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MATERIA: PRUEBAS Y MANTENIMIENTO ELECTRICO (C37). ALUMNOS: Carlos Oscar Vázquez Sánchez 16131343 María Montserrat Martínez Alvarez 16131466 Sergio Fernando Aviléz Alcalá 15130870 PROFESOR: M.C. HILARIO SUAREZ DEL REAL MARTINEZ. SEMESTRE: AGOSTO-DICIEMBRE 2019 ESPECIALIDAD: ING. ELECTRICA. INSTITUTO TECNOLOGICO DE LA LAGUNA

Contenido SISTEMA ELECTRICO DE POTENCIA DIAGRAMA UNIFILAR ........................................... 8 Elementos de un transformador....................................................................................................... 8 SUBESTACIÓN ............................................................................................................................. 9 Tipos de subestación ................................................................................................................... 9 Subestaciones aisladas en hexafluoruro de azufre ...................................................................... 9 Intemperie ................................................................................................................................... 9 Convencionales ........................................................................................................................... 9 Bajo relieve ................................................................................................................................. 9 INTERRUPTORES DE POTENCIA............................................................................................ 10 Interruptores en gran volumen de aceite ................................................................................... 10 Interruptores en aire .................................................................................................................. 10 Interruptores en vacío ................................................................................................................ 10 Clasificación de interruptores.................................................................................................... 10 MEDIOS DE EXTINCIÓN DE ARCO ........................................................................................ 11 Interruptor en soplo de aire ....................................................................................................... 11 Hexafluoruro de azufre.............................................................................................................. 11 Interruptor en aceite .................................................................................................................. 11 Clasificación por el mecanismo operación ................................................................................ 11 Interruptores de gran volumen de aceite ................................................................................... 11 Cámara de vacío ........................................................................................................................ 12 Interruptores en vacío ................................................................................................................ 12 Interruptores en Hexafluoruro de Azufre .................................................................................. 13 SELECCIÓN DE INTERRUPTORES DE POTENCIA .............................................................. 14 ELEMENTOS DE UNA SUBESTACION DE POTENCIA: ...................................................... 14 PRUEBAS A UN TRANSFORMADOR ..................................................................................... 14 NOMENCLATURA DE EQUIPO EN UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE POTENCIA . 15 Nomenclatura para equipo de transformador (bahía) ................................................................ 15 Nomenclatura para equipo de una línea .................................................................................... 16 PRUEBAS ELECTRICAS A EQUIPO PRIMARIO DE UNA SUBESTACION DE POTENCIA ELECTRICA ................................................................................................................................. 16

PRUEBAS A TRANSFORMADORES........................................................................................ 16 PRUEBAS A INTERRUPTORES DE POTENCIA ..................................................................... 16 PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS ................................................. 16 PRUEBAS A APARTARRAYOS ................................................................................................ 17 PRUEBAS A BOQUILLAS ......................................................................................................... 17 CORRIENTE CAPACITIVA ....................................................................................................... 17 CORRIENTE DE ABSORCIÓN DIELÉCTRICA ....................................................................... 17 CORRIENTE DE FUGA .............................................................................................................. 18 ABSORCIÓN DIELÉCTRICA..................................................................................................... 18 INDICE DE POLARIZACION Y DE ABSORCION .................................................................. 18 FACTORES QUE AFECTAN LA PRUEBA ............................................................................... 18 ALARMAS MAS COMUNES EN UNA SUBESTACION DE POTENCIA .............................. 19 Señalización y alarmas de cuchillas .......................................................................................... 19 Señalización y alarmas de un interruptor .................................................................................. 19 Alarma de un transformador ..................................................................................................... 20 ALARMA DE UN ESQUEMA DE PROTECCIÓN DE UN ALIMENTADOR......................... 20 ALARMA DE UN ESQUEMA DE PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR ...................... 20 ALARMA DE UN ESQUEMA DE PROTECCIÓN DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN .... 20 PRUEBA DE RELACIÓN DE ..................................................................................................... 21 TRANSFORMACIÓN Y POLARIDAD. ..................................................................................... 21 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO ........................................................................................... 25 INTERPRETACION DE RESULTADOS PARA LA EVALUACION DEL AISLAMIENTO . 31

SISTEMA ELECTRICO DE POTENCIA DIAGRAMA UNIFILAR

Elementos de un transformador 1. tanque o depósito de lámina graduada acero. 2. núcleo de acero al silicio. 3. herrajes de fierro y madera tratada químicamente. 4. boquillas de porcelana de alta tensión. 5. boquillas de porcelana de baja tensión. 6. terminales de cobre vaciado. 7. corcho neopreno determinado espesor. 8. sellos para boquillas en alta y baja tensión. 9. tanque conservador . 10. aceite dieléctrico 30kv. 11. equipo inerte. 12. filtro de celulosa. 13. equipo buchollz. 14. equipo TRO. 15. medidor de nivel de aceite y temperatura . 16. medidor de aceite en boquillas de alta y baja tensión. 17. protección de temperatura. 18. protección de sobre presión.

SUBESTACIÓN conjunto de elementos que protegen control y modifican los parámetros de la potencia eléctrica para lograr el suministro de la energía.

Tipos de subestación Blindada: Conjunto elemento encapsuladas con interruptores barras que se utilizan a la

intemperie para voltajes de distribución En la actualidad gracias a la acción fluoruro de azufre distribuyen hasta 400 kb y ocupan entre el 6.5 al 10 de área de subestación de intemperie.

Subestaciones aisladas en hexafluoruro de azufre se pueden aplicar en cualquier sistema de alta tensión por su costo y se emplean en: ● ● ● ●

zonas urbanas con poco espacio. zonas con alto costo de terreno. zonas con alta contaminación. zonas con restricción ecológicas.

Intemperie Estas subestaciones se construyen en terrenos expuestas a la intemperie y requieren diseño de aparatos y equipos capaces soporte el funcionamiento bajo condiciones atmosféricas adversas como puede ser lluvia nieve incrementos atmosféricas etcétera.

Convencionales Son aquellas que están estructuradas con fierro estructural y soportaría de equipo normalizados para, así como la aplicación de arreglos de barras a una altura considerable y utilización de principios de operación comunes.

Bajo relieve En los últimos años los avances tecnológicos han sido notables en lo que se refiere a subestaciones eléctricas tenemos la movilidad de hexafluoruro de azufre en bajo relieve este tipo de arreglos nos permiten cumplir con las normativas ambientales disminución de costos y tiempos en cada proceso de obras como son: ● Equipamiento.

● obra civil. ● obra electromecánica. ● Obra eléctrica. Las construcciones de este tipo subestaciones se lleva a cabo regularmente en zonas urbanas ya que las convencionales implican un drástico rechazo de los habitantes del entorno nuevamente debido al desconocimiento de la operación y el beneficio que brinda.

INTERRUPTORES DE POTENCIA Interruptores en gran volumen de aceite Es un dispositivo electromecánico cuya función principal es la de conectar y desconectar circuitos eléctricos bajo condiciones normales o de falla también debe de estar preparada para efectuar recierres cuando una función requerida por el sistema se requiere que cualquier interruptor de este tipo sin formar en cuenta su aplicación particular efecto de cuatro operaciones. ● Cerrado debe ser conductor ideal. ● abierto debe ser aislador ideal . ● cerrado debe ser capaz de interrumpir la corriente a la que fue diseñado rápidamente en cualquier instante de producir sobrevoltajes peligrosos. ● abierto debe ser capaz de cerrar rápidamente en cualquier instante bajo corrientes de falla.

Interruptores en aire La energía del Arco se disipa Rompiendo las moléculas de aceite por medio de las cámaras de extinción pudiendo ser de Gran volumen de aceite y pequeño volumen de aceite.

Interruptores en vacío Utiliza como medio de extinción alto vacío en el cual no se puede engendrar o generar plasma debido a la ausencia de los átomos que se requieren para la ionización.

Clasificación de interruptores

● Por su medio de extinción. ● por el tipo de mecanismo. ● por la ubicación de las cámaras de arqueo.

MEDIOS DE EXTINCIÓN DE ARCO Interruptor en soplo de aire La energía del Arco eléctrico se disipa inyectando a una fuerte presión de aire comprimido.

Hexafluoruro de azufre Energía del Arco se disipan el gas.

Interruptor en aceite La energía del arco se disipa rompiendo moléculas de aceite por medio de las cámaras de extinción puede ser de Gran volumen o pequeño volumen de aceite.

Clasificación por el mecanismo operación El mecanismo accionamiento de un interruptor se considera un conjunto de elementos electromecánicos que permite almacenar y disponer de energía Útil para transmitir un movimiento logrando posiciones finales en los contactos de potencia y has abierto cerrado dentro de valores de tiempos de maniobra y de resistencia de contactos que favorecen la operación correcta del equipo. Los mecanismos más utilizados son: ● ● ● ●

Mecanismo de resorte. Mecanismo neumático. Mecanismo hidráulico. Combinación entre ellos.

Interruptores de gran volumen de aceite Reciben el nombre debido a la gran cantidad de aceite que contienen generalmente se construyen los tanques cilíndricos pueden ser monofásicos a trifásicos los trifásicos son para operar tensiones pequeñas 13.8 kv y su contacto encuentran contenidos en un recipiente comúnmente separados por aislantes Ventajas: - Construcción sencilla, - Alta capacidad de ruptura,

- Pueden usarse en operación manual y automática, - Pueden conectarse transformadores de corriente en los bushings de entrada. Desventajas -: Posibilidad de incendio o explosión. - Necesidad de inspección periódica de la calidad y cantidad de aceite en el estanque. - Ocupan una gran cantidad de aceite mineral de alto costo. - No pueden usarse en interiores. - No pueden emplearse en conexión automática. - Los contactos son grandes y pesados y requieren de frecuentes cambios. - Son grandes y pesados.

Cámara de vacío Es una característica propia de los interruptores de vacío que las cámaras de maniobra poseen contactos planos los que sólo se tocan en superficie frontal contactos tan simples como eso son posibles debido a que en el vacío no les es posible la oxidación o la formación de capas extraña Por tal motivo se hace necesario el empleo de movimientos tales capaz extrañas como es el caso interruptor en otro medios de extinción.

Interruptores en vacío La alta rigidez dieléctrica que presenta el vacío (es el aislante perfecto) ofrece una excelente alternativa para apagar en forma efectiva el arco. En efecto, cuando un circuito en corriente alterna se desenergiza separando un juego de contactos ubicados en una cámara en vacío, la corriente se corta al primer cruce por cero o antes, con la ventaja de que la rigidez dieléctrica entre los contactos aumenta debido a miles de veces mayor a la de un interruptor convencional (1 KV por µs para 100 A en comparación con 50 V/µs para el aire). Esto hace que el arco no vuelva a reencenderse. Estas propiedades hacen que el interruptor en vacío sea más eficiente, liviano y económico. Ventajas     

Tiempo de operación muy rápidos, en general la corriente se anula a la primera pasada por cero. Rigidez dieléctrica entre los contactos se restablece rápidamente impidiendo la reignición del arco. Son menos pesados y más baratos. Prácticamente no requieren mantención y tienen una vida útil mucho mayor a los interruptores convencionales. Especial para uso en sistemas de baja y media tensión.

Desventajas   

Dificultad para mantener la condición de vacío. Generan sobretensiones producto del elevado di/dt. Tienen capacidad de interrupción limitada.

Es importante destacar la importancia que tiene el material con que se fabrican los contactos de los interruptores en vacío. La estabilidad del arco al momento de separarse los contactos depende principalmente de la composición química del material con que fueron fabricados. Si el arco es inestable, significa que se apaga rápidamente antes del cruce natural por cero de la corriente, generando elevados di/dt con las consiguientes sobre tensiones. Para evitar esta situación, se buscan materiales que presenten baja presión de vapor en presencia de arco. Estos materiales no son fáciles de encontrar, pues tienen propiedades no del todo apropiadas para uso en interruptores en vacío. Por ejemplo, materiales con buena conductividad térmica y eléctrica, tienen bajos puntos de fusión y ebullición, y alta presión de vapor a altas temperaturas. Sin embargo, metales que presentan baja presión de vapor a altas temperaturas son malos conductores eléctricos. Para combinar ambas características se han investigado aleaciones entre metales y materiales no metálicos como Cobre-Bismuto, Cobre-Plomo, Cobre-Tantalio, Plata-Bismuto, o Plata-Telorium.

Interruptores en Hexafluoruro de Azufre El SF 6 se usa como material aislante y también para apagar el arco. El SF 6 es un gas muy pesado (5 veces la densidad del aire), altamente estable, inerte, inodoro e inflamable. En presencia del SF 6 la tensión del arco se mantiene en un valor bajo, razón por la cual la energía disipada no alcanza valores muy elevados. La rigidez dieléctrica del gas es 2.5 veces superior a la del aire (a presión atmosférica). La rigidez dieléctrica depende de la forma del campo eléctrico entre los contactos, el que a su vez depende de la forma y composición de los electrodos. Si logra establecerse un campo magnético no uniforme entre los contactos, la rigidez dieléctrica del SF 6 puede alcanzar valores cercanos a 5 veces la rigidez del aire. Son unidades selladas, trifásicas y pueden operar durante largos años sin mantención, debido a que prácticamente no se descompone, y no es abrasivo. Otra importante ventaja de este gas es su alta rigidez dieléctrica que hace que sea un excelente aislante. De esta forma se logra una significativa reducción en las superficies ocupadas por subestaciones y switchgear. La reducción en espacio alcanzada con el uso de unidades de SF 6 es cercana al 50% comparado a subestaciones tradicionales. Esta ventaja muchas veces compensa desde el punto de vista económico, claramente se debe mencionar que hay un mayor costo inicial, en su implementación. La presión a que se mantiene el SF 6 en interruptores, es del orden de 14 atmósferas, mientras que en switchgear alcanza las 4 atmósferas. El continuo aumento en los niveles de cortocircuito en los sistemas de potencia ha forzado a encontrar formas más eficientes de interrumpir corrientes de fallas que minimicen los tiempos de corte y reduzcan la energía disipada durante el arco. Es por estas razones que se han estado desarrollando con bastante éxito interruptores en vacío y en hexafluoruro de azufre (SF 6) .

 Operación de cierre 2 milisegundos.  Operación de apertura 2 milisegundos.

SELECCIÓN DE INTERRUPTORES DE POTENCIA El tiempo de cierra el interruptor a una frecuencia de 60 Hertz debe ser como máximo de punto 16 segundos la capacidad de ejecución de tensión nominal para la apertura del interruptor debe de ser de 0.3 segundos la operación de cierre seguida inmediatamente después de la operación de apertura ningún otras adicional debe ser de 3 minutos. Los interruptores deben de cumplir con exceder las diferencias de simultánea de tiempo de operación entre el primero y el último polo de acuerdo con las siguientes condiciones operación de cierre 3 milisegundos máximos y operación de apertura 2 milisegundos máximos.

ELEMENTOS DE UNA SUBESTACION DE POTENCIA:

PRUEBAS A UN TRANSFORMADOR ● ● ● ● ● ●

Factor de resistencia de aislamiento. factor de potencia. Impedancia. Cortocircuito. Circuito abierto. resistividad y resistencia al aceite.

NOMENCLATURA DE EQUIPO EN UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE POTENCIA Niveles de voltaje: 4-13.8 kv, 5-34.5kv, 7-115kv, 9-230kv. Dispositivos: 0-interruptor, 1-cuchilla lado bus, 8-cuchilla de transferencia, 9-cuchilla lado línea. Otros: A-alimentador, L-línea de transmisión, T-transformador, TSP- transformador de servicios propios. Nomenclatura para interruptores: Para alimentadores en una subestación, está formada por 4 dígitos. A4010 ● ● ● ●

A-ALIMENTADOR. 4-NIVEL DE VOLTAJE. 0-1-NUMERO DEL CIRCUITO. 0-DISPOSITIVO.

LA INTERPRETACION DE LA NOMENCLATURA ES:

Interruptor de 13.8 kv del alimentador 1. Ejemplo: A4011 LA INTERPRETACION DE LA NOMENCLATURA ES: Cuchilla lado bus de 13.8 kv del alimentador 1.

Nomenclatura para equipo de transformador (bahía) La nomenclatura para equipo de bahía de banco está formada por 5 dígitos: ● ● ● ●

1-nivel de voltaje. 2-indicar que es equipo de bahía del transformador. 3,4-número del circuito. 5-dispositivo.

Nota: para la nomenclatura de la bahía del banco, la cuchilla 9-lado del transformador.

Nomenclatura para equipo de una línea La nomenclatura de bahía de línea está formada por 5 dígitos: ● ● ● ●

1-nivel de voltaje. 2- es un 3 para indicar que es equipo de bahía de línea. 3,4-número del circuito. 5-dispositivo.

Ejemplo: L73159. LA INTERPRETACION DE LA NOMENCLATURA ES: Cuchilla lado línea de la línea de 115 kv número 15.

PRUEBAS ELECTRICAS A EQUIPO PRIMARIO DE UNA SUBESTACION DE POTENCIA ELECTRICA    

Pruebas de fábrica. pruebas de recepción o puesta en servicio. pruebas de mantenimiento a equipo en servicio. pruebas de campo más comunes al equipo eléctrico:

PRUEBAS A TRANSFORMADORES ● ● ● ● ● ●

Resistencia de aislamiento . Factor de potencia del aislamiento. Relación de transformación. Corriente de excitación. Verificación de la impedancia. Rigidez dieléctrica de aceite.

PRUEBAS A INTERRUPTORES DE POTENCIA ● Resistencia de aislamiento . ● Factor de potencia del aislamiento. Resistencia de contacto. ● Simultaneidad y tiempos de operación.

PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS ● Resistencia de aislamiento. ● Factor de potencia del aislamiento.

● Pruebas de relación de transformación. ● Pruebas de polaridad.

PRUEBAS A APARTARRAYOS ● Resistencia de aislamiento. ● Factor de potencia del aislamiento.

PRUEBAS A BOQUILLAS ● Factor de potencia del aislamiento. ● Prueba de collarín caliente.

La resistencia de aislamiento se define como la oposición al paso de una corriente eléctrica que ofrece un aislamiento al aplicarle una tensión de corriente directa durante un tiempo dado, medido a partir de la aplicación de este y generalmente expresada en Megaohms (MΩ) A la corriente resultante de la aplicación de tensión de corriente directa, se le denomina "Corriente de Aislamiento" y consta de dos componentes principales:

La corriente que fluye dentro del volumen de aislamiento es compuesta por:

CORRIENTE CAPACITIVA Es una corriente de magnitud comparativamente alta y de corta duración, que decrece rápidamente a un valor despreciable (generalmente en un tiempo máximo de 15 segundos) conforme se carga el aislamiento, y es la responsable del bajo valor inicial de la Resistencia de Aislamiento. Su efecto es notorio en aquellos equipos que tienen capacitancia alta, como transformadores de potencia, máquinas generadoras y cables de potencia de grandes longitudes.

CORRIENTE DE ABSORCIÓN DIELÉCTRICA Esta corriente decrece gradualmente con el tiempo, desde un valor relativamente alto a un valor cercano a cero, siguiendo una función exponencial. Generalmente los valores de resistencia obtenidos en los primeros minutos de una prueba quedan en gran parte determinados por la Corriente de Absorción. Dependiendo del tipo y volumen del aislamiento, esta corriente tarda desde unos cuantos minutos a varias horas en alcanzar un valor despreciable; sin embargo, para efectos de prueba, puede despreciarse el cambio que ocurre después de 10 minutos.

CORRIENTE DE FUGA Es la que fluye sobre la superficie del aislamiento. Esta corriente al igual que la Corriente de Conducción irreversible, permanece constante y ambas constituyen el factor primario para juzgar las condiciones del aislamiento.

ABSORCIÓN DIELÉCTRICA La resistencia de aislamiento varía directamente con el espesor del aislamiento e inversamente al área de este; cuando repentinamente se aplica una tensión de corriente directa a un aislamiento, la resistencia se inicia con un valor bajo y gradualmente va aumentando con el tiempo hasta estabilizarse. Graficando los valores de resistencia de aislamiento contra tiempo, se obtiene una curva denominada de absorción dieléctrica; indicando su pendiente el grado relativo de secado y limpieza o suciedad del aislamiento. Si el aislamiento está húmedo o sucio, se alcanzará un valor estable en uno o dos minutos después de haber iniciado la prueba y como resultado se obtendrá una curva con baja pendiente.

INDICE DE POLARIZACION Y DE ABSORCION La pendiente de la curva puede expresarse mediante la relación de dos lecturas de resistencia de aislamiento, tomadas a diferentes intervalos de tiempo, durante la misma prueba. A la relación de 60 a 30 segundos se le conoce como "Índice de Absorción". A la relación de 10 a 1 minuto como "Índice de Polarización".

FACTORES QUE AFECTAN LA PRUEBA La inducción magnética y electromagnética. Entre los factores que afectan la prueba y tienden a reducir la resistencia de aislamiento de una manera notable son: la suciedad, la humedad relativa, la temperatura y la inducción electromagnética; para la suciedad, es necesario eliminar toda materia extraña (polvo, carbón, aceite, etc.) que esté depositada en la superficie del aislamiento; para la humedad, se recomienda efectuar las pruebas a una

temperatura superior a la de rocío. La resistencia de aislamiento varía inversamente con la temperatura en la mayor parte de los materiales aislantes; para comparar adecuadamente las mediciones periódicas de resistencia de aislamiento, es necesario efectuar las mediciones a la misma temperatura, o convertir cada medición a una misma base. Esta conversión se efectúa con la siguiente ecuación: RC=Kt Rc = Resistencia de aislamiento en Megaohms corregida a la temperatura base. Rt = Resistencia de aislamiento a la temperatura que se efectuó la prueba. Kt = Coeficiente de corrección por temperatura. La base de temperatura recomendada es de 20°C para transformadores y 40°C para máquinas rotatorias, que nos permiten comparar en forma objetiva los resultados en forma homogénea independientemente para eliminar los efectos de la temperatura. RC=Kt*Rt .

ALARMAS MAS COMUNES EN UNA SUBESTACION DE POTENCIA Señalización y alarmas de cuchillas 1. 2. 3. 4.

Cuchilla abierta. Cuchilla cerrada. Falta de V.C.D. Falta de V.C.A.

Señalización y alarmas de un interruptor 1. Interruptor abierto 2. Interruptor cerrado. 3. Baja presión de aire. 4. Baja presión de SF6 . 5. Mecanismo bloqueado. 6. Resorte descargado. 7. Falla insipiente. 8. Falta de V.C.D en circuito de disparo. 9. Falta de V.C.D en circuito de cierre. 10. Falta de V.C.A.

Alarma de un transformador 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Alta temperatura de aceite. Alta temperatura del devanado. Alarma buschollz. Disparo buschollz. Bajo nivel de aceite. Sobre presión. Cambiador de taps bloqueado. Falta del equipo de enfriamiento.

Además de las alarmas propias de un transformador, cuchillas e interruptor también se tienen las alarmas de los esquemas de protección siendo los más comunes:

ALARMA DE UN ESQUEMA DE PROTECCIÓN DE UN ALIMENTADOR 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Opera protección de sobre corriente de fase (50/51N). Protección de sobre corriente de tierra(50/51N). Recierre(79). Recierre bloqueado. Falta de V.C.D en circuito de disparo. Falla interna en relevador de protección. Falta de V.C.D en circuito de medición.

ALARMA DE UN ESQUEMA DE PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR 1. 2. 3. 4. 5.

Protección diferencial(87T). Protección auxiliar del diferencial(86T). Protección de tierra(51NT). Buschotz(63). Falta de V.C.D. en la protección 87T

ALARMA DE UN ESQUEMA DE PROTECCIÓN DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Protección de distancia(21/21N). Protección de sobre corriente bidireccional(67N). Relevador de falla de interruptor(50FI). Protección diferencial de línea(87L). Recierre de línea(79). Recierre bloqueado.

7. Falta de V.C.D. en la protección 21/21N. 8. Falla interna en la protección 21/21N 9. Falta de V.C.D. en la protección 67. 10. Falta de V.C.D. en la medición.

PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Y POLARIDAD. a) Tomar en cuenta lo establecido en el punto 2.3.1, sobre recomendaciones generales de prueba. b) Colocar el medidor sobre una superficie firme y nivelada, tal que la manivela pueda ser operada sin interrupciones y aterrizar el equipo. c) Anotar los datos de placa y diagrama vectorial del equipo a probar. El diagrama vectorial es la referencia para conectar el medidor adecuadamente. d) Calcular la relación teórica, tomando en cuenta que la relación a medir es por fase correspondiente de alta y baja tensión de los transformadores trifásicos. e) Para probadores monofásicos manuales-analógicos:

● Conectar las terminales de excitación del TTR, GN y GR al devanado de baja tensión del transformador bajo prueba, y las terminales secundarias CN y CR se deben conectar al devanado de alta tensión. ● Los valores de relación teóricos calculados sirven de base para seleccionar el valor esperado en el medidor. ● Accionar la manivela manteniendo 8 volts de excitación y operar los selectores de menor rango hasta lograr la deflexión nula en el galvanómetro. (Solo para probadores monofásicos manuales-analógicos). ● En caso de no contar con datos de placa del transformador actuar de la siguiente manera: Girar el primer selector un paso en el sentido de las manecillas del reloj, accionar la manivela del generador 1/4 de vuelta y observar el galvanómetro; si aún se deflexiona hacia la izquierda, continuar girando el selector en el sentido de las manecillas del reloj hasta que finalmente en uno de los pasos, la aguja del galvanómetro se deflexione hacia la derecha, mientras tanto, continuar girando la manivela. Regresar un paso el selector, la aguja del galvanómetro se deflexiona hacia la izquierda. Repetir el procedimiento para el segundo y tercer selector. Accionar lentamente el cuarto selector (potenciómetro) en el sentido de las manecillas del reloj hasta que la deflexión de la aguja del galvanómetro sea mínima y continuar girando lentamente la manivela del generador. Incrementar su velocidad hasta obtener una lectura de 8 volts, en ese momento ajustar el cuarto selector hasta que la aguja del galvanómetro no se deflexione fuera de la marca central de balance.

RESISTENCIA DE AISLAMIENTO Las pruebas de resistencia de aislamiento en interruptores de potencia son importantes, para conocer las condiciones de sus aislamientos. En los interruptores de gran volumen de aceite se tienen elementos aislantes de materiales higroscópicos, como son el aceite, la barra de operación y algunos otros que intervienen en el soporte de las cámaras de arqueo; también la carbonización del aceite causada por las operaciones del interruptor y la extinción del arco eléctrico, ocasionan contaminación de estos elementos, y por consiguiente una reducción en la resistencia del aislamiento. La prueba de resistencia de aislamiento se aplica a otros tipos de interruptores, como los de pequeño volumen de aceite, de vacío y SF6 en los que normalmente se usa porcelana como aislamiento. RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA.

a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones generales para realizar pruebas. b) Limpiar perfectamente la porcelana de las boquillas, quitando polvo, humedad o agentes contaminantes. c) Conecte al tanque o estructura la terminal de tierra del medidor. d) Efectuar la prueba cuando la humedad relativa sea menor de 75%. e) Evitar que los rayos solares incidan directamente en la carátula del equipo de prueba a fin de evitar afectación de lecturas y daños al equipo de prueba. CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA.

En las figuras de la 4.3 a la 4.6, se muestran las formas de conexión para la prueba de resistencia de aislamiento.

INTERPRETACION DE RESULTADOS PARA LA EVALUACION DEL AISLAMIENTO Las lecturas de resistencia de aislamiento en interruptores, por lo general son altas sin tener, absorción ni polarización, por estar constituido su aislamiento, en mayor parte por porcelana; una lectura baja es indicación de deterioro del mismo. a) En interruptores de gran volumen de aceite los valores mínimos de aislamiento deben ser de 10,000 MΩ a temperatura ambiente. Si este es inferior, efectuar pruebas dieléctricas al aceite aislante. Si los valores de prueba del aceite aislante resultan inferiores a los recomendados, se deberá reacondicionar o reemplazar el mismo. Si persisten los valores bajos de resistencia de aislamiento, efectuar una inspección interna al interruptor para investigar, efectuando pruebas individuales a cada uno de los componentes con el fin de determinar el causante del bajo valor de resistencia del aislamiento y corregir éstas; las causas pueden ser contaminación de los aislamientos internos como la barra elevadora, el cartón aislante y cámaras de interrupción o altas perdidas dieléctricas en las boquillas, que pueden ser determinadas con las pruebas de factor de potencia. b) En Interruptores en bajo volumen de aceite, un bajo valor de aislamiento puede ser originado por contaminación del aceite aislante, altas pérdidas dieléctricas en los aislamientos soportes o aislamiento de las cámaras de interrupción. c) En los interruptores en vacío y SF6, el aislamiento está formado por las boquillas y aislamientos soportes, los bajos valores de aislamiento se deben a deterioro de alguno de ellos. Para interruptores monopolares, como es el caso de los puntos b) y c) incluyendo los Circuit Switchers, los valores de resistencia de aislamiento deben ser superiores a los 100,000 MΩ si los componentes aislantes están en buenas condiciones; para casos de valores bajos de aislamiento, se requieren pruebas de factor de potencia para complementar el análisis de las condiciones del aislamiento.