En consecuencia con lo anteriormente planteado a continuación se
puntualizan los objetivos para una mejor visualización de la investigación.
1.3.1- OBJETIVO GENERAL.
Realizar un estudio para el mejoramiento del proceso de mantenimiento
menor aplicado a transformadores de distribución tipo poste de la empresa
ENELVEN.
1.3.2- OBJETIVOS ESPECÍFICOS.
•
Revisar normativa vigente relativa a transformadores de distribución tipo
poste, identificando procedimientos, condiciones, criterios y equipos
utilizados en las pruebas de aceptación.
8
EL PROBLEMA
•
Revisar el proceso actual para la ejecución del mantenimiento menor
aplicado a transformadores de distribución tipo poste empleado en la
empresa ENELVEN.
•
Observar labores de mantenimiento menor aplicado a transformadores de
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distribución tipo poste, realizadas en empresas fabricantes y prestadoras de
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servicio de mantenimiento y reparación de transformadores.
•
Diseñar formatos para la recolección de datos en las labores de
mantenimiento menor aplicado a transformadores de distribución tipo poste
en la empresa ENELVEN.
•
Proponer soluciones técnicas para el mejoramiento del proceso de
mantenimiento menor aplicado a transformadores de distribución tipo poste
en la empresa ENELVEN.
•
Estudiar la factibilidad económica de las soluciones técnicas propuestas
para el mejoramiento del proceso de mantenimiento menor aplicado a
transformadores de distribución tipo poste aplicado en la empresa
ENELVEN.
9
EL PROBLEMA
1.4-
JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACION.
En la actualidad el Taller de Transformadores del Centro de Operaciones
“Teolindo Álvarez” (COTA), carece de una metodología a nivel de procedimientos
sustentada sobre bases teóricas, que contemple en forma específica, las
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actividades de mantenimiento menor hasta ahora realizadas, y que a la vez
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indique de manera precisa y objetiva la forma en que se deba realizar el
seguimiento de los transformadores tipo poste.
Ante esta situación, se justifica el desarrollo de un estudio cuyo objetivo
es estandarizar
todos los procedimientos
existentes
para
efectuar el
mantenimiento menor requerido en transformadores tipo poste, tomando en
consideración las recomendaciones dadas por el personal que labora dentro del
taller según sus experiencias adquiridas en el campo de trabajo, y además los
criterios establecidos en la normativa vigente para las pruebas de aceptación.
El resultado de esta investigación se verá reflejado en un ahorro
significativo de tiempo y gastos relacionados con labores de mantenimiento menor
aplicado a transformadores de distribución tipo poste, a la vez se logrará aumentar
los niveles de productividad en el Taller de Transformadores de ENELVEN.
La investigación a realizar será además de gran aporte para la empresa, ya
que eliminará la diversidad de opiniones por parte del personal que realiza las
10
EL PROBLEMA
labores de mantenimiento menor, porque se dispondrá de un documento técnico
que contempla procedimientos unificados, basados en la experiencia del personal
y las normas, para ser utilizados en forma sistemática durante la ejecución de las
diferentes inspecciones y pruebas requeridas durante el mantenimiento menor.
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Del mismo modo, el estudio servirá como fundamentación teórica para el
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personal que no se encuentra preparado en la realización de las actividades de las
pruebas de transformadores tipo poste, siendo entonces la metodología una
herramienta para el adiestramiento tanto del personal nuevo, como del ya
existente; situación que permitirá a la empresa contar en todo momento, con
trabajadores altamente capacitados para ejecutar sus labores dentro del taller.
1.5-
DELIMITACION DE LA INVESTICACION
La delimitacion de la investigación consta de:
1.5.1- DELIMITACION ESPACIAL.
El presente estudio se desarrolló en el Centro de Operaciones “Teolindo
Álvarez” (COTA) de ENELVEN; en el Taller de Transformadores, ubicado en la Av.
Principal de Amparo con Circunvalación Nº 2 de la cuidad de Maracaibo. Dicho
trabajo corresponde al área de mantenimiento.
11
EL PROBLEMA
1.5.2-DELIMITACIÓN TEMPORAL.
Esta investigación fue realizada en el lapso comprendido entre los meses
de Febrero 2006 y Mayo 2007.
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12
CAPITULO II
MARCO TEORICO
CAPITULO 2
MARCO TEÓRICO
2.1. ANTECEDENTES
Los antecedentes implican una revisión de anteriores trabajos efectuados
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en relación al tema de estudio y sirviendo de aporte al mismo.
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Uno de los trabajos de investigación que se han tomado como referencia
para la realización de esta investigación es el efectuado por SHORTT, (2005),
quien realizó el “DESARROLLO DE UNA METODOLOGÍA FORENSE PARA EL
DIAGNÓSTICO DE FALLAS EN TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS TIPO
POSTE EN LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE 23.9 KV DE ENELVEN”, con el
propósito de conocer las causas que determinan las fallas de transformadores
monofásicos tipo poste, instalados en la red de distribución de 23.9 KV de la
empresa ENELVEN. También desarrolló una metodología forense para el análisis
y diagnóstico de unidades falladas; basada en la experiencia propia del personal
de la empresa, así como también de Fabricantes y
empresas suplidoras de
servicios.
Como resultado determinó que las fallas en los transformadores de
distribución
se deben a: sobretensión, sobrecarga, defecto de fabricación,
operación ó instalación deficiente, falta de hermeticidad en tanque, cortocircuito
externo y daños de terceros.
14
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Para la presente investigación este trabajo especial de grado sirvió como
soporte y referencia para conocer las fallas que ocurren con mayor frecuencia en
los transformadores de distribución tipo poste, así como también en lo
concerniente a normas y pruebas de acuerdo con la normativa vigente lo cual a
sus vez permitió conocer
procedimientos, requerimientos de equipos y los
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criterios de aceptación asociados a cada prueba.
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El Manual de la empresa PROLEC (1996) “MANUAL DE RECEPCIÓN,
INSTALACIÓN
DISTRIBUCIÓN
Y
MANTENIMIENTO
TIPO
POSTE
PARA
TRANSFORMADORES
SUMERGIDOS
EN
ACEITE”,
DE
formula
recomendaciones adecuadas para la instalación y mantenimiento de los
transformadores de distribución sumergidos en aceite.
Este manual ayudo a los autores de esta investigación para tomar en
cuenta ciertos procedimientos requeridos en el mantenimiento de transformadores
de distribución, así como también aspectos operacionales de los mismos.
El Manual de la empresa ENELVEN: “TALLER TEÓRICO-PRÁCTICO DE
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN”, tiene el propósito de proporcionar
al personal de operarios y ayudantes, los conocimientos teórico-practico básicos,
necesarios sobre los transformadores de distribución con el fin de mejorar la
utilización de los recursos, mejorar la confiabilidad del servicio y disminuir la
cantidad de equipos quemados.
15
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Este manual proporcionó a los autores conceptos básicos y aspectos
particulares de los transformadores de distribución utilizados por la empresa
ENELVEN, los cuales son de vital importancia en esta investigación y sirve como
base para futuros cambios del proceso de mantenimiento..
2.2. BASES TEÓRICAS
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En este segmento, se presenta la fundamentación teórica de la
investigación, la cual es el resultado de una exhaustiva revisión de los
antecedentes y material bibliográfico que se han ocupado de tópicos relacionados
con el estudio propuesto
2.2.1-TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN.
El transformador de distribución es aquel que se encuentra al final de la
cadena de distribución de energía y tiene la capacidad de reducir las tensiones
primarias que pueden variar de 34.5 kV a 8.3 kV, hasta las tensiones secundarias
que pueden ser utilizadas por los usuarios residenciales, comerciales e
industriales; de allí la importancia del uso de estos equipos para la continuidad del
servicio.
Estos
equipos
poseen
unos
niveles
de
tensiones
secundarias
estandarizadas que varían dependiendo del tipo de usuario, en el caso de la carga
residencial se utiliza normalmente tensiones de 120V / 240V y 120V / 208 V; así
16
CAPITULO II
MARCO TEORICO
como también las cargas comerciales e industriales donde las tensiones van
desde 120 V, 240 V, 277 V y 480 V.
2.2.1.1-TIPOS DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN.
De acuerdo de tipo de sistema de distribución implementado, los
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a) Tipo Poste.
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transformadores utilizados según sus características son:
b) Tipo Pedestal o Pad Mounted.
c) Tipo Sumergible.
De acuerdo a su uso y aplicación pueden ser sumergidos en aceite o secos,
monofásicos y trifásicos.
a. Transformador Tipo Poste:
El equipo más usado es el sumergido en aceite, cuyo tamaño y características
van relacionados con la capacidad (KVA) y al voltaje primario al cual están
conectados, este tipo de transformador constan de un núcleo y bobinas montados,
de manera segura en un tanque cargado con aceite y llevan hacia fuera los
terminales necesarios que pasan a través de aisladores apropiados.
El mismo incluye solo la estructura básica del transformador sin equipo de
protección alguna. La protección deseada se obtiene usando pararrayos y fusibles
montados separadamente en el poste o en la cruceta muy cerca del
transformador.
17
CAPITULO II
MARCO TEORICO
En el sistema de distribución se utilizan en capacidades de: 10, 15, 25,
37.5, 50, 75, 100, 167.5, 250 y 333 KVA, que son del tipo monofásico y el voltaje
secundario 120 / 240V, 240 / 480V (Figura 2.1).
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Figura 2.1. Transformador de Distribución Tipo Poste.
Fuente: Fernández y Zambrano, 2006.
b. Transformador Tipo Pedestal o Pad Mounted:
Básicamente, es un transformador de distribución, con la diferencia que va
encerrado en un gabinete y montado sobre una base de concreto con facilidad
para la entrada y la salida de conductores. Éste se diferencia de uno tipo poste,
entre otras cosas, en que el equipo de protección y los desconectores forman
18
CAPITULO II
MARCO TEORICO
parte integral del conjunto del transformador y equipos. Es decir los fusibles y
desconectores de entrada y salida son parte del transformador.
Éstos se utilizan con el fin servir a suscriptores residénciales y comerciales,
cuando el sistemas de distribución es de tipo subterráneo, lo que hizo necesario
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utilizar transformadores que pudieran funcionar a nivel del piso, por lo cual se
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diseñó por parte de los fabricantes el transformador tipo pedestal monofásico o
trifásico.
c. Transformador tipo sumergible:
Éste es utilizado en zonas donde no es permisible el sistema de distribución
aérea o de piso, normalmente se instalan para sótanos diseñados para tal fin o en
lugares donde los espacios reducidos y los requerimientos de seguridad en caso
de incendio imposibilitan la utilización de transformadores refrigerados en aceite;
también puede utilizarse en ambientes donde haya probabilidad de inundación de
cualquier naturaleza.
Son de aplicación en grandes edificios, hospitales, industrias, minería, grandes
centros comerciales y toda actividad que requiera la utilización intensiva de
energía eléctrica.
19
CAPITULO II
MARCO TEORICO
2.2.1.2-ASPECTOS CONSTRUCTIVOS DE LOS TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCION TIPO POSTE.
2.2.1.2.1-Núcleo Magnético:
Constituye el circuito magnético que transfiere energía de un circuito a otro
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y su función principal es la de conducir el flujo activo. Se construye de
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laminaciones de acero al silicio con grano orientado (alrededor de 4% de silicio) lo
cual permite el uso de una mayor densidad de flujo magnético, asegurando una
gran eficiencia con una corriente de excitación baja; el objeto de utilizar estas
laminaciones es la de reducir corrientes circulantes en el núcleo las cuales causan
pérdidas y disminuyen la eficiencia del transformador.
El núcleo magnético se encuentra sujeto al tanque por medio de herrajes
para evitar el máximo las vibraciones y ruidos producidos por el calentamiento; los
núcleos pueden ser del tipo núcleo (Figura 2.2), que es áquel el en el cual las
bobinas están ubicados en las columnas del núcleo abarcado una parte
considerable del circuito magnético y del tipo acorazado (Figura 2.3), que es aquel
en el cual el núcleo está cubriendo los devanados de baja y alta tensión.
20
CAPITULO II
MARCO TEORICO
OS
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A
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Figura
2.2. Núcleo
Tipo Núcleo.
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O
H
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DER
Fuente: Avelino Pérez, 1998
Figura 2.3. Núcleo Tipo Acorazado
Fuente: Avelino Pérez, 1998
2.2.1.2.2-Devanados:
Los devanados son partes que componen los circuitos eléctricos del
transformador devanados primarios y secundarios. La función de los devanados
primarios es crear un flujo magnético para inducir en los devanados secundarios
una fuerza electromotriz y transferir potencia eléctrica del primario al secundario
mediante el principio de inducción electromagnética; este proceso se desarrolla
con una pérdida de energía muy pequeña.
21
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Los devanados se fabrican en diferentes tipos dependiendo de las
necesidades del diseño y los materiales deben ser seleccionados con mucho
cuidado debido a su relación directa con las pérdidas e incrementos de
temperatura dentro del transformador así como el costo de éste, los materiales
que se utilizan básicamente son: el cobre y el aluminio.
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Para los devanados de baja tensión se utiliza generalmente aluminio en
forma de láminas (Figura 2.4), ya que éste posee grandes capacidades
conductoras, ayuda a disminuir el peso del transformador y los efectos
electromecánicos ejercidos por las corrientes de cortocircuito; estas laminas de
aluminio recubiertas de papel aislante que es usado entre capas de conductores y
el cual es compatible con el aceite dieléctrico.
Por el contrario para el devanado de alta tensión se utilizan alambres de
cobre redondo o rectangular con la finalidad de disminuir su tamaño haciéndolo
mas compacto, debido al numero de vueltas que necesita el primario; la razón de
utilizar el cobre para la fabricación del devanado primario es que este material
posee gran capacidad de soportar esfuerzos mecánicos y eléctricos producidos
por cambios en la variación de tensión del sistema, estos alambres de cobre van
impregnados de un material aislante (barniz) de alta temperatura para conferirle
mayor rigidez y compatibilidad con el aceite.
22
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Estos alambre y laminas conductoras van soldados a terminales por medio
de soldadura en frío de alta presión o por medio de soldadura en gas inerte
dependiendo del material utilizado, lo cual permite que el área soldada sea de
tamaño suficiente para conducir grandes corrientes de sobrecarga y reducir los
puntos calientes.
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Figura 2.4. BOBINA DE BAJA TENSIÓN.
Fuente: ENELVEN, 2006.
2.2.1.2.3-Sistema de aislamiento:
El aislamiento de los transformadores es uno de los factores más
importantes para el funcionamiento adecuado ya que además de ser un medio
dieléctrico, también debe ser capaz de soportar esfuerzos mecánicos y térmicos
producidos por las altas temperaturas y la acción de agentes químicos.
23
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Además de estas características el sistema de aislamiento debe poseer
otras tales como, capacidad para tolerar la presencia de humedad y otras
partículas nocivas para el.
La vida de los aislamientos se ve seriamente afectada por los incrementos
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de temperatura y por el tiempo a los que se ven sujetos a dichos incrementos ya
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que al presentarse estas características pueden generarse pérdidas por Efecto
Joule y corrientes circulantes en las laminaciones del núcleo, es por eso que se
recomienda el uso de sistemas de enfriamiento para reducir estos efectos y
aumentar la eficiencia del transformador.
Este sistema aísla los devanados del transformador entre ellos y a tierra,
así como las partes cercanas al núcleo y a las partes de acero que forman la
estructura. Por lo tanto, el aislamiento es mucho más que “solamente un medio
mecánico para conservar los alambres apartados”. Es evidente que cualquier
debilitamiento en el aislamiento puede conducir a una falla en el transformador.
El aislamiento puede estar deteriorado cuando ha perdido una parte
significante de su propiedad dieléctrica original, característica mecánica o
resistencia al impulso. Si el proceso de deterioro continúa
inevitable: una falla mecánica o eléctrica.
24
terminará en lo
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Tipo de aislamiento:
Los transformadores poseen una serie de materiales aislantes los cuales
juntos forman el sistema de aislamiento, éstos son de tipo sólido y líquido los
cuales se describen a continuación:
Aislante sólido:
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Entre los materiales que conforman el aislamiento sólido se tienen:
•
Papel Kraft.
•
Cartón prensado.
•
Papel Manila y corrugado.
•
Cartón prensado de alta densidad.
•
Collares de cartón prensado y aislamientos finales.
•
Partes de cartón prensado laminados.
•
Esmaltes y barnices.
•
Recubrimientos orgánicos e inorgánicos para la laminación del núcleo.
•
Recubrimiento de polvo epoxico.
•
Fibra vulcanizada.
•
Algodón (hilos y cintas).
•
Presspan.
•
Plásticos cementos, telas, cintas adhesivas y cintas de fibra de vidrio.
•
Tacos de madera.
25
CAPITULO II
MARCO TEORICO
El aislamiento sólido es sensible al calor, a la humedad y a los compuestos
ácidos. El envejecimiento del papel se pone de manifiesto por la liberación de
compuestos específicos y por la pérdida de flexibilidad. El papel llega a quebrarse
pues no admite más la curvatura de los conductores.
OS
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A
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S simple gota de aceite sirve para
EUna
R
No es necesario analizarO
elS
papel.
H
C
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evaluar el estado del aislamiento sólido y evaluar su envejecimiento paulatino. Los
primeros indicios de un proceso de degradación pueden obtenerse de la
cromatografía de gases disueltos, por un crecimiento de la concentración de
monóxido de carbono (CO), desproporcionado a la concentración de dióxido de
carbono (CO2).
Otra señal de la degradación del papel es la liberación de un compuesto
llamado Furfuraldehido
(2-furaldehido). Este compuesto es propio de la
descomposición térmica de la celulosa, y no puede ser generado por el aceite. Por
lo tanto, el control periódico de la concentración de este compuesto y derivados
furánicos en el aceite es conveniente para anticipar fallas y garantizar la vida útil
extendida del transformador.
Estos materiales poseen las siguientes funciones:
26
CAPITULO II
•
MARCO TEORICO
Cualidad para soportar las tensiones relativamente altas encontradas en
servicio normal (esfuerzos dieléctricos). Esto incluyen ondas de impulso
y transitorio.
•
Cualidad para soportar esfuerzos mecánicos y térmicos (calor) los
cuales acompañan a un cortocircuito.
•
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de calor).
•
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Cualidad para prevenir excesivas acumulaciones de calor (transmisión
Cualidad para mantener las características deseadas para un periodo de
vida de servicio aceptable dando un adecuado mantenimiento.
Aislantes Líquidos:
Entre los materiales que conforman el aislamiento líquido se tienen: el
aceite mineral para transformador y el aceite de silicona o R-TEMP, de estos dos
el aceite mineral es usado en el llenado del 95 % de los transformadores. El
problema es que es altamente inflamable.
El aceite utilizado en transformadores tiene la función no solo de aislante
sino también de refrigerante, éste baña las bobinas, el núcleo y los materiales
sólidos y para asegurar su correcta operación se somete a filtrado y secado antes
de introducirlo al tanque. El llenado se hace al vació para evitar contaminación y
presencia de humedad, así como evitar la formación burbujas de aire que serian
de graves consecuencias para el transformador.
27
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Las propiedades físicas de los aislantes líquidos como por ejemplo: peso
específico, conductibilidad térmica, calor específico, constante dieléctrica,
viscosidad, dependen de su naturaleza, es decir de la composición química, pero
su rigidez dieléctrica, además está ligada a factores externos como por ejemplo:
impureza en suspensión, en solución, humedad, etc, que generalmente reducen
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su valor, degradando la característica importante.
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Por eso es importante el uso de medios de refrigeración para mantener sus
características físicas y químicas y así evitar posibles fallas en las partes internas
del transformador.
Este fluido tiene tres funciones primordiales:
•
Provee una rigidez dieléctrica.
•
Proporciona un enfriamiento eficiente.
•
Protege al resto del sistema aislante.
2.2.1.2.4-Medio de refrigeración de los transformadores de distribución tipo
poste:
El aceite actúa como conductor para extraer el calor generado en las
bobinas y núcleo, llevándolo hasta las paredes del tanque. Se utiliza el aceite por
ser mejor aislante que el aire por lo que es importante que se mantenga en el nivel
adecuado. La clasificación de los transformadores de distribución tipo poste es
Tipo OA.
28
CAPITULO II
•
MARCO TEORICO
TIPO OA:
Es un transformador sumergido en aceite con enfriamiento natural. Este es el
enfriamiento más común y frecuente resultando más económico y adaptable a la
generalidad de las aplicaciones. En estas unidades el aceite aislante circula por
convección natural dentro de un tanque con paredes lisas o corrugadas, o bien
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provistos de enfriadores tubulares o de radiadores separables. El aire que
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circundante al transformador provee ventilación y enfriamiento en forma natural
2.2.1.2.5-Accesorios:
•
Bushing de Alta Tensión:
Es un dispositivo simple también conocido como “pasatapas” ó aislador, éstos
van en la tapa superior o en la pared del tanque dependiendo del voltaje primario a
cual está conectado el transformador y permite el paso de corriente proveniente
de las líneas primarias al transformador sin que haya contacto con el tanque y que
a la vez no ocurra un escape indebido de corriente, protegiendo al transformador
contra la formación de arcos de corriente
Estos dispositivos son escogidos dependiendo del nivel de tensión aplicado al
transformador, a medida que el nivel de tensión aumenta éste aumenta el número
de campanas y por ende el tamaño del bushing para así prevenir la formación de
arcos entre si y entre el tanque del transformador. Se construyen de porcelana o
de polímeros recubiertos con un barniz el cual les confiere mejores características
eléctricas y mecánicas; en su mayoría se usan los construidos con porcelana por
29
CAPITULO II
MARCO TEORICO
su bajo costo económico y propiedades dieléctricas; de acuerdo a la normativa
vigente los bushing o aisladores de porcelana son de color gris claro (Figura 2.5).
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Figura 2.5. Bushing de Alta Tensión.
Fuente: Fernández y Zambrano, 2006.
•
Bushing de Baja Tensión:
Este dispositivo es similar en construcción al de alta tensión pero su forma y
tamaño varia dependiendo de la capacidad del transformador y las partes
aislantes son más pequeñas; consiste en un mango aislante de porcelana o
material “epoxy” aislante (a pedido del cliente), que conecta el terminal de baja
tensión con los conductores que alimentan la carga, facilitando el paso a través del
tanque del transformador Figura 2.6). El
bushing evita que los conductores
internos roten en la pared del tanque, logrando que todos queden en posición fija,
los mismos van conectados a terminales pueden ir desde un simple tornillo
30
CAPITULO II
MARCO TEORICO
de ojo para baja corriente (hasta 50 KVA), hasta el tipo hoja larga de metal (desde
75 KVA en adelante), el cual es usado para corrientes muy altas.
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Figura 2.6. Bushing de Baja Tensión.
Fuente: ENELVEN, 2006.
•
Válvula de Sobrepresión:
Es un dispositivo que consiste de una válvula de material anticorrosivo que
permite la eliminación del exceso de presión que se acumula en el interior del
tanque al pasar el tiempo debido a los efectos de sobrecargas, altas temperaturas
y cortocircuitos externos, los cuales producen un incremento de temperatura en el
liquido aislante traduciéndose en acumulación de gases dentro del transformador,
para así evitar daños del tanque o derrames de aceite entre otras (Figura 2.7).
31
CAPITULO II
MARCO TEORICO
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.Figura 2.7. Válvula de Sobrepresión.
Fuente: ENELVEN, 2006.
La válvula de sobrepresión se encuentra ubicada en la pared frontal del tanque
al lado derecho visto el transformador desde los terminales del secundario y por
encima del nivel del aceite en un lugar donde no interfiere con los ganchos para
levantar el transformador y los aisladores. Se debe verificar que no falte la argolla
ni la tapa de seguridad del dispositivo y que no se presenten fugas de aceite en
las uniones.
Este dispositivo se abre a aproximadamente 0.7 Kg / cm² dejando escapar
gases potencialmente peligrosos, cuando la presión se normaliza la válvula se
cierra automáticamente para prevenir la entrada de contaminantes. No opera en
caso de sobrepresión súbita.
32
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Es necesario aliviar la presión en todos los casos en que se vaya hacer una
operación en el transformador como las siguientes:
a. Cambio del fusible.
b. Prueba del aceite.
c. Llenado y filtrado del aceite.
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d. Cambio de derivación.
e. Operación de seccionalización.
f. Apriete de los accesorios.
•
Cambiador de Tomas (Tap Changer):
Es un dispositivo que permite la regulación de la tensión primaria del
transformador por medio de unas derivaciones que se encuentran en los
bobinados lo cual permite pequeños cambios en su relación de espiras, éste se
encuentra ubicado dentro o fuera del transformador, los accionados internamente
son de fácil acceso a través de la boca de inspección y los instalados
externamente están ubicados cerca de los ganchos de sujeción del transformador,
ambos tienen las posiciones marcadas claramente.
Generalmente los transformadores poseen cuatro derivaciones más la toma
nominal lo cual permite ajustes de hasta un 5% por encima o por debajo del voltaje
nominal del transformador. Cabe resaltar que estos cambios de derivaciones solo
33
CAPITULO II
MARCO TEORICO
se ejecutan cuando el transformador se encuentra sin carga y desenergizado
(Figura 2.8 y Figura 2.9).
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Figura 2. 8 Tap Changer Interno.
Cortesia: Fernandez y Zambrano. 2006
Figura 2.9 Tap Changer Externo.
Cortesia: Fernandez y Zambrano. 2006
•
Luz Indicadora de Sobrecarga:
Cuando el transformador está sobrecargado en periodos prolongados, se
produce en su interior un aumento de la temperatura calentando el aceite por
encima de sus valores nominales de trabajo, subiendo el nivel del aceite lo cual
34
CAPITULO II
MARCO TEORICO
cierra los contactos de un elemento bimetalico, ocasionando que se encienda una
luz roja lo cual indica sobrecarga (Figura 2.10).
Esto permite a la empresa prestadora del servicio identificar que el
transformador se encuentra o ha sido sobrecargado y poder cambiarlo por uno de
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
mayor capacidad y no dejar que el equipo reciba mayor daño.
DERECH
Para apagar luz se requiere que un operador mueva la palanca hasta que
llegue a la posición de RESET y luego devolverla a la posición de NORMAL, si la
luz se enciende inmediatamente, la sobrecarga persiste todavía o la temperatura
del aceite no ha bajado hasta su nivel de operación.
Figura 2.10. Luz Indicadora de Sobrecarga
Fuente: ENELVEN, 2006.
35
CAPITULO II
•
MARCO TEORICO
Placa de Características de un Transformador de Distribución:
A continuación se da el significado de cada una de los datos que contiene
una placa de características correspondiente a un transformador de distribución
(Figura 2.11):
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
DERECH
Figura 2.11. Placa de Característica de un Transformador de Distribución
Fuente: ENELVEN, 2006.
a. Fecha de fabricación:
Indica el mes y año en el cual se construyó el transformador así como la
fecha de vencimiento de su garantía.
b. Marca:
Indica la empresa fabricante del transformador.
36
CAPITULO II
MARCO TEORICO
c. Transformador monofásico / trifásico:
Indica a cual clasificación pertenece el transformador de acuerdo al número
de fases: monofásico o trifásico
d. Serial:
Es un número de 4 a 6 dígitos utilizado para el control de salida/entrada de
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
transformadores de la empresa fabricante, es decir es la cédula de identidad del
DERECH
transformador.
e. Tipo OA:
Se refiere al tipo de enfriamiento que utiliza el transformador, significa
sumergido en aceite con enfriamiento natural, ventilado externamente con el aire
que rodea al transformador.
f. Frecuencia:
Es la frecuencia, número de ciclos por segundo en donde varia la corriente
eléctrica.
g. Polaridad:
Indica la manera como la bobina primaria se encuentra enrollada en el
núcleo laminado de hierro con relación a la secundaria. Existen dos tipos de
polaridades para la construcción los transformadores: polaridad aditiva y polaridad
sustractiva.
h. KVA:
Indicador de la potencia aparente (capacidad) del transformador expresado
en kilovoltios-amperios.
37
CAPITULO II
MARCO TEORICO
i. Elevación de Temperatura:
Permite determinar el valor de temperatura máxima donde el transformador
puede trabajar bajo condiciones normales de operación (expresada en grados
centígrados). Para determinar este valor se debe sumar, la temperatura ambiente
(40ºC) a dicha elevación de temperatura.
j. Porcentaje de impedancia.
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
Es el valor en porcentaje de la impedancia que oponen las bobinas al paso
DERECH
de las cargas activas y reactivas.
k. Voltaje:
Indica los valores de tensión primaria y secundaria de fase a fase y de fase
a neutro para las cuales está diseñado el transformador.
l. El peso:
Muestra el peso completo del transformador en kilogramos.
m. Litros de aceite:
Indica la cantidad en litros de aceite que se utiliza para el enfriamiento.
n. Conexión:
Muestra un diagrama del bobinado primario y secundario, así como las
conexiones a nivel secundario para obtener 120V o 120/240V.
o. Taps:
Muestra las diferentes posiciones del cambiador de tomas en relación con
los voltajes a nivel primario. Por ejemplo: posición C o 3 para 13200V a nivel
primario.
38
CAPITULO II
MARCO TEORICO
p. BIL (nivel básico de aislamiento):
Es el nivel básico de aislamiento y representa la capacidad en un
transformador de soportar una “sobretensión” producida por una descarga
atmosférica o por apertura-cierre del circuito de alimentación del transformador.
2.2.1.2.6-Tanque o Cuba:
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
DERECH
El tanque es el medio para alojar el ensamble completo del transformador y
sirve como una superficie para transferir al medio circundante, todo el calor
generado dentro del transformador. Éste se fabrica de láminas de acero pulida y
tiene un reborde en el fondo para protección contra corrosión y posibles daños en
la manipulación. Cuando la superficie del tanque no es capaz de disipar ese calor,
se hace necesaria la utilización de radiadores que ejecutan la función de
proporcionar un área adicional para poder disipar el calor generado.
El tanque debe estar perfectamente sellado para evitar fugas y
contaminaciones del exterior sobre todo de aire húmedo, que afectaría
notablemente las propiedades del aceite; su sellado se realiza por medio de
empaques de corcho-neopreno en todas las juntas, tapa tanque, tapa de registro,
bushings, etc. El tanque de acuerdo con la normativa vigente debe llevar
como color patrón, el gris oscuro ya que éste disipa gran cantidad de calor para la
mayoría de las condiciones climáticas.
39
CAPITULO II
MARCO TEORICO
2.2.1.3- PROTECCION DE LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION.
La protección de los transformadores de distribución es una de las partes
más importantes para las empresas suplidoras del servicio eléctrico dado que el
transformador de distribución es el ultimo eslabón en la cadena de distribución y
por ende es susceptible a fallas de origen externo como lo son lo cortocircuitos, las
S
ADO
V
R
E
S
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OS R
descargas atmosféricas, los contactos por mala operación y las sobrecargas; los
DERECH
cuales producen en ciertos casos la desincorporacion del equipo del sistema al
cual esta conectado acarreando la pérdida del servicio al consumidor y
produciendo pérdidas a la empresa prestadora del servicio; es por eso que se
utilizan 3 tipos de protección aplicados a los transformadores de distribución como
se detallan seguidamente:
•
Descargador de Sobretensiones (Pararrayos):
Estos sirven para proteger los transformadores contra sobretensiones
producidas por descargas atmosféricas. Por lo tanto es importante que todo
transformador lleve su pararrayo de protección, de acuerdo a la zona donde se
encuentra.
En el sistema de distribución se utilizan los pararrayos de tipo válvula
(Figura 2.12), éstos están construido con porcelana similar a la utilizada en los
bushing pero en su parte interna están constituidas de entrehierros internos en
serie con una resistencia no lineal y el entrehierro está conectado entre su parte
superior y la parte viva del aislador.
40
CAPITULO II
MARCO TEORICO
S
ADO
V
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OS R
DERECH
Figura 2.12. Descargador de Sobretensiones en Transformadores de Distribución.
Fuente: ENELVEN, 2006
La resistencia tiene una impedancia extremadamente alta para tensión
nominal de línea, pero casi ninguna impedancia para ondas de alto voltaje, éstas
producen arcos a través de los entrehierros y permiten que la elevación de
corriente se descargue a tierra a través de la resistencia, cuando la tensión de la
línea se normaliza la impedancia vuelve a ser alta y el pararrayos vuelve a su
condición normal, evitando así una falla permanente de la línea a tierra, también
debe considerarse la estabilidad térmica ante de sobretensiones de larga duración
debido a que pararrayos siempre está sometido permanentemente al voltaje del
sistema.
•
Fusible:
Los fusibles constituyen una de las protecciones más extensamente utilizada
41
CAPITULO II
MARCO TEORICO
para los transformadores de distribución, debido sobre todo a su simplicidad y bajo
costo del material correspondiente. Sin embargo, los límites tecnológicos de su
funcionamiento y diseño tienen un cierto número de inconvenientes o
imperfecciones que llevan a considerar la protección mediante fusibles como
relativamente rústica. Los fusibles se caracterizan por su corriente asignada, que
es
el
valor
más
elevado
DERECH
OS
que el
fusible
puede
D
A
V
R
E
S
E
OS R
de
corriente
admitir
permanentemente en una instalación al aire libre, y por su característica tiempocorriente. La corriente asignada depende de criterios de calentamiento en régimen
permanente de las superficies de contacto y de las envolventes aislantes (Figura
2.13).
Figura 2.13. Cortador con Fusible de Alta Tensión.
Fuente: INSECA, 2006
Los fusibles tienen la función de: desconectar el transformador del sistema
de alimentación primaria tanto en caso de sobrecorrientes, como en condiciones
42
CAPITULO II
MARCO TEORICO
normales de operación desconectándolo el operario de forma manual y deben ser
colocados de acuerdo a la capacidad de los transformadores
El fusible se construyen de manera que tenga un punto de fusión menor
que los conductores de la instalación protegida, estos comprenden una gran
S
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V
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E
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E
OS R
variedad de modelos, con distintos tamaños, formas y métodos de montaje; y para
DERECH
ser utilizados con diferentes gamas de tensión, corriente y tiempos de actuación.
En el caso de los transformadores de distribución se utiliza el fusible de
expulsión o cortacorriente también llamado “Cortador” que es el ideal para los
sistemas de distribución aérea donde desempeñan sus labores el transformador
de distribución tipo poste que es el elemento a proteger.
Así como también se deben de tomar en cuenta las características tiempo
corriente para la selección de un fusible, las cuales vienen dadas por una serie de
curvas como lo son la de Fusión Mínima (MM) y la de Despeje Total (TC) y que
son suministradas por el fabricante; la norma ANSI denota tres tipos básicos de
elemento fusible:
•
Fusible tipo K (rápido).
•
Fusible tipo T (lento).
•
Fusible tipo H (high-surge).
43
CAPITULO II
Las Láminas K y T
MARCO TEORICO
son del mismo tamaño pero poseen diferentes
características tiempo corriente, siendo la lámina T más lenta para altas corrientes
que la lámina K equivalente; cabe destacar que en el sistema de distribución se
utilizan los fusibles con elementos tipo K para proteger los transformadores, éstos
se escogen dependiendo de la capacidad del transformador (Tabla 1) y los de
S
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V
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elementos tipo T para proteger los condensadores. Los tipo H son de exigencias
DERECH
especiales dado que poseen capacidad de soportar grandes corrientes transitorias
y están diseñadas para proporcionar protección de sobrecarga y evitar
operaciones innecesarias durante sobrecorrientes transitorias de corta duración
asociadas con el arranque de motores y descargas atmosféricas.
TABLA 2.1. Capacidades de Fusibles Utilizados por ENELVEN.
Fuente: ENELVEN, 2006.
POTENCIA NOMINAL
KVA
10
15
25
37.5
50
75
100
167.5
250
333.3
SISTEMA DE TENSION
4.8KV / 8.3KV
13.8KV / 23.9KV
FUSIBLE TIPO K
FUSIBLE TIPO K
3K
1K
3K
3K
6K
3K
10K
3K
15K
6K
20K
6K
30K
10K
40K
15K
65K
25K
65K
30K
Estos fusibles tipo K son seleccionados con una corriente de trabajo de
125% la corriente nominal del transformador. La corriente mínima a la cual
44
CAPITULO II
MARCO TEORICO
empieza a fundirse el fusible (Minimum Melting) a 300 seg. es 2 veces la corriente
de trabajo.
•
Sistema de puesta a tierra:
La puesta a tierra en transformadores es tan importante como los pararrayos y
S
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el fusible puesto que dá una sólida conexión a tierra al transformador y al
DERECH
pararrayo. Los sistemas se conectan a tierra para limitar las sobretensiones
debido a descargas atmosféricas, transitorios en la red o contacto accidental con
líneas de alta tensión, y para estabilizar la tensión a tierra durante su
funcionamiento normal.
Los transformadores se conectan a tierra de modo que ofrezcan un camino de
baja impedancia para las corrientes de falla, y que faciliten el funcionamiento de
los dispositivos de protección contra sobrecorriente en caso de falla de línea a
tierra.
El transformador debe poseer dos conexiones para la puesta a tierra, una para
el devanado de baja tensión y otra para el tanque, estas conexiones pueden ser
conectores tipo ojo las cuales deben ser de un diámetro que permita alojar un
conductor de cobre con el diámetro indicado por la norma, este conductor que
corre por toda la base del poste donde se encuentra el transformador hasta una
unión ubicada en la base del poste uniéndolo a una varilla o electrodo o también
haciendo una sólida conexión con el poste a través de una junta.
45
CAPITULO II
MARCO TEORICO
2.2.1.4-MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION.
El mantenimiento se puede definir básicamente como el conjunto de
acciones orientadas a conservar o restablecer un sistema y/o equipo a su estado
normal de operación, para cumplir un servicio determinado en condiciones
económicamente favorables y de acuerdo con las normas de protección integral.
S
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DERECH
Las costosas fallas de los transformadores con las consiguientes
interrupciones en la continuidad del servicio se previenen mediante la implantación
de un buen plan de inspecciones que se encuentre a cargo del personal idóneo y
de un programa de mantenimiento enfocado en disminuir la ocurrencia de falla en
el equipo y en alargar la vida útil del mismo. Debido a descuidos, algunos
transformadores que aparentemente están funcionando bien, pronto fallan sin
haber dado señales externas de problemas. Esta situación toma una importancia
relevante cuando se comienzan a evaluar sus consecuencias posteriores.
Los transformadores son equipos claves para la distribución del 99% de
toda la energía eléctrica. Permiten aumentar las tensiones de generación y
disminuir las de transmisión de energía a voltajes relativamente bajos y seguros.
Son altamente eficientes y capaces de convertir un 95% de la energía eléctrica
que corre de un circuito a otro. Sin los transformadores, los sistemas de
distribución eléctrica necesitarían conductores costosos y de gran diámetro, que
sólo harían factible transmitir la corriente eléctrica a distancias cortas.
46
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Ello hace que el mantenimiento de estos equipos sea parte importante del
día a día de la empresa prestadora del servicio, ayudándole a disminuir sus costos
de operación sin interrumpir la continuidad del servicio y logrando alargar la vida
útil a estos equipos.
S
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V
R
E
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OS R
Para el mantenimiento de transformadores se deben tomar en cuenta los
DERECH
siguientes puntos:
a. Mantenimiento o reciclaje de aceite dieléctrico.
El mantenimiento de la calidad del aceite dieléctrico es esencial para
asegurar el buen funcionamiento de los equipos eléctricos aislados en aceite.
Existe una gran variedad de criterios para evaluar el estado de los aceites, y la
frecuencia de ensayos. Una solución sana y razonable consiste en tener en cuenta
el trabajo y la confiabilidad exigida al transformador, y el tipo de sistema eléctrico.
Por ejemplo, las grandes empresas distribuidoras de energía eléctrica
consideran el monitoreo de todos sus transformadores una tarea antieconómica, y
están preparadas a aceptar un riesgo de falla más elevado.
En cambio, un usuario industrial o el operador de un edificio, cuyas
actividades dependen de la confiabilidad de su alimentación eléctrica, desearía
47
CAPITULO II
MARCO TEORICO
reducir su factor de riesgo aplicando una supervisión más vigilante de la calidad
del aceite como un medio para prevenir cortes de electricidad.
Cuando el aceite se degrada, se reducen los márgenes de seguridad y
aumenta el riesgo de un defecto prematuro. La degradación del aceite depende de
S
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V
R
E
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E
OS R
las condiciones del servicio y el mantenimiento del transformador. El aceite
DERECH
aislante está en contacto con aire y sufre reacciones de oxidación. La oxidación se
acelera por efecto de temperaturas elevadas, por el contacto con agua y por la
presencia de metales (cobre, hierro) que actúan como catalizadores.
Síntomas de degradación del aceite son:
•
Cambio de color: oscurecimiento.
•
Formación de sustancias polares.
•
Formación de ácidos.
•
Olor.
•
Generación de lodos.
El deterioro del aceite puede provocar un envejecimiento prematuro del
aislante sólido (barniz, papel kraft, presspan, y tacos de madera). La aparición
incipiente de estos productos de degradación se puede determinar estudiando el
48
CAPITULO II
MARCO TEORICO
comportamiento de las propiedades del aceite, y descubrirlos aún antes que
repercuta en el estado del fluido o en la condición eléctrica del transformador.
Por ello para alargar la vida útil del aceite dieléctrico debe ser procesado para
S
ADO
V
R
E
S
E
R
gases. Este proceso se logra enO
tres
Setapas:
H
C
E
R
DE
obtener un aceite puro el cual contenga la menor cantidad posible de humedad y
•
Calentamiento del aceite:
El aceite dieléctrico se calienta para eliminar las partículas de humedad y
gases teniendo la precaución de no recalentar el líquido para evitar el deterioro del
mismo, la temperatura no debe ser mayor de 70 ºC.
•
Eliminación de humedad y gases:
El aceite dieléctrico calentado combinado con una presión negativa son los dos
factores fundamentales para la eliminación de humedad y gas. El proceso debe
ser realizado pasando el aceite a través de una columna de anillo de tipo
RASCHIG, en el cual diferentes partes del aceite son dispuestas al vacío.
•
Filtración del aceite dieléctrico
Este proceso tiene la finalidad de retener finas partículas de material foráneo y
mantiene el flujo suficiente, aún con el aceite muy viscoso. El aceite para el
procesamiento es alimentado desde un tanque de almacenamiento o del mismo
49
CAPITULO II
MARCO TEORICO
transformador hacia la planta de procesamiento retornando a través de un
segundo ducto. Alrededor de cinco vueltas del volumen total del aceite es
suficiente para reducir al mínimo el gas y el agua residual.
b. Mantenimiento del tanque del transformador.
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DERECH
La importancia de mantener esta parte del transformador es que éste se
encuentra sometido constantemente a las condiciones atmosféricas y a la
acumulación de polvo, teniendo una real influencia sobre el acabado exterior lo
cual trae como consecuencia que disminuya la capacidad de refrigeración y
arruinando la pintura; si se daña la pintura, el metal exterior del tanque puede
oxidarse. Por ello se deberán limpiar completamente todas las superficies de metal
expuestas y prepararlas para su retoque, ya que es muy importante la preparación
adecuada de las superficies que necesitan un retoque para asegurar un acabado
duradero y una eficacia máxima de enfriamiento en las paredes del tanque y en
los radiadores.
No importa que tan buena sea la pintura; ésta no brindará una protección
adecuada si se aplica sobre una superficie húmeda, sucia, oxidada o grasosa. La
oxidación y el polvo absorberán y retendrán la humedad. Por lo tanto, para obtener
un acabado duradero, es esencial que la aplicación de pintura no selle la
humedad, de allí que para obtener un área limpia y seca con suficiente aspereza
50
CAPITULO II
MARCO TEORICO
que asegure una buena adhesión de la pintura base, se deben limpiar las
superficies expuestas del tanque del transformador con un chorro de arena para
asegurar que toda la superficie del tanque quede uniforme y sin partículas que
afecten la aplicación de la pintura.
S
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c. Verificación del Estado de las Empacaduras.
DERECH
Las empacaduras de los transformadores son unas de las partes que mayor
desgaste tienen, debido al tiempo que éstas pasan sometidas a las distintas
condiciones de operación. Una empacadura debe crear un sello y llevarlo a cabo
sobre un período del tiempo largo.
Debe ser impermeable y no contaminar el líquido dieléctrico Debe soportar
altas y bajas temperaturas y seguir siendo bastante resistente para llevar a cabo el
sellado incluso con el movimiento del transformador bajo ciertas condiciones de
operación.
Debe ser bastante resistente aún cuando esté expuesta durante mucho tiempo
a la presión aplicada con los cambios del esfuerzo de torsión y de temperatura del
perno del aislador, a la vez debe tener suficiente fuerza para resistir el esfuerzo
bajo carga aplicada y para resistir el escape bajo presión. Si una empacadura no
puede resolver ninguno de estos criterios, una fuga de aceite resultará, por ello a
la hora de realizarle mantenimiento a un transformador se debe tomar muy en
51
CAPITULO II
MARCO TEORICO
cuenta el estado de las empacaduras de manera que no presenten una pérdida de
sus propiedades físicas y mecánicas en un futuro.
d. Modificaciones al transformador
El transformador durante el proceso de mantenimiento puede sufrir ciertas
S
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modificaciones necesarias para incrementar la vida util del mismo, éstas van
DERECH
desde el cambio de accesorios por envejecimiento o por falla hasta el cambio de
conexiones internas.
2.2.1.5- PRUEBAS QUE SE EJECUTAN A LOS TRANSFORMADORES.
Debido a que los transformadores poseen una significante importancia en
el sistema de distribución, se les suelen realizar una serie de pruebas a él y a los
accesorios, éstas pueden son para garantizar la calidad de los materiales, la
calidad de fabricación y la calidad de operación o por razones de control de
calidad y determinar si un equipo puede operar seguro durante su ciclo normal de
trabajo.
Clasificación de los métodos de pruebas:
De acuerdo con la norma COVENIN 536, COVENIN 3172, las pruebas a
transformadores se clasifican en tres grupos:
52
CAPITULO II
MARCO TEORICO
a) Pruebas Tipo.
Son los ensayos realizados a un tipo de transformador cuyas características
nominales y de construcción son idénticas a las de su grupo para demostrar al
comprador que cumple con los requerimientos especificados en la norma y que
son complementados con los ensayos de rutina.
S
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DERECH
b) Pruebas de Rutina.
Las pruebas de rutina son ensayos destinados a verificar la calidad, la uniformidad
de la mano de obra y de los materiales usados en la fabricación de los
transformadores. Son obligatorios en todas las unidades de producción. Los
ensayos serán individuales.
c) Pruebas Especiales.
Son ensayos diferentes a los de rutina acordada entre fabricante y comprador y
exigible sólo en el contrato particular. Son adicionales a los requisitos del ensayo
por onda de choque completa.
Pruebas Tipo: Estas pruebas son.
•
Prueba de Medición de Aumento de Temperatura.
Este ensayo determina si el aumento de temperatura del transformador bajo
funcionamiento nominal esta dentro de los limites establecidos.
53
CAPITULO II
•
MARCO TEORICO
Onda de Choque Completa.
Este ensayo es utilizado para determinar el nível básico de aislamiento (BIL) del
transformador y su capacidad para soportar sobretensiones similares a descargas
atmosféricas.
•
Cortocircuito.
S
ADO
V
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Este prueba comprueba la resistencia mecánica del bobinado a altas corrientes
DERECH
superiores a la nominal, la prueba es destructiva para el transformador ya que
crea desplazaminetos radiales y axiales en los devanados.
•
Comprobación del Tanque.
Este ensayo se debe realizar con un tanque completamente vacio y se verifica que
la soldadura y los espesores del material utilizado sean los adecuados.
Pruebas de Rutina: Estas pruebas son.
•
Prueba de Medición de Resistencia de los Devanados
Este ensayo consiste en determinar las resistencias de los devanados del
transformador en prueba. Se realiza
mediante
un
instrumento que
pueda
realizar mediciones de resistencias bajas, llamado “puente, el cual puede ser el
puente de Wheatstone, Thomson, Kelvin, etc.
•
Prueba de Medición de Relación de Transformación
La relación de transformación de un transformador simplemente es el voltaje
nominal primário dividido entre el voltaje nominal secundário, se realiza mediante
54
CAPITULO II
MARCO TEORICO
el instrumento llamado TTR, el cual determina la relación con una exactitud de
hasta milesímas de entero.
•
Prueba de Comprobación de la polaridad (en transformadores
monofásicos).
La polaridad del transformador es una designación de las direcciones
S
ADO
V
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E
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OS R
instantáneas relativas de corrientes en sus bobinados, esta puede ser aditiva o
sustractiva.
•
DERECH
Prueba de Comprobación del grupo vectorial (en transformadores
trifásicos).
Esta prueba verifica el grupo vectorial del transformador, dato indispensable para
el estudio de las conexiones en paralelo de estos. De igual forma determina el
desplazamiento angular y las secuencias de las fases.
•
Prueba de Medición de las Pérdidas en el núcleo y Corrientes de
Vacío.
El ensayo determina las pérdidas en el hierro y se refieren a la cantidad de
potencia consumida por un transformador energizado a su voltaje nominal, pero
sin carga conectada. La corriente de excitación corresponde con la corriente que
fluye en el devanado primario del transformador cuando se determina las perdidas
en el núcleo, por ejemplo, la corriente al voltaje nominal con el otro devanado en
circuito abierto.
55
CAPITULO II
•
MARCO TEORICO
Prueba de Medición de las Pérdidas debido a la Carga y Tensión de
Cortocircuito.
Este ensayo determina las pérdidas presentes mientras el transformador está
llevando su carga nominal, estas pérdidas también pueden ser llamadas pérdidas
por el cobre o pérdidas en el conductor. De igual forma sirve para determinar la
S
ADO
V
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OS R
tensión de cortocircuito que es el voltaje requerido para hacer circular la corriente
DERECH
nominal del transformador bajo una condición de cortocircuito en el otro devanado.
•
Prueba de Medición por Tensión Inducida.
El ensayo consiste en aplicar el doble de la tensión nominal por un lapso de
tiempo normalizado. La tensión se aplica generalmente por el lado de baja tensión
con una frecuencia de por lo menos el doble de la frecuencia para no saturar el
núcleo del transformador, el aislamiento que los separa de un devanado a otro y el
aislamiento de capa a capa.
•
Prueba de Medición por Tensión Aplicada.
Este ensayo determina el estado del aislamiento entre bobinas, bobinas y tanque
o cualquier otro elemento puesto a tierra. Se aplica altas tensiones normalizadas a
60 Hz por el lapso de un minuto a cada uno de los devanados, previamente
cortocircuitando cada uno de ellos.
•
Prueba de Comprobación del tanque (hermeticidad).
Es la determinación del estado del tanque en cuanto a la hermeticidad que debe
poseer para que no se introduzca humedad u otra sustancia en el interior del
tanque. Esta prueba se realiza con un gas inerte (nitrógeno) con el transformador
56
CAPITULO II
MARCO TEORICO
completamente armado, con el nivel de aceite requerido y las conexiones del
transformador realizadas.
•
Prueba de Medición de la Rigidez Dieléctrica del Aceite.
Esta prueba determina la resistencia del aceite aislante al impacto eléctrico.
•
Prueba de resistencia de aislamiento.
S
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Esta prueba sirve para comprobar la resistencia de aislamiento entre devanados y
DERECH
devanados y el tanque del transformador.
Pruebas Especiales: Los principales ensayos son.
•
Ensayo de tensión de impulso con ondas recortadas.
•
Medición de las capacitancías (factor de potencia del aislamiento).
•
Medición de la impedancia de secuencia cero.
•
Medición de las descargas parciales.
•
Medición de las ondas armónicas.
•
Verificación de la resistencia dinámica.
•
Medición del nivel de ruido.
2.2.1.6- PRUEBAS QUE SE REALIZAN AL ACEITE DE TRANSFORMADORES.
El aceite de los transformadores se somete por lo general a pruebas
eléctricas, pruebas físico-químicas y pruebas de cromatografías.
57
CAPITULO II
MARCO TEORICO
2.2.1.6.1- PRUEBAS ELECTRICAS.
a. Prueba de Rigidez Dieléctrica del Aceite.
Esta prueba se hace en un probador especial denominado probador de rigidez
dieléctrica del aceite. En este caso, la muestra del aceite también se toma de la
S
ADO
V
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OS R
parte inferior del transformador, por medio de la llamada válvula de drenaje y se
DERECH
vacía en el recipiente llamado copa estándar que puede ser de porcelana o de
vidrio y que tiene una capacidad del orden de ½ litro.
En ocasiones el aceite se toma en un recipiente de vidrio y después se
vacía a la copa estándar que tiene dos electrodos que pueden ser planos o
esféricos y cuyo diámetro y separación esta normalizado de acuerdo al tipo de
prueba. El voltaje aplicado entre los electrodos se hace por medio de un
transformador regulador integrado al propio aparato probador.
Después de llenada la copa estándar se debe esperar alrededor de 20
minutos para permitir que se eliminen las burbujas de aire del aceite antes de
aplicar el voltaje; el voltaje se aplica energizando el aparato por medio de un
switch que previamente se ha conectado a un contacto o fuente de alimentación
común y corriente. El voltaje se eleva gradualmente por medio de la perilla o
manilla del regulador de voltaje, la tensión o el voltaje se ruptura se mide por
medio de un voltímetro graduado en KV.
58
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Existe de acuerdo distintos criterios de prueba, pero en general se puede
afirmar que se pueden aplicar 6 rupturas dieléctricas con intervalos de 10 minutos.
La primera no se toma en cuenta, y el promedio de las otras cinco se toma como
la tensión de ruptura o rigidez dieléctrica.
S
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Normalmente la rigidez dieléctrica en los aceites aislantes se debe
DERECH
comportar en la siguiente forma:
•
Aceites degradados y contaminados van de 10 a 28 KV
•
Aceites carbonizados no degradados van de 28 a 33 KV
•
Aceite nuevo sin desgasificar va de 33 a 40 KV
•
Aceite nuevo desgasificado va de 40 a 50 KV
•
Aceite regenerado va de 50 a 60 KV
Los valores anteriores se refieren a normas de pruebas de acuerdo a los
electrodos. Si se usan electrodos de 25.4 mm de diámetro con una separación de
2.54 mm la tensión de ruptura debe ser cuando menos 25 KV en aceites usados
de 35 KV en aceites nuevos.
Cuando se usan electrodos de discos semiesféricos con separación de
1.016 mm la tensión de ruptura mínima en aceites usados es 20 KV y de 30KV
mínimo en aceites nuevos.
59
CAPITULO II
MARCO TEORICO
b. Prueba de Factor de Potencia en el Aceite
Esta prueba permite obtener información relacionada con la contaminación
o deterioro del aceite. El concepto de factor de potencia es el mismo empleado
para los circuitos eléctricos en general, es decir es el coseno del ángulo
formado entre la potencia aparente expresada en KVA y la potencia real
expresada en KW.
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Esto da la medición de la corriente de fuga a través del aceite, la cual a su
vez se interpreta como una medición de contaminación o deterioro del aceite.
Normalmente un aceite nuevo, seco y desgasificado alcanza valores tan
bajos como 0.05 % referidos a 20ºC ya que como se sabe un valor alto de
factor de potencia indica deterioro o contaminación con humedad, carbón,
materias conductoras, barniz o compuestos asfálticos. También puede indicar
deterioro de compuestos aislantes.
Para los fines de decisión sobre condiciones de un aceite, un valor de factor
de potencia de 0.5 % es considerado satisfactorio para operación. Cuando el
factor de potencia se encuentra entre 0.6 y 2 %, el aceite se debe considerar
como riesgoso, por lo que se recomienda que sea reacondicionado o
reemplazado.
En forma general se puede decir que los valores máximos aceptables son:
60
CAPITULO II
•
MARCO TEORICO
Un 0.5 % para factor de potencia referidos a 20ºC para
transformadores nuevos.
•
Un 1% de factor de potencia referidos a 20ºC para transformadores
usados.
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2.2.1.6.2- PRUEBAS FÍSICO – QUÍMICAS.
DERECH
Las pruebas de Control de Calidad de los aceites dieléctricos, son también
conocidas como pruebas Físico – Químicas, y su realización tiene el propósito de
revelar la calidad del líquido dieléctrico en cuanto su composición, pureza y
estabilidad. Una vez que el aceite está en uso, la pureza de éste es el factor que
más se vigila, puesto que es la característica del aceite que evidencia la presencia
de contaminantes nocivos para el correcto funcionamiento del transformador que
contenga dicho aceite.
•
Clasificación de las Pruebas de Control de Calidad de los Aceites
Dieléctricos.
Las pruebas que se realizan con el propósito de medir la calidad de los
aceites dieléctricos de origen mineral, se orientan a determinar tres características
básicas en dichos aceites: Su composición, su pureza y su estabilidad. Por lo
tanto, se pueden clasificar esas pruebas en las siguientes categorías:
61
CAPITULO II
MARCO TEORICO
•
PRUEBAS DE COMPOSICIÓN.
•
PRUEBAS DE PUREZA.
•
PRUEBAS DE ESTABILIDAD.
La composición de un aceito dieléctrico, una vez que ha sido formulado y
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elaborado adecuadamente, no varia en forma considerable mientras el producto
DERECH
permanece en uso.
Es preciso indicar que la estabilidad del aceite depende grandemente de su
composición, lo cual significa que las pruebas de composición y estabilidad de un
aceite dieléctrico no son muy necesarias cuando se trata de controlar la calidad de
un aceite utilizado en un equipo que permanece en servicio, ya que se supone que
dichas pruebas fueron realizadas en las oportunidades en que el aceite fue
producido y dispuesto para la venta y sus resultados aceptados como
satisfactorios por los consumidores.
Las pruebas de pureza del aceite dieléctrico son las que tienen mayor peso en
la determinación o desempeño adecuado de dicho aceite dentro de los equipos en
servicio.
Por lo tanto, son ellas las que se incluyen con más frecuencia en los
programas de control de los aceites dieléctricos. Las pruebas que se realizan para
la determinación de la calidad de los aceites dieléctricos son las que se enumeran
62
CAPITULO II
MARCO TEORICO
en la Tabla 2.3.
Tabla 2.3.- Pruebas de Calidad para Aceites Dieléctricos.
Punto de Anilina, Punto de Fluidez, Color,
COMPOSICIÓN
Punto de Inflamación, Gravedad Específica,
Viscosidad, Azufre Corrosivo.
OSde
D
A
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R
Tensión
E
OS RES
Contenido de Humedad, Tensión Interfacial,
PUREZA
Número
de
Neutralización,
DERECHRuptura, Factor de Potencia.
Estabilidad de Calor, Formación de Lodo,
ESTABILIDAD
Periodo de Inducción, Contenido de Inhibidor.
Con relación a esas pruebas conviene recordar brevemente cuales son las
principales funciones que los aceites deben realizar dentro de los equipos a los
cuales se añaden, pues de esa manera se podrá entender el verdadero alcance y
significado de cada una de ellas. Esas funciones son las siguientes:
•
Aislamiento de las partes metálicas energizadas del equipo.
•
Remoción o dispersión del calor producido mientras el equipo permanece
en servicio.
•
Protección de las partes metálicas y de los otros materiales presentes en el
equipo.
63
CAPITULO II
•
MARCO TEORICO
PRUEBAS DE COMPOSICIÓN.
A fin de precisar el alcance y significado de cada una de las pruebas de
composición, conviene recordar que los aceites dieléctricos de origen mineral se
obtienen de un derivado secundario del petróleo en cuya composición predominan
los hidrocarburos nafténicos.
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Las propiedades de un buen aceite de transformador no son propias o no están
presentes, en forma exclusiva, en una determinada serie de hidrocarburos, por el
contrario, se encuentran repartidas entre varias de esas series. Así por ejemplo,
los hidrocarburos de la serie parafínica presentan una gran estabilidad a la
oxidación, pero tienen una gran tendencia a emitir gases cuando se someten a
altas tensiones eléctricas; mientras que los hidrocarburos de la serie nafténicas
presentan una buena estabilidad a la oxidación, poseen bajo punto de fluidez,
presentan baja tendencia a emitir gases cuando se someten a altas tensiones
eléctricas, por lo cual se puede concluir que los hidrocarburos de la serie
nafténica, si bien no poseen en sumo grado todas las propiedades que deben
tener un buen aceite de transformador, las exhiben en forma aceptable.
Como
resultado
de
algunos
datos
experimentales
de
laboratorio,
confirmadas posteriormente en las operaciones diarias de los transformadores, se
ha llegado a la conclusión de que la óptima composición de los aceites dieléctrico
debe responder a los siguientes límites:
64
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Hidrocarburos Aromáticos
de 4 a 10%
Hidrocarburos Isoparafínicos
de 35 a 40%
Hidrocarburos Nafténicos
de 50 a 60%
a.- Prueba de Anilina.
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El punto de anilina de un aceite está definido como la temperatura mínima a
DERECH
la cual un volumen dado de anilina es disuelta por un volumen igual de aceite.
Esta prueba nos da conocimiento del poder solvente del aceite, el cual está
relacionado con la cantidad de hidrocarburos aromáticos contenidos en el mismo.
La solubilidad de un aceite dieléctrico en anilina será mayor cuando el
aceite sea más aromático, ya que la anilina es un producto aromático. Esta
condición de solubilidad completa del aceite en la anilina se logra a menor
temperatura cuando el aceite es más aromático y a mayor temperatura si el aceite
es parafínico. Cuando el punto de anilina se encuentra entre 78ºC y 86°C la
composición del aceite cae dentro de los límites deseados de un buen aceite
dieléctrico.
El punto de anilina se determina mediante el método No 1.090 de
COVENIN, equivalente al método D611-64 de la ASTM.
65
CAPITULO II
MARCO TEORICO
b.-Punto de Fluidez.
Se define como la temperatura a la cual el aceite se solidifica y deja de fluir,
mientras se somete a un proceso de enfriamiento progresivo. Un punto de fluidez
igual o mayor a 0 °C indica la presencia de hidrocarburos parafínicos, en tanto que
puntos de fluidez del orden de los -10 °C, son propios de los hidrocarburos
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isoparafínicos. Las fracciones de hidrocarburos nafténicos tienen punto de fluidez
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entre -20 a -35 °C, las fracciones de hidrocarburos aromáticos en cambio, llegan a
tener puntos de fluidez del orden de los -40 a -60 °C.
El punto de fluidez se determina mediante el método COVENIN 877, equivalente
al método D-97 de la ASTM.
c.- Color.
El color de un punto de aceite aislante es obtenido por medio de una luz
transmitida a través de él y es expresada por un valor numérico comparado con
una serie de colores estándar que van de 0,5 a 8.
La intensidad de color de las fracciones de petróleo también dependen del
tipo o de las series de hidrocarburos que predominan en dichas fracciones. Así por
ejemplo, las fracciones parafínicas e isoparafínicas son blancas y transparentes,
color agua. Las nafténicas varían de amarillo claro a amarillo verdoso. Las
aromáticas poseen coloraciones que van desde amarillo rojizo (naranja) al amarillo
oscuro.
66
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Las determinaciones de color en los aceites usados nos permiten descubrir
las posibles contaminaciones que hayan sufrido los aceites dieléctricos con otras
substancias de color oscuro. También nos permiten comprobar el grado de
oxidación que ha experimentado el aceite durante su uso, ya que todos los
compuestos que se producen como resultado de esa oxidación son de color
oscuro.
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El color se determina mediante el método COVENIN Nº 890-77, que
corresponde al método D-1500-64 de la ASTM.
d.- Punto de Inflamación.
El punto de inflamación de un aceite dieléctrico se define como la
temperatura a la cual dicho aceite emite una cantidad de vapores que es suficiente
para formar una mezcla explosiva con el oxígeno del aire.
El punto de inflamación de los aceites dieléctrico se han fijado en un valor
mínimo de 145 °C. Un bajo punto de inflamación indica la presencia de peligrosos
contaminantes combustibles volátiles en el aceite aislante.
El punto de inflación se determina mediante el método COVENIN 372-76,
equivalente al método D-92-72 de la ASTM.
67
CAPITULO II
MARCO TEORICO
e.- Gravedad Específica.
La gravedad específica es la relación entre el peso del aceite dieléctrico, a
el peso de un volumen igual de agua, determinados a una temperatura especifica
de 15,6 °C y ambos pesos corregidos tomando en cuenta el efecto producido por
el empuje del aire.
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Un factor muy importante relacionado con la gravedad específica de los
aceites dieléctricos es el aumento que experimenta el volumen de un aceite
dieléctrico cuando se aumenta su temperatura, propiedad que se conoce como
factor de expansión de volumen, lo cual afecta la gravedad del mismo. Cuando el
cambio de gravedad es bastante acentuado con pequeños cambios de
temperatura, las corrientes de convección se realizan en forma más notable y el
aceite cumple mejor su función de refrigeración.
La gravedad específica se determina mediante el método COVENIN 1143
equivalente al método D-1298-67 de la ASTM
La prueba ASTM D-1298 es efectuada normalmente usando un hidrómetro
en el líquido, tomando la lectura en el menisco. Si la lectura fuera superior a 1.0
entonces el aceite probablemente contiene contaminante; si fuese menor de 0,84
puede tratarse de un aceite parafínico; entre 0,84 y 0,91 corresponde a un aceite
nafténico.
68
CAPITULO II
MARCO TEORICO
f.- Viscosidad.
La viscosidad de un fluido se define como la resistencia que éste opone a
fluir en forma continua y uniforme sobre una superficie sólida. En relación a las
corrientes de convección, mientras mas viscoso es el aceite, mayor será la
resistencia que el aceite ofrecerá a moverse dentro del transformador y será
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menos efectiva su función de refrigeración, aumentando la temperatura dentro del
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transformador.
g.- Azufre Corrosivo.
La prueba de azufre corrosivo tiene por objeto determinar la presencia de
compuestos activos de azufre, que reaccionan con el cobre a temperatura iguales
o mayores a 140 °C. El aceite aislante presente en los transformadores deben
encontrarse libres de agentes corrosivos, particularmente de los corrosivos al
cobre, ya que es de este material que se encuentran hechos los devanados del
transformador. Por esta razón se exige siempre en las especificaciones que el
aceite no contenga azufre.
La prueba de azufre corrosivo se determina mediante el método COVENIN
11:1-004, equivalente al método D-1500 de la ASTM.
•
PRUEBAS DE PUREZA.
La pureza del aceite dieléctrico se mide en función de la ausencia de
substancias extrañas al aceite, las cuales, debido a que son o pueden volverse
69
CAPITULO II
MARCO TEORICO
substancias polares, alteran drásticamente el comportamiento operacional de
dicho aceite.
Entre esas sustancias extrañas o contaminante del aceite podemos citar: el
agua disuelta y/o suspendida, el polvo ambiental, partículas u óxidos metálicos en
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suspensión, aire u otros gases disueltos y algunos compuestos orgánicos
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oxigenados que se forman durante el proceso normal e inevitable de
envejecimiento de los hidrocarburos. Como veremos más adelante, las pruebas de
purezas nos permite comprobar, directa o indirectamente la presencia o ausencia
de esos contaminantes.
Las pruebas de purezas son las más indicativas de la calidad de un aceite
dieléctrico, tanto en el proceso de producción como durante el tiempo en que el
aceite permanece en uso. Dichas pruebas nos permiten detectar posibles
contaminantes, por muy pequeños que estos sean. incluyendo aquellos que se
forman en el aceite dieléctrico, como el resultado del proceso de envejecimiento
natural de los hidrocarburos.
Las pruebas de purezas que se realizan a los
aceites dieléctricos son las siguientes:
a.- Contenido de Humedad.
Como se sabe, el agua es poco soluble en los aceites dieléctricos, pero aun
así, las pequeñas cantidades de humedad que dichos aceites pueden contener en
70
CAPITULO II
MARCO TEORICO
un momento dado son suficientes para cambiar drásticamente su conductividad
eléctrica.
El contenido de agua, como también es conocido el contenido de humedad,
puede ser detectado visualmente en forma de gotas o como una nube dispersada
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a través del aceite cuando se encuentra en estado libre; pero el agua en solución
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no puede ser detectada visualmente y es por ello necesario utilizar métodos de
laboratorio para determinar el total de agua contenida en un aceite en parte por
millón (PPM).
Conviene mencionar que el agua no es sólo perjudicial en los aceites de los
transformadores por el hecho de que aumenta su conductividad eléctrica, sino que
además el agua suspendida es un elemento altamente corrosivo a los metales
ferrosos y por ello forma oxido de hierro que posteriormente se disuelve en el
aceite y lo hacen más conductor. También el agua suspendida y/o depositada en
el fondo de los transformadores propicia el crecimiento de bacterias que
contribuyen a acelerar el proceso de degradación de los aceites dieléctricos.
La solubilidad del agua en los aceites dieléctricos varía con la temperatura,
lo cual nos dice que un aceite caliente es capaz de disolver más agua que un
aceite frío. Así por ejemplo, un aceite dieléctrico sometido a una temperatura
moderadamente elevada puede disolver, desde la atmósfera, una apreciable
cantidad de humedad, la cual está limitada por la “condición de equilibrio o de
71
CAPITULO II
MARCO TEORICO
saturación de humedad” del aceite a esa temperatura. Esta condición de equilibrio
es diferente para cada temperatura.
La humedad en los aceites dieléctricos se determina mediante el método
COVENIN Nº 1009, equivalente al método D-1315 de la ASTM.
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b.- Tensión Interfacial.
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La tensión interfacial entre un aceite aislante y el agua es una medida de la
fuerza de atracción molecular entre sus moléculas de distinto valor en la interfase
y es expresado en dinas por centímetros (dinas / cm).
Conviene recordar que los fenómenos de solubilidad de un líquido en otro y
también la viscosidad de ellos dependen, en buena parte, de su tensión
superficial. Así por ejemplo, cuando dos líquidos tienen una tensión superficial
muy diferente normalmente son insoluble, como sucede con el aceite y el agua.
Ahora bien, en la interfase, o superficie de contacto de los líquidos insolubles, se
sucede una interacción molecular que tiende a modificar la tensión superficial de
estos líquidos en la zona de la interfase; en este caso se habla de tensión
interfacial, la cual casi siempre es referida al agua, como patrón de comparación.
Existen algunas sustancias que son igualmente solubles tanto en el agua
como en el aceite y, por tanto, modifican considerablemente la tensión interfacial
del agua cuando se disuelven en ella. Estas sustancias, clasificadas como “tenso72
CAPITULO II
MARCO TEORICO
activas”, tienen además la propiedad de ionizarse en presencia del agua y cuando
se encuentran disueltas en el aceite lo hacen más conductor de la electricidad.
Los compuestos que se forman de la descomposición natural de los aceites
dieléctricos de origen mineral son casi siempre de naturaleza tenso-activa, por lo
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cual su presencia en el aceite se refleja en una disminución de la tensión
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interfacial de dicho aceite y al mismo tiempo, causan un aumento considerable en
la humedad de saturación del mismo.
De la explicación anterior podemos deducir que la finalidad de esta prueba
es la de suministrar un medio sensible de detención de pequeñas concentraciones
de contaminantes polares solubles y productos de oxidación, la cual tiene una
gran importancia en el control de calidad de los aceites dieléctricos.
La prueba de tensión interfacial se determina mediante el método No 1180
de COVENIN, el cual equivale al método D-971 de la ASTM.
c.- Número de Neutralización.
El número de neutralización de un aceite mineral se define como el número
de miligramos de hidróxido de potasio (KOH), una sustancia base, necesario para
neutralizar la acidez de un gramo de muestra de aceite.
73
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Un bajo contenido total de ácidos es necesario para bajar la conductividad
eléctrica y la corrosión de los metales y para maximizar la vida del sistema
aislante. Un número de neutralización alto, puede indicar cambios químicos o
deterioro del aceite y frecuentemente indica la presencia de sedimentos u otros
contaminantes. La prueba de acidez es uno de los más satisfactorios indicadores
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de oxidación en el aceite; y el principal peligro de oxidación es la formación de
sedimentos.
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El número de neutralización se determina mediante el método COVENIN
No 878, que es equivalente al método D-974 de la ASTM.
d.- Tensión de Ruptura Dieléctrica.
La tensión de ruptura es la tensión eléctrica aplicada a dos electrodos
aislados por aceite en condiciones dadas, hasta producir un arco eléctrico entre
ellos.
La tensión de ruptura refleja la resistencia del aceite al paso de corriente y
la presencia de partículas polares conductoras, pero especialmente la presencia
de agua libre disuelta en aceite, ya que pequeñas cantidades de ella (10-25 PPM)
pueden bajar drásticamente su valor de 40 a 15 KV o menos.
74
CAPITULO II
MARCO TEORICO
La tensión de ruptura disminuye con los aumentos de la temperatura del
aceite, por lo cual, para efectos de control, se específica una temperatura de 20 °C
para la realización de esta prueba
Para la realización de esta prueba usualmente se usan un recipiente de
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prueba denominado “Copa Standard” que puede ser de porcelana o vidrio, la cual
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se adapta a la mayoría de los equipos comerciales. La copa Standard puede tener
los discos planos (ASTM D-877) o esféricos VDE (ASTM D-1816) y cuyo diámetro
y separación está normalizado de acuerdo al tipo de prueba.
La tensión aplicada entre los electrodos se hace por medio de un
transformador regulador integrado al propio aparato probador. Después de llenado
la capa Standard se debe esperar al rededor de 20 minutos para permitir que se
eliminen las burbujas de aire del aceite antes de aplicar el voltaje. La tensión se
eleva gradualmente por medio de la perilla o manija del regalador de ésta y es
medida por medio de un voltímetro graduado en KV.
Existen diferentes criterios de pruebas pero en general se puede decir que
se deben realizar seis rupturas dieléctricas por cada llenado de la celda con
intervalos de 10 minutos. Se registra la primera ruptura, pero para efectos de
cálculos no se toma en cuenta; el procedimiento de las otras cinco rupturas se
toma como la tensión de ruptura (si cumple con el criterio de consistencia
estadística).
75
CAPITULO II
MARCO TEORICO
El criterio de consistencia dice: “Considere los últimos cinco valores de la
tensión de ruptura y ordénelos en forma creciente, reste del valor mas elevado el
valor mínimo y multiplique la diferencia por tres. Si este valor es mayor que el valor
que le sigue al mínimo, es probable que la desviación normal de los cinco valores
sea excesiva y por lo tanto también lo sea el valor probable de su valor promedio”
(COVENIN 1403).
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Si no cumple con el criterio de consistencia estadística, la muestra debe ser
votada, la copa llenada nuevamente y efectuada de nuevo la prueba. El promedio
de las 10 lecturas, será la tensión de ruptura del aceite.
e.- Factor de Potencia.
En el caso de aceites aislantes, este valor se obtiene mediante la medida
de la razón entre la potencia disipada por el aceite, en vatios, y el producto de la
tensión efectiva por la corriente, en voltio - amperios, cuando se ensaya bajo un
campo sinusoidal de condiciones dadas.
El factor de potencia da la medición de la corriente de fuga a través del
aceite, cuando el equipo se encuentra en operación. Estas pérdidas de corrientes
es una medida de la contaminación y deterioro del aceite, ya que pequeñas
concentraciones de materiales polares dan lugar a valores altos del factor de
potencia.
76
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Un aceite nuevo tiene un factor de potencia de 0,05% a 25 OC, un valor alto
indica deterioro y/o contaminación con humedad, carbón y otras materias
conductoras. Un valor de factor de potencia de 0,5% es considerado satisfactorio
para operación; cuando el factor de potencia se encuentra entre 0,6 y 2%, el
aceite debe considerarse como riesgoso, por lo cual se recomienda que sea
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reacondicionado o reemplazado.
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El factor de potencia se mide mediante el método COVENIN Nº 1182, el
cual equivale al método D-924 de la ASTM.
Debido a la naturaleza de las pruebas de tensión de ruptura y de factor de
potencia, se les conoce con el nombre de “pruebas eléctricas” hechas al aceite.
Como es lógico suponer, las pruebas eléctricas son muy sensibles al contenido de
agua en el aceite, pues además de ser ésta un compuesto polar o conductor de
electricidad, hace que muchos compuestos tenso-activos se ionicen y se vuelvan
más conductores de electricidad.
•
PRUEBAS DE ESTABILIDAD.
Como bien sabemos los hidrocarburos experimentan un proceso de
degradación natural inevitable cuando se encuentran en contacto con el oxígeno.
Ese proceso de degradación se inicia cuando el oxígeno (elemento oxidante) se
combina con los hidrógenos del hidrocarburo para formar moléculas de agua, las
cuales quedan disueltas en el aceite originando reacciones posteriores de
77
CAPITULO II
MARCO TEORICO
oxidación que van a dar como resultado la formación de los ácidos orgánicos en el
aceite.
Por otra parte, se ha mencionado que los hidrocarburos que más
resistencia ofrecen a la oxidación son los de la serie parafínica, pero que a su vez
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dichos compuestos son pocos aptos para la obtención de aceites dieléctricos, por
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lo cual se prefiere no utilizarlos para tal fin. Se ha llegado a la conclusión de que
los aceites dieléctricos deben estar integrado por hidrocarburos de las series
isoparafínicas, nafténicas y aromáticas en las proporciones en las proporciones
correctas y de las cuales dependerá en principio la estabilidad del aceite
dieléctrico.
Las pruebas de estabilidad en los aceites dieléctricos tienen por objeto
medir.
a.- El tiempo de inducción o de inicio del proceso de oxidación del aceite.
b.- La cantidad de productos o compuestos de oxidación que se forman en un
determinado período.
c.- La cantidad de inhibidor de oxidación que contiene el aceite en un momento
dado.
Para ello se utilizan tres pruebas a saber: la de la bomba rotativa, la de la
formación de lodo y la determinación del contenido de inhibidor de oxidación.
78
CAPITULO II
MARCO TEORICO
a.- Prueba de la Bomba Rotativa o del Periodo de Inducción de
Oxidación.
Se llama período de inducción de una reacción química, al tiempo
transcurrido entre el momento en que se ponen en contacto dos o más elementos
reactantes y el momento en que se inicia la reacción entre ellos. Por tanto, el
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período de inducción de oxidación determinado mediante el método de la bomba
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rotativa, es el tiempo que transcurre entre el momento en que se inicia la prueba y
el momento en que la reacción se empieza a realizar a una rata mas o menos
acelerada. Para determinar este último instante se ha escogido el momento en
que la presión del oxígeno de la bomba baja 25 psi de su presión inicial de 175
psi.
Esta prueba consiste en poner una cantidad medida de aceite dieléctrico en
contacto con el oxígeno a 175 psi con un catalizador de cobre y con 5.0 cc. de
agua destilada, todos ellos sometidos a una temperatura de 140 °C. Como puede
verse, la prueba se realiza en condiciones extrema de severidad, lo cual da mayor
significación al resultado obtenido.
No existe ninguna forma de relacionar los resultados de una prueba de
oxidación de un aceite dieléctrico, realizada en el laboratorio, con el
comportamiento que tendrá dicho aceite al ser utilizado en un equipo, ya que las
condiciones de operación de dicho equipo varían considerablemente. Sin embargo
se ha llegado a considerar que el resultado de la prueba de la bomba rotativa
79
CAPITULO II
MARCO TEORICO
pudiera relacionarse con el comportamiento del aceite en la forma de que cada 10
minutos del tiempo de inducción equivalen a un año de servicio del aceite en el
equipo, en condiciones ideales de diseño.
Debido a la severidad de la prueba de la bomba rotatoria, dicha prueba sólo
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se aplica a los aceites dieléctricos con inhibidor de oxidación y para considerarla
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satisfactoria se ha fijado un valor mínimo de 195 minutos, lo que, teóricamente,
debería equivaler a unos 20 años de servicio en el equipo.
Esta prueba se determina mediante el método COVENIN No 1179,
equivalente al método D-2112 de la ASTM.
b.- Prueba Para Determinar la Formación de Lodos-Residuos Ácidos.
Esta prueba consiste en burbujear oxigeno a presión atmosférica y a una
rata de 0,1 litro por hora, a través de un muestra de aceite que se mantiene a 100
°C y en contacto con un catalizador de cobre. Al final de las 72 y 164 horas de
burbujeo se determina en el aceite el número de neutralización y, por filtración, la
cantidad de lodo formado durante la prueba.
Los resultados de esta prueba son pocos respetables por lo cual hay, en la
actualidad, una tendencia a sustituirla por la bomba rotativa, la cual ofrece mayor
precisión en términos de respetabilidad y reproductividad. Los resultados de esta
prueba no pueden relacionarse directamente con el comportamiento del aceite
80
CAPITULO II
MARCO TEORICO
durante el uso, aún cuando pudiera estimarse que un aceite que produzca más
lodo Ácido durante la prueba debería producir más residuo ácido mientras el
aceite permanece en uso dentro del equipo. La producción de residuos ácidos en
los aceites dieléctricos se determina mediante el método Nº 1405 de COVENIN ó
el método D-2440 de la ASTM.
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c.- Prueba del Contenido de Inhibidor de Oxigeno.
Los
inhibidores
de
oxidación
son
substancias
que
alargan
considerablemente el tiempo de inducción de oxidación en los aceites dieléctricos,
mientras son utilizados en equipos de transformación.
El inhibidor de oxidación más comúnmente utilizado en los aceites
dieléctricos es un compuesto conocido con el nombre genérico de Di-Butil para
Cresol, del cual existen algunas pequeñas variaciones en composición de acuerdo
con su precedencia o método empleado en su producción. No todos los aceites
dieléctricos se comportan de la misma manera frente a los inhibidores de
oxidación y por lo tanto resulta conveniente conocer la “susceptibilidad del aceite
frente al inhibidor de oxidación”, puesto que algunas veces, cuando se agrega
cantidades adicionales de inhibidor se pueden obtener resultados contrarios a los
esperados.
La determinación del contenido de inhibidor de oxidación en un aceite
dieléctrico se realiza mediante el método COVENIN No 1406, el cual equivale al
81
CAPITULO II
MARCO TEORICO
método D-2668 de ASTM.
2.2.1.6.3- PRUEBAS CROMATOGRÁFICAS.
Ciertos gases combustibles se producen a medida que el transformador
sufre esfuerzos térmicos y eléctricos anormales. Tanto el aceite como los
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materiales aislantes celulósicos se descomponen produciendo tales gases.
DERECH
La producción y cantidad de gases generados es importante, ya que el
envejecimiento normal también produce gases, pero en una proporción
extremadamente lenta; sin embargo, condiciones de fallas incipientes o
declaradas cambian esta situación. Más aún, una gran cantidad de fallas
incipientes, dan temprana evidencia y pueden detectarse cuando el transformador
es sometido a un adecuado análisis.
El análisis de gases disueltos en aceite de transformadores es una
metodología de comprobada eficiencia y confiabilidad en el diagnóstico de las
reales condiciones de equipos y servicios, reduciendo al mínimo las posibilidades
de fallas graves de los mismos.
2.2.1.7-NORMAS APLICABLES A TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN.
Hoy día los fabricantes de transformadores están muy enfocados en el
cumplimiento de una serie de normas y especificaciones para el diseño
82
CAPITULO II
MARCO TEORICO
construcción y funcionamiento de un transformador de distribución, las cuales se
deben cumplir a través de todo el proceso de manufactura del equipo. Una vez
que el transformador ha salido de la línea de producción, es sometido a una serie
de pruebas y/o ensayos especificados por dichas normas para asegurar al cliente
que éste presente un funcionamiento normal en operación.
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
DERECH
Estas normas varían según el diseño, ya sea del tipo Americano ó del tipo
Europeo. Los del tipo Americano se rigen por las normas ANSI / IEEE, ASA y
NEMA, por el contrario los del tipo Europeo se rigen por las normas
internacionales IEC.
Debido a la gran diversidad de normas y de los distintos criterios utilizados
por los fabricantes
el Comité de Electricidad Nacional (CEN) implemento las
normas COVENIN para regir el diseño de equipos eléctricos, ya que los
fabricantes de transformadores en Venezuela en su mayoría poseen las patentes
de los fabricantes americanos, trayendo como consecuencia que estos aplicaran
los normas americanas, por ello hoy día las normas COVENIN son las que se
emplean en nuestro país para la industria eléctrica y son las que se toman
primordialmente para el desarrollo de este Trabajo Especial de Grado, sin dejar de
lado las normas ANSI / IEEE e IEC. Las normas que se consultaron para el
desarrollo de este trabajo son:
83
CAPITULO II
•
Norma
COVENIN
MARCO TEORICO
No.536-94
Transformadores
de
Potencia.
Generalidades.
Esta norma establece todos lo requisitos mínimos que deben cumplir todos
los transformadores en sus distintos tipos, señala los requerimientos que
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
deben presentar los equipos durante su normal operación.
DERECH
Esta norma estipula que los materiales utilizados en la construcción de
transformadores deben cumplir con los requisitos dictados por ésta y otras
normas, entre estos materiales, se puede nombrar que para los devanados la
norma establece que los devanados deben ser construidos con cobre o
aluminio, de la misma forma señala los materiales para soportes mecánicos de
los transformadores deben ser de acero y el material aislante donde esta
norma establece que los materiales aislantes deben cumplir con los requisitos
de la norma COVENIN 532 para materiales aislantes y la COVENIN 1128 o
449 dependiendo del tipo de aislante liquido utilizado.
Para el diseño y fabricación la norma estipula que estos deberán tomar en
cuenta las condiciones de servicio como lo son que los transformadores no
deberán estar instalados a una altura mayor a los 1000 metros sobre el nivel
del mar o que la temperatura ambiente no deberá ser mayor a 40ºC, entre
otras.
84
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Entre lo requisitos que deben cumplir los transformadores están el régimen
nominal dentro de éste se tienen los valores nominales (indicados en la placa
de características) los cuales serán tales
que el transformador baja
condiciones de carga continua pueda suplir corriente nominal sin exceder los
límites de aumento de temperatura, entre otras.
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
DERECH
Además del régimen nominal los transformadores tienen como requisito el
nivel de aislamiento donde éste deberá ser especificado por el comprador y
estará regido por los siguientes puntos: tensión más elevada del sistema,
condiciones de puesta a tierra del sistema y grado de exposición del equipo a
sobretensiones y nivel de protección del dispositivo de protector.
Esta norma estipula que los ensayos que se aplican a los transformadores
deben ser los indicados por la norma COVENIN 3172-95. Ésta también indica
que los transformadores deberán llevar marcada la potencia nominal
y la
marca comercial del fabricante de forma visible y legible, de igual forma deberá
llevar una placa de características la cual contenga todos los datos señalados
por esta norma.
•
Norma
COVENIN
No.3172-95
Transformadores
de
Potencia.
Métodos de Ensayo.
Esta norma describe todos los ensayos necesarios para verificar los
85
CAPITULO II
MARCO TEORICO
requisitos que deben cumplir los transformadores de acuerdo con la norma
COVENINN 536, esta norma indica que estos ensayos se deben realizar en los
talleres del fabricante o del
comprador
a
una
temperatura
ambiente
comprendida entre 10 ºC y 40 ºC entre otros aspectos, además detalla los
criterios de aceptación de cada prueba los cuales se describen a continuación:
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
DERECH
La norma establece que para que se considere aprobada la prueba de
tensión inducida y de tensión aplicada el transformador durante la misma no se
presentan ninguna de las siguientes anomalías: Presencia de humo, ruido
audible, burbujeo en el aceite o un incremento repentino de la corriente de
prueba.
De igual forma la misma dicta que para considerar aprobada la prueba de
relación de transformación, concluida la prueba se debe verificar que esta
medida no exceda la tolerancia indicada por la norma que estipula que la
medida no debe exceder el uno por ciento.
Para la prueba de medición de las pérdidas debido a la carga y tensión de
cortocircuito, igualmente para la prueba de medición de pérdidas en el núcleo y
corriente de excitación la mencionada norma establece que los valores de
aceptación de estas pruebas deben ser suministrados por la empresa
contratante.
86
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Esta norma describe que la prueba de resistencia de aislamiento, la
resistencia medidas en el aislamiento no deben ser inferiores a 1000 MΩ
referidas a 20 °C, de igual forma especifica los factores de corrección de
resistencia de aislamiento a 20 °C a distintas temperaturas.
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
Por otra parte la misma señala que para considerar aprobada la prueba de
DERECH
rigidez dieléctrica, de las cinco lecturas obtenidas se elimina la mayor y la
menor, se calcula el promedio de las restantes la cual no deberá ser menor a
35 kV, siempre que se cumpla con el criterio de consistencia estadística.
2.3- FACTIBILIDAD ECONOMICA.
El estudio de factibilidad es el análisis de una empresa para determinar: si
el negocio que se propone será bueno o malo, y en cuales condiciones se debe
desarrollar para que sea exitoso. Factibilidad es el grado en que lograr algo es
posible o las posibilidades que tiene de lograrse. Iniciar un proyecto o fortalecerlo
significa invertir recursos como tiempo, dinero, materia prima y equipos.
a) Objetivo de un estudio de factibilidad.
El estudio de factibilidad tiene varios objetivos:
•
Saber si podemos producir algo.
87
CAPITULO II
MARCO TEORICO
•
Saber si lo podremos vender.
•
Definir si tendremos ganancias o pérdidas.
•
Decidir si lo hacemos o buscamos otro negocio.
•
Hacer un plan de producción y comercialización.
•
Aprovechar al máximo los recursos propios.
•
Reconocer cuáles son los puntos débiles de la empresa y
•
Aprovechar las oportunidades de financiamiento, asesoría y
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
ECH
DERreforzarlos.
mercado.
•
Tomar en cuenta las amenazas del contexto o entorno.
•
Iniciar un negocio con el máximo de seguridad y el mínimo de
riesgos posibles.
•
Obtener el máximo de beneficios o ganancias.
b) Evaluación del proyecto.
Los estudios de factibilidad económica incluyen análisis de costos y
beneficios asociados con cada alternativa, con este análisis de costos/beneficio,
todos los costos y beneficios de adquirir y operar cada sistema se identifican y se
hace una comparación de ellos. También en un estudio de factibilidad económica
se incluyen el análisis de:
88
CAPITULO II
•
MARCO TEORICO
Flujo de Caja Proyectado:
Es el que permite determinar el movimiento de efectivo de la empresa en un
periodo determinado; es decir, las entradas (ingresos) y las salidas (egresos).La
proyección del flujo de caja constituye uno de los elementos más importantes del
estudio de un proyecto, ya que la evaluación del mismo se efectuará sobre los
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
resultados que en ella se determinen y se podrá saber si el proyecto genera
DERECH
liquidez para cumplir con sus compromisos u obligaciones.
•
Valor Actual Neto (VAN):
El valor Actual Neto (VAN) es el valor monetario en bolívares de hoy que
resulta de una inversión actual y sus flujos netos a futuro, tomando en cuenta la
tasa de interés pasiva del mercado como un costo de oportunidad del capital a
invertir.
El criterio de evaluación de una inversión con este indicador se considera
aceptable si el VAN es mayor o igual a cero, es decir, que la inversión rinde un
beneficio superior al considerado como mínimo atractivo.
Si el valor actual neto es positivo, el valor financiero del activo del
inversionista podrá aumentar: la inversión es financieramente atractiva, se acepta.
Si el valor actual neto es cero, el valor financiero del activo del inversionista
podrá permanecer inalterado: la inversión es indiferente delante de la inversión.
89
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Si el valor actual neto es negativo, el valor financiero del activo del
inversionista podrá disminuir: la inversión no es atractiva financieramente, no se
acepta.
•
Tasa Interna de Retorno (TIR):
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
Es la tasa de retorno que se obtiene sobre la inversión no recuperada, o
DERECH
bien la tasa de descuento que iguala los beneficios a los costos en términos de
valor presente.
El criterio de decisión con este indicador es que será aceptable el proyecto
cuyo TIR sea mayor o igual a la Tasa Mínima Atractiva de Rentabilidad (TMAR), lo
cual significaría un rendimiento por lo menos igual o superior al esperado como el
mínimo aceptable por el inversionista de acuerdo con el costo de oportunidad de
su capital.
Con la Tasa Interna de Retorno se mide el valor promedio de la inversión en
términos porcentuales para los años de vida útil estimada del proyecto.
•
Si la TIR es mayor que la tasa de rentabilidad mínima atractiva, la inversión
es financieramente aceptable.
•
Si la TIR es igual que la tasa de rentabilidad mínima atractiva, el
inversionista es indiferente delante de la inversión.
•
Si la TIR es menor que la tasa de rentabilidad mínima atractiva, la inversión
no es aceptable financieramente.
90
CAPITULO II
•
MARCO TEORICO
Periodo de recuperación de la inversión:
Mediante este método se determina el número de periodos necesarios para
recuperar la inversión inicial, resultado que se compara con el número de periodos
aceptable por la empresa.
•
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
Punto de equilibrio:
DERECH
El Punto de Equilibrio corresponde al volumen de producción que se debe
lograr como mínimo de manera que los costos totales en ese punto se
correspondan con los ingresos por ventas; es decir, el beneficio de la empresa
será nulo en dicho punto (no hay ganancias ni perdidas). En el punto de equilibrio
se recuperan los costos.
2.4- DEFINICION DE TERMINOS BASICOS.
Sobrecarga:
Funcionamiento de un equipo excediendo su capacidad normal; o de un
conductor con exceso de corriente sobre su capacidad nominal, cuando tal
funcionamiento
de
persistir
por
tiempo
suficiente,
causa
daños
o
sobrecalentamiento peligroso. Una falla, tal como un cortocircuito o una falla a
tierra, no es una sobrecarga. Código Eléctrico Nacional (CEN).
91
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Cortocircuito:
Es una pérdida de aislamiento que se puede manifestar como un contacto
entre conductores o entre conductores y tierra, traduciéndose en altas corrientes
que son peligrosas para equipos y personas.
Falla:
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
Es una condición anormal que ocasiona una reducción de la resistencia de
DERECH
aislamiento con voltaje normal, por el deterioro del aislamiento o por hechos
fortuitos.
Sistema de distribución:
Es aquella parte del sistema que se encuentra entre las subestaciones de
distribución y el equipo de entrada de servicio de los consumidores. Manual de
Ingeniería Eléctrica; Decimotercera Edición, Sección 18 página 2 (1997).
Descarga atmosférica:
Es
un
fenómeno
atmosférico
originado
por
una
nube
cargada
(positivamente o negativamente) que progresa en forma de pasos discretos de
una longitud variable (entre 10 y 80 m) y en un tiempo cercano a 50 micro
segundos por paso, Subestaciones de Alta y Extra Alta Tensión. Carlos Felipe
Ramírez G 1989.
Esfuerzo Mecánico:
Son fuerzas electromagnéticas que se desarrollan en las bobinas de los
transformadores debido a la interacción de las corrientes con el campo de
dispersión existente entre los devanados primarios y secundarios, originando así
movimientos aparentes de los mismos. Avelino Pérez 1998.
92
CAPITULO II
MARCO TEORICO
Aislamiento:
Es aquel aislamiento necesario para asegurar el funcionamiento normal de
un aparato y la protección fundamental contra los contactos directos, además que
evita que la corriente esté en contacto con el aire.
Factor de Potencia del Aislamiento:
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
Es el cociente de la potencia que se disipa en el aislamiento en vatios, es
DERECH
el producto del voltaje eficaz y la corriente en voltamperios, probado bajo un
voltaje sinusoidal y condiciones prescritas. C57.12.80-1978 IEEE Terminology for
Power and Distribution Transformers.
Inspección:
Tareas y/o Servicios de Mantenimiento Preventivo, caracterizados por la
alta frecuencia y corta duración, normalmente efectuada utilizando instrumentos
de medición electrónica, térmica y/o los sentidos humanos, normalmente sin
provocar indisponibilidad del equipo. www. Solomantenimiento.com
Indisponibilidad:
Relación expresada en porcentaje %, entre el tiempo de mantenimiento en
parada y la suma del tiempo de operación mas el tiempo de mantenimiento en
parada. www. Solomantenimiento.com
Ingresos:
Dinero que percibe la empresa por la venta de sus productos o por los
servicios que presta. Guía de evaluación de proyectos. Universidad de Margarita.
93
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2.4- MAPA DE VARIABLES
OBJETIVO GENERAL: Realizar un estudio para el mejoramiento
del proceso de mantenimiento menor
OS
D
A
V
R
E
S
HOS RE
aplicado a transformadores de distribución tipo poste de la empresa ENELVEN.
DEREC
Objetivo
especifico
Revisar
normativa
vigente relativa
a
transformadores
de distribución
tipo poste,
identificando
procedimientos,
condiciones,
criterios y
equipos
utilizados en las
pruebas de
aceptación.
Variable
dependiente
Normativa
vigente
relativa a
transformador
es de
distribución
tipo poste.
Definición de
variable
Son un conjunto de
medidas aplicables
a transformadores
de distribución tipo
poste que dan a
conocer aspectos
constructivos y de
operación así como
también,
parámetros,
condiciones y
pruebas aplicadas a
estos equipos.
94
Indicadores
Norma
COVENIN
No.536-94
Transformadores de
Potencia.
Generalidades
Norma
COVENIN
No.3172-95
Transformadores de
Potencia. Métodos
de Ensayo.
Técnicas de
recolección de
datos
Observación
Documental.
Fase
Fase I
CAPITULO II
Objetivo
especifico
MARCO TEÓRICO
OS
D
A
V
R
E
Variable
Definición deR
variable
Indicadores
S
E
S
O
H
dependiente
C
E
DER
Revisar el proceso
actual para la
Proceso
ejecución del
mantenimiento
actual para la
menor aplicado a
ejecución del
transformadores
mantenimiento
menor.
de distribución tipo
poste empleado en
la empresa
ENELVEN
Conjunto de labores
empleadas
actualmente por la
empresa en el
mantenimiento
menor de los
transformadores
95
Inspección
interna
Inspección
externa
Inspección de
accesorios.
Prueba de relación
de transformación.
Inspección del
nivel
Inspección del
estado del aceite.
Prueba de rigidez
dieléctrica
Prueba de
resistencias de
aislamiento.
Prueba en vacío
Prueba en
cortocircuito
Prueba de tensión
inducida
Técnicas de
recolección de
datos
Fase
Observación
Documental.
Fase II
Observación
Directa.
CAPITULO II
Objetivo
especifico
MARCO TEÓRICO
OS
D
A
V
R
E
Variable
Definición deR
variable
Indicadores
S
E
S
O
H
dependiente
C
E
DER
Técnicas de
recolección de
datos
Fase
Inspección de
accesorios.
Prueba de relación de
transformación.
Observar labores
de mantenimiento
menor aplicado a
transformadores
de distribución tipo
poste, realizadas
en empresas
fabricantes y
prestadoras de
servicio de
mantenimiento y
reparación de
transformadores.
Labores de
Son acciones
mantenimiento
empleadas por
menor
empresas fabricantes
realizadas por
y prestadoras de
empresas
servicios de
fabricantes y
mantenimiento, con
prestadoras
el objeto de corregir
de servicios
posibles fallas y/o
de
mal funcionamiento
mantenimiento
del equipo.
Prueba de
hermeticidad del
tanque.
Prueba de disipación
del aislamiento.
Prueba de potencial
aplicado.
Prueba de potencial
inducido.
Prueba de impulso por
descarga atmosférica.
Prueba de
cortocircuito.
Prueba de vacío.
96
Observación
Documental
Observación
Directa.
Fase II
CAPITULO II
Objetivo
especifico
MARCO TEÓRICO
OS
D
A
V
R
E
S
E
Rvariable
S
O
H
Variable
Definición
de
Indicadores
C
E
R
E
D
dependiente
Técnicas de
recolección de
datos
Fase
Serial.
Potencia nominal.
Tensiones nominales.
Diseñar formatos
para la recolección Formato para
la recolección
de datos en las
de datos en
labores de
las labores de
mantenimiento
mantenimiento
menor realizado a
menor.
transformadores
de distribución tipo
poste de la
empresa
ENELVEN.
Planilla diseñada
para recoger los
datos y
observaciones del
mantenimiento
menor aplicado a
transformadores.
Estado de accesorios
(bushing de alta y baja
tensión, luz indicadora
de sobrecarga y
válvula de
sobrepresion).
Nivel y estado del
aceite.
Estado del tanque.
Condiciones del
núcleo y devanados.
97
Observación
Directa.
Fase III
CAPITULO II
Objetivo
especifico
Proponer
soluciones
técnicas para
el
mejoramiento
del proceso
de
mantenimient
o menor en
transformador
es de
distribución
tipo poste de
la empresa
ENELVEN.
MARCO TEÓRICO
S de
OTécnicas
D
A
V
R
E
S
Variable
Definición deRE Indicadores
recolección de
S
O
H
C
dependiente
variable
datos
E
DER
Soluciones
técnicas para el
mejoramiento del
proceso de
mantenimiento
menor.
Son opciones
y/o
procedimientos
empleados para
mejorar las
labores de
mantenimiento
permitiendo a la
empresa y sus
empleados lograr
mayor eficiencia
en el desempeño
de las
actividades.
Implementación
de nuevas
normas y
procedimientos
en el proceso.
Adquisición de
equipos nuevos.
98
Fase
Observación
Documental.
Fase IV
Observación
Documental.
CAPITULO II
Objetivo
especifico
MARCO TEÓRICO
Técnicas de
S
O
D
A
Variable
Definición de
Indicadores
recolección de
V
R
E
S
RE
S
datos
dependiente
variable
O
H
C
E
R
E
D
Estudiar la
factibilidad
económica de las
soluciones
Estudio para
técnicas
Factibilidad
determinar el
propuestas para económica de las costo económico
Tasa interna de
el mejoramiento
requerido por las
retorno.
soluciones
del proceso de
soluciones
técnicas
mantenimiento
propuestas para
técnicas
Valor actual neto.
menor en
el mejoramiento
propuestas,
transformadores
Punto de
del proceso de
mostrando los
de distribución
equilibrio.
mantenimiento. beneficios para la
tipo poste
empresa.
aplicado de la
Periodo de
empresa
recuperación
ENELVEN.
de inversión.
99
Observación
Documental.
Fase
Fase V
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
OS
D
A
V
R
E
S
HOS RE
DEREC
100
CAPITULO III
MARCO METODOLÓGICO
CAPITULO III
MARCO METODOLOGICO
3.1. TIPO DE INVESTIGACION.
OS
D
A
V
R
E
objetivos a cumplir, el desarrollo
EdeS una investigación requiere
R
S
O
H
C
DERE
Una vez que los investigadores han planteado el problema y se han fijado
los
ser
fundamentada bajo una metodología para el cumplimiento de sus objetivos, los
cuales constituyen las bases necesarias para obtener los resultados requeridos.
La presente investigación según el método de estudio es de tipo
descriptiva, debido a que con ella se debe medir las variables que intervienen en
el estudio; las características, las actitudes, el comportamiento de los equipos
investigados, de la misma forma se apoya en lo expuesto por Sampieri (1998, p.
60), debido a que se miden o evalúan diversos aspectos, dimensiones o
componentes del fenómeno a investigar.
En un estudio descriptivo se selecciona una serie de cuestiones y se mide
cada una de ellas independientemente, para así describir lo que se investiga. Todo
esto se asemeja con el estudio efectuado, dado que se deben observar las labores
de mantenimiento menor aplicadas a transformadores de distribución tipo poste
empleadas por la empresa ENELVEN para posteriormente realizar un estudio con
101
MARCO METODOLÓGICO
CAPITULO III
el propósito de emitir recomendaciones para mejorar el referido proceso de
mantenimiento menor.
3.2. DISEÑO DE LA INVESTIGACION.
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
Siguiendo los fundamentos de Sierra Bravo (1991, p.144) el diseño de esta
DERECH
investigación, es de campo; al respecto señala el autor que, “este tipo de
investigación es aquel que estudia los fenómenos sociales en su ambiente
natural”.
Dicho fundamento se afianza en el hecho que fue necesario trasladarse
hasta el sitio con el objetivo de recolectar la información y observar las labores de
mantenimiento menor de transformadores de distribución tipo poste aplicadas
hasta el momento por parte de la empresa ENELVEN, en el Taller de
Transformadores de COTA. También se observan labores similares en la empresa
TIVECA que presta servicios de mantenimiento y reparación a transformadores.
3.3. TECNICAS DE RECOLECCION DE DATOS.
Para la realización de la presente investigación, se utilizó una serie de
técnicas o instrumentos para recolectar los datos requeridos. Las técnicas de
recolección de datos, utilizadas durante el desarrollo de este trabajo son las
siguientes:
102
MARCO METODOLÓGICO
CAPITULO III
OBSERVACIÓN DIRECTA:
Según Rizquez, Fuenmayor y Pereira (1999), es aquella técnica en la cual
el investigador puede observar y recoger datos mediante su propia observación,
apoyado en sus sentidos, lo que acerca más a la realidad de la situación a
estudiar. Por otra parte Muñoz (1998), la considera como aquella realizada
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
DERECH
directamente a un fenómeno dentro del medio en que se presenta, a fin de
contemplar todos los aspectos inherentes a su comportamiento y características
dentro de ese campo.
La observación directa para esta investigación consistió en conocer y ver de
forma directa todos los procedimientos, herramientas y equipos utilizados por el
personal adscrito al Taller de Transformadores y la empresa TIVECA durante la
ejecución de labores de mantenimiento menor; de manera de tener una idea
precisa de la forma de realizar el mencionado tipo de mantenimiento; y de igual
forma puntualizar así todas las diferencias y semejanzas de los procesos llevados
a cabo por estas dos empresas.
ENTREVISTA NO ESTRUCTURADA:
De acuerdo a Rizquez, Fuenmayor y Pereira (1999), la entrevista consiste
en hacer preguntas para recoger información sobre los hechos, creencias,
sentimientos, reacciones, intenciones, entre otros. La entrevista abierta es aquella
103
MARCO METODOLÓGICO
CAPITULO III
en la cual se interroga libremente a él o a los sujetos y el entrevistado puede ir
más allá de simples respuestas, ayudan a generar y aclarar dimensiones sobre el
problema a estudiar.
Sabino (1992), establece que una entrevista informal
es la modalidad
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
menos estructurada posible de entrevistar, la misma se reduce a una simple
DERECH
conversación sobre el tema en estudio.
Esta técnica de recolección de datos se utilizó para conocer de manera
franca y sencilla, de boca de los técnicos e ingenieros encargados de realizar el
mencionado proceso, aquellos aspectos que no se pueden ver de forma directa
durante la realización del proceso de mantenimiento menor; todo esto con el fin de
reforzar los conocimientos obtenidos durante la observación de las labores de
mantenimiento menor en las instalaciones del Taller de Transformadores de
Distribución de ENELVEN y de la empresa TIVECA.
OBSERVACION DOCUMENTAL:
De acuerdo con Méndez (2001) la observación documental conoce la
realidad y permite definir previamente los datos más importantes que se deben
recoger, por tener relación directa con el problema de investigación. Cuando el
observador no pertenece al grupo y solo se hace presente con el propósito de
obtener información la observación recibe el nombre observación no participante.
104
MARCO METODOLÓGICO
CAPITULO III
Para el presente trabajo de investigación la observación documental se
basó en la revisión de normas, manuales y documentos técnicos de las empresas
ENELVEN y TIVECA relacionados con mantenimiento de transformadores de
distribución tipo poste los cuales sirvieron como soporte escrito de los procesos
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
que llevan a cabo actualmente y que enumeran los procedimientos, equipos y
DERECH
normas de seguridad implementadas por ambas empresas para la realización de
dicho mantenimiento.
3.4. FASES DE LA INVESTIGACION.
El presente trabajo especial de grado, se ha dividido en cinco fases con la
finalidad de llevar una secuencia idónea de pasos para el tipo de trabajo
planteado, de esta forma se pone especial énfasis en los aspectos y detalles de
mayor importancia en esta investigación.
La metodología seleccionada está conformada por las siguientes fases:
FASE 1. REVISION DE NORMATIVA VIGENTE.
En esta parte se realizó una exhaustiva revisión de las normas nacionales
(COVENIN No.3172-95 Transformadores de Potencia Métodos de Ensayo y
COVENIN No.536-94 Transformadores de Potencia Generalidades) relativas a
transformadores tipo poste, de esta forma se pueden conocer los aspectos
105
MARCO METODOLÓGICO
CAPITULO III
constructivos, de la misma manera fue posible conocer los requisitos mínimos
que se deben cumplir en el proceso de reconstrucción, así como las distintas
pruebas aplicadas a estos equipos y los criterios de aceptación utilizados en la
realización de las mismas.
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
Además se pudo conocer las distintas maneras de realizar las pruebas con
DERECH
una variedad de equipos y las condiciones que se exigen para la realización de
dichas pruebas; en el mismo orden de ideas las normas establecen la forma de
recolectar los resultados de dichas pruebas y especifican los distintos factores de
corrección para temperaturas utilizadas en las mismas.
FASE 2. ESTUDIO DEL PROCESO DEL MANTENIMIENTO MENOR EN
ENELVEN Y EMPRESAS REPARADORAS.
En esta fase se realizó
un estudio profundo de las labores de
mantenimiento menor aplicado a transformadores tipo poste hasta el momento
empleada en la empresa ENELVEN en su Taller de Transformadores COTA y la
empresa reparadora contratada por ENELVEN denominada TIVECA.
El propósito fue determinar semejanzas y diferencias en los procesos de
mantenimiento menor, como también las condiciones, herramientas y equipos
utilizados para realizar el mantenimiento menor de transformadores tipo poste; a la
vez se constató si cumplen con los requerimientos mínimos que deben satisfacer
106
MARCO METODOLÓGICO
CAPITULO III
los transformadores para entrar en servicio todo esto de conformidad con lo
estipulado por la norma vigente.
Aquí es necesario puntualizar que la empresa TIVECA, es una compañía de
gran trayectoria en el ramo del mantenimiento eléctrico y con gran experiencia en
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
el mantenimiento y reconstrucción de transformadores de distintos tipos, por lo
DERECH
que analizar su proceso de mantenimiento menor constituyó una actividad
fundamental en esta investigación.
FASE 3. DISEÑO DE FORMATO DE RECOLECCION DE DATOS.
En este punto, se diseñó un formato para recolectar los datos procedentes
de las labores de mantenimiento menor; trazándose como meta la obtención de
una planilla con una diagramación conveniente y práctica, para ser hacer llenado
por los técnicos y encargados de realizar el mantenimiento menor en el Taller de
Transformadores de ENELVEN. El formato contiene todos los aspectos propios de
los transformadores y los datos técnicos con los cuales la empresa identifica
cada equipo, tal como se detalla en la sección 4.6.
FASE 4. PROPUESTA DE SOLUCIONES TECNICAS.
Luego de haber examinado los procesos llevados a cabo por la empresa
ENELVEN y empresas reparadoras (TIVECA) haber concluido una integra la
107
MARCO METODOLÓGICO
CAPITULO III
revisión de las normas nacionales relativas a transformadores tipo poste, se
procedió a formular
propuestas y criterios para mejorar el proceso de
mantenimiento menor en transformadores de distribución tipo poste aplicado en la
empresa ENELVEN.
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ADO
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Se consideró la adquisición de nuevos equipos y algunas mejoras en la
DERECH
utilización de los recursos tanto humanos como materiales, en pro de una mayor
productividad en el mencionado proceso de mantenimiento menor.
FASE 5. ESTUDIO DE FACTIBILIDAD ECONOMICA DE LAS SOLUCIONES
PROPUESTAS.
En este segmento de la investigación se procedió a realizar un estudio
económico de las propuestas hechas a la empresa con el objeto de demostrar su
viabilidad económica.
El procedimiento que se utilizo para la elaboración de este estudio, consistió
en calcular todos los montos necesarios para determinar la inversión total tales
como: monto de maquinas a adquirir, capital de trabajo, gastos de prueba y puesta
en marcha, de la misma manera se calcularon los gastos de personal, costos de
materia prima, costos por depreciación y amortización con el fin de establecer la
estructura general de costos.
108
MARCO METODOLÓGICO
CAPITULO III
Se elaboro un presupuesto de ingresos y egresos, con la finalidad de
calcular la utilidad neta y la utilidad bruta, también se elaboro el flujo de caja, el
cual tuvo el propósito de establecer el flujo neto, elemento esencial para la
evaluación de las propuestas técnicas.
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La evaluación se centro en determinar la Tasa Interna de Retorno (TIR),
DERECH
Valor Actual Neto (VAN), Punto de Equilibrio y el Periodo de Recuperación de la
Inversión, puntos importantes en cualquier estudio de esta materia que sirvieron
como base para facilitar la toma de decisiones en cuanto a la aplicación de las
soluciones técnicas propuestas a la empresa ENELVEN.
109
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
CAPITULO IV
ANALISIS DE RESULTADOS
En el presente capitulo, se explica de forma detallada cómo se ha dado
cumplimiento a cada uno de los objetivos específicos, y cuales son los resultados
S
O
D
A
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de los diversos estudios realizados, para
cumplir
ES con el objetivo general; todo esto
R
S
O
H
C
ERE
siguiendo losD
pasos de la metodología seleccionada.
4.1- TALLER DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION DE ENELVEN.
El Taller de Transformadores de Distribución de ENELVEN es una
instalación acondicionada especialmente para la realización de pruebas a
transformadores de distribución Tipo Poste y Tipo Pedestal (Pad Mounted);
monofásicos y trifásicos.
Estas instalaciones son utilizadas para realizar labores de mantenimiento
de transformadores, se encuentra distribuido en cuatro áreas como lo son: cuarto
de control, área de pruebas eléctricas, área de mantenimiento, almacén de
herramientas y accesorios y área de diagnóstico de transformadores retirados del
sistema.
111
CAPITULO IV
•
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Cuarto de Control: Se encuentra equipado con el banco de pruebas, para
realizar las pruebas a los transformadores, conformado por: una fuente de
corriente alterna de alto potencial (Figura 4.1), una consola de control y
medición (Figura 4.2), el conjunto motor-generador (Figura 4.3), cables,
transformador de alto potencial y conductor de prueba de HIPOT (Figura
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4.4). Igualmente, en este espacio se encuentran otros equipos utilizados en
DERECH
las pruebas tales como: Medidor de relación de transformación (TTR),
Medidor de rigidez dieléctrica (CHISPÓMETRO), Medidor de resistencias
de aislamiento (MEGGER), medidor de resistencia de devanado (
OHMMETRO), etc.
Figura 4.1.Fuente de C.A. de Alto Potencial
Fuente: ENELVEN, 2006
Figura 4.2 Consola de Control y Medición
Fuente: ENELVEN, 2006
112
CAPITULO IV
•
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Área de Pruebas: Está constituida por una parrilla rodante (Figura 4.5)
donde se colocan los transformadores para realizarles las pruebas.
También posee cables para alimentar estas unidades que están ubicados
en la parte superior a través de soportes aislantes apropiados
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Figura 4.3. Conjunto Motor-Generador del Banco de Prueba.
Fuente: ENELVEN, 2006.
Figura 4.4. Transformador de Alto Potencial y Conductor para prueba de HIPOT.
Fuente: ENELVEN, 2006
113
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
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Figura 4.5. Parrilla Rodante del Taller de Transformadores
Fuente: ENELVEN, 2006
•
Área de Mantenimiento: Es la destinada a la ejecución de las labores de
mantenimiento de los transformadores, cuenta con una parrilla (Figura 4.6)
utilizada especialmente para lavado y limpieza de los mismos, permitiendo
que el aceite que se acumula debido a fugas se drene a una fosa,
cumpliendo con las normas ambientales y de seguridad pre-establecidas.
Además posee con una grúa Señorita (Figura 4.7), para el levantamiento
de transformadores y otros objetos pesados.
También cuenta con un tanque de extracción, tratamiento y filtrado de
aceite de transformadores (Figura 4.8) el cual permite eliminar o extraer la
mayor cantidad de humedad posible y otras sustancias del aceite, haciendo
que el mismo recupere las propiedades físicas, químicas y eléctricas.
114
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
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Figura 4.6. Parrilla de Mantenimiento y Lavado.
Fuente: Fernández y Zambrano, 2007
Figura 4.7. Grúa Señorita.
Fuente: Fernández y Zambrano, 2007
115
CAPITULO IV
•
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Almacén de Herramientas y Accesorios: Está área se ha destinado para
guardar las herramientas y otros equipos como bombas de extracción de
aceite, provisiones de solvente dielectricos, desengrasantes y los
accesorios de reemplazo para los transformadores que sean clasificados
dentro de la categoría mantenimiento menor (Figura 4.9).
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Figura 4.8. Tanque de Extracción y Tratamiento de Aceite.
Fuente: Fernández y Zambrano, 2007
Figura 4.9. Almacén de herramientas del Taller de Transformadores de ENELVEN.
Fuente: Fernández y Zambrano, 2007
116
CAPITULO IV
•
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Área de Diagnóstico de Transformadores Retirados del Sistema: Está
área es la destinada a colocar los transformadores que son retirados del
sistema, por diversas razones ( mantenimiento, fallas, mejoramiento de la
red, entre otras), de igual forma es el espacio destinado para la ejecución
S
de la inspección externa y prueba de relación de transformación a las
ADO
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DERECH
unidades.
4.2- EQUIPOS DISPONIBLES EN EL TALLER DE TRANSFORMADORES
UTILIZADOS PARA PRUEBAS DE UNIDADES DE TRANSFORMACIÓN
Los transformadores son equipos confiables y si reciben los cuidados que
requieren pueden llegar a tener una larga vida útil. Por otra parte, son de gran
valor para la red de distribución de la Corporación ENELVEN, lo que hace
necesario que sean protegidos adecuadamente, y de esta manera evitar posibles
fallas que puedan ser perjudiciales para el rendimiento del transformador.
Por ello los equipos de prueba son de vital importancia para asegurar que
los transformadores presenten un buen estado durante su operación, y verificar
además que los parámetros a
medir posean la tolerancia igual a las
especificaciones nominales y límites de aceptación / fallo. Los equipos más
utilizados para realizar pruebas a transformadores son:
117
CAPITULO IV
•
MEDIDOR
DE
ANÁLISIS DE RESULTADOS
RIGIDEZ
DIELÉCTRICA
DEL
ACEITE
(CHISPÓMETRO).
Desde hace mucho tiempo se considera que el aceite mineral dieléctrico es
un eficaz refrigerador, dotado con una gran resistencia eléctrica cuando se usa
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como aislante en transformadores. Naturalmente, es de máxima importancia que
DERECH
el aceite, cuando se usa como aislante, conserve intactas todas sus propiedades
químicas, físicas y eléctricas.
Se sabe que el óxido, los ácidos, el lodo, el agua o el gas degradan las
propiedades químicas y eléctricas del aceite. Los peligrosos efectos derivados de
estas sustancias pueden ser detectados por instrumentos como el medidor de
rigidez dieléctrica, comúnmente conocido como CHISPÓMETRO, mediante la
aplicación de una prueba de rigidez dieléctrica.
Ahora bien el equipo utilizado por la empresa ENELVEN para la realización
de la prueba de rigidez dieléctrica del aceite, es un equipo portátil de marca
FOSTER modelo OTS 60PB (Figura 4.10); es un equipo de prueba totalmente
automático el cual reduce la tarea del operador de preparar y cargar la muestra de
aceite en la cámara del equipo y de iniciar la secuencia requerida para la prueba.
118
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Una vez finalizada la prueba, el equipo proporciona el cálculo del valor
promedio de la secuencia y permite la visualización del valor obtenido en cada
prueba de forma individual. Los cálculos de desviación estándar se realizan de
forma automática y se muestran cuando así se especifique.
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Figura 4.10. Medidor de Rigidez Dieléctrica.
Fuente: ENELVEN, 2006
El voltaje de prueba tiene un valor máximo de 60 kV. Este se controla a
través de un microprocesador. El equipo está programado con secuencias de
prueba para diversas normas tanto nacionales como internacionales.
Las especificaciones programadas en el equipo de prueba incluyen tiempos
de reposo y de agitación, la velocidad de aumento de voltaje y el número de
pruebas.
119
CAPITULO IV
•
ANÁLISIS DE RESULTADOS
MEDIDOR DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO (MEGGER).
El medidor de resistencia de aislamiento conocido generalmente como
MEGGER es un instrumento portátil que proporciona una lectura directa de la
resistencia de aislamiento en Megaohms o Gigaohms. El medidor de resistencia
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de aislamiento MEGGER es esencialmente un medidor de resistencia de rango
DERECH
alto (óhmmetro) con un generador de DC incorporado.
El generador del instrumento, puede operarse por manivela manualmente,
batería o por línea, el mismo desarrolla un voltaje de DC alto que ocasiona varias
corrientes pequeñas a través y sobre la superficie del aislamiento que se prueba.
La corriente total la mide el óhmmetro que lleva una escala de indicación
analógica, lectura digital o ambas.
El modelo utilizado por la empresa ENELVEN es del fabricante MEGGER
modelo
BM11D
(Figura
4.11),
independientemente del voltaje
realiza
las
mediciones
en
megaohms
seleccionado. Para un buen aislamiento, la
resistencia generalmente da lectura en el rango de megaohms o más alto.
Este equipo les da a los técnicos y operarios del mismo, flexibilidad y
versatilidad a la hora de realizar las pruebas debido a su tamaño compacto,
además este equipo tiene dos características adicionales que lo colocan aparte.
120
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
El voltaje de prueba se puede ajustar en incrementos de 500 V en el rango
entero, haciéndolo virtualmente un probador ajustable.
Posee un “timer” integrado el cual se puede ajustar para terminar la prueba a
un intervalo específico con la retención de las lecturas finales. Otra característica
S
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al alcance es un modo de quemado que permite la detección visual de puntos
DERECH
débiles por el flujo continuo de la corriente de falla.
Figura 4.11. Medidor de Resistencia de Aislamiento
Fuente: ENELVEN, 2006
121
CAPITULO IV
•
ANÁLISIS DE RESULTADOS
MEDIDOR DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN (TTR).
El correcto funcionamiento de un transformador depende enteramente de las
propiedades eléctricas de sus bobinas. Por ello es necesario probar los
transformadores para comprobar que sus propiedades eléctricas no difieren de las
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especificaciones de diseño.
DERECH
Este
medidor
es
un
instrumento
útil
para
probar
bobinas
de
transformadores, ya que puede localizar distintos tipos de problemas en el interior
de un transformador. También es ideal para realizar pruebas en talleres antes de
una inspección del transformador.
A través de él se puede determinar con precisión la relación de espiras
entre las bobinas sin carga de todo tipo de transformadores y sin la necesidad de
pruebas adicionales.
El TTR aplica tensión a la bobina de alta de un transformador y mide con
precisión la que sale de la bobina de baja tensión. Además de la relación de
espiras, la unidad mide la corriente de excitación. Cabe señalar que la relación de
espiras de un transformador es el cociente entre el número de vueltas en las
bobinas de alta y baja tensión.
122
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
También puede ser usado para verificar la polaridad de transformadores
monofasicos y el error porcentual de la relación de transformación. Aunado a lo
anterior, es necesario señalar que la relación en un transformador puede cambiar
debido a varios factores, como daños físicos producidos por averías, deterioro del
aislamiento, contaminación o daños durante el transporte.
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Para medir cambios tan pequeños se necesita la precisión que ofrece el TTR
debido a que la norma establece que el error en la relación no debe ser mayor al
1%, por ello este equipo se utiliza para clasificar los transformadores retirados del
sistema.
En el caso de ENELVEN el equipo utilizado para la realización de las
pruebas de relaciones de espiras de transformadores, es el TTR de marca
BIDDLE, modelo 550005 (Figura 4.12),
Figura 4.12. Medidor de Relación de Transformación (TTR)
Fuente: ENELVEN, 2006
123
CAPITULO IV
•
ANÁLISIS DE RESULTADOS
BANCO DE PRUEBAS.
La empresa ENELVEN para el proceso de medición de las pérdidas y otras
pruebas de rutina utiliza equipos de alta tecnología, confiables, exactos y fáciles
de utilizar. Actualmente utiliza un banco de pruebas del fabricante PHENIX
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TECHNOLOGIES, el cual tiene amplia experiencia en el ramo de equipos de
DERECH
medición de alta tensión.
Este equipo es capaz de medir las pérdidas en transformadores trifásicos y
monofásicos de distribución, es de fácil uso y su tamaño lo hace particularmente
bien adaptado para su aplicación en lugares con espacio reducido. Este contiene
todas las características necesarias para una rápida, exacta y confiable prueba,
arrojando resultados que puedan ser leídos fácilmente por el personal que lo
opera, y tiene la capacidad para realizar las siguientes pruebas:
•
Prueba de vacío (medición de las pérdidas en el núcleo y corriente de
excitación).
•
Prueba de cortocircuito (medición de las pérdidas en los devanados y
tensión de cortocircuito).
•
Prueba de tensión inducida.
•
Prueba de tensión aplicada.
124
CAPITULO IV
•
4.3-
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Prueba de aumento de temperatura.
PRUEBAS
QUE
SE
EJECUTAN
A
LAS
UNIDADES
DE
TRANSFORMACIÓN EN EL TALLER DE TRANSFORMADORES DE ENELVEN.
4.3.1-. PRUEBAS DE RUTINA.
•
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Prueba de resistencia de aislamiento.
Esta prueba sirve para determinar la resistencia de aislamiento entre
devanados y entre los devanados y el tanque, también sirve para determinar la
presencia de humedad e impurezas que contienen los aislamientos del
transformador.
Para efectuar esta prueba se realizan los siguientes pasos:
1.
Para medir la resistencia de aislamiento entre primario y secundario se
conectan los terminales de las bobinas del secundario, y se conectan los
terminales de la bobina primaria y conectan el Megger entre el devanado
primario y el secundario.
2. Para medir la resistencia entre el primario y tierra colocan el Megger entre
primario y tierra.
125
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
3. Para medir la resistencia entre el secundario y tierra colocan el Megger entre
secundario y tierra.
ENELVEN considera que cuando el MEGGER
presenta un valor de
resistencia (entre devanados) menor de 1GΩ (1000MΩ) en un tiempo de 15 seg.
se considera bajo aislamiento.
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•
Prueba de Medición de Relación de Transformación.
Esta prueba es utilizada para verificar la relación de vueltas que existe
dentro del devanado primario y el devanado secundario de un transformador. Para
la medición de la relación de transformación se utilizó el Método del Puente de
Relación, a través del
equipo conocido comúnmente como TTR. El mismo
además verifica la polaridad y el grupo vectorial en el caso de un transformador
trifásico indicado en la placa característica.
También permite identificar las vueltas cortocircuitadas así como una
posición incorrecta del cambiador de tomas o falla en el mismo y terminales mal
identificados. El TTR verifica la condición que presenta los devanados de
transformador que se ha reparado, este equipo
no
indica cuantas vueltas
presenta un devanado en particular solo suministra la proporción entre ellos.
126
un
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Para efectuar esta prueba se realizan los siguientes pasos:
1. El TTR consta de cuatro pinzas, dos negras y dos rojas, las cuales se
colocan en los bushing de alta y baja tensión del transformador, (Figura
4.13).
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Figura 4.13. Conexión del TTR
Fuente: ENELVEN, 2006.
2. Se coloca el TAP CHANGER del transformador en la posición nominal,
(Figura 4.14)
Figura 4.14. Selector de Cambiador de Derivaciones de un Transformador
Fuente: ENELVEN, 2006.
127
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
3. Se mueve la manivela del TTR
hasta que genere ocho (8) voltios,
(Figura 4.15).
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Figura 4.15. Manivela del TTR
Fuente: ENELVEN, 2006.
4. El TTR consta de 4 botones o perillas, que se utilizan para comprobar la
relación de tensión en cada una de las posiciones del cambiador de toma.
Para la posición uno la relación es de 60,00, de manera que se coloca el
botón uno en seis (6), y el botón dos en cero (0), los botones tres y cuatro
se colocan en cero (0) no aplican por tener la relación un valor exacto,
(Figura 4.16).
Figura 4.16. Perillas del TTR
Fuente: ENELVEN, 2006.
128
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
5. Igualmente tiene un Amperímetro, un Voltímetro, y un Galvanómetro,
(Figura 4.17).
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Figura 4.17. Amperímetro, Voltímetro, Galvanómetro del TTR
Fuente: ENELVEN, 2006
6. Buscando que el galvanómetro se ubique en su posición central, se ajustan
las perillas de la uno a la cuatro hasta conseguir centrar la aguja indicadora
para cada posición del cambiador de toma.
7. Se considera que el transformador cumple su relación de transformación
cuando se observa el galvanómetro ubicado en la posición central. Si se
observa la aguja del lado izquierdo refleja falla, al lado derecho indica que
no se ha realizado la prueba con los valores reales.
129
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
8. Se sigue el procedimiento desde el punto 2 hasta el cinco, cambiando las
posiciones del TAP CHENGER, teniendo en cuenta que para la posición
dos la relación es de 57.50, para la tres 55.00, para la cuatro, 53.625, y
para la cinco es de 52.25.
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ENELVEN considera que un transformador perderá fiabilidad de operación si la
DERECH
relación cambia en más de un 0.5 % con respecto a la relación de transformación
nominal.
•
Prueba de Medición de las Pérdidas en el Núcleo y Corriente de
Excitación.
Esta prueba determina las pérdidas en el hierro las cuales son la cantidad
de potencia consumida por el transformador cuando se energiza a voltaje nominal
pero sin carga conectada. La corriente de excitación de un transformador es la
corriente que fluye cuando se aplica tensión nominal a un devanado estando el
otro abierto. Para la medición de las pérdidas y corrientes de vacío se utiliza el
banco de prueba y se realiza el siguiente procedimiento:
a. Se aplica al devanado de baja tensión de cada uno de los transformadores
una tensión igual a la nominal, manteniendo abiertos los bornes de alta
tensión, (Figura 4.18).
130
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
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Figura 4.18. Conexiones para Medición de las Pérdidas en el Núcleo y Corriente de
Excitación
Fuente: ENELVEN, 2006.
b. El valor que señala el watímetro de la cónsola de control y medición
representa las pérdidas del hierro del transformador (Figura 4.19).
Figura 4.19. Watímetro de la Cónsola de Control y Medición.
Fuente: ENELVEN, 2006
c) La corriente de excitación es directamente la lectura del amperímetro de la
consola de control y medición , (Figura 4.20).
131
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
OS
D
A
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E
ES de Control y Medición
Figura 4.20. Amperímetro
deR
la Consola
S
O
H
C
DERE
Fuente: ENELVEN, 2006
ENELVEN
considera que el transformador aprueba este ensayo si las
perdidas en el núcleo no exceden el 2 por ciento (%) y la corriente de excitación
no sea mayor al 1.05 por ciento (%). Respecto de los valores nominales
•
Prueba de Medición de las Pérdidas debido a la Carga y Tensión de
Cortocircuito.
Ésta tiene la finalidad de cuantificar la cantidad de potencia consumida por el
transformador cuando éste lleva su carga nominal e incluye las pérdidas de los
bobinados debido a la corriente de carga y las pérdidas adicionales, es decir,
pérdidas por el flujo desviado en los bobinados. La medición de la tensión de
cortocircuito se utiliza para saber que tensión es necesaria para hacer circular
corriente nominal en un devanado cuando el otro esta cortocircuitado. Ésta se
realiza siguiendo el procedimiento descrito a continuación:
132
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
a) Se cortocircuita el devanado secundario del transformador y se
aplica al devanado primario una tensión sinusoidal y de frecuencia
nominal hasta que circule la corriente nominal (Figura 4.21).
S
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Figura 4.21. Conexiones para la Prueba de Cortocircuito.
Fuente. ENELVEN, 2006.
b) La tensión de cortocircuito es la leída directamente del voltímetro de
la consola de control y medición.
c) El valor que señala el watímetro de la consola de control y medición
representa las pérdidas en los devanados.
ENELVEN
considera que el transformador aprueba este ensayo si las
perdidas en los devanados no exceden el 2 por ciento (%) y la tensión de
133
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
cortocircuito no sea mayor al 1.05 por ciento (%). Respecto de los valores
nominales.
•
Prueba de Tensión Inducida.
Dado que las tensiones nominales secundarias de los transformadores de
S
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distribución monofasicos tipo poste utilizados en la empresa ENELVEN son
DERECH
120/240v ó 240/480V, en esta prueba se aplican 480V a los primeros y 960v a los
del segundo tipo.
Con esta prueba se quiere probar el aislamiento de los conductores, el
aislamiento que los separa de un devanado a otro y el aislamiento de capa a capa.
Para la medición por tensión inducida se utiliza el generador del banco de prueba,
y se siguen los siguientes pasos:
a. Se aplica en los terminales del devanado secundario de cada transformador
(Figura 4.22), una tensión igual a dos veces el valor de su tensión nominal.
b. En el caso de que la tensión secundaria sea 240V se comienza con una
tensión no mayor de 1/3 del valor de ensayo, en este caso 160 (resultado
de dividir 480 entre tres), y dicha tensión se debe llevar al valor completo
tan rápido como sea posible, asegurando que el aparato de medida indique
el valor correspondiente.
134
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
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DERECH
Figura 4.22. Conexiones para Prueba de Tensión Inducida
Fuente: ENELVEN, 2006
c. La tensión de ensayo va a producir una corriente de excitación, la cual no
debe exceder de un 30% de la corriente nominal del transformador.
d. La tensión se debe mantener por un determinado tiempo, calculado a través
de la siguiente formula:
7200
Te=
(Ec.4.2)
Fe
Donde:
Te= tiempo de ensayo, en seg.
Fe= Frecuencia de ensayo, en Hz, (400 Hz constante)
7200= constante
Sustituyendo valores:
7200
Te=
=18 seg.
400
135
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
e. De los resultados anteriores, se obtiene que la tensión se mantiene por 18
segundos.
f. Para los transformadores con aislamiento uniforme, se conecta a tierra uno
de los terminales del devanado, que no esté conectado a la fuente de
energía.
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ENELVEN considera aprobado este ensayo si durante la misma no se
presentan ninguna de las siguientes anomalías: Presencia de humo, ruido audible,
burbujeo en el aceite o un incremento repentino de la corriente de prueba.
•
Prueba de Tensión Aplicada.
Esta prueba sirve para verificar el aislamiento de la bobina, entre alta y baja
tensión, así como también entre éstas y el tanque o cualquier otro elemento
puesto a tierra. Para la prueba de tensión aplicada se utiliza el conductor de
HIPOT del banco de pruebas, y se realiza el siguiente procedimiento:
Medición en el devanado de alta tensión.
Se comienza el ensayo con una tensión no mayor de 1/3 del valor de
ensayo (Figura 4.23), la cual debe ser aumentada al valor correspondiente
según el BIL, nivel de aislamiento, es decir para 125 kV es 40 kV (para equipo
136
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
nuevo) y 30KV (para equipo usado, por medida de protección o seguridad), tan
rápidamente como sea posible. Este valor se mantendrá por espacio de un (1)
minuto. Una vez realizado el ensayo se disminuye la tensión rápidamente a un
valor inferior a 1/3 de su valor completo antes de interrumpirla.
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Figura 4.23. Conexiones para Prueba Tensión Aplicada por Alta Tensión
Fuente: ENELVEN, 2006
Medición en el devanado de baja tensión.
Se comienza el ensayo con una tensión no mayor de 1/3 del valor de
ensayo (Figura 4.24), la cual debe ser aumentada al valor correspondiente según
el BIL, nivel de aislamiento, es decir para 30 kV es 10 kV (para equipo nuevo) y
8kV (para equipo usado, por medida de protección o seguridad), tan rápidamente
como sea posible.
137
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Este valor se mantendrá por espacio de un (1) minuto. Una vez realizado el
ensayo se disminuye la tensión rápidamente a un valor inferior a 1/3 de su valor
completo antes de interrumpirla.
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Figura 4.24. Conexiones para Prueba Tensión Aplicada por Baja Tensión
Fuente: ENELVEN, 2006
ENELVEN considera aprobado este ensayo si durante la misma no se
presentan ninguna de las siguientes anomalías: Presencia de humo, ruido audible,
burbujeo en el aceite o un incremento repentino de la corriente de prueba.
•
Prueba de Medición de la Rigidez Dieléctrica del Aceite.
El aceite es colocado entre 2 electrodos correspondientes al medidor de
rigidez dieléctrica y es sometido a una diferencia de potencial que es aumentada a
razón constante.
138
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Es de vital importancia mencionar que esta prueba es significativamente
sensible a la presencia de humedad y de partículas en suspensión en el aceite
aislante. Para medir la rigidez dieléctrica del aceite del transformador se realizan
las siguientes actividades:
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E
OS R
a) Se toma una muestra de aceite, de aproximadamente ½ litro, y se coloca en la
DERECH
celda de prueba (Figura 4.25).
b) Los electrodos se energizan a partir de cero voltios a razón de 3 KV/s + 20%
hasta que ocurra la descarga que es indicada por el equipo de medicion .
c) Para la primera medición transcurre un tiempo de reposo de 2:20 seg.
Figura 4.25.Muestra de Aceite
Fuente: ENELVEN, 2006
139
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
d) Se realizan 5 lecturas disruptivas con un tiempo de un (1) minuto de intervalo
entre ellas.
e) Se calcula el valor promedio entre ellos, el cual se acepta como el valor de
rigidez dieléctrica de la muestra, siempre que se cumpla con el criterio de
consistencia estadística.
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
ERECH
D
ENELVEN demanda un mínimo de cinco pruebas al aceite y exige un valor
promedio mínimo para aceptar una muestra de 30 kV respecto de los 35 kV que
exige la norma COVENIN.
4.3.2-. PRUEBA ESPECIAL
•
Prueba de Medición de Resistencia de los Devanados.
Aunque esta prueba la norma la cataloga como una prueba de rutina y dado
que en Taller de Transformadores de ENELVEN ésta no se realiza a todas las
unidades, en esta sección de pruebas de rutinas se ha incluido como una prueba
especial a la de medición de resistencia de los devanados.
Esta prueba consiste en determinar la resistencia en los devanados de un
transformador que es de vital importancia para el cálculo de las pérdidas debido a
140
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
la carga, así como también para conocer la temperatura que presenta los
devanados al final de la prueba de aumento de temperatura.
Para la realización de esta prueba se utiliza el equipo llamado medidor de
resistencia el cual consta de dos pinzas, éstas se colocan en los bushing de alta
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
(Figura 4.26) o bushing baja tensión (Figura 4.27).
DERECH
Para la realización de esta prueba se sigue el procedimiento que se describe a
continuación:
1) Se miden las resistencias de alta y baja tensión del transformador, estando
éste a temperatura ambiente, es decir, en frío. El equipo arroja un reporte
de los valores de las resistencias medidos, expresados en ohmios, además
la corriente inyectada en amperios.
Figura 4.26. Conexiones para Medición de Resistencia de los Devanados en Alta Tensión.
Fuente: ENELVEN, 2006
141
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
DERECH
Figura 4.27.Conexiones para Medición de Resistencia de los Devanados en Baja Tensión.
Fuente: ENELVEN, 2006
2) El medidor de resistencia que se tiene en el laboratorio es digital con auto
calibración, de manera que aplica automáticamente la corriente nominal, de
acuerdo al lado a probar y la capacidad del transformador. Para un equipo
de transformación de 25 kVA se aplica 2 amperios en el lado primario.
3) Al aumentar la temperatura y estabilizarse el transformador se desconecta
el lado a probar (Alta Tensión o Baja Tensión), luego se realizan los puntos
2 y 3 señalados.
4) Aplicada la corriente respectiva al transformador, se somete a un proceso
de calentamiento, que dura aproximadamente entre 15 y 18 horas.
142
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
5) En un lapso de siete minutos, se efectúan trece pruebas de resistencias
tanto de alta como de baja tensión, el equipo arroja un reporte de estas
mediciones.
•
Esta
Prueba de Medición de Aumento de Temperatura.
OS
D
A
V
R
E
S
Etemperatura
R
S
O
prueba indica
si
el
aumento
de
del transformador
H
C
DERE
bajo
funcionamiento normal ésta dentro de los limites establecidos por la norma. Esta
prueba se realiza por el método de cortocircuito de la siguiente forma:
a) Método de cortocircuito.
Método de cortocircuito para transformadores sumergidos en líquidos
aislantes.
1) Se cortocircuita un devanado (Figura 4.28) y se hace circular por el
otro devanado la corriente necesaria, a frecuencia nominal, hasta producir
las pérdidas totales; estas pérdidas se deben mantener durante el ensayo
hasta que el transformador se estabilice térmicamente.
Figura 4.28.Conexiones para Prueba de Aumento de Temperatura
Fuente: ENELVEN, 2006
143
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
2) En la condición de pérdidas totales, se deben tomar mediciones a
intervalos de tiempo regulares, previamente establecidos, tanto de la
temperatura ambiente como de la temperatura de la parte superior del
líquido aislante y si es necesario, de la temperatura media de éste,
según se indica en el punto 9. Éste se continúa hasta haber alcanzado
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
la estabilidad térmica.
DERECH
3) Se determina el aumento final de temperatura de la parte superior del
líquido aislante, aplicando el método que se muestra en el gráfico 1, con
los datos de temperatura registrados según el punto 2. El valor obtenido
debe ser inferior al aumento de temperatura media del devanado,
indicado en la Norma Venezolana COVENIN 536.
Grafico 1.Método para determinar el aumento final de la temperatura del líquido aislante.
Fuente: Norma COVENIN 3172 Transformadores de Potencia. Métodos de Ensayo.
144
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
4) En caso de que no se puedan alcanzar las pérdidas totales del
transformador, se pueden utilizar unas pérdidas no menores del 80% de
las totales y de debe aplicar el siguiente factor de corrección al aumento
de temperatura de la parte superior del líquido aislante determinado:
F
To
S
ADO
V
R
E
S
E
=
-------------------------------------------SR
O
H
C
E
R
DEPérdidas utilizadas en el ensayo
Pérdidas totales
x
(Ec. 4.3)
Donde:
x = 0,8 para enfriamiento natural por aire.
1,0 para enfriamiento forzado por aire.
5) Se reduce la corriente del transformador que ocasiona las pérdidas
totales al valor que corresponde a la derivación seleccionada,
manteniéndola constante durante una hora, al final de la cual se mide la
temperatura del líquido (al instante de la desconexión), luego se
desenergiza el transformador, se toman los valores necesarios de
resistencia
en
caliente,
el
tiempo transcurrido después
de la
desconexión para cada lectura y se determina el valor de la temperatura
media del devanado al instante de la desconexión como se describe en
el punto 10.1.
´
145
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
6) Si el equipo de ensayo impone limitaciones, se permite operar a un valor
más bajo de la corriente de la derivación seleccionada, pero no menor
del 85% de ésta (vea el punto 8).
OS
D
A
V
R
E
S superior del líquido aislante o el
aumento de temperatura
de R
la E
parte
S
O
H
C
DERE
7) El aumento de temperatura de los devanados se calcula usando el
aumento de temperatura media de éste. Cuando se use otra corriente
distinta de la corriente de la derivación seleccionada se debe usar el
método que utiliza el aumento de temperatura media del líquido, para
determinar el aumento de temperatura media de los devanados.
a) En el método que utiliza el aumento de temperatura de la parte
superior del líquido aislante, el aumento de temperatura media
del devanado se calcula mediante la siguiente ecuación:
∆ TW = ∆ TS + TW -
Tds
(Ec 4.4)
Donde:
∆ TW = Es el aumento de temperatura del devanado.
∆ TS =
Es el aumento de temperatura de la parte superior del líquido aislante,
medida cuando se presentan las pérdidas totales.
TW
= Temperatura media del devanado al instante de la desconexión.
146
CAPITULO IV
Tds
=
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Es la temperatura de la parte superior del líquido aislante al instante de la
desconexión.
b) En el método que utiliza el aumento de temperatura media del
líquido aislante, el aumento de temperatura media del devanado se calcula
mediante la siguiente ecuación:
D∆ETR=E∆TC+HT
W
m
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
W
-
Tdm
(Ec 4.5)
Donde:
∆Tm
= Es el aumento de la temperatura media del líquido aislante medido
cuando se presentan las pérdidas totales.
Tdm = Es la temperatura media del líquido aislante al instante de la desconexión.
8) Cuando la corriente aplicada a cualquiera de los devanados bajo ensayo
difiera de la corriente de la derivación seleccionada, la diferencia entre la
temperatura media del devanado al momento de la desconexión (Tw) y
la temperatura media del liquido aislante medida al momento de la
desconexión (Tdm), se debe corregir al valor de la corriente de la
derivación como se indica en la siguiente ecuación:
Corriente de la derivación
Tc = To x
----------------------------------------Corriente de ensayo
147
2m
(Ec. 4.6)
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Donde:
To= es la diferencia entre la temperatura media del devanado al momento
de la desconexión y la temperatura media del liquido aislante al momento
de la desconexión. Donde To: Tw – Tdm
m= 0.8 para enfriamiento natural por aire.
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
1.0 para enfriamiento forzado por aire.
DERECH
9) La temperatura media del líquido aislante, se toma como la temperatura
del líquido aislante en la parte superior menos la mitad de la diferencia
entre la temperatura del líquido aislante que circula en la parte superior y la
inferior de los medios de enfriamiento. Cuando la temperatura del fondo del
líquido aislante no se pueda medir directamente, se tomará la diferencia de
temperatura de los medios de enfriamiento a la entrada y a la salida.
10) Medición del aumento de temperatura media del devanado.
10.1) La temperatura media del devanado se determina por el
método de la resistencia. Las lecturas se toman tan pronto sea
posible después de la desconexión, esperando un tiempo suficiente
para que desaparezcan los efectos inductivos indicados en la
medición de la resistencia en frio, se debe registrar el tiempo desde
el instante de la desconexión para cada medición de resistencia.
148
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
10.2) La temperatura media de un devanado en °C, correspondiente
a la resistencia en caliente se determina mediante la ecuación
siguiente:
R
Tw =
---------------- (Tk + To) - Tk
Ro
Donde:
(Ec. 4.7)
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
DERECH
To: Temperatura en °C a la cual fue medida la resistencia en frio Ro.
Ro: Resistencia en frio (Ω).
R: Resistencia en caliente al momento de la desconexión en (Ω).
Tk: 234,5 °C para el cobre
225 °C para el aluminio.
10.3) Corrección de la temperatura al instante de la desconexión.
Cualquiera de los procedimientos siguientes del factor de corrección
se usa dependiendo de la densidad de pérdidas de carga del
devanado. Para esas determinaciones, la densidad de pérdidas de
carga del devanado se toma como la suma de las calculadas I² R
(cortocircuito) y las pérdidas en vacío o, el aumento de temperatura
nominal del devanado más 20 °C dividido por el peso calculado del
conductor del devanado conectado.
149
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.4- PROCESO REALIZADO POR EL TALLER DE TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCIÓN DE ENELVEN PARA EL DIAGNÓSTICO Y CLASIFICACIÓN
DE LAS UNIDADES FALLADAS.
En la figura 4.29, se presenta un esquema del procedimiento realizado por
el Taller de Transformadores de Distribución de ENELVEN para el diagnóstico y
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
clasificación de transformadores tipo poste que han sido retirados del sistema.
DERECH
Transformador
Perdidas en el cobre
No
TTR
Pèrd < Esp.
%Zcc<Esp
No
RT< Tolerancia
Si
Tensión Aplicada
Si
Si
Mantenimiento
Menor
Empresa
Reparadora
Presenc.Hu
mo,Ruido,In
Resistencia del Aislamiento
No
No
Tensión Inducida
R>1000MΩ
Ref a 20ºC
Si
Si
Perdidas del Hierro (Vació)
Presenc.Hu
mo,Ruido,In
No
Si
No
%Iexc. Esp.
Pèrd <Esp.
Rigidez Dieléctrica
No
Lect<35K
Si
APTO
Figura 4.29. Procedimiento Realizado por el Taller de Transformadores de ENELVEN
Fuente: ENELVEN, 2006.
150
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Los técnicos y operarios del Taller de Transformadores de ENELVEN
clasifican los transformadores retirados del sistema mediante la inspección externa
y aplicación de la prueba de relación de transformación (TTR), las cuales indican
la condición que presenta la unidad. Dependiendo de los resultados se pueden
clasificar en:
•
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
DERECH
Mantenimiento Menor (Mm).
Todo transformador que se clasifica para mantenimiento menor debe
presentar, buena relación de transformación (según el resultado del TTR) y buena
condición física. Este mantenimiento incluye en algunos casos: cambio de
aisladores, empacaduras, luz indicadora de sobrecarga y reset en su defecto,
cambiador de tomas, válvula de alivio (sobrepresión), cambiar conexiones
internas, completacion del nivel de aceite, prueba de rigidez dieléctrica del aceite,
chequeo general, lavado del transformador y en algunos casos pintura del tanque.
Todo esto se lleva a cabo en el mismo Taller de Transformadores de ENELVEN.
•
Mantenimiento Mayor (MM).
Cuando se pasa un transformador a mantenimiento mayor éste presenta
buena relación de transformación (TTR) pero su aspecto externo presenta daños
en el mismo, como: tanque o tapa corroído, perforado, golpeado, así como
también los accesorios.
151
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
De igual forma puede presentar bajo aislamiento (presencia de humedad).
Cabe resaltar que en algunos casos los transformadores que son clasificados con
este tipo de mantenimiento puede presentar cortocircuitos en las bobinas
primarias y/o secundarias como también el primario abierto o recalentamiento lo
cual no lo hace apto para mantenimiento ameritando el rebobinado.
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
DERECH
Es importante resaltar que este tipo de mantenimiento no es realizado por
el Taller de Transformadores de ENELVEN sino que este es llevado a cabo por
empresas reparadoras contratadas por ENELVEN, debido a que la empresa no
realiza la inspección interna y no posee los equipos necesarios para la realización
de dicho mantenimiento.
•
Reparación o Rebobinado.
Cuando un transformador es pasado a reparación es por que ha presentado
bien sea cortocircuito en las bobinas primarias y/o secundarias, primario abierto en
el interior de la bobina o mala relación de transformación y recalentamiento
necesitando la reconstrucción inmediata de las bobinas por parte de la empresa
reparadora contratada por ENELVEN. En este caso el reparador, repara y pinta el
tanque, reconstruye las bobinas de AT y BT y cambia todos los accesorios del
equipo. Luego de realizada la reparación del transformador, El reparador procede
a realizarle
las pruebas de rutina y completa un protocolo de pruebas para
152
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
asegurar al cliente que el equipo no presenta fallas o defectos derivados de la
reparación.
•
Chatarra.
Este es el caso en donde el núcleo se encuentra saturado (altas corrientes de
OS
D
A
V
R
E
ES
R
recuperado, pasándolo a otro departamento
para reciclar las partes que pueden
S
O
H
C
E
R
DE
excitación) o presenta perforaciones, rupturas o golpes y no es apto para ser
ser utilizadas en la reparación de otros transformadores y el resto para su
posterior desguace.
•
Garantía.
Cuando al transformador se clasifica como garantía es porque presenta fuga
de aceite, mal acabado (soldadura), mala relación de transformación, primario
abierto, accesorios en mal estado, defectos de fabrica que originen la quema o
falla de transformador, ameritando que el fabricante y/o reparador cubra todos los
cambios sin costo alguno para la empresa. En el caso de transformadores
reparados la empresa exige 18 meses y para mantenimiento 6 meses; en caso de
transformadores nuevos, se exige 3 años de periodo de garantía.
4.5- PROCESO ACTUAL DE MANTENIMIENTO MENOR LLEVADO A CABO
POR LA EMPRESA ENELVEN Y EMPRESAS REPARADORAS (TIVECA).
153
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
El proceso utilizado por la empresa ENELVEN para el mantenimiento menor
de transformadores de distribución tipo poste es el siguiente:
Después de haber sido retirado del sistema, el transformador se le realiza
la prueba de relación de transformación (TTR) para verificar el estado eléctrico de
las bobinas y la respectiva inspección externa para determinar el estado en que se
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
encuentra el equipo y/o sus accesorios, llenando un formato ya existente de
DERECH
manera de recabar los datos más relevantes del estado del equipo.
Posteriormente se procede a colocarlo en la parrilla de desarme del área
de mantenimiento de manera que si el equipo se encuentra fugando aceite, éste
líquido se pueda dirigir a la fosa de desechos o bien para los efectos del lavado
del transformador.
En seguida se procede a retirar la tapa superior quitando el tornillo que
retiene el aro de sujeción con una llave fija de ½” o 9/16”, haciendo fuerza al
mismo para que salga y libere la tapa principal, a continuación se retiran los
conectores de los aisladores de A.T.
Inmediatamente se procede a extraer el aceite aislante del transformador y
bajar el nivel del mismo hasta la altura del núcleo, mediante la bomba de
extracción y de allí dirigirlo al tanque de almacenamiento de aceite regenerable.
154
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Seguidamente se procede a realizar la sustitución de accesorios en mal
estado como por ejemplo los aisladores secundarios los cuales se le desconectan
las salidas con una llave fija de ½”, 9/16”, ¾” o 1” y al aro que sujeta el aislador,
se les da un leve golpe con un destornillador y martillo de manera de aflojar y
facilitar su extracción; igualmente se puede reemplazar el cambiador de tomas o la
luz indicadora de sobrecarga.
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
DERECH
También se puede efectuar el cambio de empacaduras si es necesario,
corrección de fugas, cambio de herrajes en mal estado, apriete de conexiones
internas que puedan estar flojas y en algunos casos cambio del aislamiento de las
salidas.
Luego se procede a efectuar la prueba de rigidez dieléctrica para verificar el
estado del aceite, la empresa ENELVEN exige que la muestra tenga una rigidez
dieléctrica mínima de 30KV; posteriormente la recirculación del referido varias
veces dentro del tanque del transformador, el cual es regenerado y calentado
antes de ser introducido en el tanque, para luego completar el nivel del mismo e
inmediatamente se efectúa el lavado con desengrasante de manera de eliminar
cualquier residuo de aceite u otro material.
Por ultimo se realizan las respectivas pruebas de rutina que comprenden:
prueba de cortocircuito, prueba de vació y en algunas casos la prueba de tensión
inducida, prueba de tensión aplicada.
155
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Por otra parte el proceso de mantenimiento menor realizado por la empresa
TIVECA es ejecutado de la siguiente forma:
Después que el jefe de producción de distribución hace entrega de las
órdenes de trabajo y asigna las prioridades al supervisor de desarme, éste
procede con la ayuda de los operarios a ubicar el transformador y llevarlo a la
zona de desarme.
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
DERECH
Inmediatamente se retira la presión del transformador a través de la
válvula de alivio y se procede a retirar el conector de los aisladores de alta
tensión con una llave ajustable. Luego se quita el tornillo que aprieta el aro de
sujeción con una llave fija de 9/16” o ½”, después se hace presión en el aro con
las manos hasta conseguir que el aro baje y libere la tapa principal, en caso que
no se libere la tapa, se hace palanca entre la empacadura y la tapa utilizando un
destornillador de paleta y un martillo de goma, posteriormente se retira la tapa
principal, la cual saldrá con los bushings de A.T.
A continuación se extrae el aceite con la ayuda del sistema de bombeo, el
resto del aceite que esta dentro del tanque se vierte a la fosa, se desconectan las
salidas de baja y/o alta tensión con una pistola de aire y dados de ½”, 9/16” o ¾”
dependiendo de la capacidad del transformador y extraen las porcelanas de baja
y/o alta tensión en forma manual, proceden a desenroscar la tuerca que ajusta el
cambiador de tomas para extraerlo, de igual forma desenroscan la tuerca que
ajusta el reset y luz piloto de sobrecarga.
156
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Para luego desconectar anclaje que sujeta la parte activa contra el tanque
con una llave fija de ½” o 9/16”, en seguida la extraen con la ayuda de la grúa
eléctrica y la colocan en una mesa, el supervisor la inspecciona para verificar que
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
no existan daños, tales como: Sobrecarga, desplazamiento de las bobinas y
DERECH
salidas de alta desprendidas.
Seguidamente se realiza la prueba de TTR para diagnosticar el
transformador. Si los resultados son satisfactorios se procede a efectuar un lavado
a la parte activa con aceite limpio a presión, hasta que quede limpia y libre de
materiales extraños, luego se procede a cambiar el aislamiento de las salidas de
alta y baja tensión.
En caso que los resultados de la inspección y la prueba de TTR, no sean
satisfactorios se declara el transformador no apto para mantenimiento y se le
informa al jefe de producción de transformadores. Una vez realizado el
mantenimiento de la parte activa, ésta es introducida al horno para su secado a
una temperatura mínima de 115ºC por un tiempo establecido de 18 horas.
157
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Como uno de los últimos pasos de este mantenimiento practicado por la
empresa TIVECA se introduce la parte activa en el tanque, para inmediatamente
ser llenado con aceite nuevo que ha pasado por un proceso de calentamiento y
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
llenado a través de un equipo al alto vació para luego efectuar el lavado del
mismo.
DERECH
Por ultimo le practican las pruebas de rutina que abarcan: prueba de
cortocircuito, prueba de vació, prueba de resistencia de aislamiento, prueba de
resistencia de devanado, prueba de relación de transformación, prueba de tensión
aplicada, prueba de tensión inducida y prueba de hermeticidad.
Los procesos de mantenimiento menor realizados por la empresa
ENELVEN y TIVECA
en ciertos casos poseen algunas semejanzas que es
importante señalar, una de éstas es que las mencionadas empresas poseen
patrones similares a la hora de desarmar los transformadores y siguen casi el
mismo procedimiento en la extracción de los accesorios.
De igual forma la empresa TIVECA sustituyen el aislamiento de las salidas
de alta y baja tensión con papel nuevo en todos los transformadores y la empresa
ENELVEN lo sustituye en algunos casos con papel recuperado de otras unidades.
158
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Los procesos convergen también cuando se realiza el lavado externo de los
transformadores y las pertinentes pruebas de rutina las cuales comprueban la
calidad del trabajo realizado de acuerdo a las normas vigentes, con la diferencia
de que la empresa ENELVEN no realiza la prueba de hermeticidad.
OS
D
A
V
R
E
ESes que la empresa TIVECA realiza
R
S
elemental mencionar, unaC
deH
estas
diferencias
O
DERE
De igual forma los procesos presentan algunas diferencias que es
la prueba de relación de transformación (TTR) con el conjunto núcleo-bobinas
fuera del tanque del transformador, en cambio la empresa ENELVEN realiza dicha
prueba a la unidad completa antes de efectuar el mantenimiento respectivo.
Igualmente TIVECA verifica el estado que presenta el aislamiento de la
parte activa y limpia la misma con aceite a presión, hasta lograr que quede libre de
materiales extraños; por otra parte ENELVEN no verifica el estado del aislamiento
de la parte activa, ni extrae la misma para limpiarla, solo la extraen cuando se
realizan estudios forenses para determinar las posibles causas de falla del equipo.
También la empresa TIVECA utiliza aceite nuevo en todos los
transformadores luego de haber realizado el respectivo mantenimiento y los llena
al alto vació, en cambio la empresa ENELVEN no lo realiza de esa forma debido a
que no cuenta con el sistema de llenado al alto vació ni cuenta con suficiente
aceite nuevo para reemplazar a todas las unidades en proceso de mantenimiento.
159
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Otra diferencia importante es que la empresa TIVECA introduce el conjunto
núcleo-bobina al horno para su posterior secado, en cambio la empresa ENELVEN
no ejecuta esta labor debido a que no posee el equipo necesario para realizar la
misma.
OS
D
A
V
R
E
EsonSrecuperados de unidades falladas
R
S
menor empleado en la empresa
ENELVEN,
O
H
C
DERE
Es importante mencionar que los accesorios utilizados en el mantenimiento
que han sido retiradas del sistema, lo cual representa un ahorro por concepto de
adquisición de las mismas en las operaciones que realiza la empresa.
4.6- FORMATO DE RECOLECCION DE DATOS DE LAS LABORES DE
MANTENIMENTO MENOR.
Este es un formato diseñado para ser utilizado por los técnicos adscritos al
Taller de Transformadores de ENELVEN denominado Recolección de datos del
Mantenimiento Menor (ver anexo A), éste tendrá la finalidad de recoger todos los
datos relevantes acerca del estado de los accesorios y del transformador como
una unidad de manera que se lleve un reporte acerca del estado del
transformador.
Él mismo se diseño de forma tal que sea de fácil llenado por parte del
técnico u operario en un formato familiar y práctico, posee campos para almacenar
todos los datos de importancia del transformador tales como: marca, serial de
160
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
fábrica, número de serie, potencia, tensión nominal primaria y secundaria, tap
changer, porcentaje de impedancia, estado de los aisladores primarios, estado de
los aisladores secundarios.
OS
D
A
V
R
E
También se puede registrar el estado
de los demás accesorios tales como:
ES
R
S
O
H
C
DERE
luz indicadora de sobrecarga, reset de la luz indicadora de sobrecarga, válvula de
alivio de sobrepresión, terminales, tapa de inspección, tapa principal, conectores
de tierra; así como también el estado del aceite, fugas de aceite que se puedan
presentar en el transformador.
Por ultimo, el formato contiene que contenga espacios para anotar los
resultados de las pruebas de relación de transformación (TTR), rigidez dieléctrica
(Chispómetro) y resistencia de aislamiento (MEGGER), prueba de vació, prueba
de cortocircuito, prueba de tensión aplicada y prueba de tensión inducida.
4.7- DEBILIDADES DEL PROCESO DE MANTENIMENTO MENOR APLICADO
POR
LA
EMPRESA
ENELVEN
PARA
TRANSFORMADORES
DE
DISTRIBUCION TIPO POSTE.
El
mencionado proceso de mantenimiento menor que actualmente se
realiza en ENELVEN a transformadores de distribución tipo poste posee una serie
161
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
de debilidades que hacen que el mismo no sea el más efectivo a la hora de
asegurar el trabajo realizado.
La debilidad más importante es que no posee un manual que describa paso
a paso las diferentes labores involucradas en el proceso de mantenimiento menor,
OS
D
A
V
R
E
S para evaluar las pruebas que
así como las herramientas requeridas yR
los
Ecriterios
S
O
H
C
DERE
se suelen ejecutar durante este tipo de mantenimiento.
Otra de las deficiencias es el deterioro que presentan las herramientas que
se tienen actualmente en el Taller de Transformadores, lo cual restringe que se
pueda realizar el trabajo de mantenimiento menor, lo cual incide en que a los
transformadores se les realice el mantenimiento en empresas externas y que su
indisponibilidad se prolongue y por consiguiente se incrementen los costos de
mantenimiento.
Otro punto débil que muestra el proceso de esta empresa es el
conocimiento del personal técnico que realiza las labores de mantenimiento
menor, en materia de mantenimiento de transformadores de distribución tipo
poste, debido a que las labores de mantenimiento están basadas en su
experiencia y en cierta información y/o conocimiento de las normas y
procedimientos sobre mantenimiento de transformadores.
162
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Todo esto trae como resultado que no se apliquen los procedimientos
dictados por las normas correspondientes y de igual forma que no se apliquen los
criterios de aceptación asociados a cada ensayo en particular, también que no se
aplique los procedimientos que permitan disminuir el uso de recursos y tiempo y
OS
D
A
V
R
E
ES
R
S
a su vez que estos técnicos
noO
puedan
participar en la toma de decisiones en lo
H
C
DERE
concerniente a futuras mejoras del proceso de mantenimiento menor.
Otro punto relevante, es la falta de personal que evidencia el Taller de
Transformadores en la actualidad, ya que esta carencia restringe la ejecución del
mantenimiento menor, debido a que el personal que labora en éste, mayormente
se dedica a la realización de las pruebas de rutinas de los transformadores nuevos
y repontenciados, dedicándole muy poco tiempo a las labores de mantenimiento.
Otro aspecto de importancia que debe mencionarse es que la empresa no
posee el equipo de llenado al vacío de aceite dieléctrico, por tanto no se asegura
que el transformador después del mantenimiento menor, esté libre de burbujas de
aire y/o partículas incidiendo negativamente el proceso de refrigeración, lo cual es
altamente nocivo para el aislamiento.
163
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Actualmente la empresa posee un tanque con una bomba conectada, lo
cual permite la extracción y recirculación del aceite para posteriormente antes de
ser llenado el transformador, el aceite pase por un dispositivo que lo calienta
disminuyendo gradualmente las partículas de humedad y/o burbujas de aire para
después pasar por un filtro que disminuye la cantidad de partículas de suspensión
y lodos.
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
DERECH
De igual forma la empresa ENELVEN no tiene los implementos de prueba
para verificar la hermeticidad de los transformadores, el cual es de vital
importancia de manera de asegurar el correcto funcionamiento de los
transformadores. Sin los mencionados implementos la empresa no puede certificar
que el transformador no presente fugas después de su mantenimiento, trayendo
consigo un incremento en los costos operativos por su reemplazo, y además
acarrea faltas a las normas de seguridad ambiental y de seguridad personal, lo
cual puede traer sanciones para la empresa trayendo pérdidas económicas para la
misma e incidiendo en los índices de confiabilidad y rentabilidad.
Otra debilidad que posee el referido mantenimiento de la empresa
ENELVEN, es la que misma no posee un horno para el secado de la parte activa
del transformador y sus accesorios, esto acarrea que no se extraiga toda la
humedad de los aislamientos, disminuyendo la confiabilidad del transformador y
teniendo el riesgo de una posible falla en el mismo.
164
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
De igual forma el aceite es otra carencia que presenta el mantenimiento
menor en ENELVEN, debido a que la empresa no posee la suficiente cantidad de
aceite en stock, que permita reemplazar el mismo en todos los transformadores
que estén en proceso de mantenimiento.
Otra debilidad evidente en este proceso, es que los transformadores que
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
son clasificados para mantenimiento menor no son apartados con anterioridad
DERECH
sino que son buscados el mismo día en que se realiza la labor de mantenimiento,
acarreando esto que los accesorios a suplantar sean lavados y secados al instante
para su adición al transformador y no introducido al horno o puestos al sol para su
secado pertinente por cierto periodo de tiempo.
Otro aspecto que debe mencionarse es que cuando se cambia un
accesorio, en ciertos casos se cambia la empacadura de ese accesorio en
particular y no se cambian las de los demás accesorios aledaños.
Otra debilidad relevante es que no a todos los transformadores clasificados
para mantenimiento menor se les realiza la prueba de resistencia de aislamiento
para verificar el estado del aislamiento, de igual forma cuando el transformador es
llenado de aceite con el sistema actual la manguera de llenado no es sumergida
165
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
en el liquido, llevando esto a que se pueda introducir aire húmedo durante la caída
del liquido aislante en el tanque.
De igual forma la empresa ENELVEN no posee el equipo que permite
catalogar
por
colores
estandarizados
(Colorímetro)
el
aceite
OS
D
A
V
R
E
ESel aceite durante su
oxidación que ha experimentado
R
S
O
H
C
DERE
de
los
transformadores y expresados en números, para de esta forma comprobar el
grado de
uso y por
consiguiente, el estado de los aislamientos de las bobinas.
Otra debilidad que posee este proceso de mantenimiento menor en
ENELVEN, es que la misma no posee un área destinada para los trabajos de
pintura de los transformadores, trayendo como consecuencia que esta labor se
realice en áreas no apropiadas e incumpliendo las normas ambientales.
4.8-PROPUESTA DE MANUAL PARA LA EJECUCION DE LAS LABORES DE
MANTENIMIENTO MENOR EN LA EMPRESA ENELVEN.
Este manual esta diseñado para estandarizar los diferentes procesos que
se pueden efectuar durante las labores de mantenimiento menor de manera de
llevar una secuencia idónea de los pasos a desarrollar durante este trabajo en un
documento formal (ver anexo B).
166
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
El mencionado manual esta estructurado con una introducción, objetivo y
alcance, de igual forma cuenta con los detalles que se buscan durante la
inspección externa, muestra el procedimiento para la realización de la prueba de
relación de transformación (TTR) y la prueba de rigidez dieléctrica y por ultimo
detalla todos los pasos a efectuar durante las distintas labores que abarca el
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
mantenimiento menor de transformadores de distribución tipo poste, especificando
DERECH
los procedimientos y herramientas a utilizar en cada caso y las precauciones que
se deben tener a la hora de realizar el trabajo.
4.9- PROPUESTAS TECNICAS QUE PERMITEN MEJORAR EL PROCESO DE
MANTENIMIENTO MENOR.
El proceso de mantenimiento menor de transformadores de distribución tipo
poste que lleva a cabo la empresa ENELVEN, es susceptible a distintos cambios
que permitan mejorar el aspecto técnico que incluye equipos, herramientas y el de
mano de obra concerniente al personal que opera en el taller. Cabe resaltar que
muchos de estos cambios no representan un costo en las operaciones que realiza
la
empresa,
son
importantes
cambios
que
se
harán
a
recomendaciones que permitan tener un mantenimiento más efectivo.
a) Adquisición de sistema de llenado al vació.
167
manera
de
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Una pieza de vital importancia que permitiría mejorar el proceso de
mantenimiento menor, es el tratamiento del aceite dieléctrico y su posterior
introducción en el tanque del transformador. Actualmente el Taller de
Transformadores de ENELVEN, cuenta con una unidad de calentamiento y
recirculación de aceite que no asegura que el aceite quede libre de partículas de
humedad o gases.
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
DERECH
Por ello la adquisición de una unidad de llenado al vació permitirá la total
eliminación de este tipo de partículas teniendo constantemente un aceite puro y
de mayor calidad para asegurar la operación y confiabilidad del transformador.
El equipo seleccionado posee las siguientes características: tensión de
alimentación trifásica en 220 V, capacidad de almacenamiento de 400 galones,
altura de 2.1 metros, longitud de 2.8 metros, ancho de 1.5 metros, peso de 2585
kilos, control del nivel de aceite, indicador del flujo de salida y entrada, calentador
de bajo consumo, entre otras (ver anexo D).
b) Adquisición de horno de secado.
168
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Por otra parte, un elemento que mejorará el referido mantenimiento menor, es
que la empresa adquiera un horno para el secado de la parte activa de
transformadores y sus accesorios. Permitiendo disminuir gran cantidad de
humedad contenida en el aislamiento y aumentando su resistencia, con el
propósito de evitar variaciones en las propiedades dieléctricas del aceite y de los
aislamientos del transformador.
c)
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
RECH
E
D
Adquisición de equipo para prueba de factor de potencia del aceite.
Un factor elemental, es que la empresa adquiera el equipo para prueba de
factor de potencia del aceite, debido a que con este aparato se determinaría el
contenido de partículas aislantes, partículas metálicas y carbón, puntos
importantes que apreciar al momento de evaluar el estado del aislamiento.
El equipo seleccionado posee las siguientes características: es un equipo
portátil y liviano con peso de 6.5 Kg; frecuencia de prueba de 100 Hz; voltaje de
prueba de 28 V, switch selector de prueba, las lecturas de las pruebas son leídas
directamente en el equipo y no requiere la realización de cálculos (ver anexo E).
d) Adquisición de implementos para prueba de hermeticidad.
Otro elemento necesario que permitirá mejorar el proceso de mantenimiento
menor, es el equipo para la prueba de hermeticidad de los transformadores, ya
169
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
que con este equipo se cerciorarían que las unidades transformación estén libres
de fugas de aceite y además que no se introduzca humedad u otras sustancias
nocivas para al aceite y para el aislamiento del transformador.
Los implementos necesarios para realizar esta prueba en las instalaciones del
taller de transformadores de ENELVEN son los siguientes:
•
S
VADO
Una bombona de nitrógeno. S RESER
O
DERECH
•
Un manómetro.
•
Un regulador para variar la presión del gas durante la prueba.
e) Adquisición de aceite nuevo.
Otra elemento que mejorará este proceso, es la adquisición oportuna de
aceite
dieléctrico
de
manera
que
los
transformadores
en
proceso
de
mantenimiento menor puedan ser llenados con aceite nuevo, esto con el fin de
descartar la falla de transformadores a causa de aceite en mal estado, permitiendo
así alargar la vida útil del transformador, así como del aislamiento y demás partes
internas.
f) Adquisición de nuevas herramientas.
170
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Otro aspecto a analizar en el mantenimiento menor son las herramientas, el
Taller de Transformadores de Distribución de ENELVEN cuenta con pocas
herramientas las cuales en su mayoría están defectuosas, lo cual restringe la
aplicación del mantenimiento menor debido a la ausencia parcial o total de las
mismas.
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
Por ello la adquisición de nuevas herramientas es de vital importancia
DERECH
debido a que con esto el proceso de mantenimiento menor no se vería
interrumpido por falta de las mismas. Por ello se requiere que se adquieran las
siguientes herramientas descritas a continuación:
•
Un juego completo de llaves fijas.
•
Un juego completo de ratchet y dados con sus respectivas extensiones.
•
Un juego completo de llaves Allen.
•
Un juego completo de destornilladores de paleta y de estría de distintas
medidas.
•
Dos alicates.
•
Dos alicates de presión.
•
Dos llaves ajustables.
•
Un martillo de goma.
•
Un juego completo de pinzas.
•
Una caja de herramientas.
171
CAPITULO IV
•
Dos martillos.
•
Una segueta.
•
Una cizalla.
•
Una pata de cabra.
ANÁLISIS DE RESULTADOS
g) Curso de capacitación del personal técnico.
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
DERECH
Una de las partes más importantes que permitirán mejorar este proceso son
los conocimientos en materia de mantenimiento y de normas relativas a
transformadores de distribución que posee el personal técnico que labora en el
Taller de Transformadores de ENELVEN debido a que sus conocimientos en estas
materias no están actualizados y están basados en su experiencia.
Por ello la actualización y reforzamiento de los conocimientos del personal
técnico permitirá tener un personal dotado con los conocimientos y herramientas
necesarias para desempeñar exitosamente los trabajos del mantenimiento menor
y también ayudar en la preservación de las instalaciones y equipos, como también
aumentar la fiabilidad del proceso de mantenimiento menor en beneficio de la
empresa y el usuario, al mantener los equipos en óptimo funcionamiento. Se
recomienda que el curso de reforzamiento de conocimientos del personal técnico
de ENELVEN contenga los siguientes puntos: tipos de construcción de
transformadores, accesorios y placa de características.
172
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Rutinas de mantenimiento con el transformador en servicio: inspección de
transformadores, tratamiento de aceite. Rutinas de mantenimiento con el
transformador desenergizado: inspección de transformadores, tratamiento de
aceite, limpieza de bobinas, ajuste y/o sustitución de partes, interpretación de
placa de características. Ensayos eléctricos: ensayos de recepción en fábrica,
ensayos de mantenimiento. Interpretación de resultados y diagnóstico del estado
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
del transformador: parámetros de aceptación, comportamiento del aislamiento.
DERECH
4.10- ESTUDIO DE FACTIBILIDAD ECONOMICA DE LAS PROPUESTAS
TECNICAS QUE MEJORAN EL PROCESO DE MANTENIMIENTO MENOR.
En este punto se determinará la rentabilidad económica de las propuestas
técnicas realizadas a la empresa ENELVEN, este análisis aportará los elementos
necesarios que comprobarán la viabilidad, conveniencia y oportunidad de la
implementación de dichas propuestas. En la tabla 4.1 se muestran los costos
totales y unitarios así como la cantidad de equipos y herramientas especificados
en las propuestas técnicas contenidas en la sección 4.9. Los precios tienen una
validez hasta el mes de Abril de 2007.
Tabla 4.1. Costos de Herramientas y Equipos
Equipamiento
Herramientas
Juego completo de llaves
fijas
Juego completo de ratchet
y dados
Juego completo de llaves
Allen
Juego completo de
destornilladores de paleta y
de estría
Cantidad
Costo Unitario
(Bs.)
Costo Total
(Bs.)
215.000
215.000
520.000
520.000
30.000
30.000
50.000
50.000
1
1
1
1
173
CAPITULO IV
Alicates
Alicates de presión
Llaves ajustables
Martillo de goma
Juego completo de pinzas
Cajas de herramientas
Martillos
Segueta
Cizalla
Pata de cabra
Implementos para Prueba
de Hermeticidad
Manómetro
Regulador
Bombona de Nitrógeno
Equipo para Prueba de
Factor de Potencia del
Aceite.
Equipo para Llenado al
Vació
Cursos del Personal
Técnico.
Aceite Dieléctrico Nuevo.
Horno de Secado de
Transformadores.
ANÁLISIS DE RESULTADOS
2
2
2
1
1
2
2
1
1
1
30.000
35.000
70.000
35.000
65.000
150.000
40.000
45.000
40.000
30.000
60.000
70.000
140.000
35.000
65.000
300.000
80.000
45.000
40.000
30,000
1
1
1
170.000
80.000
400.000
170.000
80.000
400.000
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
DERECH
1
25.000.000
25.000.000
150.000.000
150.000.000
650.000
1.500.000
3.250.000
75.000.000
115.000.000
115.000.000
1
5 personas
50 pipas
1
En la tabla 4.2 se describe los costos totales de equipos y herramientas.
En la tabla 4.3 se detalla el capital de trabajo donde este esta comprendida
por a mano de obra, materia prima y cursos de capacitación al personal técnico.
En la tabla 4.4 demuestra los gastos de prueba y puesta en marcha
asumiendo que la empresa ejecutará la adquisición de equipos y herramientas en
un periodo de tres meses, donde toma el capital de trabajo y se divide en seis
quincenas correspondientes a tres meses pautados para la ejecución de la
adquisición de dichos equipos.
174
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
En la tabla 4.5 se muestran los gastos de personal que labora en el Taller
de Transformadores de ENELVEN, esté incluye los salarios y otros beneficios que
son importantes para calcular los costos directos.
En la tabla 4.6, se muestra el costó de materia prima, utilizada en el
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
proceso de mantenimiento menor.
DERECH
En la tabla 4.7 se detalla los costos por depreciación de equipos y
amortización.
En la tabla 4.8, se muestra la estructura general de costos, con el fin de
detallar distintos los costos involucrados en este proceso de mantenimiento menor
y destacando que el porcentaje por póliza de seguros de las herramientas y
equipos esta establecido en un 8 % sobre el monto total de estos.
En la tabla 4.9 se detalla el plan de inversiones ha efectuar por parte de la
empresa, donde se denota el costo actual de equipos y herramientas por adquirir,
también se detalla la inversión en activos fijos intangibles que comprenden los
gastos de pruebas y puesta en marcha e imprevistos el cual se ha establecido en
un cinco por ciento sobre el monto total de equipos y herramientas ha adquirir,
175
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
además muestra el monto de capital de trabajo; la suma de todos estos montos
representan la inversión total a efectuar por parte de la empresa.
En la tabla 4.10, se detalla el presupuesto de ingresos y gastos, esté con el
fin de mostrar los ingresos y egresos, para realizar el cálculo de utilidad bruta. Es
importante resaltar que los ingresos representan el ahorro que genera la
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
realización de las labores de mantenimiento menor dentro de la empresa
DERECH
ENELVEN y son calculados utilizando el promedio de costo de mantenimiento
menor en empresas reparadoras en este caso se utiliza el costo de la empresa
TIVECA
y
la
cantidad
de
transformadores
que
son
clasificados
para
mantenimiento menor anualmente.
En la tabla 4.11, se detalla el flujo de caja y consiste en un esquema que
presenta sistemáticamente los ingresos y egresos de efectivo registrados durante
un período determinado; permitiendo el análisis financiero correspondiente, que
sirve para conocer la capacidad de pago de la empresa
En la tabla 4.12, se muestra el cálculo de la tasa interna de retorno (TIR),
En la tabla 4.13, se muestra el cálculo del valor anual neto (VAN).
176
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
En la tabla 4.14, se presenta el cálculo del punto de equilibrio, para los
cinco años que es el horizonte fijado para estas propuestas.
También en la evaluación de estas propuestas se determinara el periodo de
recuperación de la inversión, para determinar el tiempo en que se podría recuperar
la inversión, se comparara el ahorro obtenido por concepto por la realización de
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
las labores de mantenimiento menor dentro de la empresa ENELVEN y el monto
DERECH
de inversión total. Esta premisa es fundamental para la empresa en el caso de la
evaluación económica de propuestas o proyectos de este tipo, por lo tanto, el
resultado obtenido es fundamental al momento de la toma de desiciones, es
importante destacar que este método no es usado para rechazar o aceptar un
proyecto, solo determina el tiempo que transcurre entre el inicio del proyecto y la
fecha en la cual se recupero la inversión, el periodo de recuperación de inversión
se calcula con la siguiente formula:
Inversión Total (Bs.)
Periodo de Recuperación de Inversión: ________________________
(Ec. 4.7)
Ahorro Total (Bs. /año)
Tomando el valor de la inversión total de la tabla 4.9 y el respectivo ahorro
total de la tabla 4.10 y sustituyendo en la ecuación se tiene:
543.9 (MBs.)
177
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Periodo de Recuperación de Inversión: ____________________= 0.49 años.
1090.86 (MBs.)
Este resultado demuestra que la inversión se recupera en un periodo de
1.81 años, lo cual hace muy atractiva las propuestas técnicas realizadas a la
empresa ENELVEN.
OS
D
A
V
R
E
ESy Herramientas.
Tabla 4.2. CostoS
de Equipos
R
O
H
C
DERE
MAQUINARIA POR ADQUIRIR
DESCRIPCION
HORNO DE SECADO
ACEITE DIELÉCTRICO
EQUIPO PARA EL LLENADO AL VACIÓ
EQUIPO PARA PRUEBA DE FACTOR DE
POTENCIA DEL ACEITE
IMPLEMENTOS PARA PRUEBAS DE
HERMETICIDAD
HERRAMIENTAS
CANTIDAD
1
50
1
TOTAL
MONTO (MBs.)
115
75
150
1
25
1
1
1.67
1.68
55
368.35
Tabla 4.3. Capital de Trabajo.
CAPITAL DE TRABAJO
MANO DE OBRA
MONTO (MBs.)
112.64
MATERIA PRIMA
18.75
CURSOS DE CAPACITACION AL PERSONAL TECNICO
3.25
TOTAL
134.64
CONCEPTO
Tabla 4.4. Gastos de Prueba y Puesta en Marcha.
GASTOS DE PRUEBA Y PUESTA
EN MARCHA
178
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
CAPITAL
DE
TRABAJO GASTOS DE P.y.P.e.M. (
(TRES MESES) (MBs.)
15 DIAS ) (MBs.)
112.64
18.77
18.75
3.13
DESCRIPCION
MANO DE OBRA
MATERIA PRIMA
CURSOS DE CAPACITACION AL
PERSONAL TECNICO
TOTAL
3.25
134.64
0.55
22.441
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
DERECH
179
ANALISIS DE RESULTADOS
CAPITULO IV
Tabla 4.5 Gastos de Personal.
CONCEPTOS
OS
D
A
V
R
E
S
HOS RE SUELDO
REC
DECANTIDAD
SUELDO
MENSUAL
NOMINAL (MBs)
GLOBAL(MBs)
MENSUAL
SUELDO
PRESTACIONES
ANUAL(MBs) SOCIALES(MBs)
SUELDO
TOTAL(MBs)
MANO DE OBRA OPERATIVA
OPERADORES
INSPECTOR
4
1
1.2
1.5
4.8
1.5
57.6
18
28.244
8.8
85.844
26.82
TOTAL MANO DE OBRA OPERATIVA
5
2.7
6.3
75.6
37.044
112.664
-
-
-
-
MANO DE OBRA
ADMINISTRATIVA
TOTAL MANO DE OBRA
ADMINISTRATIVA
0
-
-
-
TOTAL GENERAL
5
2.7
6.3
75.6
179
37.044
112.664
ANALISIS DE RESULTADOS
CAPITULO IV
Tabla 4.6. Costos de Materia Prima.
COSTOS DE MATERIA
PRIMA
CONCEPTO
OS
D
A
V
R
E
S
UNIDADES
CANTIDADES
COSTO
RE COSTO POR
S
O
H
C
E
DER
ANUALES
UNIDAD (MBs)
MENSUAL (MBs)
ACEITE
PIPAS
50
1.5
6.25
COSTO
TOTAL ANUAL
(MBs)
75
6.25
75
Tabla 4.7. Costo por Depreciación y Amortización
COSTO POR DEPRECIACION Y AMORTIZACION
CONCEPTO
MONTO DE
INVERSION
VIDA
UTIL (AÑOS)
DEPRECIACIONES
MAQUINARIA POR ADQUIRIR
18.418
368.35
20
3.25
22.441
18.418
5
5
5
AMORTIZACIONES
CURSO DE CAPACITACION TECNICA
GASTOS DE PRUEBA Y PUESTA EN MARCHA
IMPREVISTOS
MONTO
ANUAL (MBs)
18.418
8.822
0.65
4.488
3.684
27.24
180
ANALISIS DE RESULTADOS
CAPITULO IV
Tabla 4.8. Estructura General de Costos.
ESTRUCTURA GENERAL DE
COSTOS
AÑOS
OS
D
A
V
R
E
S
HOS RE
DEREC2.007
2.008
2.009
2.010
2.011
10,00%
1
2.007
9,00%
2
2.008
8,00%
3
2.009
7,00%
4
2.010
6,00%
5
2.011
MANO DE OBRA OPERATIVA
MATERIA PRIMA
112.644
75
101.380
67.5
92.255
61.425
84.875
56.511
78.934
52.555
TOTAL COSTOS DIRECTOS
COSTOS INDIRECTOS
187.644
168.88
153.68
141.386
131.489
DEPRECIACIONES
18.418
18.418
18.418
18.418
18.418
TOTAL COSTOS INDIRECTOS
COSTOS ADMINISTRATIVOS
18.418
18.418
18.418
18.418
18.418
POLIZA DE SEGURO
AMORTIZACIONES
29.468
8.822
26.52
8.822
24.134
8.822
22.203
8.822
20.649
8.822
38.29
244.351
35.343
222.64
32.956
205.054
31.025
190.829
29.471
179.378
INFLACION ANUAL
AÑOS
CONCEPTOS
COSTOS DIRECTOS
TOTAL COSTOS ADMINISTRATIVOS
TOTAL COSTOS
181
ANALISIS DE RESULTADOS
CAPITULO IV
Tabla 4.9. Plan de Inversiones.
OS
D
A
V
R
E
MONTO
(MBs)
S
HOS RE
PLAN DE INVERSIONES
CONCEPTOS
INVERSIONES EN ACTIVOS FIJOS TANGIBLES
MAQUINARIA POR ADQUIRIR
INVERSIONES EN ACTIVOS FIJOS
INTANGIBLES
GASTOS DE PRUEBA Y PUESTA EN MARCHA
IMPREVISTOS
CAPITAL DE TRABAJO
INVERSION TOTAL
DEREC
MONTO (MBs)
368.350
368.35
40.9
22.44
18.418
134.64
543.9
Tabla 4.10. Presupuesto de Ingresos y Egresos.
PRESUPUESTO REAL DE INGRESOS Y
GASTOS (MBs)
AÑOS
1
CONCEPTOS
2.007
1090.86
I.- INGRESOS
INGRESOS
1090.86
II.- EGRESOS
TOTAL COSTOS DIRECTOS
187.644
TOTAL COSTOS INDIRECTOS
18.418
TOTAL COSTOS
ADMINISTRATIVOS
38.289
TOTAL EGRESOS
244.351
UTILIDAD BRUTA
846.509
UTILIDAD NETA
846.509
2
2.008
3
2.009
4
2.010
5
2.011
981.774
981.774
872.688
872.688
763.602
763.602
654.516
654.516
168.879
18.418
153.68
18.418
141.386
18.418
131.488
18.418
35.343
222.64
759.134
759.134
32.955
205.053
667.635
667.635
31.025
190.829
572.773
572.773
29.471
179.377
475.139
475.139
182
ANALISIS DE RESULTADOS
CAPITULO IV
En la tabla 4.11. Flujo de Caja.
FLUJO DE CAJA
AÑOS
CONCEPTOS
FUENTES
INGRESOS
USOS
COSTOS TOTALES (INCLUYE
INTERESES)
MENOS DEPRECIACION Y/O
AMORTIZACION
OS
D
A
V
R
E
S
HOS RE
DEREC
1.090.860
1.090.860
217.111
1
2007
2
2008
3
2009
4
2010
5
2011
981.774
981.774
195.4
872.688
872.688
177.813
763.602
763.602
163.589
654.516
654.516
152.137
244.351
222.64
205.053
190.829
179.377
27.24
27.24
27.24
27.24
27.24
DISPONIBILIDAD ANUAL
873.749
786.374
694.875
600.013
502.379
FLUJO NETO
873.749
786.374
694.875
600.013
502.379
FLUJO ACUMULADO
873.749
1.660.123
2.354.998
2.955.001
3.457.390
183
ANALISIS DE RESULTADOS
CAPITULO IV
Tabla 4.12. Tasa Interna de Retorno.
OS
D
A
V
R
E
S
HOS RE
DEREC
TASA INTERNA DE RETORNO AL PROYECTO
TASA DE INTERES PASIVA VIGENTE EN EL
MERCADO:
10,00%
AÑOS
INVERSION
543.852.166.67
1
2
3
4
5
TASA INTERNA DE RETORNO MODIFICADA:
184
FLUJO NETO
543.852.166.67
873.749
786.374
694.875
600.013
502.379
51,24%
ANALISIS DE RESULTADOS
CAPITULO IV
Tabla 4.13. Valor Anual Neto.
OS
D
A
V
R
E
S
VALOR PRESENTE NETO OS RE
CHVIGENTE EN EL MERCADO
TASA DE D
INTERES
PASIVA
ERE
10%
FLUJO NETO
873.749
786.374
694.875
600.013
502.379
1
2
3
4
5
VALOR PRESENTE NETO:
-
2.672.397.715,42
4.91 VECES LA INVERSION ORIGINAL
Tabla 4.14. Punto de equilibrio.
CALCULO DEL PUNTO DE
EQUILIBRIO
AÑOS
CONCEPTOS
INGRESOS
COSTOS FIJOS
COSTOS VARIABLES
PUNTO DE EQUILIBRIO
1
2007
1.090.86
56.707
187.644
6,28%
2
2008
981.774
53.761
168.879
6,61%
185
3
2009
872.688
51.373
153.68
7,15%
4
2010
763.602
49.443
141.386
7,95%
5
2011
654.516
47.889
131.488
9,16%
CONCLUSIONES
CONCLUSIONES
En la empresa ENELVEN el proceso de mantenimiento menor empleado
en los transformadores de distribución tipo poste, no es el más idóneo y en
consecuencia no asegura el trabajo realizado a la unidad; debido a en el Taller
de Transformadores de Distribución en donde actualmente se ejecuta este
•
DEREC
OS
VAD
R
E
S
E
R
HOS
proceso se evidenciaron debilidades relacionadas con:
Inexistencia de un manual de ejecución de labores de
mantenimiento menor a transformadores de distribución tipo
poste.
•
Falta o en algunos casos deterioro de las herramientas
disponibles para realizar actividades de mantenimiento.
•
No existe un sistema de llenado al vacío del aceite para los
transformadores.
•
No posee los implementos necesarios para aplicar la prueba de
hermeticidad de los transformadores.
•
No disponen de un horno para el secado de la parte activa del
transformador.
•
Carencia de aceite mineral nuevo para poder efectuar el
correspondiente reemplazo en todos los transformadores a los
cuales se le ejecuta mantenimiento menor. Este reemplazo se
realiza utilizando el mismo aceite de la unidad, previamente
recirculado y calentado mediante el tanque de tratamiento del
188
CONCLUSIONES
aceite.
•
No se clasifican los transformadores que van a mantenimiento
menor con suficiente anterioridad, de manera de precisar
oportunamente las acciones, así como ubicar los materiales y
accesorios
requeridos
en
la
correspondiente
labor
de
mantenimiento.
•
Tampoco poseen el equipo que permite catalogar por colores
OS
VAD
R
E
S
E
R
HOS
(colorímetro) el aceite del transformador bajo mantenimiento.
•
REC
DNoEtienen
un área adecuada para
efectuar labores de pintura a
los tanques de los transformadores que presentan síntomas de
deterioro en la misma.
•
Cuando se reemplaza del aislamiento de las salidas de alta y baja
tensión se realiza utilizando papel aislante proveniente de
unidades desincorporadas, ya que no tienen disponible papel
aislante nuevo
El análisis efectuado al proceso de mantenimiento llevado a cabo en la
empresa TIVECA permitió constatar que éste incluye mayor cantidad de
labores que las ejecutadas en ENELVEN; en consecuencia se concluye que el
proceso de TIVECA garantiza en mayor grado el reestablecimiento de las
características operativas de unidades de transformación sometidas a
mantenimiento. Las actividades adicionales son:
•
Prueba de resistencia de aislamiento.
189
CONCLUSIONES
•
Inspección interna.
•
Sustitución del aislamiento de las salidas de alta y baja tensión
utilizando papel aislante nuevo.
•
Limpieza de la parte activa.
•
Secado de la parte activa.
•
Llenado del tanque con aceite nuevo y al vacío.
•
Prueba de hermeticidad.
DEREC
OS
VAD
R
E
S
E
R
HOS
El análisis efectuado determinó que es necesario incluir otras pruebas
dentro del proceso de mantenimiento menor actualmente ejecutado en
ENELVEN a los transformadores de distribución tipo poste, con el propósito de
asegurar que estas unidades después de ser sometidas a mantenimiento
menor funcionarán adecuadamente una vez reincorporadas a la red de
distribución. Estas pruebas son:
•
Prueba de Resistencia de aislamiento.
•
Prueba de color para el aceite.
•
Prueba de factor de potencia del aceite.
•
Prueba de hermeticidad.
El personal técnico que realiza las actividades de manteniendo menor
en las unidades de transformación posee la experiencia práctica requerida en
este proceso pero sus conocimientos no están actualizados, especialmente en
lo relativo a las normas que rigen las correspondientes pruebas, ocasionando
190
CONCLUSIONES
que en la ejecución de las mismas no se apliquen estrictamente los criterios ni
se realicen totalmente todos los ensayos recomendados; de allí la importancia
de proporcionar cursos de actualización dirigidos al mencionado personal
técnico.
El medidor de factor de potencia del aceite recomendado en este
trabajo especial de grado permitirá conocer con precisión el grado de
OS
VAD
R
E
S
E
R
HOS
contaminación y deterioro del aceite, y complementa el estudio del aceite en
DEREC
conjunto con los resultados de la prueba de rigidez dieléctrica.
.
El purificador de aceite al vacío propuesto en esta investigación permitirá
eliminar totalmente la humedad y otras partículas nocivas para el aislamiento,
aumentando la rigidez dieléctrica y la efectividad del proceso de refrigeración.
La adquisición de un horno ayudará a eliminar la mayor cantidad posible
de humedad en el aislamiento de las unidades de transformación sometidas a
la ejecución de mantenimiento menor, asegurándose con ello el aumento de la
resistencia del aislamiento de los mismos.
La realización de la prueba de hermeticidad permitirá asegurar que el
transformador en condiciones de operación no presente fugas y que tampoco
se introduzca humedad en el interior de l mismo; de allí surge la importancia y
la necesidad de adquirir los implementos requeridos para efectuar la prueba de
hermeticidad a todos las unidades antes de incorporarlas a la red de
191
CONCLUSIONES
distribución.
El Manual para la Ejecución de Labores de Mantenimiento Menor en
Transformadores de Distribución Tipo Poste, elaborado en la investigación, es
una herramienta valiosa para mejorar este proceso dentro de la empresa
ENELVEN, dado que está redactado en forma sencilla, clara y específica;
describiendo el procedimiento empleado en cada labor en forma sistemática
OS
VAD
R
E
S
E
R
HOS
complementado con precausines relacionadas con medidas de seguridad para
DEREC
el personal técnico y/o los equipos.
El formato de recolección de datos de mantenimiento menor diseñado en
esta investigación (Transformadores Retirados del Sistema Mantenimiento
Menor) es un instrumento que permite registrar la información resultante de la
ejecución de actividades de mantenimiento menor en un transformador
específico; con el propósito de almacenar las observaciones derivadas de la
inspección externa y la ejecución de las respectivas pruebas y facilitando el
seguimiento del estado de esa unidad.
Las propuestas técnicas derivadas de esta investigación son soluciones
reales porque se recomiendan equipos disponibles en el mercado, apropiados
a las particularidades de las unidades de transformadores de distribución tipo
poste de ENELVEN. También son soluciones factibles económicamente ya que
el TIR resulto positivo (51.24%) y además porque se puede recuperar la
inversión en un periodo de 0.49 años.
192
RECOMENDACIONES
RECOMENDACIONES
•
Ejecutar las propuestas técnicas señaladas en el punto 4.9 del
Capitulo V de este trabajo, con la finalidad de tener un proceso más
eficiente y seguro.
•
Es ventajoso que los transformadores que vayan a ser recuperados
OS
VAD
R
E
S
E
R
HOS
mediante el mantenimiento menor, sean apartados con un día de
DEREC
antelación de manera que se pueda verificar los accesorios a ser
sustituidos y éstos puedan ser buscados con antelación y no cuando
se esta desarrollando el mencionado mantenimiento.
•
Realizar el lavado de los accesorios a ser sustituidos con agua
jabonosa, posteriormente con solvente dieléctricos y puestos al sol
para su secado por un periodo mínimo de 3 horas antes de realizar
su cambio.
•
Es beneficioso que cuando se deba cambiar un aislador o cualquier
otro accesorio se debe prever un cambio de empacaduras para
reemplazar los anteriores en los demás accesorios. De igual forma al
instalarlas evitar que éstas sean sometidas a esfuerzos que las
dañen permanentemente y asegurarse que el apriete forme un sello
seguro de manera que no se presenten fugas.
•
Ejecutar la prueba de medición de resistencia de aislamiento
(MEGGER),
en
todos
los
transformadores
clasificados
para
mantenimiento menor, debido a que con eésta comprueba si cumple
193
RECOMENDACIONES
con la resistencia mínima para el aislamiento su puesta en operación
y de manera de verificar el grado de humedad presente en los
devanados.
•
Se recomienda que al momento del llenado del aceite en el
transformador, con el equipo de llenado existente actualmente en el
OS
D
A
V
R
E
S
S RqueEintroduce el aceite en el tanque del
de la manguera
de O
mando,
H
C
E
R
DE
Taller de Transformadores de Distribución de ENELVEN, el extremo
transformador, esté sumergido en el pleno líquido. De este modo se
evitará la incorporación de aire húmedo al aceite tratado por "efecto
cascada".
•
Utilizar el formato de recolección de datos diseñado en esta
investigación de manera de crear un registro o historial a cada
transformador en particular, a fin de determinar (a través de un
seguimiento) la variación de los parámetros de funcionamiento del
mismo durante su vida útil.
•
Adquirir un equipo llamado Colorímetro, para catalogar por colores el
estado del aceite, de esta forma se puede tener una referencia del
estado del aceite.
•
De igual forma es recomendable que para todos los transformadores
clasificados como manteniendo mayor, se verifique el estado interno
de la parte activa, extrayendo la misma del tanque con el fin de
comprobar el estado del aislamiento.
•
Disponer de un Montacargas para uso exclusivo del Taller de
Transformadores de Distribución con el fin de que sirva para el
194
RECOMENDACIONES
traslado de los transformadores para el área de pruebas eléctricas y
área de mantenimiento y no depender del montacargas de otras
áreas.
•
Ejecutar la adecuación de un área que sirva para realizar los trabajos
de pintura de transformadores.
•
Incrementar la cantidad de técnicos que laboran en el Taller de
OS
D
A
deVque
las labores
R
E
S
HOS RE
Transformadores
DEREC
con
la
finalidad
de
mantenimiento menor se ejecuten con más frecuencia y aumentar la
disponibilidad de los transformadores.
195
BIBLIOGRAFIA
BIBLIOGRAFIA
•
GARRIDO, Xavier. “Taller de Ensayos, Análisis de Fallas y
Manipulación de Transformadores de Distribución”. Venezuela, Julio
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
2000.
DERECH
•
FINK, Donald G; BEATY, Wayne H. “Manual de Ingeniería Eléctrica”.
McGraw Hill. Tomo 2. 13ra Edición. 1997.
•
PÉREZ PEDRO, Avelino. “Transformadores de Distribución”.Reverté
Ediciones. México 1998.
•
Norma COVENIN 3540:2002. “Reconstrucción de Transformadores de
Distribución tipo Intemperie”.
•
Norma
COVENIN
536:1994.
“Transformadores
de
Potencia.
Generalidades”.
•
Norma COVENIN 3172:1995. “Transformadores de Potencia. Métodos
de Ensayo”.
196
BIBLIOGRAFIA
•
PROLEC, “Manual de Recepción, Instalación y Mantenimiento para
Transformadores de Distribución Tipo Poste Sumergidos en Aceite”.
1996.
•
KOCH TOVAR Josefina. Manual del Empresario Exitoso. Edición
S
ADO
V
R
E
S
E
OS R
Electrónica. Venezuela 2006.
DERECH
•
SHORTT, Christopher. “Desarrollo de una Metodología Forense para
el Diagnóstico de Fallas en Transformadores Monofásicos Tipo Poste
en la Red de Distribución de 23.9 kV de ENELVEN”. 2005.
•
RAMIREZ, Bruno, “Desarrollo de Programa de Consolidación y
Análisis de los Resultados de las Pruebas Físico – Químicas,
Cromatográficas y Eléctricas realizadas a los Transformadores de
Potencia de ENELDIS”. 2002.
PAGINAS WEB VISITADAS.
•
www.MEGGER.com
•
www.Solomantenimiento.com
•
www.PhenixTechnologies.com
197