lineas alta tension - Liceo Industrial "Ramón Barros Luco"

SUBGERENCIA REDES AT
Área Mantenimiento de Redes Alta Tensión
LINEAS ALTA TENSION
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MANTENIMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSMISION
INDICE
1. INTRODUCCION
1.1. Objetivos
1.2. Alcances
2. ASPECTOS BASÍCOS
2.1. Características Generales de Las Líneas de Transmisión.
3. SOLICITACIONES TIPICAS
3.1. Solicitaciones Externas, Vandalismo, contaminación de Aislación,
Descargas atmosféricas, corrosión, vibracióneó1ica, etc.
3.2. Solicitaciones Internas, Calentamiento conexiones, sobrevoltaje de
maniobra, fallas Internas de Aislación, etc.
4. TECNIDAS DE MANTENIMIENTO
4.1. Mantenimiento con Líneas Desenergizadas
4.1.1. Concepto de línea desconectada y desenergizada.
4.1.2. Potenciales presentes en una línea desenergizada.
4.1.3. Puestas a tierra (bloqueo y de protección personal)
4.1.4. Gradientes de Potencial.
4.2. Mantenimiento con Líneas Energizadas
4.2.1. Características.
4.2.2. Técnica a Distancia mediante Pértigas Aislantes.
4.2.3. Técnica a Potencial o Mano Desnuda ( Barehand
4.2.4. Lavado con Chorro de Agua Desmineralizada.
4.2.5. Ventajas, Desventajas y Limitaciones de los Trabajos
Con Líneas Energizadas.
4.2.6. Prevención de Accidentes.
5. PREVENCION DE RIESGOS
5.1. Medidas Básicas de Prevención de Accidentes.
5.2. Riesgos Asociados a los Trabajos en Líneas de Transmisión.
5.2.1. Trabajos Típicos y Riegos Potenciales.
5.3. Condición Física y Mental de los Linieros.
5.4. Distancias de Seguridad.
5.4.1. Distancias de Seguridad en Alta Tensión
5.4.2. Consideraciones.
6. DIAGNOSTICO Y MANTENIMIENTO PREDICTIVO
6.1. Conceptos de Mantenimiento Preventivo y Predictivo.
6.1.1. Mantenimiento Preventivo.
6.1.2. Mantenimiento Predictivo.
6.1.3. Conceptos de Mantenimiento Predictivo.
6.1.4. Técnicas de Mantenimiento Predictivo.
6.1.5. Criterios para la Elección de Las Magnitudes a Monitorear.
6.1.6. Criterios para la Determinación de los Procedimientos y Periodicidad.
6.1.7. Evaluación de Costos y Beneficios.
6.1.8. Planificación de Redocumentos Humanos, materiales y Financieros.
6.1.9. Resumen.
6.2. Mantenimiento Predictivo Aplicado a Líneas de Transmisión.
6.2.1. Conceptos y Definiciones Básicas.
6.2.2. Aislación Contaminada y Fallas No Visibles en Líneas A. T.
6.3. instrumentación para Mantenimiento Predictivo en Líneas de Transmisión.
6.3.1. Generalidades.
6.3.2. Los Aisladores como Emisores de Señales de RFI y Ultrasonido.
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6.3.3. Verificación de Aisladores en Líneas de Transmisión.
6.1.4. Detector de Radio interferencia.
6.3.5. Detector de Ruido Ultrasónico.
6.3.6. Medidor de Corriente de Fuga.
6.3.7. Medidor de Gradiente de Potencial.
6.4. Medición de Temperatura en Uniones Mediante Termo visión.
6.4.1. Medición de Temperatura en Uniones Eléctricas en Líneas A. T.
6.5. Acciones Correctivas para Reemplazo de Aislación Defectuosa o Contaminada.
6.5.1. Aislación Moderadamente Contaminada.
6.5.2. Aislación muy Contaminada.
7. PLANES DE MANTENIMIENTO
7.1. Criterios para establecer un Plan de Mantenimiento.
7.1.1. Importancia de la Instalación.
7.1.2. Disponibilidad y Respaldo para Alimentar Consumos Servidos.
7.1.3. Condiciones de Operación de Las Líneas.
7.1.4. Solicitaciones y sus Efectos.
7.1.5. Condiciones Ambientales.
7.1.6. Estadísticas de Fallas.
7.1.7. Optimización de los Costos de Las Intervenciones.
7.2. Optimización de Trabajos.
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1. INTRODUCCION
1.1. Objetivos
El objetivo principal del presente documento, es actualizar el conocimiento en el mantenimiento de Líneas de Alta
Tensión, profundizando en las materias referentes a las intervenciones con circuitos desenergizados y hacia
aspectos de prevención de riesgos, como parte integral de todo proceso.
También se pretende entregar una visión de las nuevas técnicas que se aplican al mantenimiento de Líneas, en
especial las que se realizan con líneas energizadas, las que por sus evidentes ventajas en lo referente a
continuidad de servicio, se han adoptado cada vez en mayor número de empresas.
También en el campo de la innovación tecnológica, se entregan conceptos avanzados en las técnicas de
mantenimiento predictivo aplicado a las Líneas de Transmisión. Este conocimiento resulta indispensable en un
escenario moderno del mantenimiento, donde es imprescindible conocer las técnicas de diagnóstico instrumental
destinadas a determinar el estado de los diferentes componentes de las líneas, a objeto de optimizar Las
intervenciones de mantenimiento.
AI final del documento, los participantes tendrán una visión actualizada de las técnicas de mantenimiento de Líneas
de Transmisión, podrán tener absoluta claridad en los aspectos claves para una intervención segura en circuitos
desenergizados y manejarán conceptos de gestión e indicadores del mantenimiento.
1.2. Alcances
El documento tiene una orientación preferentemente práctica, y su objetivo no es la profundización teórica de los
temas tratados, lo que habría que realizar en forma especifica para cada materia en particular, y además requiere
de una sólida base matemática.
Asimismo, se entregará una visión general referentes a aspectos básicos y de diseño, en consideración a que los
participantes no son conocedores del tema.
No obstante las consideraciones anteriores, en el documento se trata con mayor profundidad el tema del
mantenimiento con líneas desenergizadas, las técnicas de mantenimiento predictivo y los aspectos de prevención
de riesgos, considerados temas principales para el cumplimiento de los objetivos del documento.
2. ASPECTOS BASÍCOS
2. 1. Características Generales de Las Líneas de Transmisión
Las Líneas de Transmisión son componentes de un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP), que tienen por objeto
transmitir la energía eléctrica en grandes bloques, desde las centrales voltajes o subestaciones principales, hasta
los centros de consumo. Se caracterizan por transmitir la energía en niveles de voltaje elevados, en nuestro país.
Los mas usadas son 66, 110, 154, 220 y 500 kV. Su estructura física corresponde a la de una línea aérea con
conductores desnudos, soportados en estructuras generalmente reticuladas de acero galvanizado, con un nivel de
Aislación acorde a su nivel de voltaje.
2.1.1. Definiciones
a) Sistema Eléctrico de Potencia:
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Un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) esta conformado por diversos equipos de poder, destinados a la
generación, Transmisión, transformación y Distribución de la energía eléctrica hasta hacerla llegar a los
consumidores finales.
b) Central Generadora:
Las centrales voltajes del país son de tipo hidráulicas y Térmicas, dependiendo del tipo de energía utilizada para el
movimiento de los generadores. Mayoritariamente se utilizan las centrales hidráulicas, que aprovechan los
redocumentos hidrológicos de las zonas central y sur del país.
c) Líneas de Transmisión:
Tienen por objeto transmitir la energía eléctrica en grandes bloques, desde las centrales hasta los centros de
transformación o consumidores a niveles de tensión elevados. En nuestro país los voltajes de Transmisión
normalmente empleados son 500, 220, 154 y 110 kV.
d) Subestación de Poder :
Las subestaciones de poder reciben la energía transportada por las Líneas de Transmisión desde las centrales,
bajando su nivel de voltaje a un nivel intermedio, adecuado para distribuir la energía en un área determinada.
e) Líneas de Distribución:
Tienen su origen en las subestaciones de poder y como su nombre lo indica, distribuyen la energía eléctrica en un
sector o área determinada (por ejemplo una comuna). Los voltajes de Distribución más utilizados en nuestro país
son 12, 13.2, 15 y 23 kV.
f) Subestación de Distribución:
Las subestaciones de Distribución reciben la energía que transportan las Línas de Distribución, bajando en nivel de
voltajes a baja tensión, para distribuir la energía en un sector reducido y en el ámbito de clientes finales como son
los residenciales e industriales.
g) Red de Baja Tensión
Tienen su origen en las subestaciones de Distribución y tienen por objeto entregar la energía eléctrica directamente
al usuario en un área reducida (por ejemplo una manzana). En nuestro país las bajas tensiones utilizadas son 220
Volts monofásicos y 380 Volts trifásicos.
2.1.2. Componentes de una Línea de Transmisión
Se indican a continuación las características de los componentes principales de las Líneas de Transmisión
a) Estructuras
Normalmente corresponden a torres reticuladas de acero galvanizado, apernadas, de 25 a 50 metros de altura,
dependiendo del nivel de voltaje de la Líneas, entre las que es posible encontrar los más variados diseños. En
menor cantidad se utilizan postes de acero galvanizado, de concreto y madera. Las estructuras se diseñan para
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soportar las solicitaciones impuestas por el peso y tensión del conductor, teniendo en cuenta los espaciamientos
requeridos por el nivel de tensión de la Línea.
b) Fundaciones:
Las estructuras se fundan directamente en el suelo, sobre un trípode, sobre un emparrillado, o sobre apoyos de
hormigón armado, dependiendo de la calidad del terreno y del tipo de estructura a instalar. Las fundaciones
generalmente van de 3 a 6. m. bajo el nivel del terreno.
c) Aisladores:
Los aisladores tradicionalmente empleados en Líneas de Transmisión son del tipo disco, de vidrio de loza, los que
se acoplan formando cadenas de 7, 12, 25 o mas unidades, dependiendo del voltaje de la Línea. Actualmente y
como una forma de minimizar los problemas de la contaminación ambiental y el vandalismo, se utilizan los
aisladores fabricados con materiales poliméricos, cuyas tecnologías reciente ya se encuentra en pleno desarrollo.
d) Conductores
Los metales más empleados como conductores son el aluminio y el cobre, en estado puro o en aleaciones con
acero. De ellos el acero posee la mayor resistencia a la tracción, el cobre la mejor conductividad y el aluminio el
menor peso, comparándolos en iguales condiciones de longitud, sección y temperatura de trabajo. Algunos tipos
de conductores son:
- De cobre duro o semi-duro cableado (Cu).
- De aleación de aluminio cableado (AAC, LASC)
- De aleación de aluminio cableado reforzado con acero (ACSR)
Los conductores de aluminio han desplazado a los conductores de cobre en la construcción de las líneas,
principalmente a los ahorros que se derivan de su menor peso respecto a los conductores de cobre.
e) Cable de Guardia
Las Líneas de Transmisión poseen uno o dos cables de acero conectados a tierra en cada estructura, las que
tienen por objeto actuar como pararrayos ante la ocurrencia de descargas atmosféricas, evitando que éstas afecten
a los conductores. Los cables de guardia son de acero galvanizado de alta resistencia (EHS) y los diámetros más
utilizados son 11 /16”, 3/8” y ½”.
2.2. Aspectos Constructivos
Se describen a continuación, los términos más usados en Líneas de Transmisión para definir algunos
componentes y magnitudes utilizados en las Líneas de Transmisión.
a) Torre de anclaje:
Estructura de gran resistencia mecánica diseñada para resistir la tensión de templado de todos los conductores y
sus cables de guardia en forma simultanea. Se le llama también torre de tracción o remate.
b) Torre de suspensión:
Estructura mecánicamente esbelta, diseñada para resistir el peso suspendido de los conductores y limitada al porte
de uno o dos conductores como máximo, o un conductor y un cable de guardia para resistir esfuerzos de tracción,
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según el criterio de diseño adoptado. La relación entre torres de suspensión y tracción depende de la topografía
del terreno, en terrenos llanos es de 10 a 20 de suspensión por 1 de tracción.
c) Torre Tap o derivación:
Estructura de anclaje doble, que permite derivar un arranque u otra línea desde la línea principal o troncal. La torre
tap mantiene una resultante de carga lateral permanente hacia el lado de la derivación.
d) Torre de transposición:
Estructura de anclaje que permite cambiar la disposición de fases de los circuitos, a objeto de compensar los
efectos Eléctricos de tipo inductivo y capacitivo que se generan debido a los acoplamientos magnéticos entre
conductores y entre conductores y el suelo. Solamente se utiliza en líneas largas.
f) Crucetas :
Parte metálica de la estructura que sobresale del cuerpo de la torre, en cuyo extremo va suspendida o traccionada
la cadena de aisladores que soporta o retiene al conductor.
9) Cantoneras:
Perfiles ángulos principales de las torres que conforman los cuatro apoyos fundamentales. Las cantoneras son los
perfiles más robustos de una estructura y sus dimensiones varían dependiendo del tipo de estructura.
h) Diagonales:
Perfiles ángulos secundarios que sé apernan en las cantoneras, formando el reticulado de la estructura. Las
diagonales permiten la rigidización de la estructura y tienen un comportamiento decisivo cuando se produce el
corte de los apoyos principales.
i) Circuito:
Conjunto de tres conductores que conforman un sistema trifásico de poder, con equipos de desconexión y
protección independientes.
j) Voltaje nominal:
Es el voltaje normal de operación de una línea trifásica, que se mide entre los conductores de un circuito, por
ejemplo 100 o 220 kV.
k) Puente:
Unión de conductores no sometida a tracción mecánica, que se realiza en las crucetas de las estructuras de
anclaje.
l) Vano:
Es la distancia horizontal existentes entre dos estructuras de una línea de transmisión.
m) Flecha:
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Es la distancia vertical medida entre el punto más bajo del conductor y una recta imaginaria que une los apoyos
del conductor entre dos estructuras.
n) Franja de servidumbre
Es una franja de terreno de un ancho determinado por el nivel de voltajes, que tiene como centro el eje de la línea,
la que debe mantenerse libre de vegetación y de construcciones para la operación segura de la Línea. En 110 kV
la franja de servidumbre es de 20 metros de ancho y en 220 kV es de 30 metros.
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3. SOLICITACIONES TIPICAS
Las Líneas de Transmisión, son uno de los componentes de un Sistema Eléctrico de Potencia que se encuentra
más expuesto a solicitaciones de todo tipo. Su condición de equipo de intemperie en conductores desnudos y su
extensión, hace que en su recorrido enfrente diferentes condiciones atmosféricas, diferentes tipos de terreno y
variadas condiciones de entorno. En este capítulo describiremos las solicitaciones típicas que se presentan, tanto
de origen interno como externo.
3.1. Solicitaciones Externas
Consideraremos como solicitaciones externas aquellas que se originan en el medio ambiente o entorno de las
líneas, las que dependen principalmente de las zonas o sectores que atraviesa la línea en su trazado.
3.1.1. Vandalismo
Es una de las causas más frecuentes de fallas en líneas de transmisión y se da especialmente en sectores
urbanos periódicos, manifestándose en el destrozo de aisladores mediante piedras y en el lanzamiento de
alambres, cadenas, pesas y cintas magnéticas o de papel metalizado a los conductores para provocar fallas por
cortocircuitos. También la quema mal intencionada de neumáticos bajo los conductores provoca cortocircuitos
entre fases. También las prácticas de tiro.
3.1.2. Actos Temerarios de Terceros
Se refiere a la interacción de personas que escalan las estructuras, va sea en estado de ebriedad, bajo la
influencia de drogas y/o en actos irracionales, los que desatendiendo los riesgos asociados a las instalaciones y
violando las mallas antisubidas y letreros de advertencia, llegan a hacer contacto con los conductores energizados
muchas veces con consecuencias fatales.
3.1.3. Contaminación de Aislación
Se produce por los agentes contaminantes que se depositan en la superficie de los aisladores, haciendo que
disminuya su capacidad aislante hasta que se establece un arco eléctrico a través de su superficie, provocando la
falla de la línea.
Contaminantes típicos son los derivados de procesos industriales, especialmente los que contienen partículas
metálicas o de carbón en su composición. El humedecimiento de la contaminación producido por neblinas
matinales o por la humedad salina del mar, hace que la situación se haga critica, a menos que se adopten medidas
preventivas como la limpieza o lavado periódico de la aislación, la aplicación de siliconas u otros recubrimientos.
3.1.4. Oxidación de estructuras
Se produce por la pérdida del galvanizado protector y depende en gran medida de agresividad de los suelos y de
su composición química. Generalmente aparece en mayor grado a nivel del suelo, formando costras de metal
oxidado y porosidades de color ocrerojizo. Existen muchos tratamientos para tratar superficies oxidadas, pero su
éxito depende en gran medida de la preparación de superficies, que es difícil de lograr en las estructuras de líneas
en servicio.
3.1.5. Vibración de Conductores
Se produce por la acción de vientos suaves y constantes que inciden perpendicularmente en tendidos ubicados en
sectores llanos. Estos vientos generan presiones en los conductores que se convierten en oscilaciones verticales
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de baja amplitud y baja frecuencia, que producen la fatiga de las hebras del conductor en los puntos de engrampe,
pudiendo llegar al corte total del cable.
.La vibración se presenta mayoritariamente en conductores de aluminio con tensiones de templado superiores al
20% de la tensión de ruptura y sus efectos pueden ser anulados con la instalación de amortiguadores o breteles.
3.1.6. Descargas Atmosféricas
Afectan a las líneas de transmisión especialmente en las zonas de precordillera. En líneas que no poseen cable de
guardia, el rayo puede caer directamente en los conductores provocando una sobre tensión transiente en el
sistema.
3.1.7. Incendios de Vegetación
El incendio de vegetación en la franja de servidumbre, provoca desprendimiento de humo que hace perder la
calidad dieléctrica del aire, pudiendo provocar cortocircuitos entre los conductores o entre los conductores y tierra.
También en incendios de magnitud, los conductores pueden calentarse hasta sobrepasar su limite elástico,
llegando a recocerse. Para evitarlos, las franjas de servidumbre deben mantenerse despejadas de vegetación,
mediante roces y/o aplicaciones de herbicidas.
3.1.8. Colisiones de Vehículos
La expansión de las ciudades ha hecho que muchas líneas de transmisión queden ubicadas en su interior,
aprovechándose de construir calles y avenidas en la franja de servidumbre. De esta forma las torres de A.T.
quedan expuestas a daños por colisiones de Vehículos especialmente en zonas de alto flujo vehicular, pudiendo
ocasionar desde daños leves al colapso de una torre. En estos casos deben instalarse defensas camineras
normalizadas para minimizar las consecuencias de las colisiones.
3.1.9. Actos Terroristas
Principalmente durante la década del 80, las líneas de transmisión del país fueron afectadas en forma sistemática
por atentados de carácter terrorista, materializados a través de la detonación de artefactos explosivos en las
cantoneras de las torres para provocar su colapso parcial o total. Las principales estructuras de las líneas pueden
ser protegidas mediante cierros de concertinas u otro mecanismo de defensa. Además las áreas de mantenimiento
deben disponer de estructuras auxiliares para enfrentar el problema en forma provisional.
3.2. Solicitaciones Internas
Consideraremos como solicitaciones internas aquellas que se originan como consecuencia de la función propia
que desempeña la línea dentro del sistema eléctrico, y que dependen principalmente de los parámetros y
componentes eléctricos de la misma.
3.2.1. Sobrevoltajes de Maniobra
Se producen cuando se realizan operaciones de cierre y/o apertura de los equipos de maniobra como interruptores
y desconectadores. La magnitud de estos sobrevoltajes pueden alcanzar varias veces el voltaje nominal de la línea
y depende entre otros factores de la longitud de la línea, de los efectos capacitivos e inductivos propios y también
del instante en que se efectúa la apertura. Para minimizar sus efectos y evitar daños en la Aislación, se instalan
cuernos de arco, chisperos y pararrayos.
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3.2.2. Calentamiento de Conexiones
Las conexiones de las líneas, especialmente las del tipo apernado, presentan puntos susceptibles de fallar cuando
no se encuentran en condiciones óptimas. Pequeñas elevaciones en los valores de resistencias de contacto
producen alta disipación de potencia en superficies reducidas, provocando un calentamiento general de la
conexión la que puede llegar a temperaturas tales que provoquen el fundido y corte del conductor.
Es imprescindible realizar conexiones de calidad, siendo rigurosos en la limpieza del conductor y del conector, en
la aplicación de pastas inhibidoras y en los torques de apriete. También debe realizarse una inspección periódica
con termómetros de contacto para línea viva o con equipos de termo visión.
3.2.3. Sobrecargas
Cuando una línea queda expuesta a una sobrecarga prolongada, existe una gran probabilidad de encontrar daños
en los puntos de conexión y en casos extremos, a obtener una pérdida en la vida útil del conductor. Ante el
conocimiento de esta condición, debe realizarse una revisión rigurosa de las conexiones de la línea, especialmente
en los puentes de las torres de anclaje.
3.2.4. Fallas Internas de Aislación
Este tipo de falla se presenta debido a defectos de fabricación que pueden pasar inadvertidos, como son las micro
porosidades o micro fisuras en la loza. También se han presentado casos de contaminación de la loza misma que
hacen que ante sobrevoltajes se produzcan descargas internas en el aislador. Estos casos solo es posible
detectarlos mediante instrumental adecuado, y pueden originar muchas fallas del tipo "indeterminadas".
3.2.5. Envejecimiento de Aislación
Se produce en las uniones cementadas entre las partes metálicas y el cuerpo cerámico del aislador, principalmente
a aquellos que están sometidos a fuertes cargas mecánicas como es el caso de las torres de anclaje, o en torres
de suspensión con luz de paso elevadas. También la cerámica va perdiendo sus propiedades a causa de la
radiación ultravioleta, que degrada la capa de esmalte con el transdocumento de los años, haciendo que el aislador
absorba mayor humedad y pierda sus propiedades dieléctricas.
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4. TECNICAS DE MANTENIMIENTO
4.1. Mantenimiento con Líneas Desenergizadas
4.1.1. Concepto de Línea Desconectada y Desenergizada
Antes de tratar el tema de las puestas a tierra, es importante diferenciar los términos de “Línea Desconectada" y
"Línea Desenergizada".
Una línea desconectada es aquella que por cualquier razón operacional, programada o forzada, se encuentra con
sus interruptores abiertos desde sus fuentes de alimentación, pero no en condiciones de ser intervenida para una
faena de mantenimiento. Esta condición se puede derivar de una operación automática o de una maniobra
transitoria desde el centro de operación del sistema, y la línea puede volver al servicio en cualquier momento.
Una línea desenergizada, es aquella que además de tener sus interruptores abiertos, se encuentra con sus
desconectadores también abiertos, con las puestas a tierra de las subestaciones conectadas, con las
transferencias de carga bloqueadas en caso de ser de doble circuito y en condiciones de ser entregada al personal
de mantenimiento para iniciar el procedimiento de intervención.
4.1.2. Potenciales Presentes en una Línea Desenergizada
Aún con las consideraciones del punto anterior, podemos decir que una líneas desenergizada, no ofrece en
absoluto una condición segura para realizar una intervención de mantenimiento. En estas condiciones, pueden
aparecer en la línea potenciales que pueden ser originados, entre otras, por las siguientes causas:
a) Descargas atmosféricas (Transientes)
El trazado de una línea de transmisión, especialmente las provenientes de Centrales ubicadas en sectores
cordilleranos, Las hace vulnerables a descargas atmosféricas frecuentes, las cuales pueden actuar directamente
sobre la línea o en sus proximidades. En cualquiera de los dos casos, se producen ondas errantes de voltajes en la
líneas, que de acuerdo a su distribución de cargas y desplazamiento a lo largo de ella, pueden en un punto dado,
producir aumentos de voltaje extremadamente altos.
Publicaciones internacionales establecen que la descarga completa del rayo alcanza su valor máximo entre 2 y 20
microsegundos, siendo los sobrevoltajes producidos por el rayo directo del orden de los millones de volts, con
corrientes de descarga de varios miles de amperes. Más frecuentes son los sobrevoltajes inducidos por rayos, los
cuales alcanzan valores del orden de 500 kV, con corrientes de descarga de 50 a 200 amperes.
Como se puede apreciar, cualquiera de las dos alternativas presenta un alto riesgo para el personal que podría
encontrarse trabajando en la línea, en el momento que ocurra la descarga.
b) Tensiones inducidas por sistema adyacentes.
Considerando que la líneas en que se va a trabajar se encuentra desenergizada y aislada de tierra, se inducirán en
ésta, potenciales electrostáticos o electromagnéticos, originados por el paralelismo y proximidad de otras líneas o
sistemas que se encuentran energizados. Esto es especialmente válido en líneas que son de doble circuito, donde
existe un paralelismo que se mantiene en toda su extensión.
Además, es normal apreciar que distintas líneas sean convergentes a puntos comunes, muchas veces, por un
mejor aprovechamiento del terreno y/o faja de servidumbre, estas tienen recorridos paralelos en sus trazados lo
que aumenta los potenciales inducidos en el circuito o línea desenergizada.
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En el caso especial de trabajos en líneas de doble circuito, cuando uno de ellos permanece energizado, la
ocurrencia de una falla en éste haría circular corrientes de falla muchas veces mayores que las normales de carga,
aumentando con esto los voltajes inducidos a valores muy altos y peligrosos para el personal que se encuentra
interviniendo en el circuito desenergizado.
c) Energizaciones Accidentales.
A pesar de las estrictas normas y reglamentos que regulan la operación y maniobra de un sistema eléctrico de
potencia, puede darse el caso que una línea se encuentra desenergizada, sufra una energizacion accidental desde
uno de sus puntos de alimentación, por ejemplo, por el cierre erróneo de sus interruptores o desconectadores en
alguna subestación.
También, con el marcado aumento del uso de la energía eléctrica, se ha incrementado la cantidad de líneas en
servicio, con el natural congestionamiento de éstas, siendo frecuente encontrar cruces con otras líneas de mayor o
menor tensión. En estos casos, una cortadura de conductores en estos puntos críticos, puede energizar la línea en
la cual se interviene, antes que las protecciones del sistema fallado desconecten la línea en sus extremos.
Además, accidentes carreteros, colisiones aéreas o vandalismo, como muchos otros factores, pueden ocasionar la
caída de postes o estructuras, con el consecuente contacto de partes energizadas con el circuito desenergizado en
el cual se está interviniendo en forma directa.
Como se podrá apreciar del punto anterior, las causas que pueden producir potenciales peligrosos en una línea
desenergizada pueden tener variados orígenes, más, independientemente de estos, deben ser anulados o
desviados a tierra por medio de equipos adecuados, a fin de evitar una exposición directa del personal que
interviene en la línea, logrando de esta forma, una mayor seguridad en este tipo de trabajos.
Esto se consigue con equipos especiales de puesta a tierra, los cuales deben cumplir condiciones especificas en
cuanto a su diseño eléctrico y mecánico, como también en relación a otros aspectos como esquemas a usar de
acuerdo al tipo de estructura en que se instalarán, procesos seguros de instalación, etc.
4.1.3. Puestas a Tierra
Como se vio en el punto anterior, las causas por las cuales puede ser energizada una línea en la que se están
realizando trabajos, pueden ser muchas y variadas, más, independientemente de estas, que en su gran mayoría
obedecen a factores fortuitos e impredecibles, debe buscarse una solución que permita efectuar estos trabajos con
la máxima seguridad y sin riesgo para los trabajadores que los ejecutan.
La solución es crear una superficie equipotencial de trabajo, la cual se logra con equipos especiales de puesta a
tierra, para ser usados como tierra provisional en trabajos sobre líneas de transmisión desenergizadas.
Básicamente, se puede conseguir una superficie equipotencial de trabajo conectando sólidamente los conductores
de la línea a la torre donde se encuentra ubicada la persona, sin embargo, para que esta simple solución dé
resultados satisfactorios, deben realizarse consideraciones de muchos tipos que irán acotando y definiendo el
problema de cómo, en que lugar y con que tipo de equipos, se deben realizar las conexiones de puesta a tierra,
para que ofrezcan una total seguridad en el área en que se ejecuta el trabajo.
4.1.3.1. Puestas a Tierra de Bloqueo
Definición :
Definiremos como puestas a tierra de bloqueo, el conjunto de equipos trifilares de puesta a tierra, destinados a
cortocircuitar los conductores de una línea de transmisión entre si y conectar el conjunto sólidamente a tierra. Las
puestas a tierra de bloqueo deben instalarse en los puntos adyacentes a la zona de trabajo, a fin de encerrarla y
dejarla eléctricamente bloqueada.
En general, las puestas a tierra de bloqueo desempeñan el siguiente papel
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a)
Cortocircuitan y conectan a tierra todos los posibles puntos de alimentación o energización accidental de la
línea, dejándola eléctricamente bloqueada.
b)
Reducen la elevación de potencial en la superficie del terreno, al repartirse las corrientes de falla en varios
puntos.
c)
AI repartirse las corrientes de cortocircuito en varias derivaciones, evitan que los cables de bajada a tierra
se fundan por falta de sección.
d)
Permiten una mayor rapidez en la operación de las protecciones para despejar la falla, en caso de una
energización accidental al tener las fases cortocircuitadas entre si. Además hace que la corriente de
cortocircuito a tierra se anule o reduzca considerablemente, dependiendo del equilibrio del sistema.
e)
Marginan la zona de trabajo, dando una indicación visual al supervisor y al personal que interviene. Esto
adquiere mayor importancia en el caso de líneas de doble circuito, donde una equivocación de circuito
puede traer graves consecuencias.
f)
Proveen una protección adicional para el personal que se encuentra trabajando, en caso que la puesta a
tierra que utiliza en el punto de trabajo sea seccionada o retirada accidentalmente.
Ubicación:
Como se indicó anteriormente, las Puestas a Tierra de bloqueo deben encerrar totalmente la zona donde se
efectuará el trabajo, cortocircuitando los conductores de la línea o circuito comprometido y conectándolos a tierra.
Por lo tanto, será una condición primordial para la instalación de puestas a tierra de bloqueo, delimitar claramente
el área de trabajo, para así determinar el número de bloqueos que serán necesarios. Se debe para esto, considerar
los siguientes aspectos:
-
Bloqueo de la línea troncal donde se ejecutará el trabajo.
-
Bloqueo de arranques o derivaciones desde donde pudiese energizarse la líneas.
-
Cruces con otras líneas de mayor o menor tensión que se encuentren en la zona de trabajo.
-
Extensión de la zona de trabajo.
-
topografía del terreno.
Basados en las consideraciones anteriores, en los esquemas unilineales que se muestran al final del capítulo, se
ilustran algunos casos típicos de instalación de puestas a tierra de bloqueo, a saber :
a) Bloqueo en un tramo de línea sin arranques comprometidos, ni otros puntos singulares.
El bloqueo se realizará en ambos extremos de la zona de trabajo:
Debe considerarse el uso de una tierra intermedia adicional, cuando se trabaje en líneas de doble circuito con
elevadas tensiones inducidas y también en el caso que la zona de trabajo sea muy extensa.
b) Bloqueo de un tramo de línea en el cual existe uno o más arranques a subestaciones receptoras o de otro tipo,
desde donde podrá ser energizada la zona de trabajo.
El o los arranques deben ser bloqueados en igual forma que la línea troncal.
c) Cruce superior de una línea energizada.
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Cuando una línea energizada cruza sobre la línea en la cual se interviene, debe instalarse una puesta a tierra
de bloqueo en el punto de cruce, a fin de proveer protección adicional ante una eventual energización
proveniente de la línea energizada; por ejemplo: por cortadura de un conductor, caída de una estructura
adyacente al cruce, etc.
Además, debe tenerse especial cuidado en caso de intervenir en los conductores del vano de cruce, va que
estos podrían sufrir oscilaciones o levantamientos durante el desarrollo de la faena, con un eventual contacto
con la línea energizada.
d) Cruce inferior de una línea energizada.
Como norma general, no debe trabajarse sobre una línea en servicio, el procedimiento seguro a seguir debe ser
aquel que contemple la desconexión de ésta, para poder efectuar los trabajos con seguridad. Sin embargo, en
el caso en que el punto de trabajo se encuentre alejado de la zona de cruce, o por lo menos, no contemple
intervenir en las estructuras adyacentes al cruce de la líneas energizada, se colocarán puestas a tierra
adicionales de bloqueo en éstas, previendo la cortadura de un conductor u otro elemento que pueda provocar la
energización accidental de la zona de trabajo.
En general, debe considerarse que todo cruce, ya sea superior o inferior, puede ser un punto de energización
fortuita de la línea en que se trabaja, por lo tanto, deben extremarse las precauciones realizando una acuciosa
inspección antes de ejecutar este tipo de faenas, para poder así determinar claramente los puntos de bloqueo
y/o los de instalación de portales auxiliares u otras medidas de protección mecánica o de seguridad que
correspondan.
e) Extensión de la zona de trabajo y topografía del terreno.
Estos aspectos también influyen en la ubicación de las puestas a tierra de bloqueo. En muchas faenas con
líneas de doble circuito, en el cual uno de ellos se encuentra energizado, puede en el caso de una falla de este
último, requerir el rápido despeje del circuito que se encontraba desconectado, implicando esta situación el
desmontaje de la faena y el retiro de todas las tierras para que la Línea sea energizada y repuesto el servicio.
Estos aspectos operacionales, nos obligan a elegir lugares adecuados para Las puestas a tierra, estos deben
ser torres con fácil acceso y lo más próximas a la zona de trabajo, en lo posible deben ser lugares con acceso
de Vehículos y en terrenos que no impliquen pedir las autorizaciones de terceros para su acceso.
Respecto de la extensión de la zona de trabajo, se recomienda colocar las puestas a tierra de bloqueo entre 5 a
10 m de separación, (Referencia Chilectra), dependiendo de la topografía del terreno y de su accesibilidad. En
caso de Líneas de doble circuito, hay ocasiones en que una alta carga del circuito en servicio, obliga a la
colocación de una puesta a tierra de bloqueo adicional, entre Las que limitan la zona de trabajo. En lo posible
debe tratarse que las puestas a tierra de bloqueo sirvan como una indicación visual para el supervisor y
personal de la faena, de la zona de trabajo y del circuito en que se debe intervenir, en el caso que corresponda.
Instalación:
Para que las puestas a tierra de Bloqueo puedan cumplir su objetivo de proteger al personal bloqueando
eléctricamente la zona de trabajo, deben tenerse en cuenta algunas consideraciones especiales respecto de su
instalación, las cuales veremos a continuación:
a) Las puestas a tierra de bloqueo deben ser instaladas antes que el personal de Linieros intervenga en la línea y
retirarlas después que todo el personal haya concluido su faena y se encuentre fuera de la línea.
Los métodos de comunicación actuales permiten asegurar totalmente el cumplimiento de la condición
mencionada anteriormente, incluso, si la zona de trabajo es muy extensa, se pueden superar los problemas de
mala comunicación mediante postas radiales entre los diferentes puntos de ubicación.
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Se debe insistir en que el hecho de intervenir cuando aún no han sido instaladas la totalidad de las puestas a
tierra de bloqueo, o cuando se omite el uso de una de ellas, se incurre en una situación de alto riesgo, ya que
en primer caso la línea podría estar energizada y en el segundo se dejan uno o más puntos de alimentación
abiertos y por lo tanto el bloqueo eléctrico no se realiza.
b) Previa instalación de las puestas a tierra de bloqueo, deben revisarse cuidadosamente todas las conexiones y
conductores de ésta.
Aunque los cables del equipo de tierra se construyen de cobre o aluminio extraflexible, se da el caso que debido
al uso y manipulación de estos sufren cortaduras de hebras, lo cual disminuye la sección efectiva del cable para
conducir la corriente de falla.
También deben revisarse todos los puntos de unión y verificar su resistencias de contacto y apriete, una
conexión floja y oxidada aumentará de inmediato este valor de resistencias, y la puesta a tierra no cumplirá su
cometido, va que en ese punto se producirá una caída de potencial proporcional al valor de la resistencias de
contacto, al circular la corriente de falla.
c) Previa instalación de las puestas a tierra de bloqueo, debe probarse el potencial con un detector de tensión.
Antes de instalar las tierras, el supervisor debe asegurarse que la línea o circuito en el cual va a intervenir, se
encuentra totalmente desenergizado. Esto es especialmente válido en líneas de doble circuito donde no es
difícil incurrir en errores, ya sea por deficiencias de comunicación, errores de operación o confusión del personal
que interviene.
Todo detector posee un sistema de chequeo manual que permite asegurarse que se encuentra en buenas
condiciones de uso, además, fuera de esta prueba manual, una línea de doble circuito permite probarlo
primeramente sobre el circuito energizado y posteriormente sobre el desenergizado, con esto se tiene plena
seguridad que en instrumento se encuentra funcionando bien y que la línea a intervenir ha sido desenergizada
correctamente.
d) Debe disponerse especial cuidado antes de conectar las grampas a los conductores, con el objeto de asegurar
una sólida y efectiva conexión al elemento de puesta a tierra (malla, barreno, barra cooperweld, etc.).
De ser esta conexión deficiente, y en el caso que la línea se encuentre energizada o el liniero se encuentre
maniobrando para instalar la tierra en el circuito equivocado, al efectuarse el contacto el liniero quedará situado
como un puente directo entre la líneas energizada y tierra, o en paralelo con una resistencias de elevado valor,
lo que creará una caída de potencial entre su cuerpo que hará circular corrientes que pueden llegar a ser
letales.
e) Las puestas a tierra de bloqueo deben instalarse en lo posible en los puentes de las torres de anclaje.
Lo anterior tiene validez si pensamos en el daño que podrían sufrir los conductores de la línea en caso de una
energización fortuita estando instaladas las tierras, o en el caso de instalar éstas en el circuito equivocado que
podría estar energizado.
Si el daño implica la cortadura de un número considerable de hebras del conductor por efecto del arco eléctrico
producido, es mucho mas simple efectuar la reparación de los puentes de las torres de anclaje que en otra parte
del vano, lo cual implicaría tener que bajar al nivel del suelo los conductores, si es que estos no se cortan
directamente con la falla.
También conviene recordar que una sólida conexión en los diferentes puntos entre el conductor y tierra no
deberían producir daños en los conductores y el despeje de la falla debería ser muy rápido.
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En caso de tener que instalar las puestas a tierra en una estructura de suspensión, la conexión no debe
realizarse sobre las varillas preformadas, si es que éstas se encuentran instaladas, esto origina un contacto
deficiente por la oxidación que podría existir entre éstas y el conductor de la línea, además, aunque se use una
grapa del tipo dentado, ésta se incrustaría sobre la varilla preformada y no sobre el conductor de la líneas,
siendo el efecto abrasivo totalmente inservible.
4.1.3.2. Puestas a Tierra de Protección Personal
Definición:
Definiremos como puestas a tierra de protección personal a los equipos unifilares de puesta a tierra, destinados a
mantener a un mismo potencial las partes metálicas que están en contacto directo con el cuerpo del liniero, en el
punto especifico donde éste se encuentra ejecutando su trabajo.
La puesta a tierra de protección personal debe cortocircuitar el cuerpo del liniero en forma tal que al producirse una
energización accidental de la línea, éste quede en paralelo solo con el cable de puesta a tierra, y por lo tanto, se
obtenga un valor prácticamente cero de diferencia de potencial.
Su uso es complementario al uso de las puestas a tierra de bloqueo, va que ambos son necesarios en los trabajos
de líneas de transmisión desenergizadas, Y, ninguno de ellos por si solo, provee un nivel de protección suficiente.
Instalación:
Si bien es cierto que una situación óptima se produciría si en el punto de trabajo se cortocircuitaran y conectaran a
tierra los tres conductores de la línea, como en el caso de las puestas a tierra de bloqueo, en la práctica, esta
modalidad se hace prácticamente imposible.
Existen muchas faenas de inspección o limpieza, que exigen trabajar en un tramo muy amplio de línea, en las que
no se podría instalar equipos trifilares de puesta a tierra en cada punto de trabajo, que perfectamente podrían ser
todas las estructuras de la línea.
Ante ésta situación, que significaría grandes demoras y costos exagerados para la ejecución de una faena, se
prefiere utilizar un equipo de puesta a tierra unifilar, el cual será de uso personal del liniero y el que deberá ser
instalado en cada posición de trabajo que éste adopte, de acuerdo a lo indicado anteriormente.
En los puntos siguientes se verán aspectos relacionados con su ubicación, estructura física e instalación de estos
equipos unifilares de puesta a tierra que llamaremos puestas a tierra de protección personal.
Estructura física:
La estructura física del equipo de puesta a tierra de protección personal, posee en general las mismas partes
componentes que las puestas a tierra de bloqueo, con diferencia que éste es unifilar y que se instala en un solo
conductor
Cabe destacar que el apriete y estado de las conexiones en ambas mordazas, tienen en este caso una importancia
critica, ya que la puesta a tierra de protección personal es la protección inmediata para el liniero, y una resistencias
alta de contacto, motivada por alguna de las condiciones anteriores, se manifestaría en una diferencia de potencial
entre el conductor y la estructura que quedaría aplicada directamente al liniero.
En este caso, el cable de puesta a tierra (2) debe cortocircuitar al liniero solamente y por lo tanto, su largo no debe
ser mayor que el necesario para cumplir este propósito, sin embargo, no debe perderse de vista el hecho que su
sección debe ser tal que permita la circulación de las corrientes de falla y particularmente la corriente de
cortocircuito monofásico, que es la que circulará en caso de una eventual energizacion de la líneas o en caso que
por error, el liniero instalara la puesta a tierra en el circuito equivocado, tratándose de una línea de doble circuito.
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La pértiga aislante, va adosado permanentemente a la grampa, a fin que el liniero la utilice para instalar la tierra de
protección personal. Esta pértiga debe poseer un nivel de aislación y largo acordes a la tensión nominal de la línea
en la cual se usarán y generalmente se construyen de fibra de vidrio con recubrimientos epóxicos y/o barnices
aislantes. En este caso, la pértiga cumple la función de evitar el contacto directo del liniero con el conductor cuando
se instala la puesta a tierra y al mismo tiempo como elemento de rotación para darle el apriete de la grampa al
conductor. Generalmente Las pértigas son de colores vistosos, (anaranjado, rojo, etc.), lo que da al liniero una
indicación visual de la zona de trabajo a la cual debe circunscribirse, además de que ayuda a evitar el dejar el
equipo instalado una vez que se concluye la faena.
Ubicación e Instalación de Las Puestas a Tierra de Protección Personal:
La primera consideración que debemos realizar respecto de la instalación de las puestas a tierra individuales, es
que éstas deben instalarse solamente después que hayan sido instalados los Equipos de Bloqueo, con lo cual se
tiene la certeza que la Línea se encuentra realmente desenergizada. Así, su instalación debe llevarse a efecto
tomando todas Las precauciones como si se tratara de una línea energizada. No olvidemos que para la instalación
de las puestas a tierra personales no se considera la utilización de detector de tensión y en el momento de
instalarlas el liniero podría equivocarse de circuito o ser energizada la línea accidentalmente en ese instante. Por
estas razones, el liniero no podrá tocar el conductor en el que va a trabajar, sin antes haber conectado dicho
conductor a la estructura por medio de la puesta a tierra personal, en el siguiente orden:
1 . Conectar el extremo libre del cable a la estructura mediante la prensa de toma de tierra.
2. Conectar el otro extremo mediante la pértiga al conductor, ajustando firmemente la grampa a éste.
Un detalle del procedimiento de instalación de puesta a tierra de protección personal, se verá en capitulo 6 junto
con las consideraciones de seguridad correspondientes.
Un caso que merece especial atención, se refiere al que ocurre cuando se deben abrir los puentes en una torre de
anclaje; en este caso, al instalar solo una puesta a tierra de protección, ésta resguardó al liniero solo mientras los
puentes están cerrados, ya que al abrirlos, la puesta a tierra quedará sólo a un lado del puente, quedando el otro
extremo de éste sin conexión a tierra y representando un peligro inmediato para el liniero que se encuentra
trabajando en éste, va que a lo menos recibirá la descarga de potenciales inducidos en la línea.
4.1.4. Gradientes de Potencial
La mayoría de las faenas desarrolladas en líneas de transmisión, requieren la presencia de personal que se
desempeñe a nivel de suelo, ya sea cerca de la estructura o en las proximidades de éstas (por ejemplo auxiliares,
supervisores, operadores de equipos, etc.).
En estos casos, se deberá tener en cuenta que las vecindades del o los puntos de puesta a tierra, serán zonas de
elevación de potencial y que se formarán líneas equipotenciales alrededor de estos puntos, que disminuirán su
valor hasta hacerse cero, en función de la distancia al electrodo y de la resistividad del terreno.
AI respecto, aún cuando no es posible dar una norma que entregue una total seguridad al personal para evitar que
queden sometidos a gradientes de Potencial, por ejemplo, seria absurdo mantener al personal sobre líneas
equipotenciales ante una eventual energización, es conveniente tener presente las siguientes recomendaciones:
a) Evitar mantenerse con una mano apoyada en la estructura estando parado junto a la torre, en esta situación se
producirá una circulación de corriente por el corazón, siendo la situación de mayor riesgo.
b) En estar con las piernas separadas cerca de la torre, hará circular una corriente a través de éstas, que
probablemente ocasionará la caída de la persona sobre líneas de mayor diferencia de potencial, ante esta
situación, es preferible pararse en un pie o con los pies juntos, para que estos queden sobre líneas
equipotenciales.
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c) En caso de tormenta eléctrica, que amenazara con una descarga a tierra, la base de la torre seria el lugar de
permanencia más seguro, va que la circulación de corriente por toda su estructura y fundaciones, crearía una
superficie más o menos equipotencial.
d) En el caso que se utilice barreno de puesta a tierra, (por ejemplo postes de concreto o madera), éste deberá
ubicarse a una distancia alejada de la base de la estructura. En este caso los auxiliares de terreno que se
encuentran trabajando en el suelo quedarán alejados de la zona de alta gradiente, sin embargo, la base del
poste o estructura serán un punto de elevación de potencial.
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20
21
4.2. Mantenimiento con Líneas Energizadas
En mantenimiento de líneas eléctricas de potencia con circuitos energizados, tuvo su origen en los Estados Unidos
de Norteamérica alrededor del año 1913, donde se realizaron los primeros trabajos a distancia en líneas de hasta
22 kV., utilizando pértigas de madera. Estas pértigas eran de gran sección y elevado peso.
Recién alrededor del año 1959 fueron introducidas Las pértigas de fibra de vidrio recubiertas con resinas epóxicas,
livianas, de reducida sección y con un alto nivel de aislación, Las que permitieron desarrollar ampliamente estos
trabajos, hasta tensiones de 765 kV. En Chile, estas técnicas se aplican desde la década del 60 tanto en el
mantenimiento preventivo como correctivo de las Líneas de Transmisión, principalmente en tensiones de 110 y 220
kV.
Alrededor del año 1960, como resultado del rápido incremento en los niveles de voltaje y potencia en los sistemas
de Transmisión, se inició la aplicación de las técnicas de trabajo al Potencial de la Líneas, especialmente en líneas
de 345 kV. hacia arriba, donde las distancias eléctricas permiten realizar estos trabajos con un adecuado nivel de
seguridad.
4.2.1. Características
Como su nombre lo dice, los trabajos con líneas energizadas, con líneas vivas o líneas en caliente, tienen por
característica fundamental que el equipo intervenido se mantiene en servicio no afectando en suministro a los
clientes. Desde en punto de vista del mantenedor, requiere un nivel de mayor especialización y una mayor
inversión en equipos de alta sofisticación. Desde el punto de vista del riesgo, preparando equipos de trabajo
maduros disciplinados, es posible realizar estos trabajos con un alto nivel de seguridad, llegando en este momento
a ser indispensables para mantener una adecuada calidad de servicio.
4.2.2. Técnica a Distancia mediante Pértigas Aislantes
La técnica del trabajo a distancia se caracteriza por la ubicación del liniero al potencial de tierra o de la estructura,
interviniendo sobre los circuitos energizados que se encuentran al potencial de la Línea, a través de elementos
aislantes llamados pértigas.
La pértiga es el elemento que permite en un momento dado reemplazar la capacidad tanto de Aislación eléctrica
como de esfuerzo mecánico que provee una cadena de aisladores, y también hacer de prolongación aislada de la
mano del liniero, instalando en su extremo sus herramientas de trabajo. Esta técnica es ampliamente usada en el
mantenimiento de las líneas de transmisión, principalmente en los siguientes trabajos:
-
Reemplazos de Aislación dañada en estructuras de suspensión y tracción.
-
Mediciones de Aislación, Contacto, Vibración, etc., con Instrumental especial para línea viva.
-
Reparación e instalación de bypass en conductores y/o conexiones dañadas por sobrecalentamiento.
Todo el equipamiento para trabajos a distancia, compuesto principalmente por las pértigas y sus accesorios,
requiere ser mantenido en óptimas condiciones para conservar su capacidad dieléctrica, lo que se logra en un
ambiente temperado, libre de humedad, aplicándoles cuando sea necesario tratamientos de restauración de
superficies y realizando en forma periódica los controles de dieléctrico que corresponde, con el instrumental
especialmente diseñado para ello.
4.2.3. Técnica a Potencial o Mano Desnuda (Barehand)
La técnica del trabajo a Potencial o mano desnuda, se caracteriza por la ubicación del liniero al Potencial del
conductor o de la línea, interviniendo directamente sobre los circuitos energizados, a los cuales llega a través
de un medio aislado, generalmente escaleras de fibra de gran longitud, camiones elevadores aislados o
22
helicópteros, donde se dispone de estos redocumentos. El liniero debe usar un traje conductor especial que cubre
la totalidad de su cuerpo, inclusive un capuchón para la cabeza, el que posee un terminal de conexión con el que
se establece el primer contacto con el conductor energizado, quedando todo el cuerpo del liniero en una " jaula " de
potencial uniforme.
En líneas de transmisión, el trabajo a Potencial es posible realizarlo con niveles adecuados de seguridad, solo en
voltajes elevados, generalmente de 345 kV. hacia arriba, donde las distancias eléctricas son lo suficientemente
amplias para permitir que el liniero, posado en el conductor, quede lo suficientemente alejado de la torre o del
potencial de tierra. Esta técnica también puede ser aplicada en líneas de 220 kV., siempre y cuando las distancias
eléctricas sean lo suficientemente amplias para realizarlo en condiciones de seguridad.
Cabe poner énfasis en que en esta técnica, a la inversa que en el trabajo a distancia, el riesgo de electrocución se
presenta por el acercamiento excesivo a la torre, que se encuentra a Potencial de tierra. Esta condición requiere
que los linieros que realizan estos trabajos tengan un arduo entrenamiento, que les asegure la identificación
inequívoca de los puntos de riesgo y evite actos reflejos, que resulten en contactos accidentales con la estructura.
La técnica del trabajo a Potencial, nació como una necesidad derivada del progresivo aumento de los niveles en
los voltajes de transmisión, del aumento de la sección y cantidad de conductores por fase y en consecuencia
también de Las distancias eléctricas, lo que hizo que la manipulación de los conductores y aislación por medio de
pértigas fuese cada vez más difícil de realizar. En todo caso, el trabajo a potencial siempre necesita
complementarse con escaleras epóxicas, algunas pértigas y también con cuerdas aislantes, a excepción de
cuando es realizado desde helicópteros.
4.2.4. Lavado con Chorro de Agua Desmineralizada
La técnica de lavado de aislación con líneas energizadas, aún cuando es una particularidad de la técnica a
distancia, merece ser tratada en forma separada dada la aplicación del gran volumen de trabajos que conlleva.
Esta técnica, implementada exclusivamente para el lavado de aislación de las líneas sin sacarlas del servicio,
consiste en la aplicación de un chorro de agua desmineralizada de alta presión sobre las cadenas de
aisladores, el que es dirigido desde un pitón que puede ser operado en forma manual directamente por el liniero
trepado sobre la estructura, en forma telescópica mediante una pluma hidráulica operada desde el nivel del suelo y
por último desde el aire, mediante la utilización de un helicóptero.
Teniendo en cuenta que en esta técnica, el agua es el medio dieléctrico que separa al liniero-pitonero de la línea
energizada, también se deben extremar los controles de calidad de ésta, para asegurar que su resistividad sea lo
suficientemente alta para no ocasionar descargas a través del chorro. El valor mínimo de resistividad aceptable
para el agua es de 2000 ohms-cm. Esta agua puede ser adquirida a plantas de generación térmica de electricidad,
donde es producida para la alimentación de las calderas. En algunos casos, también se puede obtener desde
fuentes naturales como pozos y esteros.
El lavado de aisladores, requiere de una cuidadosa planificación para ser ejecutado, donde se deben tomar en
cuenta, entre otros, los siguientes aspectos:
- Tipo y nivel de la contaminación existente en las cadenas de aisladores.
- Distancias eléctricas mínimas pitón-conductor y presión del agua de acuerdo voltajes de la Línea.
- Dirección del viento predominante y proximidad de otros equipos para la evacuación libre del agua
contaminada.
4.2.5. Ventajas Desventajas y Limitaciones de los Trabajos con Líneas Energizadas
Ventajas :
a) Evitar las desconexiones de los circuitos cuando se requiere efectuar trabajos de mantenimiento.
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b) Evitar interrupciones de servicio a los clientes, cuando se intervienen líneas de simple circuito, sin
alternativas de suministro.
o) Mantener la confiabilidad del servicio a los clientes, cuando se intervienen líneas de doble circuito,
permaneciendo ambos conectados en forma permanente.
d) Disminuir los costos en horas extraordinarias al evitarse las desconexiones de equipos que solo son posibles
de desconectar durante los fines de semana, por razones de demanda.
e) Evitar la acumulación de trabajos correctivos por largos períodos de tiempo, en equipos cuya posibilidad de
desconexión programada es muy baja, por ejemplo una vez al año.
f) Racionalizar la distribución de los trabajos en el tiempo y en consecuencia posibilitar también un alto factor
de utilización de los redocumentos humanos, independizándolos de las posibilidades de desconexión de los
equipos.
Desventajas y Limitaciones:
La aplicación de técnicas de línea viva al mantenimiento de líneas de transmisión, presenta algunas desventajas y
limitaciones, las que necesariamente están referidas a la alternativa de utilizar técnicas de línea desenergizada,
entre las que podemos mencionarlas siguientes:
a) Tiempos de ejecución de los trabajos significativamente más largos, con una media de tres a cuatro veces
más que con técnicas de líneas desenergizada, a excepción del lavado de aisladores con chorro de agua, en
que el rendimiento equivalente es el doble que en esta modalidad.
b) Requerimiento de mayor cantidad de redocumentos humanos y de mayor especialización para la ejecución
de los trabajos.
o) Requerimientos de herramientas y equipos más sofisticados, de mayor costo y con una mayor demanda de
cuidados, mantenimiento y conservación.
d) Mayor riesgo para el personal ejecutor al agregarse al riesgo propio del trabajo en altura sobre superficies
reducidas, el estricto control sobre las distancias eléctricas mínimas que se deben mantener.
4.2.6. Prevención de Accidentes:
La Prevención de Accidentes en los trabajos que se realizan con líneas energizadas, adquiere una connotación de
especial relevancia, por las siguientes razones adicionales a los riesgos propios del trabajo en altura:
a) AI riesgo propio del trabajo en altura se agrega el del estricto control sobre las distancias eléctricas
mínimas que se deben respetar. En la Tabla N' 1 se indican Las distancias mínimas tanto para el método a
distancia con pértigas como para el método a potencial (referencia A.B. Chance USA).
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TABLA 1
Voltaje
Fase-Fase
Nominal
kV
2.1 a 15
15.1 a 35
35.1 a 46
46.1 a 72.5
72.6 a 121
138 a 145
161 a 169
230 a 242
345 a 362
500 a 552
700 a 765
Distancias Mínimas de Acercamiento en Metros
Método a Distancia
Pértigas
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
1.1
1.2
1.5
2.1
3.4
4.6
Método a Potencial
Fase-Tierra
0.8
0.9
1.0
1.1
1.2
1.5
2.1
3.4
4.6
Fase-Fase
0.8
0.9
1.4
1.5
1.7
2.5
4.1
ó.1
9.4
b) El Nivel de Gravedad de los potenciales accidentes que se pueden producir es muy alto, con escasas
posibilidades de sobre vivencia. En este contexto, la planificación de los trabajos debe hacerse de forma que
no ocurran accidentes, dado que si los hay serán probablemente letales o altamente incapacitantes.
c) Se requiere controlar en forma permanente la calidad del dieléctrico tanto de las herramientas aisladas
(pértigas) como del agua en el caso del lavado.
d) Debe considerarse que adicionalmente, cualquier accidente Eléctrico provocará necesariamente la
desconexión forzada del circuito involucrado, con la consiguiente alteración y/o pérdida de servicio a los
clientes
25
5. PREVENCION DE RIESGOS
5.1. Medidas Básicas de Prevención de Accidentes
El trabajo en líneas de Alta Tensión, debido a la naturaleza de las instalaciones, la proximidad a circuitos
energizados y a la complejidad de los trabajos que se ejecutan, presenta un elevado factor de riesgo para los
operarios que intervienen, por lo que es de vital importancia extremar las medidas de prevención de accidentes.
Esto implica necesariamente la observación y cumplimiento de normas básicas, que afectan a cada uno de los
miembros de la cuadrilla de mantenimiento:
1) Del Encargado de Faena o Jefe de Cuadrilla:
Es la única persona que dirige, imparte instrucciones y da las órdenes de ejecución de los trabajos asignados a
cada miembro de la cuadrilla.
Su obligación es observar en forma activa y atentamente el desarrollo de cada una de las etapas del trabajo,
anticipándose a cualquier situación de peligro.
No debe desempeñarse como auxiliar de apoyo pasando herramientas, accionando equipos o herramientas, ni
realizar ninguna acción que lo distraiga de su función de supervisión.
Si por razones imperiosas debe distraer su atención de la faena o ausentarse del lugar de trabajo, tendrá que
entregar la dirección de la faena a una persona autorizada, informando a todo el grupo de trabajo de la situación
originada. El reemplazante autorizado deberá tener pleno conocimiento del método de trabajo, de los riesgos
Potenciales y de los detalles propios de la faena que se ejecuta.
El Encargado de Faena debe tener total conocimiento de:
•
•
•
•
•
•
El equipo que se deberá utilizar, su manipulación y operación.
Nivel de voltajes y condición eléctrica de los circuitos dentro de la zona de trabajo.
Las maniobras que se van a ejecutar y su orden correlativo.
Las reglas que rigen a las intervenciones en instalaciones de A.T. (Reglamento de Operaciones).
Las normas Básicas de Prevención de Riesgos y Accidentes.
Procedimiento para rescate de accidentados en altura.
2) De los Linieros :
Deben tener total conocimiento de:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
La instalación donde van a intervenir y su condición eléctrica (nivel de voltajes, en servicio o
desenergizada, puntos de interrupción de la energía, etc.).
Procedimiento, métodos y secuencia de la ejecución de los trabajos.
Las maniobras que se van a ejecutar y los equipos necesarios.
Los riesgos potenciales de cada etapa del trabajo.
Las distancias de seguridad mínimas admisibles.
Uso y cuidado del equipo de protección personal.
La administración de primeros auxilios.
Procedimiento de rescate de accidentados en altura.
Las normas de seguridad y prevención de riesgos.
3) De la Planificación, Programación y Ejecución de los Trabajos en Líneas de A.T.:
En general, en toda intervención de mantenimiento sobre líneas de transmisión ya sea con o sin desconexión de
circuitos, debe aplicarse el siguiente conjunto de pasos a seguir o procedimiento.
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a) Planificación del trabajo
Debe considerar los siguientes aspectos:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Coordinación y permisos.
Identificación de la línea y circuito a intervenir.
Límites de la zona a intervenir.
Proximidad a instalaciones energizadas.
Trabajos a ejecutar.
Duración de la jornada de mantenimiento.
Supervisor responsable.
Encargado o jefe de cuadrilla
Redocumentos humanos, materiales y de transporte.
Riesgos asociados a la intervención.
Necesidades de apoyo de equipo mecanizado.
Necesidades de instrumental especializado.
b) Programa de trabajo
Debe incluir :
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Designación de supervisor y encargado de cuadrilla.
Encargado de los permisos.
Individualización de línea, circuito y tramo a intervenir y su condición eléctrica.
En trabajos con desconexión de circuitos, ubicación de las tierras de bloqueo.
Identificación de instalaciones próximas energizadas.
Tiempo y horario de la intervención.
Descripción detallada de los trabajos a realizar.
Redocumentos humanos, materiales, transporte y apoyo involucrados.
Asignación individual de tareas.
c) Actividades de jornada de trabajo :
Los aspectos más importantes son los siguientes:
En el lugar de desarrollo de la faena :
Efectuar charla de 5 minutos a todo el personal que participará en los trabajos, en la que se les debe
informar sobre quién estará a cargo de las faenas y de los permisos, período de vigencia de los permisos,
condición eléctrica de los equipos a intervenir, proximidad de instalaciones energizadas, zona de trabajo y su
delimitación, descripción de los trabajos a realizar, asignación de tareas, procedimiento y secuencia de
trabajo, equipos, herramientas e instrumental a utilizar, riesgos asociados a cada etapa del trabajo, equipo
de seguridad a utilizar.
En trabajos con desconexión de circuitos, indicar en detalle :
Quién será el encargado de prueba de ausencia de tensión, ubicación de las tierras de bloqueo, uso de
tierras personales, coordinación del retiro de tierras de bloqueo y cancelación de permisos.
5.2. Riesgos Asociados a los Trabajos en Líneas de Transmisión
Durante la ejecución de los trabajos de mantenimiento en líneas de transmisión y sus proximidades, tanto los
linieros como las demás personas que componen el grupo de trabajo, están expuestos a riesgos de accidentes con
lesión. También en los accidentes sin lesión, casi siempre hay perjuicio material para la empresa y algunos
accidentes provocan trastornos a los consumidores o público en general. Los riesgos son potenciales y las
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medidas preventivas difundidas reducen drásticamente la ocurrencia de esos accidentes. Su conocimiento es un
punto de partida para la prevención
1) Shock Eléctrico:
El paso de la corriente eléctrica a través del cuerpo humano puede causar quemaduras de extensión y
profundidad variables, contracción muscular, paro respiratorio, paro cardíaco y muerte.
2) Efecto de los campos eléctricos y magnéticos:
Los posibles efectos de los campos electromagnéticos de frecuencia industrial sobre el hombre, han dado
origen a innumerables trabajos de investigación que no son del todo concluyentes sobre los efectos fisiológicos
y biológicos. En general solo se han emitido recomendaciones sobre los tiempos permisibles de exposición en
líneas de voltaje superior a 500 kV, en que los campos eléctricos superan los 10 kV/m.
3) Caídas:
Debido a las condiciones de riesgo que se originan, tales como: Shock eléctrico por contacto directo o
inducción, disturbios orgánicos con síntomas de mareo, etc., los linieros pueden sufrir caídas desde alturas
variables. Constituyen momentos críticos para ellos los desplazamientos en postes, torres reticuladas o
plataformas de trabajo para cambiar de posición de trabajo, sin estar estrobados. Las consecuencias de una
caída casi siempre son accidentes de alta gravedad.
4) Caída de objetos:
Un objeto cortante o contundente en caída libre puede impactar a los que trabajan en el suelo, causando
traumatismos o heridas graves.
5) Esfuerzos excesivos:
La ejecución de los trabajos exige esfuerzo físico en posiciones y condiciones físicas muy variadas. Cuando
este esfuerzo es incompatible con la estructura músculo-esquelética del trabajador, puede redundar en
lesiones diversas. lumbagos, desgarros, dolores musculares y fatiga.
6) Ataque de animales e insectos:
Los principales riesgos son: mordeduras de animales domésticos como los perros que pueden provocar
lesiones y transmitir la rabia; picadura de insectos tales como abejas y avispas.
7) Accidentes de tránsito:
El transporte de la cuadrilla de mantención es realizado por medio de Vehículos, exponiéndose el personal a
riesgos de accidentes de tránsito en las ciudades y carreteras.
8) Riesgos para terceros:
Siendo el trabajo de mantenimiento un trabajo en equipo, los riesgos mencionados anteriormente son
colectivos; un acto inseguro de uno de los integrantes pone en peligro la seguridad de los demás operarios y
de terceros en las cercanías de la zona de trabajo.
28
9) Riesgos para el patrimonio:
La ocurrencia de accidentes con o sin lesión determina directa o indirectamente, perjuicios para la empresa:
-
Pérdida de tiempo en la ejecución de los trabajos.
Pérdida o daños materiales.
Interrupción del suministro eléctrico.
Gastos por atención médica de los empleados accidentados.
5.2.1. Trabajos Típicos y Riesgos Potenciales
5.2.1.1. Intervención en Líneas de Doble Circuito
La intervención en líneas de doble circuito con uno de ellos desenergizado v el otro en servicio, para la ejecución
de trabajos de mantenimiento tales como reemplazo de aislación, inspección y reparación de conductores,
reemplazo de herrajes, instalación de varillas preformadas y amortiguadores antivibratorios, instalación de balizas
de señalización, etc., representa una compleja problemática desde el punto de vista de la seguridad del personal
que efectúa la intervención.
Dado el contacto con los conductores desenergizados, los que podrían ser erróneamente energizados o tener un
elevado nivel de inducción y la cercanía a los conductores del circuito energizado, los que sumados al riesgo
propio del trabajo en altura, es necesario adoptar un procedimiento seguro que debe incluir cada una de las
etapas principales del trabajo a desarrollar.
1) Procedimiento de puesta a tierra en Líneas desenergizadas
En general, los diferentes trabajos en circuitos desenergizados tienen etapas comunes, que invariablemente deben
realizarse en cada intervención, esto es: el procedimiento de puesta a tierra. En los cuadros siguientes se
describen las etapas básicas de la puesta a tierra, sus riesgos potenciales y el procedimiento seguro
recomendado.
29
PROCEDIMIENTO DE PUESTA A TIERRA EN LÍNEAS DE TRANSMISION
ETAPA
RIESGOS
BASÍCA
POTENCIALES
1. Solicitar permisos a. Desconexión de circuito
equivocado
de Trabajo y
Preventivos al
b. Interpretación equivocada por
Despachador.
comunicación deficiente
2. Determinar
la zona de
bloqueo.
4. Colocar
tierras de
bloqueo.
a) Zona de trabajo
desborda la zona de
bloqueo.
b) Zona de trabajo
demasiado extensa.
a) No respetar distancias
mínimas al conductor.
b) Shock eléctrico por
inducción
5. Instalar
tierras de
protección
personal.
a) No respetar distancia
mínima al conductor.
b) Equivocación de
circuito.
o) Descarga eléctrica por
energización del circuito.
PROCEDIMIENTO SEGURO
RECOMENDADO
a) Las personas autorizadas para solicitar los permisos
Debe identificar claramente la Línea y el circuito a
intervenir.
Asegurarse mediante repetición verbal que se otorgan
los permisos en forma correcta.
b) Asegurar buena comunicación radial con él
Despachador.
a) Las tierras de bloqueo deben encerrar la zona de
trabajo totalmente en sus extremos.
Debe considerarse el uso de tierras adicionales en caso
de arranques comprometidos en la zona de trabajo.
b) Instalar una tierra de bloqueo adicional ubicada en
posición intermedia respecto de los extremos.
a) Mantener distancia no menor a 2 mt. (110 kV) o 3
mt. (220 kV) al conductor.
Cualquier conductor sin una conexión a tierra visible,
debe considerarse energizado.
b) Revisar estado de las tierras de bloqueo (uniones,
prensas, conductor, etc.).
Fijar firmemente a la estructura, la prensa de toma a
tierra frente al conductor inferior.
Ubicándose el liniero a un nivel superior la de la prensa
de toma a tierra, fijar la grampa firmemente al conductor
inferior mediante la pértiga. (no instalar la grampa sobre
varillas preformadas).
Idénticamente se procede en los conductores medio y
superior.
Una vez instaladas las tierras de bloqueo en ambos
extremos de la zona de trabajo, se da aviso al Jefe de
cuadrilla o Encargado de terreno para que ordene el inicio
de faenas.
a) Guardar distancia mínima de 1,5 mt. (110 kV) ó 3 mt.
(220 kV) al conductor aparentemente desenergizado.
b) Identificar en circuito a intervenir antes de subir a la
torre, verificando el color del circuito con en color del
brazalete o ficha entregada por el Encargado, una vez
que se obtuvieron los permisos correspondientes.
o) Verificar el buen estado de la tierra personal antes de
usar.
Antes de fijar la prensa del cable de tierra a la cruceta,
comprobar visualmente, si es posible, el circuito en que
se encuentran trabajando otros Linieros, en Las torres
adyacentes.
Ubicarse entre la toma de tierra y el conductor. Desde
esta posición, fijar firmemente la grampa del cable de
tierra al conductor.
(No instalar la grampa sobre Las varillas preformadas).
30
2) Lavado de Aislación en líneas energizadas:
El lavado de aislación con agua desmineralizada a alta presión, es en la actualidad una técnica de mantenimiento
utilizado con frecuencia dadas las ventajas que presenta desde el punto de vista de la disponibilidad de los
circuitos. El trabajo en líneas energizadas con presencia de humedad, representa riesgos potenciales adicionales,
que deben ser considerados al momento de la planificación y programación del trabajo.
LAVADO DE AISLACION EN LÍNEA ENERGIZADA
ETAPA
BASÍCA
1.Abastecimiento
de agua
desmineralizada.
RIESGOS
POTENCIALES
a) Suministro de agua de
baja resistividad.
b) Contaminación del
agua por partículas
metálicas de la bomba del
equipo lavador.
2. Preparación de a) Descargas por
la faena en
reconexión de circuito
terreno.
Operado
automáticamente.
b) Exposición a gradientes
de Potencial por descarga
a tierra a través de
cadena de aisladores a del
chorro de agua.
o) Lesiones por choque
producidlas en lugares de
tránsito vehicular.
3. Lavado de
aisladores.
d) Lesiones a terceros por
exposición a gradientes
de Potencial, efectos del
agua, tropiezos con
mangueras, etc.
a) Descarga a tierra por
contacto del pitón o
mangueras con
conductores energizados.
b) Descarga a tierra a
través de aisladores
contaminados, al ser
humedecidos por el agua
del lavado que es
arrastrada por el viento, o
que cae por gravedad.
PROCEDIMIENTO SEGURO
RECOMENDADO
a) Comprobar mediante medidor de resistividad, la
calidad del agua. Su resistividad debe ser superior a
2000 W - cm. (o una conductividad inferior a 500 m
mhos-cm). Considerar que la resistividad disminuirá
con el aumento la temperatura,
b) Medir siempre en forma separada, la resistividad del
agua del estanque y de la bomba; ambos deben poseer
valores superiores a los mínimos establecidos.
a) Solicitar permisos de prevención por ambos
circuitos. La reconexión se realizará solo después que
el Supervisor a cargo confirme que no hay
inconvenientes para hacerlo.
b) Conectar la puesta a tierra del camión a la estructura
a intervenir. Subir la manguera y conectar la puesta a
tierra del pitón al cuerpo de la estructura
o) Señalizar adecuadamente la zona de trabajo,
utilizando conos y/o barrerlas reflectantes. Ubicar el
camión lavador en una posición adecuada y de mínimo
riesgo.
d) En sectores urbanos debe delimitarse la zona de
trabajo, procurando que las persona ajenas a la faena,
se mantengan alejadlas de la torre y del camión.
a) El Supervisor debe ubicarse a una distancia no
menor a 15 mt. de la torre, y en una posición tal que
le permita controlar a simple vista la distancia entre el
pitón y los puntos energizados.
El pitonero debe respetar las distancias establecidas
entre el pitón y los puntos energizados; en l(nelas de
110 kV debe estar comprendida entre 2,5 y 3,5 mt.
b) Observar la dirección del viento predominante.
Planear el lavado de forma que siempre se lave en
primer lugar los aisladores "aguas abajo" del viento
predominante.
En cadenas que se encuentren en disposición vertical,
debe comenzarse siempre por la que se encuentra más
baja.
Las cadenas de aisladores deben lavarse dirigiendo el
31
o) Descarga a tierra a
través de aisladores con
contaminación excesiva.
4. Término del
lavado.
a) Descarga a tierra a
través de chorro continuo
sin presión.
b) Lesiones múltiples al
resbalar en estructura
mojada.
o) Aplastamiento de
dedos al enrollar
mangueras.
chorro primero al aislador más cercano al conductor y
de ahí hacia arriba.
o) AI detectarse fugas incipientes en una cadena de
aisladores, debe mantenerse el chorro de agua dirigido
hacia el área hasta que este se extinga, nunca retirarlo
o interrumpirlo en esta circunstancia.
a) Una vez terminado el lavado y detenida la
motobomba la manguera no debe descargarse
apuntando hacia las partes energizadas.
La descarga debe efectuarse apuntando hacia abajo,
por el centro de la torre.
b) Apoyar firmemente los pies al descender de la
estructura ya que esta generalmente se encuentra
resbaladiza por efecto del agua del lavado.
o) Enrollar la manguera con manivela, entre dos
personas.
5.3. Condición Física y Mental de los Linieros
La ejecución de los trabajos en líneas de transmisión impone a los Linieros condiciones física y mental óptimas,
debido a la naturaleza, riesgo y variedad de los trabajos que deben efectuar.
Los aspectos de mayor interés son los siguientes:
-
Esfuerzos constantes al escalar estructuras.
Gran flexibilidad de tronco y miembros.
Posición de pie por varias horas, afirmándose sobre las piernas, teniendo como sustentación auxiliar en
cinturón de seguridad.
Ejecución de movimientos amplios, con doblez de cuerpo, principalmente del tronco.
Adopción de posiciones de mayor firmeza al nivel de las piernas y con frecuencia, de los brazos.
De la descripción anterior, se deduce la necesidad de que el liniero posea una estructura muscular y esquelética
equilibrada y adecuada a las labores que debe desempeñar. En caso contrario, se producirán lesiones y
disfunciones musculares que desembocan en la disminución de la capacidad de trabajo y aumento de las
probabilidades de accidentes.
El trabajo con herramientas especializadas requiere cuidado y destreza de movimientos, sobretodo cuando se
trabaja a distancias reducidas respecto de partes energizadas. La dinámica propia del trabajo exige gran esfuerzo
físico, destreza y sincronismo de movimientos.
Lo anterior implica la necesidad de buena coordinación motora, disciplina, actitudes y gran tolerancia a la rutina.
Es de fundamental importancia la integridad sicológica del operario ya que el trabajo normalmente se lleva a cabo
a grandes alturas y en estructuras que permiten apoyo limitado y en posiciones forzadas e incómodas. Este hecho
reafirma la necesidad de condiciones neurosiquicas normales y un perfecto control del equilibrio.
Por otro lado, el liniero debe tener la capacidad para acatar y ejecutar las instrucciones que le son impartidas; la
libre iniciativa puede colocar en peligro la vida de los demás integrantes de la cuadrilla de mantenimiento.
El trabajo en equipo requiere de personas con alto grado de cooperación, responsabilidad personal por sus actos,
cumplimiento de las normas y reglamentos del trabajo, responsabilidad por el trabajo realizado y responsabilidad
frente a los demás, pues la seguridad del resto de la cuadrilla depende en gran medida de los actos de cada uno.
32
5.4 Distancias de Seguridad
Se entiende por distancia de seguridad a la mínima distancia que debe mantener el liniero o elemento conductor
que manipule, respecto de los circuitos energizados circundantes, a fin de prevenir accidentes por contacto directo
o arcos eléctricos.
Estas distancias deben ser acatadas por todas aquellas personas debidamente capacitadas y autorizadas para
intervenir en las instalaciones eléctricas, incluyendo al personal de Contratistas.
Las distancias de seguridad que se establecen, solo podrán disminuirse si se cumple cualquiera de as siguientes
condiciones:
- Si se ejerce una supervisión ocular permanente.
- Si se modifica el método de trabajo.
- Si se usan las herramientas y elementos de protección personal apropiados.
Si no pueden cumplirse las condiciones anteriores, será motivo para la suspensión del trabajo.
5.4.1 - Distancias de Seguridad en Alta Tensión:
Para prevenir descargas disrruptivas o contactos directos con elementos energizados en Alta Tensión, se
establecen las siguientes Distancias de Seguridad (Chilectra):
Voltaje (kV)
Distancia (m)
110
220
1,80
3,00
Distancia para trabajo con
pértigas (m)
1,20
2,40
Se admiten distancias menores en trabajos mediante pértigas en razón del mayor control de las distancias que se
obtienen al manipular ese elemento aislante rígido.
5.4.2. Consideraciones:
1. Las Distancias de Seguridad se considerarán tomando en cuenta la posición ergonométrica más
desfavorable que pueda adoptar el trabajador, con una máxima elongación de sus extremidades o
desequilibrio de su cuerpo respecto de un elemento energizado.
2. Las Distancias de Seguridad se considerarán desde el extremo de la herramienta, material u otro elemento
conductor que se esté manipulando, hasta el punto energizado.
3. Se considerará como conductor a todo aquello que no esté especificado como dieléctrico de operación o
maniobra.
4. La determinación física o estimativa de Distancias de Seguridad será efectuada por el Supervisor a cargo del
trabajo, quien deberá definir el método de ejecución elementos de protección personal, instalación de
barreras, etc.
5. Cuando las condiciones climáticas presenten humedad ambiental excesiva (neblina, llovizna o lluvia), Las
Distancias de Seguridad mininas deberán incrementarse a lo menos en un 20 %.
6.
Para trabajos en contacto directo con un circuito energizado o "trabajo con líneas vivas", el grupo de trabajo
deberá contar con el equipo y elementos de protección personal aprobados para el nivel de voltajes
presente:
-
Pértigas y equipos aislantes aprobados.
Herramientas aisladas.
Guantes y casco protector dieléctricos, lentes de seguridad.
33
6. DIAGNOSTICO Y MANTENIMIENTO PREDICTIVO
Primeramente, es conveniente revisar el concepto básico de Mantenimiento. Una de las definiciones clásicas de
Mantenimiento, lo define como una combinación de acciones dirigidas para sustituir, reparar, revisar o modificar
componentes o conjuntos de elementos de una instalación, de modo que esta opere con un cierto grado de
disponibilidad especificada, y en un intervalo de tiempo también especificado.
6.1. Conceptos de Mantenimiento Preventivo y Predictivo
6.1.1. Mantenimiento Preventivo:
La Mantención Preventiva (MP) es aquella que se desarrolla a intervalos predeterminados de tiempo, con el objeto
de reducir la probabilidad de que el equipo o instalación se sitúe en una condición bajo el nivel de disponibilidad
aceptable, mediante la detección y prevención de fallas incipientes. Esta mantención puede tomar por base,
intervalos de tiempo predeterminados y/o condiciones preestablecidas de funcionamiento, pudiendo requerirse que
para su ejecución, el equipo sea puesto fuera de servicio.
Los criterios de MP pueden fijarse según un registro establecido que considere el tiempo o el número de unidades
en uso: Esta es la Mantención Sintomática. Así también, los criterios pueden ser subordinados a tipos de
acontecimientos predeterminados, reveladores del estado de degradación del equipo (autodiagnóstico, información
de un sensor, medición del deterioro, etc).
La reducción del tiempo de mantención de los equipos, por consiguiente el aumento de la disponibilidad, implica
necesariamente una minimización de los tiempos afectados a sus componentes.
6.1.2. Mantenimiento Predictivo
La industria moderna ha experimentado numerosas transformaciones, Las que han dejado obsoletas Las técnicas
de mantenimiento convencionales. AI mismo tiempo, la mayor eficiencia, continuidad y aumento en la producción
de las empresas, hacen que los equipos estén sometidos a mayores exigencias.
Como consecuencia de lo anterior, se ha desarrollado un flujo de nueva tecnología, diseñada para facilitar la
mantención y para mejorar la confiabilidad, seguridad y disponibilidad de los equipos. Este es el caso del
Mantenimiento Predictivo (MPD), de creciente popularidad en diversas áreas de la mantención.
La optimización de los costos de mantención y de la disponibilidad de los equipos, es un elemento vital en el
aumento de la productividad. La mantención predictiva, que determina el momento exacto de la intervención, es la
herramienta ideal para lograr este óptimo.
6.1.3. Conceptos de Mantenimiento Predictivo
El Mantenimiento Predictivo (MDP), está orientado a prever acciones de mantención en el momento preciso. Es
una metodología para el mantenimiento a futuro.
El Mantenimiento Predictivo no significa el establecimiento de inspecciones de los equipos, además de las
intervenciones de mantenimiento propiamente tales. Implica disponer de un servicio de información sobre el estado
de los equipos. Si este servicio es suficientemente fiable, el conocimiento del estado de estos, sustituye de hecho
la intervención de mantenimiento.
La validez del sistema se basa fundamentalmente en la veracidad de la información disponible y en la frecuencia
de las intervenciones de inspección, las que han de ser sistemáticas.
34
Practicar el Mantenimiento Predictivo, significa introducir en el servicio de mantenimiento, una nueva función
básica: La inspección sistemática de los equipos y más concretamente, de los distintos órganos componentes de
los mismos o de los subsistemas del sistema principal, considerados como individuos con sus caracteristicas y vida
propias.
Admitiendo que la inspección del equipo debe hacerla siempre el personal de mantenimiento, con la rigurosidad y
formalidad adecuada, lo que distingue a este modo de practicar el mantenimiento de los otros, es la estrecha
subordinación de la intervención de mantenimiento al resultado de la inspección. esto exige:
-
La sistematicidad rigurosa de la inspección y en consecuencia, una organización formal de la misma.
La necesidad de una elevada fiabilidad en los diagnósticos, incluso para los elementos de más difícil
acceso.
6.1.4 - Técnicas de Mantenimiento Predictivo
Las técnicas de MPD están diseñadas para prevenir fallas catastróficas, pérdidas de servicio y operaciones
incorrectas, tanto de los equipos eléctricos como del sistema en el cual están insertos.
EN Mantenimiento Predictivo (MPD) es la extrapolación de las tendencias gráficas de las lecturas físicas medidas
contra un limite técnico conocido, para detectar, analizar, y corregir problemas en los equipos antes de la
ocurrencia de fallas. Puede requerir de la instalación permanente de equipos de monitoreo ( como es el caso de
termómetros, manómetros, etc.). Ciertamente involucra la toma de mediciones periódicas, de parámetros físicos
como velocidad, vibración, presión, alineación, desgaste, calor, resistencias eléctrica, voltajes, corriente,
capacitancia, etc.
El MPD debe cubrir al equipo crítico cuya falla interrumpiría o detendría la producción, aumentaría los gastos de
energía o inhibiría el control de la contaminación o la seguridad.
El equipo crítico debe ser identificado y verificado con instrumental especializado, registrándose los valores de las
variables físicas de interés. Deben aplicarse limites técnicos conocidos denominados valores patrones o de
referencia. El próximo paso consiste en implementar un programa de MPD.
Los encargados de efectuar los registros monitorean periódicamente los equipos seleccionados, tomarán las
lecturas, Las registrarán en formatos especialmente diseñados y las graficarán.
El trabajo de los analistas técnicos de mantenimiento consiste en evaluar Las lecturas registradas mediante la
comparación gráfica de las magnitudes físicas, su evolución temporal y comportamiento histórico, respecto de los
valores referenciales adoptados para cada una de las variables de interés.
El análisis comparativo de las magnitudes monitoreadas, permitirá adoptar las decisiones de intervención de
mantenimiento preventivo en el momento oportuno y la ejecución de las acciones correctivas las necesarias para
evitar las consecuencias de averías o fallas con interrupción de servicio. Es decir, la ejecución del mantenimiento
preventivo o correctivo se inicia solo cuando es necesario.
La base fundamental de la técnica MPD radica en el análisis de la variable física más representativa del
comportamiento normal del equipo o componente de un equipo o subsistema.
Sea A la medida de la magnitud monitoreada, la cual representa un indicador de estado. La Fig. 1 muestra la
evolución posible de A en el tiempo. En el instante t1 , cuando A ha aumentado después de to, se puede desear
conocer el instante en el cual A alcance el límite Af, designado para representar la manifestación de una anomalía.
Un método bastante intuitivo consiste en determinar la recta tangente a la curva A(t) en el instante tI, o la recta
media entre t0 y t1 y calcular el instante tf en el cual el límite será alcanzado. Este método es generado por la regla
de la tendencia. Su valor puede encontrarse, si no está fundado sobre un estudio sistemático, en el sentido de las
probabilidades del comportamiento del sistema, hasta la aparición de la anomalía.
35
Evolución en el tiempo de la medida A de un indicador de comportamiento
Los pronósticos deben enfocarse sobre la tendencia gráfica de la magnitud y su comportamiento histórico. Esta
historia debe ser consecuencia de las influencias naturales debido a las variaciones de las magnitudes de estado.
Una interferencia entre la historia de muchas señales reduce en general la incertidumbre ligada a la probabilidad
de la anormalidad.
En el ámbito de los equipos eléctricos, para los distintos tipos de equipos, existen técnicas particulares de medidas
para el MPD. Dentro de ellas, También podemos mencionar a las destinadas a monitorear el comportamiento del
sistema de potencia, Las cuales nos dan indicios de algún equipo con defectos.
Todas las medidas de predicción son analizadas por expertos de las distintas áreas comprometidas. Actualmente,
ello se está orientando a los sistemas expertos que hacen los diagnósticos y recomiendan las acciones a llevar a
cabo por el personal de mantenimiento.
Las técnicas de MPD se pueden agrupar en dos grandes familias:
Medidas que se efectúan sin desconexión de los equipos.
Medidas que se efectúan con desconexión de los equipos.
-
El MPD lo hemos definido como aquel que condiciona la intervención al aviso de inspección. El objetivo es
aproximarse lo más posible al momento de la falla, sin perder fiabilidad,
Dentro de las metodología de inspecciones, se pueden mencionar cuatro niveles complementarios entre si:
-
Inspección directa sin uso de instrumentos especializados.
Controles no destructivos.
Medidas especiales de parámetros significativos.
Análisis de elementos constitutivos en laboratorio.
6.1.5. Criterios para la elección de las Magnitudes a Monitorear:
Las magnitudes utilizadas para la seguridad y las usadas para la mantención, varían en general con las
magnitudes que caracterizan el estado medio de funcionamiento del equipo. Estas magnitudes son llamadas de
estado.
36
Para el MPD las influencias de las magnitudes de estado por medio de las funciones llamadas naturales, deben
deducirse de magnitudes totales de monitoreo. Las funciones resultantes llamadas contingentes, son determinadas
por procedimientos experimentales aplicados a los equipos en sus condiciones de explotación normales.
En principio, no es posible establecer de forma exacta los límites críticos de las variables a controlar. Básicamente
el criterio para determinar la necesidad de intervención es de carácter global y tiene en cuenta todas las variables,
aunque también es posible establecer en algunos puntos significativos limites mínimos.
6.1.6. Criterios para la determinación de los Procedimientos y Periodicidad de las Mediciones
6.1.6.1. Procedimientos de mediciones
El problema del MPID es en esencia de instrumentación. Se requieren en general, instrumentos especializados de
manera que permitan predecir la falla con precisión. Es por ello que debemos tener procedimientos de medición
confiables. Para determinar estos procedimientos, se debe tener claridad sobre cuales son los parámetros que
predicen el estado del equipo y la disponibilidad de instrumentos adecuados.
Para determinar los procedimientos de mediciones, se debe tener en consideración que los equipos eléctricos no
deben estar indisponibles o su indisponibilidad está restringida a períodos de tiempo mínimos. Basado en esto y la
filosofía del MPD, es preferible tener metodología de medición en línea, es decir con el equipo en servicio, en vez
que equipos fuera de servicio. Los dos modos de medición planteados son complementarios, ya que el estado de
un equipo está determinado por varios parámetros, de los cuales solo algunos pueden ser monitoreados con el
equipo en servicio.
La medida de un parámetro por un método fuera de línea, debe ser tal que la desconexión no signifique una
pérdida de servicio prolongada o desarmes del equipo que involucren gran cantidad de personal.
6.1.6.2 - Periodicidad de las inspecciones
Para determinar la frecuencia óptima de las inspecciones, mediciones y registro de las variables de interés, se
deben tener en consideración los siguientes aspectos básicos:
-
La criticidad del equipo de interés
La disponibilidad de reserva
El diseño
Las condiciones de funcionamiento y operación
El historial de mantenimiento del equipo
Las estadísticas de falla
Costos de las intervenciones
6.1.7. Evaluación de los costos y beneficios
En general, la política de una mantención de define principalmente a través de los costos, entre los cuales el costo
de la seguridad sobre los accidentes a las personas y daños a los equipos, debe tenerse muy en cuenta. Los
costos deben tomarse en cuenta en primer lugar para la definición del grado de confiabilidad.
Los beneficios más significativos del MPD radican principalmente en la disminución del número de fallas, que
puede esperarse del orden de un 50%. Empresas grandes de ciclo de producción continua que han aplicado este
método de mantenimiento, han logrado reducir la tasa de anormalidades hasta en un 75%. Indudablemente esto
conduce a una mejora en el rendimiento de los equipos y una disminución de los costos directos de
mantenimiento.
Aplicando Las técnicas del MPD, se pueden esperar los siguientes resultados sobre los costos directos e indirectos
de mantenimiento:
37
-
Costo directo de mantenimiento: Disminución entre el 10 y 15 %.
Costo indirecto de mantenimiento: Aumento de un 23% debido al personal del servicio de inspección.
Costos indirectos por falta de producción: Sensible disminución.
Respecto de las mejoras que permite alcanzar el MPD, se tienen:
-
Tiempo improductivo considerablemente menor.
Menores gastos por mantenimiento preventivo y/o correctivo.
Prolonga la vida útil de los equipos.
Mejor calidad del equipo.
Menor cantidad de averías y disminución de la tasa de fallas.
Aumento de la producción.
Mejor calidad del producto.
En general, la implementación de un programa de MPD representa una fuerte inversión inicial, la que está
determinada básicamente por la adquisición de instrumental altamente especializado, como es el caso de los
detectores de descargas parciales, detectores ultrasónicos u otros tipos de detectores-registradores de parámetros
representativos del estado de los equipos eléctricos. Sin embargo, el poseer elementos que monitorean en línea al
equipo, sin necesidad de sacarlo de servicio, significa beneficios importantes que hacen rentable esta técnica de
mantenimiento, dado que se evita, en el caso de transporte de energía eléctrica, la pérdida de venta de energía y
se puede prolongar la vida útil de los equipos, haciendo intervenciones en el momento oportuno, disminuyendo así
la probabilidad de falla.
6.1.8. Planificación de Redocumentos Humanos, Materiales y Financieros
La organización del Mantenimiento Predictivo implica:
a) La formulación del programa y el método de inspección con especificación de los componentes a
inspeccionar.
b) Determinación, para cada equipo critico, de los valores límites de aceptabilidad de las características o
variables que se requieren medir en las inspecciones (Por ejemplo: nivel de vibración, nivel de descargas
parciales, resistencias de aislación, etc.).
c) La determinación de las frecuencias de inspección.
d) El registro de Las lecturas.
e) La formación del personal que formará parte del programa de MPD.
La Tabla 1 muestra algunos elementos para una organización de la mantención.
38
Tabla 1
Elementos Para una organización de la mantención
Operaciones
Reglas, ajustes, etc.
Tipo de Mantención
Sistemática
Medidas permitidas o
contenidas
Diagnósticos
consecutivos
Análisis global
Reparaciones
Mejoras
Análisis global y fino a
través de mediciones y
tratamientos específicos
de señales
Reparaciones importantes
Mejoramiento
reconstrucción
Estado de comportamiento
Condicional
Condicional
correctiva
Predictiva
Calificación del personal
Electromecánicos
Técnicos
Técnico Inspector en
mantención
Ingeniero experto
Experto
Ingeniero
Técnico
Electromecánico
Experto
La fiabilidad del servicio de inspección depende en gran medida de la habilidad y sentido de responsabilidad del
personal de mantenimiento. En principio, a cada brigada o cuadrilla se le confía un grupo de equipos, de forma que
pueda realizar un ciclo de inspección sobre todos los equipos del grupo con una frecuencia determinada.
Los defectos se registran en fichas que se utilizan tanto como orden de trabajo como de resultados de fin de
trabajo. Los resultados son la realimentación que sirve para tomar la decisión de intervención, indispensable para
conseguir la máxima fiabilidad del servicio.
En el ámbito del MPD, la inspección es de absoluta prioridad. De preferencia, el personal destinado a las
inspecciones se buscará dentro de la brigada de mantenimiento con mayor nivel de profesionalidad, con
conocimiento profundo del equipo y especialmente dotados de capacidad analítica.
En todos los casos, siempre es necesario formar al personal para esta misión, dando a conocer claramente:
-
Una explicación acerca de los objetivos del servicio.
-
Una visión acerca de los principios y funcionamiento de los instrumentos a emplear.
-
Un repaso o enseñando los principios de matemáticas y física necesarios para el correcto desarrollo de esta
función.
El papel del jefe de mantenimiento cambia con la introducción del MPD. Antes su función era la evaluación del
funcionamiento del equipo, aparte de la coordinación, control y asistencia técnica de los encargados; de hecho era
el primer inspector de la empresa. En cambio, bajo la modalidad del MPD, adquiere principalmente la función de
"director" del servicio.
El servicio de inspección constituye el soporte informativo sobre el estado de los equipos, mientras las demás
oficinas le proporcionan los datos necesarios para los costos referidos al presupuesto establecido.
En el MPD, el jefe de mantenimiento (o supervisor) coordina y decide en base a la información recibida.
La estructura organizativa del mantenimiento en conjunto resulta más flexible y la programación a corto plazo,
adquiere gran importancia frente a la programación a largo plazo (Fig. 2).
39
Después de introducido el MPD, la determinación del presupuesto de mantenimiento es más difícil y hay que
basarla más en las estadísticas que en la selección de los trabajos concretos que van a hacerse.
6.1.9. Resumen
-
La optimización del mantenimiento, debe considerar necesariamente la minimización de los tiempos de
puesta fuera de servicio de los equipos con el objeto de aumentar su disponibilidad y con ello lograr una
mayor continuidad de servicio. Esto se logra implementando el Mantenimiento Predictivo, como una técnica
moderna para preservar las instalaciones.
-
La característica fundamental en la que se apoya la gestión del Mantenimiento Predictivo, es el
procesamiento automático de los datos recopilados, dado que con los sistemas de inspección que se aplican
a los equipos, se tiene un gran volumen de información que debe ser analizada en forma oportuna por
personal idóneo.
-
Los computadores son una valiosa herramienta de apoyo para que los expertos hagan un diagnóstico real y
oportuno del estado de los equipos.
-
La efectividad del Mantenimiento Predictivo se basa en una adecuada elección de las magnitudes a ser
monitoreadas, las que deben ser representativas del funcionamiento de los equipos. Además, la
40
determinación de procedimientos de medidas y la periodicidad con que deben realizarse, son dos aspectos
fundamentales que deben considerarse al diseñar los programas de Mantenimiento Predictivo.
-
El establecimiento del servicio de inspección a los equipos es el pilar en que se apoya esta metodología. La
organización del personal y su preparación debe ser adecuada y de acorde a la importancia de cada
instalación. En todo caso, todos los involucrados deben tener la preparación y los conocimientos suficientes
para ejecutar su labor, para que la información que ellos recopilen y manejen sea confiable y se pueda tener
un diagnóstico acertado.
-
Dentro de la gestión global del mantenimiento, el Mantenimiento Predictivo es una técnica que anticipa el
mantenimiento correctivo a futuro. Esto quiere decir que debe haber una relacón entre el personal de la
predicción con los de la corrección. Los primeros inspeccionan y registran las variables de estado de cada
equipo, luego las analizan y pronostican el grado y momento de posibles defectos importantes o fallas, con lo
cual los segundos deben tomar las acciones correctivas en forma oportuna. Con esto, se logra una
optimización en el uso de los redocumentos humanos destinados al mantenimiento.
AI implantar esta técnica de mantenimiento, se obtienen beneficios significativos en cuanto a la disminución del
número de fallas imprevistas y por ende menores costos por intervenciones correctivas no programadas, con
pérdida de energía no vendida. Este método, conduce a una mayor eficiencia en la gestión del mantenimiento,
determinada por la reducción de costos que esto significa.
La tendencia actual, indica que el Mantenimiento Predictivo se debe realizar en base a monitoreo de señales de
estado en línea, es decir, con el equipo en servicio, evitando con ello la pérdida de producción por causa del
mantenimiento. Además, actualmente se esté tendiendo a que el análisis y diagnóstico sea en forma automática,
por medio de los sistemas expertos.
6.2. Mantenimiento Predictivo Aplicado a Líneas de Transmisión
6.2.1. Conceptos y Definiciones Básicas
Descarga eléctrica
Se define en términos generales, como el movimiento o desplazamiento de cargas eléctricas a través de un medio
aislante, iniciada por avalanchas de electrones y mantenida por procesos secundarios diversos, que generan
avalanchas continuas.
Descarga parcial
Se define como una descarga eléctrica la que puentea solo parcialmente el medio aislante entre partes
energizadas o entre un punto energizado y tierra.
Este fenómeno es considerado como el principal causante de fallas de un sistema eléctrico y que en consecuencia
es el que más afecta la vida útil de las instalaciones.
AI ocurrir una descarga parcial, se presenta una liberación instantánea de energía que es absorbida por el material
aislante sólido o líquido, o es transmitido a la atmósfera.
Cuando la energía liberada es absorbida o disipada en el material aislante, se presenta daño o degradación en la
aislación si se mantiene la descarga durante cierto lapso de tiempo.
Cuando es transmitida a la atmósfera, esta liberación de energía se transforma en una radiación electromagnética
de alta frecuencia que se manifiesta como radio interferencia o se generan ondas de frecuencia ultrasónica.
En general, se pueden identificar tres categorías de descargas parciales.
41
Descargas Internas: Se presentan dentro de una aislación sólida o líquida, en una cavidad o intersticio de la
aislación o ente ésta y la parte activa o conductora. En aislaciones de material sólido, tales como aisladores de
cerámica, se producen propagaciones en canal de las descargas, formando árboles de ramificación o recorridos
dentriticos de pocos micrones de diámetro y capacitancia muy pequeña.
Descargas superficiales: Se presentan sobre la superficie de una aislación sólida en un medio gaseoso o líquido,
que no esté ocupado por un conductor, en especial en materiales aislantes orgánicos, donde el efecto de la
corriente superficial provoca una erosión. Este fenómeno presenta tres aspectos principales:
-
La existencia de una película conductora, por lo menos inicialmente en la superficie.
-
Un mecanismo por medio del cual la corriente de fuga a través de la película es interrumpida con
producción de chispas de descarga.
-
La erosión es la causa del proceso de carbonización superficial en el material aislante.
Descargas corona: Se presentan en gas o líquido en torno a un conductor, separada de la Aislación sólida. Sin
embargo, también se presentan en enrollados de máquinas que están en estrecho contacto con la Aislación sólida.
Las causas de este tipo de descarga son bordes agudos en los conductores y ruptura de la rigidez dieléctrica del
medio gaseoso que rodea la conductor energizado.
6.2.2. Aislación contaminada y fallas no visibles en Líneas de Transmisión
Las aislaciones de una Línea de Transmisión, por estar a la intemperie, están expuestas a la polución o
contaminación originada principalmente por el depósito de partículas de polvo o excremento de pájaro,
provenientes de zonas tales como:
-
Zonas industriales.
Zonas con calefacción con emisión de humos.
Zonas desérticas con condensación regular.
Áreas agrícolas (quema de vegetación y residuos).
Zonas costeras.
Caminos terrosos de tráfico vehicular intenso.
Faldeos de cerros con terrenos áridos.
La capa contaminante consistente en materiales semiconductores depositada sobre la superficie de un aislador,
puede ser inofensiva mientras está completamente seca, pero en presencia de humedad, como es la condensación
en horas de madrugada, se forma un electrolito conductor y se establece una circulación de corriente de fuga en la
superficie del aislador a la tensión de servicio.
Esta corriente de fuga calienta la superficie del aislador desuniformemente (mayor densidad de corriente en las
partes más estrechas), provocando la formación de bandas secas de dieléctrico alto. En estas bandas secas se
forman cadenas de partículas cargadas; la carga electrostática más la carga aportada por el potencial propio
pueden producir arcos o descargas parciales que, en ciertas ocasiones, pueden originar contorneo (flashover), lo
que equivale virtualmente a un cortocircuito entre los terminales (partes activas) del aislador, originándose una
falla, generalmente de tipo residual.
Las corrientes de fuga superficiales y en consecuencia las descargas parciales, se manifiestan en emisiones de
radio interferencia y ondas ultrasónicas, las que detectadas mediante instrumental especializado, permiten
anticiparse a la descarga de potencia y a la falla.
42
6.3. Instrumentación para Mantenimiento Predictivo en Líneas de Transmisión
6.3.1. Generalidades
Por regla general la instrumentación moderna adecuada para la implementación de un programa de mantenimiento
predictivo, debe reunir las siguientes características comunes que facilitan enormemente su aplicación, como ser :
- Equipos livianos, portátiles y resistentes para uso en terreno.
- Gran ganancia con características de direccionalidad en la medida.
- Facilidad y rapidez en la medida.
- Detección a distancia en todo nivel de alta tensión.
- Resultados de interpretación sencilla.
Solo en la época reciente se ha desarrollado instrumentación portátil para uso en terreno, que permite obtener
resultados tangibles en la detección temprana de falla inminente.
6.3.2. Los aisladores como emisores de señales de radio interferencia y ultrasonido
Cuando el gradiente superficial de un conductor es de 12 kV/cm o inferior, el ruido es provocado principalmente por
los aisladores y su ferretería. Para tiempo seco, las perturbaciones se deben a descargas parciales que se
producen entre una pieza metálica de un aislador y su cuerpo de material aislante. Bajo lluvia o neblina intensa,
Las gotas de agua en los bordes del manto del aislador crean efectos de punta donde el campo eléctrico es más
intenso.
La contaminación atmosférica establece serios problemas desde el punto de vista de la radio interferencia: la capa
aislante depositada sobre la superficie del aislador modifica el potencial a lo largo de la línea de fuga y de este
modo puede aumentar la solicitación eléctrica en ciertas regiones, similares al caso de un aislador seco. Cuando
se humedece, se forma un electrolito conductor y se establecen corrientes de fuga intensas en la superficie del
aislador.
Estas corrientes de fuga forman bandas secas, entre cuyos bordes saltan arcos eléctricos. A medida que las
bandas crecen, aumenta el nivel de radio interferencia y emisión de ondas ultrasónicas. Al nivel de ruido producido
por una cadena, contribuyen todos sus aisladores y su ferretería.
En los aisladores, aparte de la capa contaminante, la principal fuente de emisión de perturbaciones
electromagnéticas y ultrasónicas, se debe a la mala distribución de voltajes sobre la superficie de material aislante,
debido principalmente a fisuras, perforaciones o salpicaduras y también a fallas internas bajo el casquete metálico.
6.3.3. Verificación de Aisladores en Líneas de Transmisión
Con el objeto de determinar el grado de contaminación y/o fallas internas o externas en la aislación, se han
desarrollado instrumentos especializados que permiten efectuar un diagnóstico rápido y preciso en cuanto al
estado de los aisladores, basados en la detección y medición de los parámetros físicos que caracterizan su
comportamiento: la emisión de señales perturbadoras de radiofrecuencia y ultrlasónicas, las que se detectan a
distancia y las corrientes de fuga y distribución de voltajes o gradiente de potencial, cuya detección y medición se
efectúa por contacto directo con cada unidad bajo investigación.
De acuerdo a lo anterior, se pueden implementar dos técnicas de verificación:
a) Verificación Masiva de Aislación
Se caracteriza principalmente por la detección y medición a distancia de las señales emitidas por los aisladores:
ondas electromagnéticas de radio interferencia y ondas ultrasónicas.
43
En ambos casos, la instrumentación permite efectuar un barrido rápido para verificar una gran cantidad de
aisladores, permitiendo la identificación de zonas que pueden incluir varias estructuras de Alta Tensión con
aislación defectuosa o contaminada.
Su gran ventaja es que elimina totalmente el riesgo para el personal que interviene en la verificación, dado que no
se requiere escalar las estructuras, y además está exento del peligro de cercanía a conductores energizados.
b) Verificación Selectiva de Aislación
Esta técnica se caracteriza básicamente por la detección y medición por contacto con las unidades investigadas de
la corriente de fuga que circula por cada uno de los aisladores y la distribución de voltajes o gradiente de potencial
en las unidades que conforman una cadena de aisladores.
Siendo esta una técnica muy precisa para la detección de contaminación superficial y fallas internas y externas en
los aisladores, su principal desventaja es su bajo rendimiento por jornada de trabajo de verificación va que cada
uno de los aisladores debe ser chequeado. En su ejecución se deben emplear técnicas de trabajo con líneas
energizadas, lo que implica el uso de pértigas aislantes y personal altamente adiestrado para la realización de las
verificaciones.
6.3.4. Detector de radio interferencia
Las Descargas parciales tienen un amplio rango de variación tanto en magnitud como en frecuencia de repetición.
Estas varían desde un débil resplandor entre dos o más discos, hasta una descarga parcial de centímetros o
decímetros a lo largo de una cadena de aisladores. Las frecuencias de repetición de los pulsos van desde unos
pocos Hertz hasta varias centenas de MHertz.
Los detectores de radio interferencia permiten la detección a distancia, permitiendo identificar la zona donde se
originan las perturbaciones, equivalente a la zona de degradación de la aislación. Basan su funcionamiento en los
ruidos de radio interferencia generados en el punto de falla que se registran en diversas bandas del espectro
electromagnético.
Los equipos portátiles de alta sensibilidad y direccionalidad, entregan captación acústica del ruido de RIF y lecturas
de su intensidad relativa y frecuencia en medidores análogos y digitales. Estos equipos utilizan antenas de alta
direccionalidad, permitiendo al operador llegar a una definición de la ubicación de la torre y el circuito donde se
origina la señal de radio interferencia, en base a la experiencia en el uso de los distintos dispositivos de detección.
Con su aplicación es factible un barrido rápido de una línea en breve tiempo, dependiendo primeramente de la
disponibilidad de buenos caminos de acceso y senderos de patrullaje de los tendidos eléctricos.
De acuerdo a lo anterior, la localización y medición del voltajes de radio interferencia es una herramienta eficaz
para la determinación del grado de contaminación y defectos superficiales e internos en los aisladores.
6.3.4.1. Medición de radio interferencia en Líneas de Transmisión
La detección y medición del ruido emitido se realiza con el localizador de radio interferencia, que corresponde
básicamente a un receptor portátil de radiofrecuencia de banda ancha que cubre el espectro de frecuencias
comprendido entre 50 a 800 MHertz, dotado de antenas direccionales y omnidireccionales. Las antenas
omnidireccionales permiten ubicar el sector comprendido entre varias estructuras de una línea de transmisión,
mientras que las direccionales permiten identificar una estructura en particular del tramo verificado y el circuito en
la que se esté generando la emisión de señales de radio interferencia y efectuar la medición de amplitud y
frecuencia.
Uno de los equipos especializados para la detección y medición de las señales de radio interferencia es el
Localizador de Radio Interferencia marca Radar Engineers, dotado de indicador analógico para la medición de la
amplitud relativa del voltaje de RIF y de panel de sintonía digital para la selección de la frecuencia en el rango de
44
50 kHz a 800 MHz. Su sensibilidad es de un microvolt en todo el rango de sintonía y la lectura de amplitud es
proporcional la valor cuasi-peak de la señal detectada por la antena.
Para establecer un programa de MPD, se requiere efectuar varias jornadas de inspección en diversos puntos del
sistema eléctrico, con el objeto de determinar valores patrones de comportamiento en aislaciones en las distintas
disposiciones eléctricas existentes en las líneas de transmisión.
En la determinación de los valores de referencia o patrones, es indispensable efectuar Las mediciones sobre
aisladores nuevos o libres de contaminación superficial y/o libres de fisuras y fallas internas después de efectuadas
jornadas de limpieza manual o lavado de Aislación con agua desmineralizada a alta presión.
Los valores patrones registrados mediante el equipo localizador marca RADAR ENGINEERS, en las diferentes
configuraciones de estructuras y sus aislaciones, son los siguientes:
Tipo de
Estructura
Suspensión
N° Ctos.
uno
Suspensión
dos
Tracción
uno
Tracción
dos
Tap
uno
Tap
dos
Nivel de
Ganancia
NG > 9.0
7.5 < NG < 9.0
NG < 7.5
NG >8.0
7.0 < NG < 8.0
NG < 7.0
NG >8.0
7.0 < NG < 8.0
NG < 7,0
NG > 7.5
ó.0 < NG < 7.5
NG < ó.0
NG > 7.5
ó.0 < NG < 7.5
NG < ó,0
NG > 7.0
ó.5 < NG < 7.0
NG < ó.5
Frec. (Mhz)
135
135
135
135
135
135
135
135
135
135
135
135
135
135
135
135
135
135
Estado Aislación
Limpia
Moderada contaminación
Muy contaminada o dañada
Limpia
Moderada contaminación
Muy contaminada o dañada
Limpia
Moderada contaminación
Muy contarninada o dañada
Limpia
Moderada contaminación
Muy contaminada o dañada
Limpia
Moderada contaminación
Muy contaminada o dañada
Limpia
Moderada contaminación
Muy contaminada o dañada
Estos valores se han determinado en mediciones efectuadas a una distancia horizontal de 15 metros perpendicular
al eje de la línea y una altura de 2 metros del suelo, con antena direccional tipo dipolo, dispuesta sobre el techo
del vehículo, con sus elementos captadores paralelos a los conductores de la línea de transmisión.
El grado de contaminación de la aislación se obtiene comparando los valores medidos en condiciones similares a
las antes descritas, con los valores patrones correspondientes al tipo de línea y estructura. Es importante destacar
que cada aislador se comporta como un pequeño generador de radio interferencia, de modo que por
superposición, el efecto total es acumulativo.
Un aspecto importante de tener presente la momento de efectuar las mediciones en terreno y al hacer el análisis
de las lecturas registradas, es el hecho que bajo determinadas condiciones de calibre de conductor, voltajes de
servicio y condiciones ambientales, se produce en el conductor, el efecto corona que también se caracteriza por la
emisión de cierto tipo de señales de radio interferencia, por lo que se debe tener la precaución de descontar este
efecto para dar un diagnóstico acertado sobre el estado de las aislaciones.
6.3.5. Detector de Ruido Ultrasónico
La detección a distancia de descargas parciales de nivel medio a alto, se efectúa aplicando consecutivamente
detectores de radio interferencia (RIF) para efectuar un barrido general del área de investigación, procurando
ubicar una o más fuentes de emisión y, detectores de ruido ultrasónico para identificar el o los elementos
causantes de la perturbación.
45
La baja potencia emitida por la fuente de ruido ultrasónico, influye decisivamente en su rápida atenuación con la
distancia, en consecuencia, estos detectores son aplicables en las proximidades de las estructuras de Alta
Tensión.
Como estos equipos son altamente direccionales y tienen un punto de mira, es factible ubicar con toda precisión
cadenas completas y aisladores individuales fallados internamente.
Los detectores ultrasónicos generalmente son alimentados con batería, tienen amplificadores de banda estrecha
de 40 kHz y están provistos de concentradores parabólicos para aumentar su sensibilidad, captando señales muy
débiles y con gran direccionalidad.
6.3.5.1. Medición de Ruido Ultrasónico en Líneas de Transmisión
La detección a distancia de descargas parciales en aisladores defectuosos se efectúa mediante la Pistola
Localizadora de Descargas Parciales marca CERL, la que permite realizar un diagnóstico rápido y preciso de los
aisladores instalados en una torre. Esto dotado de un display con diodos luminosos que se encienden en un
número proporcional a la magnitud de la señal detectada. Tiene un intensificador escalonado de señal y una mira
telescópica, los cuales permiten detectar señales muy débiles a una distancia máxima de 100 metros, apuntando
un blanco de dimensiones reducidas, en este caso, los discos aisladores.
La gran direccionalidad del instrumento, permite identificar la cadena y en la mayoría de los casos la unidades
individuales contaminadas o defectuosas, independientemente del tipo o disposición de la estructura.
La intensidad de las ondas ultrasónicas registradas, está determinada por el número de leds que se encienden en
el display y por el factor de amplificación escalonado del localizador.
Al igual que en caso del Localizador de radio interferencia, para la determinación de los valores de referencia o
patrones, es indispensable efectuar las mediciones sobre aisladores nuevos o libres de contaminación superficial
y/o libres de fisuras y fallas internas, después de efectuadas jornadas de limpieza manual o lavado de aislación con
agua desmineralizada a alta presión.
Los patrones empleados para el diagnóstico del estado de la aislación, son los siguientes:
Factor de Amplificación
Máximo
Máximo
Máximo
E-------cualquiera
N° Leds encendidos
Ninguno
NO < 4
4 < NO < 8
8
Estado de la Aislación
Limpia y sin defecto
Moderada contaminación
Muy contarninada
Defectuosa
En general y de acuerdo a la experiencia obtenida en terreno, se puede afirmar que este tipo de inspección permite
detectar con alta precisión los aisladores con fallas externas e internas, pues en estos casos, las señales emitidas
son de magnitud importante y fácilmente detectables, no así en el caso de los aisladores contaminados, en que las
ondas ultrasónicas son muy débiles, sobretodo cuando las mediciones se efectúan en condiciones de muy baja
humedad ambiental.
6.3.6. Medidor de Corriente de Fuga
En respuesta a los problemas de confiabilidad de servicio y seguridad del personal de mantenimiento de líneas,
planteados por los aisladores defectuosos en servicio, sin falla visible, se ha desarrollado un instrumento que
permite identificar en forma rápida y segura los aisladores defectuosos en servicio, estando en circuito energizado,
tanto en líneas de transmisión como de distribución.
Este instrumento posee varias características importantes: tiene una fuente de alimentación auto contenida de DC,
que no es afectada por los altos valores de AC impuestos entre las puntas de prueba, permitiendo en
consecuencia, que los linieros prueben los aisladores en servicio. Impone un voltaje de 10 kV DC a cualquier
objeto conectado entre sus dos electrodos de prueba, que se extienden desde la parte posterior del instrumento e
46
indica cualquier flujo de corriente a través del objeto bajo prueba, en un microampermetro ubicado en su panel
frontal. se instala en el extremo de una pértiga aislante con acoplamiento universal y es lo suficientemente liviano
para que cualquier liniero lo utilice sin ayuda. Aunque se tiene presente una tensión de 10 kV en las puntas de
prueba, la corriente está limitada a unos pocos microamperes, por lo que no existe peligro de shock.
6.3.6.1. Verificación de Aisladores por Medición de Corriente de Fuga
La verificación de aisladores mediante la medición de la corriente de fuga, se realiza con el instrumento marca
HI-TEST CHANCE, el que posee un micro amperímetro de aguja, graduado de cero a veinte microamperes. La
prueba se realiza aplicando un pulso de 10 kV DC a cada uno de los aisladores que conforman la cadena de
aisladores, midiendo la corriente resultante.
Los valores de corriente de fuga registrados permiten diagnosticar con precisión el estado de cada uno de los
aisladores, principalmente aquellos que presentan defectos no visibles como micro fisuras, trizaduras, degradación
de la cerámica y defectos en la cementación del casquete y vástago, de acuerdo con la siguiente tabla de valores
patrones:
Corriente de Fuga (uA)
If < 5
5 < If < 10
10 < If < 20
If > = 20
Estado del aislador
Limpio y sin defecto
Moderada contaminación
Muy contaminado
Defectuoso
Los valores de corriente de fuga medidos en cada uno de los aisladores deben registrarse en un formato especial,
para tener una identificación clara de las unidades defectuosas y su posición relativa a la cadena, fase y circuito a
que pertenecen, con el objeto de incluirlos en la próxima intervención de mantenimiento correctivo que se
programe.
Un ejemplo de formato, denominado "Hoja de Terreno", se muestra a continuación, en el que la numeración de
cada disco corresponde a su posición dentro de la cadena, partiendo desde el lado del conductor hacia la cruceta
de la estructura. Se indican también para cada circuito y fase, el tipo y posición de la cadena de aisladores.
6.3.7. Medidor de Gradiente de Potencial
El Medidor de Gradiente de Potencial es básicamente un voltímetro de alta tensión, diseñado para efectuar
mediciones de la distribución de potencial en los discos de una cadena aisladora. Su utilización supone tener la
líneas energizadas al momento de efectuar la medición.
Este instrumento debe ser instalado en una pértiga aislante para efectuar la medición con línea energizada. Las
lecturas que proporciona corresponden a una medida proporcional de la caída de potencial entre el casquete y el
vástago de cada disco.
La medición del gradiente de potencial se efectúa con instrumento marca R & lE o con su similar, el Isolómetro de
Ritz Chance que tiene idénticas características constructivas.
Ambos están diseñados para su utilización en líneas de transmisión desde 44 a 220 kV y es adecuado para la
verificación de aisladores de disco y del tipo espiga o campana.
6.3.7.1. Verificación de Aisladores por Medición de Gradiente de Potencial
La verificación de aisladores por medio de la medición del gradiente de Potencial, se realiza con el medidor marca
R & lE o el Isolómetro Ritz Chance. Ambos están dotados de un voltímetro de aguja, graduado de cero a cinco
unidades relativas, que proporciona una medida proporcional del voltajes impuesto entre el casquete y el vástago
del aislador.
47
Los valores patrones de potencial correspondientes a cada uno de los discos que conforman la cadena, se han
obtenido después de haber efectuado innumerables mediciones en discos nuevos recién instalados y en unidades
sometidas a limpieza manual con paño húmedo o lavado con agua desmineralizada en líneas energizadas.
Los valores patrones de distribución de gradiente de potencial adoptados para aisladores de disco en líneas de 110
kV, se muestran en el cuadro siguiente, donde la numeración de cada disco corresponde a su posición dentro de la
cadena, partiendo desde el lado conductor hacia la cruceta.
Aislador N'
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Valtor Patrón
3.6
2.5
1.9
1.4
1.1
1.0
1.1
1.4
1.5
Valor medido
0/0 < vm < 3.6
0/0 < vm < 2.5
0/0 < vm < 1.9
0/0 < vm < 1.4
0/0 < vm < 1.1
0/0 < vm < 1.0
0/0 < vm < 1.1
0/0 < vm < 1.4
0/0 < vm < 1.5
Estado aislador
Dañado / Contaminado
Dañado / Contaminado
Dañado / Contaminado
Dañado / Contaminado
Dañado / Contaminado
Dañado / Contaminado
Dañado / Contaminado
Dañado / Contaminado
Dañado / Contaminado
Las lecturas obtenidas en cada uno de los discos se registran en un formato especial, lo que permite una clara
identificación de las unidades defectuosas o contaminadas.
La información registrada en la "hoja de terreno", es posteriormente vertida en un formato computacional que
grafica para cada una de las cadenas verificadas los valores individuales correspondientes a cada uno de los
discos, obteniéndose Las "curvas de distribución de gradiente de potencial, Las que permiten un diagnóstico rápido
de la condición de cada aislador, en base a la comparación de los valores medidos contra la curva patrón obtenida
a partir de la gráfica de los valores patrones, tal como se muestra a continuación, para un caso real.
En las gráficas, correspondientes a la aislación de una torre de anclaje, se puede apreciar claramente que en el
Circuito N° 2, fase media, los discos N° 3, 5, y 8, presentan defecto total. Esto se deduce al considerar que una
lectura cero, corresponde a cero volts entre casquete y vástago, lo que indica con toda seguridad que el aislador
presenta una falla interna en la cementación y la cerámica bajo el casquete, la que puede estar perforada,
humedecida o presentar micro fisuras.
6.4. Medición de Temperatura de uniones mediante Termo visión
La técnica de termo visión o termografía, se ha constituido en una herramienta eficaz para la detección y el control
anticipado de puntos calientes en equipos de generación, transmisión y distribución eléctrica, en alta y media
tensión, principalmente debido a que las inspecciones se realizan bajo condiciones normales de operación de los
equipos y no existe contacto con los elementos a medir, puesto que los chequeos se realizan a distancia.
Existe actualmente en el mercado una gran variedad de equipos de detección infrarrojo, pero en general las
aplicaciones están basadas en los sistemas de imagen térmica que entregan mapas de temperatura del cuerpo
investigado. La gran mayoría de los equipos utilizan cámaras portátiles junto con sistemas de procesamiento de
imagen y lentes teleobjetivos para efectuar mediciones de larga distancia tales como en líneas de transmisión.
Dentro de las grandes ventajas que presenta esta avanzada técnica, se pueden mencionar:
-
La inspección periódica de los equipos permite detectar las fallas en su fase inicial, cuando todavía es
tiempo de evitar consecuencias graves para la instalación o sistema eléctrico.
-
La detección del punto caliente y la medición de temperatura permiten el trabajo organizado de las cuadrillas
de mantenimiento, pues se establecen prioridades de reparación. Estas prioridades surgen como
consecuencia de las acciones recomendadas luego de elaborado el reporte de la inspección que
proporciona el diagnóstico de gravedad de la falla.
48
-
El listado de fallas y su priorización según el estado de gravedad, permite además prever el stock de
repuestos en forma oportuna.
-
El conocimiento de que no existen puntos que no hayan sido reparados en un equipo de poder, permite
incrementar la carga hasta su valor nominal con total seguridad.
-
La detección y ubicación de uniones defectuosas en equipos de poder es de máxima importancia, ya que si
estos componentes fallan en servicio, se provoca una interrupción del suministro.
Los tres factores que pueden ser causales de recalentamiento son la oxidación, la corrosión y el contacto deficiente
por falta de apriete o calibres inadecuados de los conectores empleados. Cualquiera de ellos contribuye a un
aumento en la resistencias de contacto en el punto de unión y el consiguiente aumento de la temperatura por
efecto Joule.
La técnica de termografía, se basa en el registro del aumento del nivel de radiación infrarroja emitida por el
componente, para su detección y ubicación.
6.4.1. Medición de Temperatura en Uniones Eléctricas en Líneas de Transmisión
El equipo típico consiste en una cámara de detección infrarroja que explora el objeto y enfoca la radiación hacia un
detector que la convierte en una señal eléctrica, la que es posteriormente convertida en una imagen térmica, la que
se visualiza en una pantalla de rayos catódicos.
Uno de estos equipos corresponde al sistema de termo visión marca Agema, modelo Thermovision 870 D, dotado
de diferentes tipos de lentes y accesorios para realizar inspecciones tanto en equipo de patio como en líneas de
transmisión. Este modelo está dotado de un computador portátil, lo que permite un diagnóstico rápido en terreno y
además consta de un videograbadora para grabar las imágenes térmicas con el objeto de efectuar análisis
detallados con posterioridad.
En las inspecciones termográficas a conexiones eléctricas en líneas de transmisión, se verifica la temperatura en
las uniones mecánica existentes en los puentes de las estructuras de anclaje, torres de derivación, portales de
remate en subestaciones, trampas de onda y otros puntos de conexión, a objeto de detectar fallas incipientes
producidas por resistencias de contacto fuera de los rangos permisibles.
De acuerdo a la experiencia obtenida en terreno y al análisis posterior de la información registrada durante más de
cinco años, se concluye que para obtener lecturas representativas del estado real de las conexiones, las
inspecciones termográficas deben realizarse bajo condiciones de carga superiores al ó0 % de la nominal, e
idealmente a plena carga, lo que es posible lograr en horas de demanda máxima y/o imponiendo la condición,
previa coordinación con el Despacho de Carga.
En general, el diagnóstico del estado de las conexiones en líneas de transmisión se obtiene de la comparación de
la temperatura de la conexión investigada contra la temperatura del conductor de la fase inmediatamente
adyacente. Dependiendo de los resultados obtenidos, se realiza un seguimiento, reparación a corto plazo o
inmediata.
También es recomendable la realización de verificaciones de carácter extraordinario cuando por motivos de
contingencias, se producen sobrecargas que superan las capacidades máximas establecidas para operación en
condiciones normales y de emergencia.
Durante las inspecciones termográficas, la información respecto de los parámetros térmicos empleados para
efectuar la medición de la temperatura, en los puntos calientes detectados, se registra en formularios especiales,
los que permiten elaborar el informe de defectos y priorizar la acción de mantenimiento correctivo necesaria para
eliminarlo. En este aspecto es muy importante que el Despacho proporcione información oportuna cuando
sobrecargue las líneas, para así derterminar la frecuencia y cantidad de mediciones.
49
6.5. Acciones correctivas para reemplazo de aislación defectuosa o contaminada:
Teniendo en consideración los criterios de diagnóstico anteriormente descritos, se deben tomar las siguientes
medidas correctivas:
6.5.1. Aislación moderadamente contaminada
a) Efectuar en el menor plazo posible, lavado de aislación con agua desmineralizada o en su defecto,
reemplazo de los aisladores con línea energizada, realizado con absoluta seguridad.
b) Si las acciones correctivas anteriores no son posibles, efectuar limpieza manual con paño o el reemplazo de
las unidades contaminadas con línea desenergizada.
6.5.2. Aislación muy contaminada o dañada
a) Efectuar con urgencia medición de corriente de fuga para discriminar entre aislación altamente contaminada
o daño superficial y/o interno.
b) Si la aislación presenta elevado nivel de contaminación, efectuar de inmediato lavado de aislación con agua
desmineralizada o en su defecto, reemplazo de los aisladores con línea energizada, realizado con absoluta
seguridad.
c) Si la aislación presenta daños superficiales graves o falla interna, efectuar el reemplazo de los aisladores con
línea energizada, realizado con absoluta seguridad.
d) Si las acciones correctivas anteriores no son posibles, efectuar limpieza manual con paño o el reemplazo de
las unidades defectuosas con línea desenergizada, según sea el caso.
7. PLANES DE MANTENIMIENTO
7.1. Criterios para Establecer un Plan de Mantenimiento
El objetivo fundamental del Plan de Mantenimiento de Líneas de Transmisión es lograr, a través de su aplicación,
la máxima disponibilidad de Las Líneas de Transmisión que conforman el Sistema de Transmisión de la
Empresa, tanto en condiciones normales como en contingencias, obteniendo una alta eficiencia técnica y
económica en el aprovechamiento de los redocumentos humanos y materiales, en concordancia con las políticas
de explotación de la Empresa. Esto se logra mediante la implementación de un Plan orientado principalmente a la
minimización de los efectos producidos por las solicitaciones que afectan a las instalaciones y su entorno.
Los criterios básicos que deben considerarse para estructurar el Plan de Mantenimiento de Líneas de Transmisión,
son los siguientes:
-
Importancia de la Instalación (Línea) dentro del Sistema de Transmisión.
Disponibilidad y respaldo para alimentar los consumos servidos.
Condiciones de operación de las líneas.
Solicitaciones y sus efectos.
Condiciones ambientales.
Estadísticas de falla.
Optimización de costos de las intervenciones.
7.1 .1. Importancia de la Instalación (Línea)
Normalmente en un Sistema de Transmisión, existen algunas líneas que son más importantes que otras desde el
punto de vista del transporte de energía y de los consumos servidos. Son de primera importancia aquellas de
configuración radial que transportan la energía desde las plantas de generación hasta los sistemas de
subtransmisión, conjuntamente con las radiales de simple circuito que alimentan grandes consumos, no teniendo
posibilidad de respaldo. En estos casos, el desarrollo de los trabajos contemplados en el Plan de Mantenimiento
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debe realizarse con extrema puntualidad y en muchos casos, debe efectuarse una revisión de la periodicidad para
determinar la necesidad de anticipar o redoblar las intervenciones.
7.1.2. Disponibilidad y respaldo para alimentar consumos servidos
Las Líneas de Transmisión que suministran energía para alimentar grandes instalaciones de procesos productivos,
tales como centros de explotación y refinación de minerales, parques industriales, etc., estén sometidas a mayores
exigencias debido al incremento de la eficiencia, continuidad y aumento en la producción propios de la industria
moderna.
La disponibilidad de las Líneas y el respaldo del suministro, hacen necesario adoptar las acciones de
mantenimiento necesarias para evitar las interrupciones de servicio, obligando a mantener un control minucioso
sobre el comportamiento de cada uno de los componentes de Las líneas de transmisión, lo que redunda en planes
de mantenimiento más rigurosos y efectivos.
7.1.3. Condiciones de operación de las Líneas
La periodicidad y las técnicas de mantenimiento a emplear en la mantención de Las Líneas de Transmisión,
dependen en gran medida de las condiciones bajo las cuales se operan y explotan.
Aquellas líneas sometidas a Sobrecargas periódicas o que transportan cargas muy cercanas a los límites máximos
de operación normal, requieren inspecciones frecuentes para determinar el estado de los conductores y las
conexiones eléctricas en los puentes de las torres de anclaje. En estos casos, las técnicas de inspección mediante
sistemas de medición de temperatura a distancia, son una herramienta de alta eficiencia, que pueden emplearse
con alta periodicidad, requiriendo una cantidad reducida de personal.
7.1.4. Solicitaciones y sus efectos
Las solicitaciones que afectan a las líneas de transmisión y su índice de gravedad, dan la pauta sobre el tipo de
inspección, técnica de mantenimiento y la periodicidad que debe aplicarse en cada caso, para obtener máxima
eficiencia en la mantención. El poder conocer, sectorizar, asignar periodicidad y establecer comportamientos
estacionales de las solicitaciones, son fundamentales para cumplir este propósito. En este punto el
Mantenimiento Predictivo juega un papel preponderante.
7.1.5. Condiciones ambientales
La frecuencia con que se ejecutan los trabajos de mantenimiento están condicionados por factores externos tales
como la pluviometría anual, emanaciones industriales y condiciones particulares de contaminación. Según el grado
de severidad de este tipo de solicitación, será necesario aumentar o disminuir la frecuencia de los trabajos. El
conocimiento del historial meteorológico permite anticipar las solicitaciones futuras.
7.1.6. Estadística de fallas
El análisis exhaustivo de las fallas ocurridas en las líneas del sistema de transmisión en períodos anteriores, es
una ayuda indispensable para orientar los planes de mantenimiento hacia un concepto predictivo, permitiendo
reducir el número de fallas de tipo indeterminado, lo que además entrega antecedentes de suma importancia para
la evaluación de la efectividad de los planes de mantenimiento. El contar con registros históricos confiables,
permite extrapolar con gran exactitud, las probabilidades de falla futuras de la instalación.
7.1.7. Optimización de los costos de las intervenciones
La optimización de los costos de las intervenciones por mantenimiento y de la disponibilidad de las instalaciones,
es un factor esencial en el aumento de la productividad. Es por esto que la tendencia actual es aplicar
mantenimiento predictivo o condicional, que determina el momento exacto de las intervenciones para efectuar
acciones correctivas.
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7.2. Optimización de los Trabajos de Mantenimiento
La optimización de los trabajos de mantenimiento que deben efectuarse a las líneas de transmisión, deben
considerar entre otros, los siguientes factores:
Objeto:
Eliminar o minimizar los efectos de cada solicitación en particular.
Método:
Descripción de la técnica e indicación del procedimiento a emplear en el desarrollo del trabajo.
Frecuencia:
Establecer la periodicidad con que debe efectuarse el trabajo y las
alteraciones temporales que se originen producto de las condiciones
pluviométricas del año y de los agentes contaminantes puntuales que
presenta cada líneas o cada tramo de líneas.
Época del año en que debe llevarse a cabo la intervención,
considerando la factibilidad de ejecución de los trabajos y las
condiciones de operación a que estarán sometidas las instalaciones.
Época:
Junto con la necesaria optimización en la utilización de los redocumentos humanos y materiales que permitirán
lograr un mantenimiento eficiente tanto del punto de vista técnico como económico, el Plan de Mantenimiento debe
tener la flexibilidad adecuada para adaptarlo y efectuar las modificaciones en el tipo y frecuencia de los trabajos,
aumentando los tendientes a detectar las condiciones en que se encuentren operando los diferentes componentes
de las líneas y en consecuencia, realizar los trabajos de mantenimiento de acuerdo a las condiciones particulares o
síntomas que presenta cada línea o tramo de línea.
Esta modalidad permite una disminución de las intervenciones periódicas de tipo general, a menos que estas sean
plenamente justificadas por las mediciones y verificaciones instrumentales sobre los componentes.
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