Mmstd001

PROCESO GESTIÓN MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE
Revisión No: 1
TRANSMISION Y DISTRIBUCION

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MANUAL DE MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES
Código: MMSTD001

MANUAL DE
MANTENIMIENTO DE
SUBESTACIONES

Revisión No: 1

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TABLA DE CONTENIDO

CAP. DESCRIPCION PAGINA
1. GENERALIDADES DEL MANUAL 8
1.1. OBJETIVO 8
1.2. ALCANCE 8
1.3. DEFINICIONES 8
2. INTRODUCCION 12
3. CONDICIONES GENERALES 13
3.1. CONDICIONES GENERALES PARA EL INTERRUPTOR 14
3.2. TARJETAS DE IDENTIFICACION PARA LOS EQUIPOS 14
3.2.1. Descripción de las tarjetas 14
4. MANTENIMIENTO A INTERRUPTORES 17
4.1. INTERRUPTORES DE NIVEL DE 115kV y 34,5kV 17
4.1.1. Interruptores de potencia con medio de extinción de arco en aceite dieléctrico de 17
nivel de 115kV y 34,5kV (bajo nivel de aceite)
4.1.2. Descripción del Interruptor 17
4.1.3. Mantenimiento del Interruptor 18
4.1.3.1. Preparación de los materiales requeridos 18
4.1.3.2. Limpieza partes externas 18
4.1.3.3. Inspección del contacto fijo 18
4.1.3.4. Inspección del contacto móvil 18
4.1.3.5. Verificación de terminales 19
4.1.3.6. Extracción o sustitución del aceite 19
4.1.3.7. Revisión del mando 19
4.1.3.8. Pintura de partes externas 20
4.1.3.9. Cambio de mirillas 20
4.1.3.10. Pruebas de funcionamiento 20
4.1.3.11. Prueba de resistencia de contactos 20
4.2. INTERRUPTORES DE NIVEL DE 115kV y 230kV CON MEDIO DE EXTINSION EN 20
GAS SF6
4.2.2.2. Limpieza partes externas 22
4.2.2.3. Pintura de partes externas 22
4.2.2.4. Verificación de terminales 22
4.2.2.5. Inspección de contactos fijos y móviles 23
4.2.2.6. Mantenimiento de mecanismos de operación 23
4.2.3. Mantenimiento para los Interruptores Nuova Magrini Galileo de 115kV y 230kV 23
4.2.3.1. Control de Presión SF6 23
4.2.3.2. Control de los tiempos de funcionamiento del compresor 24
4.2.4. Mantenimiento para los Interruptores Delle Alsthom de 115kV y 230kV 24
4.2.4.1. Control de Presión SF6 24
4.2.4.2. Control del número de funcionamiento de la bomba 24
4.2.4.3. Revisión del nivel de aceite hidráulico 24
4.2.4.4. Revisión del gabinete de control 24
4.2.4.5. Revisión del Sistema Hidráulico 24

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4.2.4.6. Verificar la Calefacción del Gabinete de Control 24
4.3. INTERRUPTORES DE 115kV WESTINGHOUSE (GRAN VOLUMEN DE ACEITE) 25
4.3.2.1. Preparación de los Materiales Requeridos 25
4.3.2.2. Extracción del aceite 26
4.3.2.3. Desmonte de las cámaras 26
4.3.2.4. Limpieza de las cámaras 26
4.3.2.5. Armado de las cámaras 26
4.3.2.6. Limpieza del tanque 26
4.3.2.7. Montaje de las cámaras 27
4.3.2.8. Pintura del interruptor 27
4.4. INTERRUPTORES WESTHINHOUSE DE 34,5 kV CON MEDIO DE EXTINCION DE 28
ACEITE
4.4.2. Mantenimiento del interruptor 28
4.4.2.2. Verificación del mecanismo de control 29
4.4.2.3. Mantenimiento de las cámaras de extinción 30
4.4.2.4. Revisión de los contactos móviles 30
4.4.2.5. Limpieza de los tanques 30
4.4.2.6. Pintura del interruptor 30
5. MANTENIMIENTO A CELDAS DE 13,8kV Y 34,5kV 31
5.1. CELDAS DE 13,8Kv Y 34,5kV 31
5.1.1. Descripción de la celda 31
5.1.2. Mantenimiento de la celda 32
5.1.2.2. Extracción de la parte móvil de la celda 33
5.1.2.3. Descargar resortes del mecanismo 33
5.1.2.4. Limpieza interna de la celda 33
5.1.2.5. Lubricación componente mecánico 33
5.1.2.6. Limpieza componente eléctrico 33
5.1.2.7. Limpieza y engrase de contactos de los polos 33
5.1.2.8. Revisión del estado del medio de extinción del arco 34
5.1.2.9. Medir resistencia de contactos 34
6. MANTENIMIENTO A SECCIONADORES 35
6.1. SECCIONADORES DE 230kV, 115kV y 34,5kV 35
6.1.1. Descripción de los Seccionadores 35
6.1.2. Mantenimiento del Seccionador 36
6.1.2.2. Limpieza de contactos móviles y fijos 36
6.1.2.3. Limpieza de aisladores 36
6.1.2.4. Pintura de partes metálicas 36
6.1.2.5. Mantenimiento del mecanismo de operación de los seccionadores 36
6.1.2.6. Verificación del Reglaje 36
7. MANTENIMIENTO DE RECLOSER 38
7.1. RECLOSER DE 34,5kV y 13,8kV 38
7.1.1. Descripción del Recloser 38

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7.1.2. Mantenimiento del Recloser con SF6 39
7.1.2.2. Revisión de la información suministrada por el recloser 39
7.1.2.3. Revisión del cargador de baterías 40
7.1.2.4. Revisión de Baterías 40
7.1.2.5. Limpieza de bujes y terminales 40
7.1.3. Preparación del recloser 40
7.1.3.1. Vaciado del gas SF6 40
7.1.3.2. Desencubado del Recloser 41
7.1.3.3. Sustitución de la junta (O-ring) de sellado del tanque principal 41
7.1.3.4. Cambios de los sellos rotativos 42
7.1.3.5. Sustitución de un aislador 42
7.1.3.6. Cambio de Bushing y juntas tóricas 43
7.2. RECLOSER EN ACEITE 44
7.2.1. Mantenimiento del Recloser 44
7.2.1.2. Inspección de los componentes externos 45
7.2.1.3. Desencubado del recloser 45
7.2.1.4. Limpieza del recloser 45
7.2.1.5. Verificación del estado del mecanismo 45
7.2.1.6. Verificación del estado de la bobina 45
7.2.1.7. Verificación del estado de los Cts 45
7.2.1.8. Encubado del recloser 45
7.2.1.9. Medida de resistencia de los contactos 45
8. MANTENIMIENTO A TRANSFORMADORES 46
8.1. TRANSFORMADOR DE POTENCIA 46
8.1.1. Descripción del Transformador 47
8.1.2. Mantenimiento del Transformador 47
8.1.2.2. Revisión del Nivel del Tanque de Expansión 47
8.1.2.3. Corrección de Fugas 47
8.1.2.4. Lavado y Pintura del Transformador 47
8.1.2.5. Revisión de los Bushings 47
8.1.2.6. Inspección de los Respiradores de Silica Gel 48
8.1.2.7. Revisión de las Protecciones 48
8.1.3. Mantenimiento al Cambiatomas 48
8.1.3.1. Descripción del Cambiatomas 48
8.1.3.2. Realización del Mantenimiento 48
9. MANTENIMIENTO A PARARRAYOS 49
9.1. PARARRAYOS DE 230Kv, 115Kv y 34,5Kv 49
9.1.1. Descripción del Pararrayos 49
9.1.2. Mantenimiento del Pararrayos 49
9.1.2.2. Limpieza de los Aisladores 50
9.1.2.3. Pintura de las Partes Metálicas Superiores 50
9.1.2.4. Revisión de los anillos Equipotenciales 50
9.1.2.5. Revisión de la Puesta a Tierra 50
9.1.2.6. Puntos calientes 50

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10. MANTENIMIENTO AL BANCO DE BATERIAS 51
10.1. DESCRIPCIÓN DEL BANCO DE BATERIAS 51
10.2. CONSTITUCION DE LA BATERIA 51
10.3. MANTENIMIENTO DE BATERIAS 52
10.3.1. Preparación de los materiales requeridos 52
10.3.2. Recomendaciones a considerar antes de realizar el mantenimiento 53
10.3.3. Revisión del Estado de los Recipientes de las Baterías 53
10.3.4. Limpieza y Revisión del grado de Sulfatación de las Baterías 53
10.3.5. Revisión del nivel del Electrolito 53
10.3.6. Revisión de la Densidad del Electrolito 53
10.3.7. Revisión la Tensión de las Baterías 53
10.3.8. Revisión del extractor 53
11. MANTENIMIENTO A CTs Y PTs (TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y 54
POTENCIAL)
11.1. DESCRIPCION DE LOS CTs 54
11.2. DESCRIPCION DE LOS PTs 54
11.3. MANTENIMIENTO DE CTs Y PTs 54
11.3.1. Preparación de los materiales requeridos 54
11.3.2. Revisión del Nivel de Aceite 55
11.3.3. Limpieza del Aislamiento Exterior 55
11.3.4. Revisión de Ajuste de Conexiones 55
11.3.5. Revisión de la Pintura Exterior 55
12. MANTENIMIENTO PLANTA DE EMERGENCIA 56
12.1. PREPARACION DE LOS MATERIALES REUQERIDOS 56
12.2. CHEQUEO DE ARRANQUE 56
12.3. REVISION DE NIVELES DE ACEITE 56
12.4. NIVEL DE REFRIGERANTE DEL MOTOR 56
12.5. LIMPIEZA GENERAL DE LA PLANTA 56
13. MANTENIMIENTO DE SECCIONALIZADORES EN ACEITE DE 13,8 kV 57
13.1. PREPARACION DE LOS MATERIALES REQUERIDOS 57
13.2. INSPECCION DE LOS COMPONENTES EXTERNOS 58
13.3. DESENCUBADO DEL SECCIONALIZADOR 58
13.4. LIMPIEZA DEL SECCIONALIZADOR 58
13.5. VERIFICACION DEL ESTADO DE MECANISMO 58
13.6. MEDIDA DE RESISTENCIA DE LOS CONTACTOS 58
13.7. LIMPIEZA DEL CONTROL 59
13.8. INYECCION DE CORRIENTE 59

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LISTA DE FOTOS

FOTO NOMBRE PAGINA
1 INTERRUPTOR CEM RGE 36-50-800 34,5kV 17
2 INTERRUPTOR DELLE ASTHOM HPGE 9/14C 34,5kV 17
3 INTERRUPTOR NUOVA MAGRINI GALILEO MGE 1500 34,5kV 17
4 INTERRUPTOR ASEA HLC 36-52/1250 B 34,5kV 17
5 INTERRUPTOR DELLE ASTHOM 7/12 34,5kV 17
6 INTERRUPTOR DELLE ASTHOM HPGE 11/15E 115kV 17
7 CONTROL INTERRUPTOR NUOVA MAGRINI GALILEO MGE 1500 34,5kV. 19
PARTE ELECTRICA Y MECANICA
8 CONTROL DEL INTERRUPTOR ASEA HLC 36-52/1250 B 34,5kV. PARTE 19
ELECTRICA.
9 CONTROL INTERRUPTOR ASEA HLC 36-52/1250 B 34,5 kV. PARTE MECANICA 19
10 INTERRUPTOR DE 115kV SF6 TIPO LTB. MANDO DE RESORTES 21
11 INTERRUPTOR DE 115kV SF6 TIPO FLX. MANDO HIDRAULICO 21
12 INTERRUPTOR DE 230kV SBG. MANDO NEUMATICO TIPO SV6 21
13 INTERRUPTOR DE 230kV SF6. MANDO HIDRAULICO TIPO FA2 21
14 INTERRUPTOR DE 230Kv SF6 TIPO FL MANDO HIDRAULICO 21
15 NIVEL DE ACEITE NORMAL DE INTERRUPTOR DE 115kV SF6 TIPO FLX 23
16 CONTROL DEL INTERRUPTOR DE 115kV SF6 TIPO FLX 23
17 INTERRUPTOR WESTINGHOUSE 115kV (GRAN VOLUMEN DE ACEITE) 26
18 INTERRUPTOR WESTINGHOUSE DE 34,5 kV TIPO 345G1500 CON MEDIO DE 28
EXTINCION DE ACEITE
19 INTERRUPTOR WESTINGHOUSE CON MEDIO DE EXTINCION DE ACEITE 29
20 CELDA MERLIN GERIN USO TIPO INTERIOR 31
21 CELDA WESTINGHOUSE TIPO DHP USO INTERPERIE 32
22 CELDA SIEMENS RETROFIT USO TIPO INTERIOR 32
23 CELDA AEG GMA DE 13.8kV. 33
24 CELDA AEG WIA DE 34.5kV. 33
25 SECCIONADOR DE TRES COLUMNAS CON DOBLE APERTURA 34,5kV 35
26 SECCIONADOR DE TRES COLUMNAS CON DOBLE APERTURA 230kV. 35
27 SECCIONADOR DE DOS COLUMNAS CON UNA APERTURA 34,5kV. 35
28 SECCIONADOR DE DOS COLUMNAS CON UNA APERTURA 115kV 35
29 RECLOSER GVR 15kV 38
30 RECLOSER OVR 38kV 38
31 RECLOSER NU LEC 34,5kV 39
32 RECLOSER HAWKER SIDDELEY 41
33 CONSTITUCION DEL AISLADOR EPOXICO DE UN HAWKER SIDDELEY 43
34 RECLOSER COOPER TIPO KFE 44
35 TRANSFORMADOR DE 34,5Kv /13,8kV 46
36 MANTENIMIENTO A CAMBIATOMAS 48
37 PARARRAYOS EPOXICO DE 230kV 49
38 PARARRAYOS EN PORCELANA DE 34,5Kv 50
39 BANCO DE BATERIAS 51
40 CONEXIONES ENTRE CELDAS DEL BANCO DE BATERIAS 51
41 MANTENIMIENTO BANCO DE BATERIAS 52
42 MANTENIMIENTO CT 54

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43 MANTENIMIENTO PT 54
44 PINTURA CABEZOTE Y BASE DE UN CT 55
45 SECCIONALIZADOR MACARAW EDISON MODELO GN3N 58

LISTA DE FIGURAS

FIGURA NOMBRE PAGINA
1 Tarjeta de identificación de inservibles 15
2 Tarjeta de identificación en reparación 15
3 Tarjeta de identificación en buen estado 16
4 Tarjeta de identificación de transferidos 16

LISTA DE TABLAS

TABLA NOMBRE PAGINA
1 Tarjeta de identificación de equipos 14

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1. GENERALIDADES DEL MANUAL

1.1. OBJETIVO

Establecer la metodología a seguir para desarrollar el mantenimiento preventivo y correctivo de los diferentes
equipos de las subestaciones de la ESSA E.S.P. con el fin de asegurar su funcionamiento eficaz.

1.2. ALCANCE

Este manual aplica para la ejecución del mantenimiento preventivo y correctivo a realizar en los diferentes
equipos que comprenden la subestación de la ESSA E.S.P.

1.3. DEFINICIONES

Arco: Chispa producida por la proximidad de dos electrodos o contactos de diferente potencial eléctrico.

Bahía: Conjunto de equipos que se utilizan para conectar una línea de transmisión, o un transformador, o un
autotransformador, al barraje de una subestación, al igual que los equipos que se utilizan para seccionar o
acoplar barrajes, o para transferir la carga de un barraje a otro.

Barrajes: Cables, tubos o barras de cobre o aluminio que conectan todas las bahías de una misma tension.

Bajo Consignación: Es una instalación que se encuentra fuera de servicio y que se ha retirado de la
explotación comercial para someterla a revisión o mantenimiento. La instalación queda a cargo de un
“funcionario responsable de la consignación”, quien será la única persona autorizada para retornar a la
explotación, la instalación o equipos consignados. El equipo consignado llevara la tarjeta de “NO OPERAR”.

Buje (Bushing): Son elementos que permiten entrar con los conductores de alta tensión hasta los
arrollamientos del transformador, los bushing para tensiones de 13.8 y 34.5 kv están constitutos por una espiga
conductora revestida de aisladores de porcelana. Para tensiones superiores los aisladores de porcelana son de
tipo condensador.

Cámara de Extinción: Parte del disyuntor en la cual se alojan los contactos fijos y móviles su función principal
es la extinción del arco eléctrico que se produce al abrir los contactos del interruptor.

Campo: Es el conjunto de equipos de potencia que al ser operados manual o automáticamente (Ante consigna
o ante falla) modifican en la subestación la conectividad de líneas, transformadores, grupos generadores,
acopladores de barra, bancos de condensadores, etc. La conforman los seccionadores asociados, el disyuntor,
PT’s, CT’s, pararrayos, sistema de puesta a tierra.

Campo Consignado: Salida o parte de una subestación a la que se ha pedido consignación al centro de
control y que el operador (o centro de control) ha entregado para mantenimiento.

Campos de Línea: Conjunto formado por interruptor, seccionadores adyacentes, transformadores de corriente,
transformadores de voltaje, pararrayos y cuchilla de puesta a tierra, que alimentan una línea de transmisión
entre dos subestaciones.

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Celda: Es un modulo totalmente cerrado compuesto por laminas metálicas, utilizado para alojar equipos de
medida y corte de energía. Para este caso la celda contiene un disyuntor de tipo extraíble, el cual se desplaza
en su compartimiento a través de rieles, y provisto de topes que indican si el disyuntor esta conectado o
desconectado de la barra principal.

Circuito: Es el conjunto de estructuras, terna de conductores, aisladores y accesorios que conectan una
subestación del sistema con sus cargas, generalmente a voltajes iguales o inferiores a 13.8kV.

Consignación: Cuando el equipo, instalación o línea consignada sea retirado de la explotación o servicio, sin
posibilidad de ser operado durante el tiempo que dura la consignación. Se observará la programación sugerida
para la ejecución de trabajos programados.

Consignación de Equipos: Es el procedimiento mediante el cual se autoriza el retiro de operación de un
equipo, una instalación o de parte de ella para mantenimiento.

Consignación Nacional: Es el nombre que se da al mantenimiento de los equipos del SIN, cuya
indisponibilidad afecta los limites de intercambio de las áreas operativas, las generaciones mínimas de
seguridad de las plantas térmicas e hidráulicas, disminuye la confiabilidad de la operación del SIN, o cuando
limitan la atención de la demanda.

Contactos Principales: Este consta de tres componentes principales llamados contacto móvil, contacto fijo,
bobina de control de arco.

Desenergizado: Es una instalación que se encuentra sin tensión y en condiciones para ser intervenida sin
riesgos para los operarios.

En Servicio: Es una instalación que se encuentra con tensión y en condiciones de transportar energía.

Equipos de Maniobra: Son los equipos eléctricos de potencia (interruptores, seccionadores de barras,
seccionadores de línea y seccionadores de puesta a tierra), que al ser operados conectan o desconectan los
campos en la subestación.

Equipos de Patio: Conjunto de elementos que componen una subestación.

Falla: Fenómeno que se caracteriza por no corresponder al funcionamiento normal de la red y puede en ciertos
casos, desembocar en un desastre eléctrico del equipo donde esta ocurre.

Fuera de Servicio: Es aquella instalación o equipo que se encuentra desconectado del sistema, ya sea por
consigna de operación o de mantenimiento.

Gas Hexáfloruro de azufre (SF6): Es un gas incoloro, inoloro, no toxico y no inflamable. Es uno de los
compuestos químicos más estables y también uno de los gases mas pesados; a 20°C y presión atmosférica, su
densidad es 5 veces la del agua. Este gas es empleado a presión como medio de aislamiento y extinción.

Interruptor: Elemento o equipo eléctrico que puede operar (abrir o cerrar) bajo carga o falla y que es el
responsable inmediato del estado de conexión del campo. También se le conoce como Disyuntor.

Interruptor de Potencia: Es un equipo de potencia que permite efectuar maniobras voluntarias de apertura y
cierre de circuitos, en condiciones normales de operación o falla.

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Inyección Primaria: Operación que consiste en hacer circular corriente por el primario de un transformador de
corriente.

kV: Kilovoltio. Medida de tensión equivalente a mil voltios.

kW: Kilovatio. Unidad de potencia equivalente a mil vatios.

Línea Eléctrica: Conjunto compuesto por conductores, aisladores, estructuras y accesorio destinados al
transporte de energía eléctrica.

Mecanismo de cierre: Este mecanismo es del tipo de un solo disparo para cerrar mediante un solenoide de
alta tensión, controlado mediante el conjunto de disyuntor doble. El mecanismo se mantiene en la posición de
cierre por medio de un gatillo que se libera mediante un pequeño solenoide gracias a un comando procedente
del controlador electrónico o de los controles locales.

Mecanismos de Mando: Sistema por medio del cual se suministra la energía necesaria para realizar las
operaciones de apertura del interruptor de potencia. Puede ser de diferentes tipos, como hidráulico, resortes o
neumático.

MPa: Megapascales. Es una medida de presión, en nuestro caso indica la presión que se encuentra el gas SF6
dentro de algún interruptor.

Polución: Contaminación

Recloser: Es un elemento o equipo eléctrico que puede operar (abrir o cerrar) bajo carga o falla y que de
acuerdo a su disposición pueden afectar la configuración de la red.

Recloser automático: Es un equipo diseñado para abrir o cerrar un circuito eléctrico bajo condiciones normales
de operación o de falla, reúne en un solo equipo elementos de corte, medida y protección.

Rele de Sobre presión: También llamado rele Buccholtz, viene instalado entre el tanque conservador y la cuba
del transformador. Es un rele de protección sensible a los fenómenos que se producen cuando se inicia un
defecto en el interior de un transformador, como es el de desprendimiento de gas o de vapor debido a la
descomposición de los aislantes orgánicos.

Rele de reflujo: También llamado rele hansen, viene instalado entre el tanque conservador y el cambiatomas
tiene por objeto proteger el transformador en caso de de alguna falla del cambiatomas. El rele trae una flecha
indicadora que muestra la forma en que debe circular el aceite dieléctrico cuando se presenta una circulación en
sentido contrario indica que se presento un problema dentro del cambiatomas.

Seccionador: Es un elemento o equipo eléctrico que al ser operado permite tener certeza de la apertura de un
circuito mediante una conformación visual. Esta diseñado para operar sin carga. Generalmente esta asociado a
un interruptor de manera que permita aislarlo eléctricamente.

Seccionador de tierra o Cuchilla de tierra: Es el equipo que permite conectar solidamente a la malla de tierra,
una instalación o parte de ella. Su operación siempre es bajo una consigna específica de mantenimiento.

Seccionalizador: Es un elemento o equipo eléctrico que puede operar con carga asociado con un recloser o
un interruptor, no esta diseñado para interrumpir o cerrar con corrientes de falla, y de acuerdo a su disposición

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sobre la red puede permitir seccionamientos, precisando que estos solo existen en niveles de tensión de 13.2
kV y que su mando es por pértiga.

Silica Gel: silica gel quiere decir gelatina de silicio, se utiliza como elemento deshidratante y generalmente
viene teñido de azul, cuando la absorción de humedad llega a un 20 o 40% el color cambia a rosa y en tal caso
es necesario cambiarla o volverla secar para nuevamente utilizarla.

SF6 Hexáfloruro de azufre: Es un gas alógeno cuya estructura molecular comprende un átomo de azufre
central unido a 6 átomos de fluor, es inoloro, incoloro, no toxico y no inflamable, a su vez es un compuesto
químico muy estable y uno de los gases mas pesados a 20 °C y presión atmosférica su densidad es 5 veces la
del aire. Su rigidez dieléctrica a presión atmosférica es más del doble de la del aire. Este es el único gas que
pose reunidas las propiedades físicas, químicas y eléctricas favorables para la extinción de los arcos de los
disyuntores.

Subestación: Es un nodo del sistema que esta interconectado con los demás nodos mediante líneas y que por
su diseño permite modificar la topología o conectividad de toda la red.

Transformador: Es un dispositivo electromagnético que permite aumentar o disminuir el voltaje y la intensidad
de una corriente.

Vcc: tensión de corriente continua, esta tensión no posee fluctuaciones, generalmente se utiliza para
suministrar energía a los componentes electrónicos

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2. INTRODUCCION

El sistema eléctrico de potencia de la ESSA está afectado por procesos de envejecimiento, a causa de las
condiciones ambientales y del desgaste debido al funcionamiento. Al comienzo de la vida útil de los equipos los
defectos empiezan a aparecer pero sus efectos no son perceptibles. Con el tiempo esos defectos se agravan,
se hacen perceptibles y pueden medirse. El mantenimiento busca optimizar el funcionamiento de los Sistemas
Eléctricos de Potencia que dispone la empresa durante su vida útil.

El presente manual ha sido preparado como una guía, para efectuar correctamente el mantenimiento preventivo
de los equipos de las subestaciones de la ESSA S.A. E.S.P.

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3. CONDICIONES GENERALES

Antes de iniciar el mantenimiento de los equipos de subestaciones se debe tener en cuenta el PMSTD001
“Procedimiento para la Programación del Mantenimiento” y la programación semestral de mantenimiento.

Toda acción de mantenimiento debe estar amparada por una consignación sobre el equipo.

El Ingeniero encargado de los trabajos recibirá del centro de control o del operador el equipo y él mismo lo
entregara para operación tan pronto terminen los trabajos.

Siempre que se lleve a cabo el mantenimiento de los equipos de las subestaciones, se deben aplicar las cinco
reglas de oro que son mencionadas y descritas a continuación:

1. Efectuar el corte visible de todas las fuentes de tensión, mediante interruptores y seccionadores, de forma
que se asegure la imposibilidad de su cierre intempestivo. En aquellos aparatos en que el corte no pueda
ser visible, debe existir un dispositivo que garantice que el corte sea efectivo.
2. Condensación o bloqueo, si es posible, de los aparatos de corte. Señalización en el mando de los aparatos
indicando “No energizar” o “Prohibido maniobrar” y retirar los portafusibles de los cortacircuitos. Se llama
“condensación o bloqueo” de un aparato de maniobra al conjunto de operaciones destinadas a impedir la
maniobra de dicho aparato, manteniéndolo en una posición determinada.
3. Verificar ausencia de tensión en cada una de las fases, con el detector de tensión, el cual debe probarse
antes y después de cada utilización.
4. Puesta a tierra y en cortocircuito de todas las posibles fuentes de tensión que incidan en la zona de trabajo.
Es la operación de unir entre si todas las fases de una instalación, mediante un puente equipotencial de
sección adecuada, que previamente ha sido conectado a tierra.
5. Señalizar y delimitar la zona de trabajo. Es la operación de indicar mediante carteles con frases o símbolos
el mensaje que debe cumplirse para prevenir el riesgo de accidentes.

Demarcar con cinta la zona de influencia de los trabajos a ejecutar y en la sala de control colocar una tarjeta de
“NO OPERAR EQUIPO” o “EQUIPO EN CONSIGNACIÓN”.

Una vez terminado el mantenimiento, el personal de mantenimiento deberá esperar en el sitio de los trabajos
hasta que se ponga nuevamente en servicio el equipo.

Disponer de equipo de comunicación entre el patio de conexiones y la sala de control de la subestación donde
se realizan los trabajos.

Utilizar cinturones (arnés) de seguridad en el momento que el personal ejecutor tenga que subir a trabajar sobre
el equipo.

Utilizar casco dieléctrico de seguridad en todo momento que se esté en el patio de la subestaciones.

Utilizar la dotación que para este tipo de trabajos tiene establecido la empresa.

Disponer de un transporte para en caso de accidente desplazarse a un centro de atención inmediata.

Consignar circuitos cercanos, barrajes, etc., cuando se requiera trabajar con grúas, escaleras, andamios, etc.

No ahorrar ningún procedimiento que reduzca las medidas de seguridad, con el ánimo de ganar tiempo.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

El ingeniero responsable de los trabajos, debe informar y dar las respectivas recomendaciones de los trabajos
a realizar al personal a cargo.

3.1 CONDICIONES GENERALES PARA EL INTERRUPTOR

En condiciones de servicio normal, es necesario inspeccionar periódicamente el nivel y estado de conservación
del aceite. Si durante el servicio el interruptor es sometido a frecuentes maniobras de apertura y cierre en
condiciones de cortocircuitos cercanos a su capacidad de interrupción, se recomienda realizar una inspección
de los contactos fijos y móviles.

El nivel del aceite a interruptor abierto debe llegar a la línea marcada sobre el indicador de nivel de cada polo.
Se requiere examinar la fluidez y la rigidez dieléctrica del aceite; esta última debe estar por lo menos en un valor
de 20 kV, sino se debe proceder de inmediato a la substitución del aceite.

Si se presenta fuga de aceite en el interruptor es necesario cambiar los empaques y limpiar con Aqua-sol y
trapos secos y limpios las partes que hayan sido afectadas.

Antes y después de realizar el mantenimiento se debe realizar la prueba de resistencia de contactos con un
microohmimetro para medir la resistencia entre los contactos fijo y móvil de cada polo.

Para abrir equipo inmersos en aceite, la humedad del medio ambiente de estar por debajo del 70% mmHg
(milímetros de mercurio).

3.2. TARJETAS DE IDENTIFICACION PARA LOS EQUIPOS

Estas tarjetas se utilizan dependiendo del estado o condición en las que se encuentren los equipos de
subestaciones que no estén instalados, estos equipos se deben clasificar, ubicar y almacenar utilizando tarjetas
de colores codificadas las cuales indican su condición. Estas tarjetas son colocadas cuando el equipo
permanecerá más de una semana en el lugar de almacenamiento.

3.2.1. Descripción de las tarjetas: Las tarjetas se identifican teniendo en cuenta las siguientes condiciones:

CODIGO COLOR ESTADO O CONDICION
001 Rojo Inservible
002 Amarillo En reparación
003 Azul Buen estado
004 Verde Transferible

TARJETAS DE IDENTIFICACION DE EQUIPOS
Tabla No. 1

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

ESSA ESSA
ELECTRIFICADORA DE
ELECTRIFICADORA DE
SANTANDER S.A.E.S.P
SANTANDER S.A.E.S.P

INSERVIBLE EN REPARACION

Nombre de equipo: ____________ Nombre de equipo: ____________

_____________________________ _____________________________

Serial: _______________________ Serial: _______________________

Código 001 Código 002

TARJETA DE IDENTIFICACION DE INSERVIBLES TARJETA DE IDENTIFICACION EN REPARACION
Figura No. 1 Figura No. 2

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

ESSA ESSA
ELECTRIFICADORA DE ELECTRIFICADORA DE
SANTANDER S.A.E.S.P SANTANDER S.A.E.S.P

BUEN ESTADO TRANSFERIBLE

Nombre de equipo: ____________ Nombre de equipo: ____________

_____________________________ _____________________________

Serial: _______________________
Serial: _______________________
Responsable: _________________

ODT Número: _________________

Código 003 Código 004

TARJETA DE IDENTIFICACION EN BUEN ESTADO TARJETA DE IDENTIFICACION DE TRANSFERIBLES
FIGURA No. 3 FIGURA No. 4

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

4. MANTENIMIENTO A INTERRUPTORES

4.1. INTERRUPTORES DE NIVEL DE 115kV y 34,5 kV.

4.1.1. Interruptores de potencia con medio de extinción de arco en aceite dieléctrico de nivel de 115kV y
34,5 kV. (Pequeño volumen de Aceite):

4.1.2. Descripción del Interruptor: Son interruptores tripolares de pequeño volumen de aceite para
instalaciones tipo intemperie, los polos vienen fijados en bases, planchas o perfiles de acero, montadas sobre
una estructura soporte que contiene el mando y la biela de maniobra. Dentro de la base de los polos se
encuentran las palancas que accionan los contactos móviles de los polos, haciendo que se abra o cierre el
interruptor. El mecanismo del mando es accionado mediante resortes tensados a motor. A continuación vemos
los diferentes tipos de Interruptores que se les realiza mantenimiento. Ver fotos No. 1, 2, 3, 4, 5 y 6.

INTERRUPTOR CEM RGE INTERRUPTOR DELLE ASTHOM INTERRUPTOR NUOVA MAGRINI
36-50-800 34,5kV HPGE 9/14C 34,5kV GALILEO MGE 1500 34,5 kV
Foto No. 1 Foto No. 2 Foto No. 3

INTERRUPTOR ASEA HLC INTERRUPTOR DELLE ASTHOM INTERRUPTOR DELLE ASTHOM
36-52/1250 B 34,5kV 7/12 34,5 Kv HPGE 11/15 E 115 kV

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

4.1.3. Mantenimiento del Interruptor:

4.1.3.1. Preparación de los materiales requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de
Subestaciones, el Oficial de Redes, y del Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones en
coordinación con el oficial de programación deben preparar los equipos y elementos necesarios para la
realización del mantenimiento del interruptor. Los equipos y elementos requeridos son:

• Aceite dieléctrico en galones, dependiendo del modelo varían las cantidades.
• Pintura esmalte de color rojo.
• Pintura laca de color gris.
• Llaves (Boca fija, Allen, entre otras)
• Manguera de ¾ pulgada.
• Caneca vacía de 55 galones.
• Compresor de aire de un Hp.
• Pistola para pintar.
• Pinzas.
• Destornilladores.
• Lijas de diversos gramos.
• Cepillos de acero.
• Escalera de tijeras de 4 y 8 pasos.
• Bomba para extracción y llenado de aceite.
• Brocha de 2 pulgadas.
• Thinner de 3 a 5 galones.
• Alcohol de 1 a 3 galones.
• Papel Absorbente.
• Trapos.
• Lamina para empaques de neopreno y caucho-corcho.
• Empaque en hilo (original de diversos calibres).
• Limpiador electrónico en aerosol.
• Despejador de humedad en aerosol.
• Lubricantes de contacto.
• Pasta de silicona.
• Microohmimetro de corriente continua, 120 c.a.
• Furgón de Mantenimiento.
• Valdés plásticos.
• Embudos plásticos.

4.1.3.2. Limpieza partes externas: Es indispensable al menos dos veces al año, proceder a una limpieza del
interruptor en todas sus partes externas, y en particular de los aisladores, empleando acua-sol y trapos
perfectamente limpios y secos.

4.1.3.3. Inspección del contacto fijo: El Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones retira
las tuercas que retienen los tornillos prisioneros de fijación de la cámara de expansión al cilindro aislante. Luego
retira la cámara de expansión que contiene el conductor superior con el contacto fijo. Y procede a la inspección
de los elementos del contacto; si los encuentra sensiblemente deteriorados debe proceder a sustituirlos.

4.1.3.4. Inspección del contacto móvil: Si al realizar la inspección del contacto fijo, no se encuentra un
notable deterioro, no es necesario realizar la inspección al contacto móvil.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

En caso de realizar la inspección del contacto móvil y se observe deterioro, procede a aflojar los bulones que
fijan el cilindro al carter del aceite y luego a extraer el cilindro aislante, el cual deberá ser tratado con mucho
cuidado con el fin de no deteriorar el aislamiento en porcelana ni las superficies metálicas. Finalmente se
examina el contacto, si se encuentra muy deteriorado es necesario sustituirlo.

4.1.3.5. Verificación de terminales: El Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones suelta y
limpia los conectores de los conductores de entrada y salida del interruptor, luego se encarga de revisar el
estado de estos conectores, si se encuentran con virutas, oxido, polvo, o cualquier sustancia que impida el buen
contacto con los conductores de energía se deben retirar empleando para su limpieza una lija o un cepillo de
acero.

4.1.3.6. Extracción o sustitución del aceite: Para descargar el aceite usado el Técnico Electromecánico de
Mantenimiento de Subestaciones retira las tapas roscas que cierran el orificio de descarga de cada polo.
Antes de empezar a introducir el nuevo aceite se lava cada polo vertiendo aceite nuevo en la cámara de
extinción y posteriormente se descarga el aceite. Esta actividad se debe repetir 3 o 4 veces.
Después de lavar la cámara de extinción el técnico electromecánico cierra el agujero de descarga, apretando a
fondo las tapas roscas y procede a llenar la cámara de expansión y finalmente coloca las tapas de las cámaras.

En el caso de los Interruptores DELLE ALSTHOM HPGE 9/14C, HPGE 7/12 y HPGE 11/15, la cámara de
extinción de arco se encuentra separada de la columna donde se aloja el mecanismo de accionamiento
mecánico y bielas, el cual va sumergido también en aceite dieléctrico, para extraer el aceite el Oficial de Redes
o el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones retira los tapones roscados que se
encuentran en la parte inferior de cada polo y el aceite de las cámaras de extinción lo retira abriendo el tapón
ubicado en la unión de los dos aisladores de cada polo.

4.1.3.7. Revisión del mando: El mecanismo de operación del mando es suministrado por el fabricante ya
lubricado y no requiere ningún cuidado especial, sin embargo debido a la polución a la que es sometido, el
encargado del mantenimiento lo limpia y lubrica con grasa de molibdeno las partes de unión, y realiza los
ajustes de las conexiones eléctricas, tornillos y tuercas.
Finalmente se revisa que la resistencia de calefacción este funcionando perfectamente, y se retira la suciedad y
humedad que pueda tener el comportamiento de mando.

CONTROL INTERRUPTOR NUOVA MAGRINI CONTROL INTERRUPTOR ASEA HLC CONTROL INTERRUPTOR ASEA HLC
GALILEO MGE 1500 34,5 kV 36-52/1250 B 34,5kV 36-52/1250 B 34,5kV
PARTE ELECTRICA Y MECANICA PARTE ELECTRICA PARTE MECANICA

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

En el caso de los interruptores de 115kV DELLE ALSTHOM Modelo HPGE 11/15 E, el mando de accionamiento
de los polos es independiente por lo que se cuenta con tres cabinas de mando una para cada fase, lo que
implica realizar las actividades descriptas en el anterior párrafo para el polo de cada fase.

4.1.3.8. Pintura de partes externas: Para realizar la pintura de partes externas, el Oficial de redes y el Técnico
Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones retira los restos de pintura vieja, lijando y cepillando. Para
la pintura de la base y gabinete de control del interruptor, utiliza laca gris y para las partes activas del interruptor
utiliza pintura esmalte roja y finalmente identifica los interruptores con el nombre del circuito al que pertenecen.

4.1.3.9. Cambio de mirillas: Si se observan mirillas rotas o manchadas estas deben cambiarse utilizando la
herramienta adecuada, la cuales pueden ser destornilladores, llaves Bristol, Allen o llaves de boca fija
milimétricas, y es conveniente cambiar el empaque.

4.1.3.10. Pruebas de funcionamiento: Antes de iniciar la prueba de funcionamiento el Técnico
Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones informa al operador de la subestación y al centro de
control la ejecución de las pruebas. Una vez sean informados, se realizan las pruebas de apertura y cierre,
colocando el selector de mando remoto en mando local y luego se coloca nuevamente en mando remoto
después de realizadas.

4.1.3.11. Prueba de resistencia de contactos: El Técnico Electromecánico de Mantenimiento de
Subestaciones realiza la prueba de resistencia de contacto con el equipo microohmimetro polo por polo, entre
los contactos de entrada y salida del disyuntor, para verificar las condiciones de resistencia en microhmios (µΩ)
y miliohmios (mΩ).
La cámara de expansión esta diseñada para que no sufra ningún desperfecto durante toda la vida útil del
interruptor, sin embargo si se presenta algún desperfecto se debe sustituirse.

4.2 INTERRUPTORES DE NIVEL DE 115kV Y 230kV CON MEDIO DE EXTINSION EN GAS SF6:

4.2.1. Descripción del interruptor: Este tipo de interruptor esta formado por tres polos independientes,
algunos con cámara sencilla y otros con doble cámara de extinción, estas cámaras de extinción contienen en
su interior contactos móviles y fijos rodeados de SF6, que ayudan a extinguir el arco eléctrico producido por la
apertura y cierre de estos contactos. El contacto móvil es accionado a través de un conjunto de bielas de
mando que va acoplado a un mecanismo de operación que por medio de energía almacenada acciona el
interruptor, bien sea para abrir lo o cerrarlo. Los principales tipos de interruptores son:

• Neumático: en estos la energía es almacenada en forma de aire comprimido. Este sistema es el que
requiere mayor mantenimiento; en este tipo de interruptores el aire comprimido es utilizado para cerrarlo.

• Accionamiento por resortes: En estos la energía se almacena cargando resortes tanto para la apertura
como para el cierre del interruptor, al efectuarse la operación de cierre del interruptor se cargan los resortes
de apertura asegurándose siempre el disparo del interruptor, dicho resorte se puede cargar manualmente o
por medio de un motor eléctrico, el cual solo opera para cargar los resortes y no periódicamente.

• Hidráulico: El mecanismo es similar al neumático, pero a base de aceite; tanto en estos como en el
neumático, la presión debe mantenerse entre un mínimo y un máximo valor mediante un motor. Se
encuentra en algunas ocasiones sistemas híbridos, combinando los sistemas hidráulicos con el de resortes
en la operación de apertura, haciendo así el sistema más confiable.

Según la tensión nominal del interruptor puede estar constituido por una o dos cámaras de extinción de arco.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

INTERRUPTOR DE 115 kV SF6 tipo LTB INTERRUPTOR DE 115 kV SF6 tipo FLX INTERRUPTOR DE 230kV SF6
Mando de Resortes Mando Hidráulico Mando Neumático tipo SB6

INTERRUPTOR DE 230kV SF6 tipo FA2 INTERRUPTOR DE 230kV SF6 tipo FL
Mando Hidráulico Mando Hidráulico
Foto No. 13 Foto No. 14

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001


4.2.2.1. Preparación de los materiales requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones
en compañía del Oficial de Redes y del Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones debe
preparar los equipos y elementos necesarios para la realización del mantenimiento de los interruptores de nivel
de 115kV y 230kV. Los equipos y elementos requeridos son:

• Pintura acrilica de color gris.
• Compresor de aire de 1 Hp.
• Pinzas.
• Aceite hidráulico.
• Bala de SF6.
• Cepillos de acero y bronce.
• Escalera de tijeras de 4,8 y 16 pasos.
• Trapos.
• Grasa Molibdeno.
• Carro canasta.
• Detector de fuga de gas.
• Equipo dilo para inyección de SF6.
• Presostatos.

4.2.2.2. Limpieza partes externas: Es indispensable al menos dos veces al año, proceder a una limpieza del
interruptor en todas sus partes externas, y en particular de los aisladores, empleando acua-sol y trapos
perfectamente limpios y secos.

4.2.2.3. Pintura de partes externas: Para realizar la pintura de partes externas es necesario retirar los restos
de pintura vieja, lijando y cepillando. Para la pintura de la base y control del interruptor se utiliza pinturacacrílica
gris y para las partes activas del interruptor se utiliza pintura esmalte roja y se identifican los interruptores con el
nombre del circuito al que pertenecen.

4.2.2.4. Verificación de terminales: Soltar y limpiar los conectores de los conductores de entrada y salida del
interruptor.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

4.2.2.5. Inspección de contactos fijos y móviles: dichos contactos junto con el aislador forman un
comportamiento sellado herméticamente lleno de gas SF6, contenidos de un filtro para adsorber humedad y
productos de descomposición del gas SF6. Estos compartimientos no deben abrirse de no ser detectadas fugas
a través de las bridas, tornillos o uniones de los aisladores.

4.2.2.6. Mantenimiento de mecanismos de operación: El mecanismo de operación viene lubricado de fábrica
pero debido a la polución a que este es sometido se recomienda limpiar, lubricar con grasa de molibdeno y
aceite lubricante penetrante antioxidante, chequear que los resortes de carga estén en perfectas condiciones y
rociar las borneras con los aerosoles desplazadores de humedad.

NIVEL DE ACEITE NORMAL DE CONTROL DE INTERRUPTOR DE 115 kV SF6 tipo FLX
INTERRUPTOR DE 115 kV SF6 tipo FLX Foto No. 16
Foto No. 15

4.2.3. Mantenimiento para los interruptores Nuova Magrini Galileo de 115 kV y 230 kV tipo SB6

4.2.3.1. Control de presión SF6: se debe verificar que la presión de gas no este por debajo de los valores
nominales tanto en la cámara de interrupción como en los mecanismos de mando. Valores dados por
fabricante:

• Presión mecanismo de mando: -0,05 MPa para el tipo SB6 123 y -0,03 MPa (para el tipo SB6 245).
• Presión unidad de interrupción: 0,65 para el tipo SB6 123 y 0,63 MPa (para el tipo SB6 245).

Cuando se realiza inspección a este control se pueden presentar las siguientes situaciones:

• Que la presión del mecanismo de mando este entre -0,07 MPa y -0,05MPa (para el SB6123) ó entre -0,05
MPa y -0,03 MPa (para SB6245): esto indica que hay menos gas de lo debido y debe cargar gas en la
cámara de interrupción.
• Que la presión del mecanismo de mando sea menor -0,07 MPa (para el SB6123) ó -0,05MPa (para el
SB6245): se debe verificar con un detector de fugas la perdida de gas en la válvula de recarga.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

• Que la presión del mecanismo de mando sea superior al valor nominal: en este caso se presenta un
funcionamiento erróneo del equipo, y en lo posible se debe informar al fabricante. Esto indica que el gas se
esta quedando en la parte inferior y no esta subiendo a la cámara de interrupción.

4.2.3.2. Control de los tiempos de funcionamiento del compresor: Se realiza un ciclo Apertura-Cierre-
Apertura y se mide el tiempo de funcionamiento del compresor, este tiempo de puesta en servicio del compresor
no debe ser superior a 10 minutos.

4.2.4. Mantenimiento para los interruptores Delle Alsthom de 115 kv y 230 kV

4.2.4.1. Control de presión SF6: El Oficial de Redes en compañía del Técnico Electromecánico de
Mantenimiento de Subestaciones, verifican que la presión de gas no este por debajo del valor nominal, en este
caso de 5.15 Bares (según datos de fabricante). Si esta por debajo de este valor se debe inyectar gas y revisar
con un detector de fugas todo el interruptor para determinar el origen de la perdida de presión.

4.2.4.2. Control del número de funcionamiento de la bomba: El Técnico Electromecánico de Mantenimiento
de Subestaciones permite un máximo de dos puestas en marcha diario de la bomba del sistema hidráulico, si
este es superior es un indicio de que hay fugas en el sistema.

4.2.4.3. Revisión del nivel de aceite hidráulico: El Técnico Electromecánico y/o Oficial de Redes de
Mantenimiento de Subestaciones verifica que este no se encuentre por debajo del valor mínimo (+16°C).

4.2.4.4. Revisión del gabinete de control: Se realiza una limpieza al gabinete de control y verificar el apriete
de la tornilleria del sistema eléctrico y limpiar con los distintos aerosoles utilizados para sistemas eléctricos.

4.2.4.5. Revisión del sistema hidráulico: El Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones
verifica que no existan fugas en el sistema, y revisar la estanqueidad de los racores y los gatos hidráulicos que
mantienen la presión para accionar el contacto móvil en los polos. Si se presenta fuga de aceite en cualquiera
de los gatos hidráulicos se debe cambiar la empaquetadura completa de los tres gatos hidráulicos.

4.2.4.6. Verificar calefacción del gabinete de control: Se debe verificar el buen funcionamiento de la
resistencia de calefacción, para evitar la humedad en loas borneras y bloques de contacto.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

4.3. INTERRUPTORES DE 115 KV WESTINGHOUSE (GRAN VOLUMEN DE ACEITE)

4.3.1. Descripción del Interruptor: Los interruptores Westinghouse de 115kV de gran volumen de aceite,
consta de tres tanques uno por fase contenidos de 560 galones de aceite, dentro de los cuales se encuentran
dos cámaras de corte por fase, sumergidas en aceite dieléctrico.

4.3.2.1. Preparación de los materiales requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones,
el Oficial de Redes y del Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones en coordinación con el
oficial de programación deben preparar los equipos y elementos necesarios para la realización del
mantenimiento de los interruptores de nivel de 115kV y 230kV. Los equipos y elementos requeridos son:

• Aceite dieléctrico.
• Pintura laca de color gris.
• Compresor de aire de un Hp
• Diferenciales.
• Pinzas.
• Trapos.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

INTERRUPTOR WESTINGHOUSE 115 kV (GRAN VOLUMEN DE ACEITE)
Foto No. 17

4.3.2.2. Extracción del aceite: El Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones, extrae el
aceite dieléctrico por una válvula de 2“ ubicada en la parte inferior de cada tanque, luego procede a abrir la tapa
lateral del tanque con el fin de airear el recinto.

4.3.2.3. Desmonte de las cámaras: Para desmontar las dos cámaras de cada polo es necesario primero
instalar en la parte interna superior de los tanques, dos diferenciales de ½ tonelada. Una vez instaladas las
diferenciales, se realiza el desmonte de las cámaras, iniciando con el despiece, con el fin de revisar los
contactos móviles y fijos, y el estado de las baquelas, posteriormente se lava con aceite limpio en un recipiente
que recoja los residuos de aceite sucio.

4.3.2.4. Limpieza de las cámaras: Una vez desmontadas las cámaras se llevan a un lugar limpio y se
proceden a desarmarlas, retirando las baquelas en su orden separando el contacto móvil y fijo para
posteriormente lavar los elementos desmontados.

4.3.2.5. Armado de las cámaras: Para el armado de las cámaras de extinción de arco se colocan nuevamente
el contacto fijo, se colocan en su orden las baquelas que conforman la cámara. Realizado este paso se instala
el contacto móvil y se procede a apretar las tuercas dándole el ajuste final a la cámara. El armado se hace en el
lugar donde se limpiaron para posteriormente introducirlas en el tanque.

4.3.2.6 Limpieza del tanque: Después de armadas las cámaras se procede a lavar con aceite dieléctrico el
interior tanque retirando el lodo con residuos de carbón que se acumula debido a los arcos eléctricos que se
producen. Una vez limpio se deben revisar los amortiguadores ubicados en la parte superior del tanque, se
debe cambiar el empaque de cada tapa lateral.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

4.3.2.7. Montaje de las cámaras: Después de limpiar las cámaras y el tanque se procede a montar
nuevamente las cámaras y realizar el llenado de aceite del tanque. Igualmente se realiza con los otros dos
polos del interruptor. Después de llenar los tanques con el aceite dieléctrico se realizan la medición de
resistencia de contactos.

4.3.2.8. Pintura del interruptor: Después de realizado el mantenimiento interno del interruptor se pintan las
partes externas, para esto es necesario retirar los restos de pintura vieja, lijando y cepillando, se utiliza pintura
acrílica gris para el cuerpo del interruptor y para las partes activas se usa pintura esmalte roja, luego se
identifican las fases y el interruptor de acuerdo a la codificación del sistema eléctrico de la empresa.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

4.4. INTERRUPTORES WESTINGHOUSE DE 34,5kV CON MEDIO DE EXTINCION DE ACEITE

INTERRUPTOR WESTINGHOUSE DE 34,5 kV
CON MEDIO DE EXTINCION DE ACEITE
Foto No. 18

4.4.1. Descripción del Interruptor:

Los interruptores Westinghouse de 34,5 kV de mediano volumen de aceite, consta de tres tanques, uno por fase
contenidos de 73 galones de aceite cada uno, dentro de los cuales se encuentran dos cámaras de corte por
fase, sumergidas en aceite dieléctrico.


4.4.2.1. Preparación de los materiales requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones
en compañía del Oficial de Redes y del Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones debe
preparar los equipos y elementos necesarios para la realización del mantenimiento del interruptor. Los equipos
y elementos requeridos son:

• 275 galones de aceite.
• Pintura acrílica de color gris.
• Compresor de aire de un Hp.
• Pinzas.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

• Trapos.
• Gatos neumáticos.
• Embudos plásticas.

INTERRUPTOR WESTINGHOUSE CON MEDIO DE EXTINCION DE ACEITE
Foto No. 19

4.4.2.2. Verificación del mecanismo de control: El Técnico Electromecánico de Mantenimiento de
Subestaciones inspecciona el mecanismo de control de accionamiento, verificando que no existan fugas de aire
en el mecanismo de accionamiento y que la presión de aire permanezca estable. Una vez verificado que no
existan fugas revisa el manómetro ubicado en el gabinete de control y verifica su buen estado físico. Finalmente
prueba el funcionamiento del motor del compresor.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

4.4.2.3. Mantenimiento de las cámaras de extinción: El Técnico Electromecánico de Mantenimiento de
Subestaciones extrae el aceite por las válvulas inferiores que tienen los tanques de las fases del interruptor,
cada uno contiene aproximadamente 73 galones de aceite dieléctrico, luego instala a los lados del tanque gatos
neumáticos especiales suministrados por el fabricante, para bajar los mencionados tanques.

4.4.2.4. Revisión de los contactos móviles: Una vez instalados los gatos neumáticos el Técnico
Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones presuriza con aire comprimido y procede a retirar las
tuercas de los tornillos que sostienen el tanque por la parte superior. Despresurizando los gatos neumáticos el
tanque comienza a descender y se procede a revisar los contactos móviles y las cámaras de extinción de arco
de los contactos fijos, posteriormente se lavan con aceite dieléctrico limpio, utilizando una brocha o rociando
aceite a presión. Los contactos móviles no deben tener un desgaste superior 2 mm.

4.4.2.5. Limpieza de los tanques: Los residuos del carbón producidos por arcos eléctricos y suciedad que se
encuentren en el fondo de los tanques debe retirarse y junto con el aceite sucio almacenarse debidamente en
una caneca sellada. Culminada la limpieza, se presurizan nuevamente los gatos para que asciendan los
tanques a su posición inicial y se coloca la tornillería que los sujeta de la parte superior, seguidamente se llena
cada tanque con 73 galones de aceite dieléctrico nuevo y se verifica que no quede alguna fuga.

4.4.2.6. Pintura del interruptor: Después de realizado el mantenimiento interno del interruptor se pintan las
partes externas, para esto es necesario retirar los restos de pintura vieja, lijando y cepillando, se utiliza pintura
acrílica gris para el cuerpo del interruptor y para las partes activas se usa pintura esmalte roja, luego se
identifican las fases y el interruptor de acuerdo a la codificación del sistema eléctrico de la empresa.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

5. MANTENIMIENTO A CELDAS DE 13,8kV Y 34,5 kV

5.1. CELDAS DE 13,8kV y 34,5kV

5.1.1. Descripción de la celda: Las celdas son compartimientos que han sido diseñados para realizar
funciones de apertura o cierre de circuitos en estado normal o de falla. Están diseñadas para uso intemperie y
para uso interior. Toda celda compacta esta constituida por un envolvente metálico de acero inoxidable donde
se alojan los siguientes elementos:

• Compartimiento de mandos; donde se encuentran los botones para maniobrar la celda y la alimentación en
baja tensión de la celda.
• Compartimientos de conexión de cables de línea; donde se alimentan los cables de salida del circuito.
• Compartimiento de Los polos; donde se encuentran los Tres polos independientes que contienen las
cámaras de corte donde se extingue el arco.
• Compartimiento para el barraje.

Existen diferentes formas de extinguir el arco, puede ser por soplo magnético, por gas SF6, cámaras al vacío o
por aceite.

CELDA MERLIN GERIN
USO TIPO INTERIOR
Foto No. 20

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

CELDA WESTINGHOUSE TIPO DHP CELDA SIEMENS RETROFIT
USO INTERPERIE USO TIPO INTERIOR

5.1.2. Mantenimiento de la Celda:

el Oficial de Redes y del Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones, en coordinación con el
oficial de programación, deben preparar los equipos y elementos necesarios para la realización del
mantenimiento de la celda. Los equipos y elementos requeridos son:

• Llaves.
• Pinzas.
• Destornillador.
• Cepillos de bronce.
• Alcohol impotable 95°
• Trapos.
• Desplazador de humedad en aerosol.
• Aceite Lubricante en aerosol.
• Grasa sintética para contactos
• Grasa de Molibdeno
• Aspiradora industrial
• Furgón de Mantenimiento

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

5.1.2.2. Extracción de la parte móvil de la celda: Existen diferentes formas de extraer la parte móvil de la
celda, dependiendo de la construcción de la celda; en la mayoría de subestaciones de la empresa las celdas
más comunes son de marca Merlín Gerin, en estas el modo de extracción es el siguiente:

Se pulsa el botón “O” para abrir el disyuntor, luego colocamos la palanca de enclavamiento en la posición “2” y
extraemos la parte móvil hasta el tope máximo permitido y se debe retirar la toma de conexión de baja tensión
de los circuitos auxiliares. Para extraer completamente el interruptor pulsamos nuevamente el botón “O” y
pasamos la palanca de enclavamiento a la posición “3”.

5.1.2.3. Descargar resortes del mecanismo: Hacer un cierre y una apertura a fin de descargar completamente
los resortes del mando. En el panel frontal se puede observar si el mando se encuentra descargado

5.1.2.4. Limpieza interna de la celda: Usando una aspiradora industrial se retira el polvo que se encuentre
acumulado dentro de la celda.

CELDA AEG GMA DE 13,8 kV CELDA AEG WIA DE 34,5 kV

5.1.2.5. Lubricación componente mecánico: Empleando un lubricante-antioxidante se aceitan las partes
mecánicas articuladas del mecanismo.

5.1.2.6. Limpieza componente eléctrico: Utilizando un limpiador desengrasante para equipo eléctrico y
electrónico retiramos el exceso de grasa y de polvo acumulado en los circuitos eléctricos del mecanismo.

5.1.2.7. Limpieza y engrase de contactos de los polos: Empleando alcohol etílico o propílico se retira el
polvo y la suciedad depositada en la capa exterior de la cámara de extinción y la grasa que recubre los
contactos de los polos, luego se unta una nueva capa de grasa sintética para contactos.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

5.1.2.8. Revisión del estado del medio de extinción del arco: Si es SF6 empleando un detector de fugas
determinamos si existe un escape de gas, si es aceite revisamos su color para determinar su estado o si es
algún otro material se revisa el estado de las cámaras.

Después de las operaciones de mantenimiento se debe realizar maniobras manuales y eléctricas para chequear
el buen funcionamiento del disyuntor.

5.1.2.9. Medir resistencia de contactos: Esto se realiza midiendo resistividad entre la salida y la entrada de
los polos, con el interruptor cerrado y desenergizado tiene que dar unos valores muy pequeños del orden de
200 microhmios, para garantizar el buen cierre o contacto interno de los contactos.

En el caso donde deban realizarse reparaciones debido a daños severos o cambios por cumplimiento de vida
útil, se sugiere consultar los manuales del fabricante.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

6. MANTENIMIENTO A SECCIONADORES

6.1. SECCIONADORES DE 230kV, 115kV y 34,5kV.

6.1.1. Descripción de los seccionadores: El seccionador es un aparato mecánico de conexión que asegura,
en posición abierta, una distancia de seccionamiento que satisface condiciones especificadas. Un seccionador
es capaz de abrir y de cerrar un circuito cuando se establece o interrumpe una corriente de valor despreciable,
o bien no se produce ningún cambio importante de la tensión entre los bornes de cada uno de los polos del
seccionador.
Es también capaz de conducir corrientes en las condiciones normales del circuito, y de soportar corrientes por
un tiempo especificado en condiciones anormales como las de cortocircuito.

SECCIONADOR DE TRES COLUMNAS CON SECCIONADOR DE TRES COLUMNAS CON DOBLE
DOBLE APERTURA 34,5 kV. APERTURA 230kV.

SECCIONADOR DE DOS COLUMNAS CON SECCIONADOR DE DOS COLUMNAS CON
UNA APERTURA 34,5kV UNA APERURA 115kV

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

6.1.2. Mantenimiento del seccionador:

el Asistente técnico, Oficial de Redes y del Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones, en
coordinación con el oficial de programación deben preparar los equipos y elementos necesarios para la
realización del mantenimiento del seccionador. Los equipos y elementos requeridos son:

• Llaves.
• Alcohol impotable 95°
• Trapos.
• Cintas aislantes, 23 y 33.
• Grasas sintéticas para contactos.
• Cepillos de bronce.
• Lijas varios granos.
• Pintura de color rojo.
• Thinner.
• Escaleras.

6.1.2.2. Limpieza de contactos móviles y fijos: Estos contactos deben limpiarse retirando la contaminación,
producto de la degradación de la grasa y el carbón por arco eléctrico durante la apertura y el cierre. La limpieza
se realiza empleando alcohol y trapos, el cepillo de bronce solo se usa en los casos donde existan gruesas
capas de grasa quemada y carbón, cuidando no desgastar el material de los contactos.

6.1.2.3. Limpieza de aisladores: Empleando alcohol etílico o propílico se retira el polvo y la suciedad de las
porcelanas constitutivas de los aisladores, cuando estos elementos se encuentran muy contaminados.

6.1.2.4. Pintura de partes metálicas: Se restaura la pintura aplicada por el fabricante en las partes metálicas
que forman parte del seccionador.

6.1.2.5. Mantenimiento del mecanismo de operación de los seccionadores: para comandar la apertura y
cierre de los seccionadores, se emplean dos tipos de mecanismos ubicados en una caja externa acoplada
generalmente en la base del seccionador: el mando mecánico y el mando eléctrico.
El mando mecánico consiste en todos los mecanismos de engranajes, resortes y demás que se requieren para
producir el movimiento de apertura y cierre y su operación requiere la aplicación de una fuerza externa
(operación manual).

El mando eléctrico consiste en todos los elementos eléctricos que se requieren para producir la fuerza
necesaria que necesita el mecanismo para las operaciones de cierre y apertura accionado con un botón, ya sea
efectuada localmente o con cableado a distancia (accionamiento remoto).

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

El mantenimiento del mando mecánico consiste en lubricar las partes donde se realiza los movimientos
(uniones, bridas, etc) y el mantenimiento del mando eléctrico consiste en realizar limpieza y lubricación del
gabinete y verificación del apriete de los tornillos.

6.1.2.6 Verificación del reglaje: Consiste en revisar que el cierre y la apertura se realicen simultáneamente en
los tres polos, si esto no se logra se requiere soltar el varillaje del polo que no cierra simultáneamente con los
demás y se cierra manualmente este polo, luego se lleva al punto de cierre los otros polos, seguidamente se
ajusta el varillaje y se hace la apertura en conjunto, de los tres polos verificando que sea simultaneo su
accionamiento. Esta operación se repite hasta obtener el cierre simultáneo de los tres polos.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

7. MANTENIMIENTO DE RECLOSERS

7.1. RECLOSER DE 34,5kV Y 13,8 kV.

7.1.1. Descripción del Recloser: El recloser es esencialmente un disyuntor con las funciones necesarias para
detectar sobre corrientes, medir la duración e interrumpir las fallas y se puede seleccionar para que reconecte
automáticamente restaurando al suministro de energía eléctrica a la línea aérea. Si la falla persiste el
reconectador automático se bloquea en posición de desconectado después de un numero prefijado de
maniobras, aislando así la línea con la falla del sistema.

Este equipo se emplea en líneas aéreas de distribución debido a que la mayoría de las fallas que se producen
en estas son de naturaleza transitoria y no originan daños permanentes cuando se despejan.

El recloser esta compuesto por dos partes: el tanque que contiene el interruptor y la caja de control con el cable
de conexión entre los dos.

RECLOSER GVR 15kV RECLOSER OVR 38kV

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

RECLOSER Nu Lec 34,5 kV.
Foto No. 31

7.1.2. Mantenimiento del Recloser con SF6:

7.1.2.1. Preparación de los materiales requeridos: El Profesional Asistente de Mantenimiento de
Subestaciones, el Asistente Técnico, el Oficial de Redes y el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de
Subestaciones en coordinación con el Oficial de programación preparan los equipos y elementos necesarios
para la realización del mantenimiento del recloser seleccionado. Los equipos y elementos requeridos son:

• Botella de gas SF6.
• Llaves expansivas.
• Llaves de boca.
• Carro de servicio de gas.
• Detector de fugas de gas.
• Manómetro.
• Pinzas de puntas ó corta frió.
• Alcohol isopropilico.
• Aqua-sol para lavado exterior.
• Lijas de diversos granos.
• Afloja tuercas penetrante (Free)
• Grasa de silicona.
• Empaques de goma.
• Destornillador de pala.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

• Grúa
• Trapos limpios.
• Baterías libres de mantenimiento de 12 Vcc.
• Multímetro digital.
• Fusibles varios.
• Equipos de inyección primaria
• Torquímetro

7.1.2.2. Revisión de la información suministrada por el recloser: El Oficial de redes de Mantenimiento de
Subestaciones revisa la información que se muestra en el display del relé o del equipo de control. Esta
información muestra el estado del control y sus posibles anomalías identificadas por el fabricante (falla de
baterías o fallas en tarjetas o elementos internos del relé de protección y control). Si se presenta el mensaje de
falla en una tarjeta o elemento interno se debe informar al Profesional Asistente de Mantenimiento de
Subestaciones para su posterior evaluación.

7.1.2.3. Revisión del cargador de baterías: Con el Multímetro se toman los datos de voltaje a la salida del
cargador de baterías, si este valor es cero (0) se debe revisar los fusibles correspondientes y cambiarlos. Si el
valor es inferior a 10 Vcc. se debe informar al Profesional Asistente de Mantenimiento de Subestaciones para su
posterior evaluación.

7.1.2.4. Revisión de baterías: Con el Multimetro toma los datos de voltaje de cada batería y se compara con el
valor estándar de 12 Vcc. de cada unidad. Si este valor es inferior a tres (3Vcc) se debe cambiar la(s)
respectiva(s) batería(s).

7.1.2.5. Limpieza de bujes y terminales: Empleando alcohol etílico o propílico se retira el polvo y la suciedad
de los bujes, cuando estos elementos se encuentran muy contaminados, para los terminales se revisa la
información de las termografías y se corrigen puntos calientes en el caso de su detección previa. También se
revisa el ajuste de la conexión evitando que queden sueltos. Para evitar los puntos calientes todos los tornillos
del Terminal deben ser ajustados a 150Nm.

Para este tipo de reclosers con aislamiento del tanque interno en SF6, se considera libre de mantenimiento y su
intervención se considera una reparación mayor.

Para los recloser de SF6 de las marcas Whipp & Bourne (GVR), ABB (OVR), Joslyn (JVR) y Nu-lec (N36),
estas reparaciones son realizadas por garantía del fabricante.

7.1.3. Reparación del Recloser: En caso de los recloser tipo Hawker Siddeley de 34,5kV y 13,2kV, que
requieran de reparación se debe realizar las siguientes actividades:

7.1.3.1. Vaciado del Gas SF6: El Asistente de Técnico de mantenimiento de Subestaciones debe vaciar el
tanque utilizando un carro de gas y realiza los siguientes pasos:

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

- Conecta la manguera flexible del carro a la herramienta (acoplamiento) y se enchufa el acoplamiento en el
punto de llenado de gas del tanque. Luego se abre la válvula del carro que permite la descarga.
- Cuando el manómetro indique la presión atmosférica, cerrar la válvula e inmediatamente abrir la válvula de
la bomba de vació.
- Poner en marcha la bomba de vacío y reducir la presión a menos de 1000 milibares, cuando se alcance la
cifra, cerrar la válvula para la bomba de vacío.
- Se abre la válvula del filtro para permitir que entre aire en el recipiente.

Recloser Hawker Siddeley
Foto No. 32

7.1.3.2. Desencubado del Recloser: Después de vaciado el tanque, el Asistente Técnico de Mantenimiento
de Subestaciones procede a quitar los tornillos de la tapa principal, previamente lavados o mojados con el
liquido Free (afloja tuercas).
Una vez se retiren los tornillos el Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones utiliza una herramienta
(eslinga), para asegurar las orejas de izado de la tapa, teniendo en cuenta que el gancho debe estar mas
elevado que los aisladores, después se iza en forma lenta y se pone al descubierto el recloser.

Dependiendo de los daños encontrados en el recloser automático se pueden cambiar o reparar partes internas
o externas que se encuentren averiadas, para ello se tienen diferentes pasos atendiendo los daños, mas
comunes y relevantes.

7.1.3.3. Sustitución de la junta (O-ring) de sellado del tanque principal: Para aplicar este paso debe
haberse realizado los dos anteriores.

• Quitar la junta tórica (O-ring) de sellado de la pestaña del tanque.
• Limpiar la superficie de la tapa y la pestaña del tanque, con alcohol isopropílico al 90%, si quedan residuos
de la junta cepillar suavemente y limpiar con trapos, si aun quedan restos repetir la operación hasta que
queden visiblemente limpios ambas superficies.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

• Comprobar que no existen imperfecciones en las superficies.
• Untar grasa de silicona en ambas superficies, colocar la nueva junta de sellado, la cual debe tener un
grosor de 8mm.
• Posicionar la tapa por encima del tanque y bajar hasta una posición que deje aproximadamente 10mm,
entre las superficies de sellado. Alinear los agujeros hasta obtener la correcta alineación entre los
aisladores y el soporte.
• Insertar tres tornillos galvanizados entre la tapa y la pestaña del tanque (a través de los agujeros).
• Bajar la tapa sobre el tanque y no moverla una vez posicionada, enseguida colocar los tornillos, tuercas y
arandelas, apretando primero 4 tuercas según la secuencia norte, sur, este y oeste.
• Posteriormente apretar las tuercas restantes utilizando una llave y una copa 19mm aplicando un par de
aprietes de 103/107 Nm.
• Esperar al menos una hora y hacer vacío hasta obtener una presión de 9000 mbares, dejando al menos 12
horas y después llenar con el SF6 a la presión indicada según la tabla de valores nominales.

7.1.3.4. Cambios de los sellos rotativos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones realiza el
cambio de los sellos rotativos, una vez detectada y comprobada la fuga por estos elementos, para esta tarea el
equipo debe estar desgasificado, abierto y proceder de la siguiente manera:

• Una vez retirada la tapa o cubierta del alojamiento del indicador de posición, se guía el brazo hacia los ejes
y cuidadosamente se levanta fuera de la señal de disparo, y enseguida se retira los soportes fijadores.
• Quitar las fijaciones del plato retenedor del sello, lo ajustan tres tornillos que se retiran con llaves 13mm y
posteriormente se saca.
• Desconectar la fijación interior de la transmisión del disparo manual y se procede a retirar el eje de la
transmisión, previamente quitados los pasadores.
• Posteriormente se sacan los sellos y luego se limpia el alojamiento de los mismos, esto se hace utilizando
alcohol isopropilico y trapos limpios, después se comprueba si existen daños en el alojamiento de los sellos.
• Untar abundantemente el sello nuevo con grasa de silicona y se coloca en su alojamiento respectando la
orientación del sello.
• Colocar el plato retenedor del sello sin apretarlo, se inserta el eje de transmisión y se aprietan los tornillos
que fijan el plato retenedor del sello.
• Colocar las fijaciones del disparo manual e indicador de posición, después se coloca el alojamiento del
indicador, fijando los tres tornillos con la llave 13 mm.
• Finalmente se alinean los brazos de las transmisiones con las de los ejes, y usando los tornillos fijadores se
bajan los brazos sobre el eje.

7.1.3.5. Sustitución de un aislador: Si durante el lavado y la limpieza de los aisladores se observaron daños
tales como fisuras, perforaciones o rupturas este debe reemplazarse siguiendo los siguientes pasos:

• Retirar los terminales si existen, después quitar la tuerca retenedora superior, la contratuerca y el protector
de tuercas, después otra tuerca; la primera arandela de cierre, después se saca la última tuerca retenedora.
Para las tuercas se utilizan llaves de expansión y llave de boca 24mm.
• Retirar el aislador dándole giros suavemente hasta que este salga por completo.
• Para montar el nuevo aislador, se debe limpiar con alcohol isopropilico y secar con trapos limpios el
pasamuros de resina.
• Colocar el aislador nuevo, untando con grasa de silicona en la parte interna sobre el pasamuros de resina y
empujar hacia abajo hasta que haga tope con el alojamiento de los TC.
• Colocar la arandela y la tuerca retenedora superior y ajustar un torque aproximadamente 35 NM, utilizando
la llave de boca de 24mm.
• Montar de nuevo los terminales si existen.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

Constitución del aislador epoxico de un Hawker Siddeley
Foto No. 33

7.1.3.6. Cambio de Bushing y juntas tóricas: El Asistente Técnico de mantenimiento de Subestaciones
realiza una vez desgasificado y abierto el tanque según los pasos a continuación.

• Quitar el aislador según el procedimiento anterior, si la fase esta equipada con transformadores de
corriente, se retira la tapa de la cámara del pasamuros y desconecta los cables correspondientes al
transformador de la regleta de bornes, después afloja las tuercas del Conduit y saca por el Conduit los
cables procedentes de la cámara del pasamuros.
• Quitar los tres tornillos que fijan la cámara de los TC con una llave 10mm, sacar la cámara de los
transformadores y estos si existen.
• Quitar las fijaciones al sistema de contactos del polo a remplazar, y sacarlo de la base del Bushing.
• Sacar el pasador y la arandela de un lado de cada perno de los contactos móviles y sacar el perno. Quitar
los tornillos que fijan el Bushing y sacarlo completamente, con las dos juntas de sellado (Oring).
• Limpiar el área alrededor del agujero del Bushing y asegurarse que no presente marcas en la cara del
sellado. Deben colocarse dos juntas (O-ring’s) nuevos centrados alrededor del agujero del Bushing e
insertar seguidamente el nuevo, girándolo hasta su correcta orientación, antes de que la cara de sellado
tome contacto con las juntas y luego apretar los tornillos del pasamuros a un torque de 35 Nm.
• Reensamblar la disposición de contactos en el Bushing, asegurándose que la posición coincide con la
muestra del Bushing, luego se insertan las fijaciones y se aprietan, seguidamente se vuelve a colocar los
pasadores y mecanismos que se desconectaron.
• Por ultimo sustituir la junta superior de la cámara de los TC y fijar la base a la placa superior apretando los
tres tornillos de 10 mm a un torque de 40 Nm.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

7.2. RECLOSER EN ACEITE

RECLOSER COOPER TIPO KFE
Foto No. 34

7.2.1. Mantenimiento del Recloser:

7.2.1.1. Preparación de los materiales requeridos: El Profesional Asistente de Mantenimiento de
Subestaciones en coordinación con el Oficial de Programación preparan los equipos y elementos necesarios

• Llaves.
• Destornillador.
• Alcohol impotable 95°.
• Trapos.
• 25 galones de aceite dieléctrico.
• Baterías libres de mantenimiento de 12 Vcc.
• Equipo de Inyección primaria de corriente.
• Torquimetro.

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

• Bomba de aceite de ½ Hp.
• Mangueras
• Valdés Plásticos
• Embudos Plásticos
• Bomba para aceite

7.2.1.2. Inspección de los componentes externos: El Oficial de redes de Mantenimiento de Subestaciones
realiza una inspección a los componentes externos y revisa el estado de los bushings, la pintura, el cable
umbilical de control, tanque, etc. Si los encuentra en mal estado realiza los correctivos necesarios.

7.2.1.3. Desencubado del recloser: El oficial de redes de Mantenimiento de Subestaciones desencuba el
recloser destornillando los tornillos que aseguran la cabeza al tanque y realiza una inspección de los
componentes internos y del aceite. Verifica que el aceite presente un color transparente, libre de residuos y una
rigidez dieléctrica de 30kV, en caso que no cumpla con estas condiciones procede a cambiarlo.

7.2.1.4. Limpieza del recloser: En caso de encontrar residuos de carbón, el Oficial de Redes de Mantenimiento
de Subestaciones los retira empleando trapos limpios con aceite limpio para transformador.

7.2.1.5. Verificación del estado del mecanismo: El Oficial de redes de Mantenimiento de Subestaciones
determina el estado del mecanismo realizando pruebas de apertura y cierre mecánicamente empleando la
palanca manual de cierre en T.

7.2.1.6. Verificación del estado de la bobina: El Oficial de Redes de Mantenimiento de Subestaciones revisa
la bobina del solenoide de cierre y los fusibles, la bobina de cierre debe poseer un valor de resistencia de 230
ohmios aprox. y los fusibles deben estar cerrados.

7.2.1.7. Verificación del estado de los CTs: El Oficial de Redes de Mantenimiento de Subestaciones revisa el
estado de los Cts de fase y tierra. Con la ayuda de un tester mide el valor de la resistencia de estos en el cable
umbilical de control, K-L, M-N, P-R el cual muestra un valor de 12 ohmios, y U-V 4 ohmios.

7.2.1.8. Encubado del recloser: El Oficial de Redes de Mantenimiento de Subestaciones examina el estado de
la bobina inductiva que carga los capacitores de disparo y mide la resistencia entre S-T, verificando que posea
un valor de 5 ohmios. Una vez verifica el estado de la bobina, examina las botellas de vacío, puede presentarse
el caso que no estén cerrando al darles la orden de mando. Si es necesario cambiar el aceite se lava con aceite
dieléctrico las partes mecánicas y se llena el tanque con 20 galones del mismo.
El Oficial de Redes de Mantenimiento de Subestaciones vuelve a encubar el recloser, atornillando en zigzag
para realizar una presión uniforme al empaque.

7.2.1.9. Medida de Resistencia de los contactos: Esta se realiza con un microohmimtro con los contactos del
interruptor cerrados y colocando las pinzas en la entrada y salida del recloser, el valor obtenido no debe
exceder los 500 μΩ (micro ohmios).

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

8. MANTENIMIENTO A TRANSFORMADORES

8.1. TRANSFORMADOR DE POTENCIA

En nuestro sistema la transmisión de la energía se hace a valores altos de tensión 115 y 230 kv, con el fin de
evitar grandes perdidas de energía, y la distribución a los usuarios se hace a valores de 13.8 y 34.5kv. Para
bajar los niveles de tensión empleamos transformadores de potencia.

8.1.1. Descripción del Transformador: Se denomina transformador a un dispositivo electromagnético que
permite aumentar o disminuir el voltaje y la intensidad de una corriente. Los componentes básicos de un
transformador son:
• La parte activa compuesta por su núcleo, arrollamientos y el material aislante, estos van inmersos en aceite
dentro de una cuba.
• El Tanque de expansión; tiene la finalidad de compensar las variaciones del volumen de aceite, por
cambios de temperatura.
• Los bujes de conexión, donde se conectan los cables de entrada y salida del transformador.
• El sistema de enfriamiento; tiene la finalidad de transferir el calor desde la parte activa del transformador al
medio ambiente (radiadores, ventiladores, bombas, entre otros).
• El sistema de regulación de tensión; comúnmente se conoce como cambiatomas, permite mantener
constante la tensión de salida del transformador, realizando cambios en su relación de transformación.
• Gabinetes de control.

TRANSFORMADOR DE 34.5/13.8 kV
Foto No. 35

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

8.1.2. Mantenimiento del Transformador:

8.1.2.1. Preparación de los Materiales Requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de
Subestaciones, el Oficial de Redes y el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones en
coordinación con el Oficial de Programación preparan los equipos y elementos necesarios para la realización
del mantenimiento del recloser seleccionado. Los equipos y elementos requeridos son:

• Llaves.
• Destornillador.
• Plásticos.
• Alcohol.
• Thinner.
• Pintura.
• Trapos.
• Acuosol.
• Escaleras.
• Canecas vacías de 55 galones.
• Bombas para aceite dieléctrico.
• Torquimetro.
• Mangueras.

8.1.2.2. Revisión del Nivel del Tanque de Expansión: El nivel del tanque de expansión comúnmente se
encuentra en un nivel medio (la mayoría de transformadores traen marcado este nivel en 25°C). Si este se
encuentra por debajo se debe nivelar a ese valor, y si se encuentra muy por encima se debe retirar el exceso de
aceite

8.1.2.3. Corrección de Fugas: Debido a las vibraciones a las que están sometidos los transformadores se
puede presentar un desajuste en el par de apriete, por lo cual se hace necesario ajustar nuevamente la
tornillería en las partes donde se presentan fugas de aceite, luego empleando un desengrasante como el
aQuasol retiramos el exceso de grasa. Los tornillos de los radiadores y la tapa de la cuba se debe ajustar a
90-95 Nm.

8.1.2.4. Lavado y Pintura del Transformador: Existen subestaciones donde la contaminación es excesiva lo
que genera un deterioro de la pintura del transformador, si la pintura se encuentra levantada y oxidada se hace
necesario retirarla, aplicar una capa anticorrosivo y luego si aplicar la pintura de acabado de color gris.

8.1.2.5. Revisión de los Bushings: Se revisa que los bujes del transformador este en buen estado (que no
tengan grietas o fugas de aceite) y que los cables se encuentren con un correcto par de apriete de
aproximadamente de 60 Nm (si este no es el correcto se puede presentar puntos calientes).

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

8.1.2.6. Inspección de los Respiradores de Silica Gel: Estos dispositivos están hechos para eliminar la
humedad y el polvo que entra al transformador. Generalmente este agente deshidratante es de color azul el
cual cambia a color rosado cuando se humedece (si se encuentra de color rosado se debe cambiar). Si este
agente deshidratante se humedece con aceite es por que hay demasiado aceite en el tanque de expansión.

8.1.2.7. Revisión de las protecciones: Se debe realizar una inspección visual de las protecciones (rele
Buchholtz, el rele Hansen, el rele de Sobre presión, etc.) para detectar cualquier anomalía.

Se debe revisar el buen funcionamiento del sistema de refrigeración (Ventiladores, bombas) y si se encuentra
alguna anomalía informar al Coordinador de Mantenimiento de Protecciones.

Si se encuentran ventiladores con ruido, esto es debido al desgaste o mal estado de las balineras y cojinetes.
Se debe bajar el ventilador para cambiar estos elementos.

8.1.3. Mantenimiento al cambiatomas.

MANTENIMIENTO A CAMBIATOMAS
Foto No. 36

8.1.3.1. Descripción del Cambiatomas: El cambiatomas se utiliza para realizar un cambio en la relación de
transformación del transformador, logrando así poder mantener los valores de salida de tensión estables. Los
cambiatomas están en constante operación generando degradación del aceite en el cual están sumergidos.

8.1.3.2. Realización del Mantenimiento: Cuando se realiza el mantenimiento a un cambiatomas lo primero que
es extraer el cambiatomas (ver figura 35) luego se lava con aceite limpio el recipiente donde se aloja. Y lavamos
el cambiatomas con aceite dieléctrico reciclado. Luego lo volvemos a introducir y llenamos el recipiente que
aloja el cambia tomas con aceite dieléctrico en buenas condiciones. Se debe cambiar la empaquetadura para
evitar fugas posteriores.

Revisión No: 1

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9. MANTENIMIENTO A PARARRAYOS

9.1. PARARRAYOS DE 230kV, 115kV y 34, 5kV

9.1.1. Descripción del Pararrayos: Es un dispositivo destinado a descargar las sobretensiones producidas por
descargas eléctricas atmosféricas, por maniobras o por otras causas que perforan el aislamiento, ocasionando
interrupciones en el sistema eléctrico de potencia y en muchos casos desperfectos en los equipos tales como
transformadores, interruptores, seccionadores, etc.

PARARRAYOS EPÓXICO DE 230kV PARARRAYOS EN PORCELANA DE 34,5kV

9.1.2. Mantenimiento de Pararrayos:

9.1.2.1. Preparación de los Materiales Requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de
Subestaciones, el Oficial de Redes y el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones en
coordinación con el Oficial de programación preparan los equipos y elementos necesarios para la realización del
mantenimiento de los pararrayos. Los equipos y elementos requeridos son:

• Plásticos
• Alcohol

Revisión No: 1

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Código: MMSTD001

• Pintura
• Trapos.
• Anillos equipotenciales (si es requerido)
• Conectores de puesta a tierra.
• Escaleras
• Torquimetro
• Medidor de fugas
• Furgón de Mantenimiento

9.1.2.2. Limpieza de los Aisladores: Empleando alcohol etílico o propílico se retira el polvo y la suciedad de
los discos aislantes cuando estos elementos se encuentran muy contaminados. Para los terminales se revisa la
información de las termografías y se corrigen puntos calientes en el caso de su detección previa. También se
revisa el ajuste de la conexión evitando que queden sueltos.

9.1.2.3. Pintura de las Partes Metálicas Superiores: Aquellas partes metálicas que vienen pintadas de
fabrica son retocadas o pintadas nuevamente después de retirar la pintura deteriorada.

9.1.2.4. Revisión de los Anillos Equipotenciales: En el caso de los pararrayos que poseen este tipo de
elemento constitutivo, se inspecciona que el anillo se encuentre en buenas condiciones de su geometría, y para
el caso que se encuentre deformado o dañado en una alta proporción de su integridad, se debe reemplazar este
elemento a fin de garantizar la operación correcta diseñada por el fabricante.

9.1.2.5. Revisión de la Puesta a Tierra: Para garantizar el funcionamiento correcto de los pararrayos, se debe
revisar la puesta a tierra de los mismos, esto incluye la revisión del estado de todas las conexiones de su
instalación, reduciendo al mínimo el número de conexiones hasta la unión con la malla de puesta a tierra. Las
conexiones deterioradas deben ser reemplazadas y las sueltas ajustadas nuevamente, los bajantes
deteriorados deben ser reemplazadas en su totalidad, sin incrementar el número de conexiones.
Se debe medir la resistencia de puesta a tierra y si esta es superior a 5Ω, después de todas las verificaciones y
ajustes, se debe informar al Profesional de Mantenimiento de Subestaciones, para su evaluación y
programación de corrección de la puesta a tierra a un valor inferior.

9.1.2.6. Puntos calientes: Se corrigen los puntos calientes si en una termografía realizada fueron detectados,
esto se hace soltando la conexión y verificando que no exista sulfatación o fundición del los materiales debido al
calor generado por la conexión floja, después se limpia lijando o cepillando, de ser necesario se cambian los
conectores y tornillos. Una vez realizado lo anterior se ajustan aplicando un torque aproximado de 60 Nm.

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10. MANTENIMIENTO AL BANCO DE BATERIAS

10.1. DESCRIPCION DEL BANCO DE BATERIAS: Es un equipo de uso generalizado en las subestaciones, ya
que su función es garantizar la operación de los sistemas de protección, de mando y de señalización de la
subestación cuando se presenta un corte de energía. Normalmente los equipos de protección (reles) trabajan a
125 voltios corriente continua, esta tensión es suministrada por el cargador de baterías, que es un equipo
rectificador encargado de convertir la tensión de alterna en tensión continua, además de mantener la carga de
las baterías para que estas entren en el momento que la tensión de alterna que alimenta el cargador falle.

10.2. CONSTITUCION DE LA BATERIA: Cada una de las baterías componentes de un banco, esta compuesta
de cinco elementos:
• Un recipiente: encargado de albergar en su interior el conjunto de placas y separadores, así como de
almacenar el electrolito.
• Placas: Las placas son los elementos más importantes de las baterías, tienen como objeto almacenar la
materia activa que se produce al convertir la energía eléctrica a energía química.
• El color marrón oscuro permite identificar las placas positivas, mientras que las placas negativas presentan
una coloración gris. La sulfatación se produce únicamente sobre las placas negativas, cuando ocurre este
fenómeno la placa se decolora y adquiere un color blanquecino que permite apreciar su deterioro total o
parcial.
• Separadores: Tiene la función de evitar que se produzcan corto circuitos entre las placas.
• Electrolito: Permite que se produzca la transformación en materia activa del elemento que compone la
batería.
• Conexiones: La tensión de un acumulador es aproximadamente 2.1 o 2.2 voltios, por lo cual se hace
necesario colocar en serie los bornes de varias celdas hasta obtener valores de 125 voltios, con el cual
trabajan los equipos. Para esto se utilizan cables o platinas de cobre que van colocadas entre los terminales
positivo y el negativo de cada batería.

BANCO DE BATERIAS CONEXIONES ENTRE CELDAS DEL
Foto No 39 BANCO DE BATERIAS
Foto No 40

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10.3. MANTENIMIENTO DE BATERIAS:

MANTENIMIENTO AL BANCO DE BATERIAS
FOTO No. 41

10.3.1. Preparación de los Materiales Requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones,
el Oficial de Redes y el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones en coordinación con el
Oficial de programación preparan los equipos y elementos necesarios para la realización del mantenimiento del
banco de baterias. Los equipos y elementos requeridos son:

• 5 galones de agua destilada.
• Densímetro.
• Aplicador de agua destilada.
• Multimetro.
• Mascarilla para gases.
• Guantes de nitrilo.
• Delantal o peto.
• Llaves milimétricas.
• Cepillo de acero.
• Bicarbonato.
• Manguera para agua.
• Grasa para contactos.
• Gafas transparentes.

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10.3.2. Recomendaciones a considerar antes realizar el mantenimiento: Antes de realizar el mantenimiento
de un banco de baterías la persona que lo a ejecute debe contar con todos los elementos de seguridad
necesarios y tener en cuenta loas siguientes recomendaciones.

• Se abre la cuchilla o bracker antes de iniciar el mantenimiento.
• Debe evitarse realizar puentes entre los bornes de una misma batería.
• No colocar herramientas sobre el banco de baterías.
• Se debe evitar el contacto con el electrolito de la piel y los ojos, en caso de ocurrir debe lavarse con
abundante agua.
• Si es necesario cambiar una batería la que se retire no puede ser tirada a la basura, esta debe almacenarse
para posteriormente ser entregada a personas que manejen desechos industriales.

10.3.3. Revisión del estado de los recipientes de las baterías: Se verifica que no se encuentre ninguno de
los recipientes de las baterías partidos, si alguno de estos esta en mal estado se procede a cambiarlo.

10.3.4. Limpieza y Revisión del grado de sulfatación de las baterías: El Técnico Electromecánico de
Mantenimiento se encarga de revisar los bornes de las baterías con el fin de verificar el grado de sulfatación.
Empleando un cepillo de bronce retira la sulfatación.de las baterías.

10.3.5. Revisión del nivel del electrolito: Las baterías traen identificado el nivel alto y bajo, si se encuentra por
debajo de este nivel bajo se le adiciona electrolito hasta que llegue al nivel medio. En caso contrario se le retira
electrolito hasta llegar al nivel medio.

10.3.6. Revisión de la densidad del electrolito: Utilizando un densímetro para medir el electrolito medimos es
peso especifico de este, si este se encuentra por debajo de 1.110 Kg/cm3, nos indica que la batería se
encuentra a totalmente descargada y se debe cambiar.

10.3.7. Revisión de la tensión de las baterías: Las celdas de las baterías tienen una tensión promedio de 2.1
y 2.2 Voltios, si se encuentra por debajo de 1.6 voltios indica que la batería esta en malas condiciones y es
necesario reemplazarla.
Por ultimo se debe comprobar que la tensión que arroja el banco de baterías en total sea de 125 voltios.

10.3.8. Revisión del extractor: Si el recinto en donde se encuentra el banco de baterías tiene extractores, se
debe verificar el funcionamiento si se encuentran con ruido, esto es debido al desgaste o mal estado de las
balineras y cojinetes. Se debe bajar el extractor para cambiar estos elementos.

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11. MANTENIMIENTO A CTs Y PTs (TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y POTENCIAL)

LOS CTs Y PTs son transformadores empleados para medida, su función es la de reducir a valores no
peligrosos y normalizados las corrientes y tensiones en una subestación, con el fin de alimentar instrumentos de
medición y protección.

11.1. DESCRIPCIÓN DE LOS CTs: Un transformador de corriente esta compuesto por dos devanados, el
primario que consta de una o varias espiras que se conectan en serie con el circuito cuya intensidad se desea
medir. El secundario alimenta los circuitos de uno o varios aparatos de medida o protección conectados en
serie. Los valores normalizados de corriente en el secundario son de 1 y 5 amperios, dependiendo de la
aplicación que se le desee aplicar.

11.2. DESCRIPCION DEL PTs: Un transformador de potencial esta compuesto por dos devanados, el primario
es conectado directamente a la fase que se va a medir. El secundario se conecta a los circuitos de tensión de
uno o varios aparatos de medida o protección conectados en paralelo.

11.3. MANTENIMIENTO DE CTs y PTs:

MANTENIMIENTO CT MANTENIMIENTO PT

11.3.1. Preparación de los materiales requeridos: El Profesional Asistente de Mantenimiento de
Subestaciones en coordinación con el Oficial de programación preparan los equipos y elementos necesarios
para la realización de los CT’s y PT’s. Los equipos y elementos requeridos son:

• Llaves.
• Destornillador.

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• Arnes.
• Alcohol.
• Thinner.
• Pintura.
• Trapos.
• Aquasol.
• Escaleras.
• Torquimetro.

11.3.2. Revisión del nivel de aceite: El Técnico Electromecánico de mantenimiento de Subestaciones revisa el
nivel de aceite y en el caso de encontrar fugas se deben corregir y verificar que el nivel no se encuentre por
debajo del nivel mínimo (si tiene aceite como medio de aislamiento).

11.3.3. Limpieza del aislamiento exterior: Realizar limpieza de los aisladores de porcelana utilizando un trapo
y alcohol.

11.3.4. Revisión de ajuste de conexiones: Revisar que las conexiones a los terminales de salida del
devanado primario y secundario se encuentren en buen estado y bien ajustadas. Verificar que todos los tornillos
estén ajustados a 45 Nm.

11.3.5. Revisión de la pintura exterior: Comúnmente se encuentran pintados de color rojo en su cabezote y
de color gris en su base, si se encuentra esta pintura deteriorada se recomienda volverlos a pintar.

PINTURA CABEZOTE Y BASE DE UN CT
Foto No. 44

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12. MANTENIMIENTO DE PLANTA DE EMERGENCIA

En algunas subestaciones existen plantas de emergencia con el fin de suministrar energía eléctrica cuando el
circuito de servicio auxiliar no pueda hacerlo por avería o por suspensión de energía en la red; momento en el
cual la planta opere automáticamente alimentando el cargador de baterías y algunos circuitos esenciales de
alumbrado.

12.1. Preparación de los Materiales Requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones, el
Oficial de Redes y el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones en coordinación con el
Oficial de programación preparan los equipos y elementos necesarios para la realización del mantenimiento del
banco de baterías. Los equipos y elementos requeridos son:

• Agua o refrigerante.
• Multimetro.
• Valdés plásticos
• Cepillo de acero.
• Manguera para agua.
• Grasa para contactos.
• Aceite para motor.
• Trapos.
• Papel absorbente.

12.2. Chequeo de arranque: Dado que las plantas operan en forma esporádica, la tarea principal que se debe
realizar es una periódica operación de chequeo semanal. Esta función es realizada por el operador de la
subestación.

12.3. Revisión de niveles de aceite: Se debe verificar el nivel de aceite del motor a combustión, constatando
que no este por debajo de lo ideal mostrado en el indicador.

12.4. Nivel de refrigerante del motor: Si el motor cuenta con radiador, se verifica que no exista ninguna fuga y
que el refrigerante se encuentre en el nivel indicado en el depósito que muestre la planta.

12.5. Limpieza general de la planta: Se debe limpiar el polvo acumulado, telarañas y rastros viejos de fugas
de aceite o combustibles.

Si la planta tiene filtros purficadores de aire estos se sacuden suavemente pero no se soplan con compresor, si
tienen demaciado sucio deben cambiarse.

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13. MANTENIMIENTO DE SECCIONALIZADORES EN ACEITE DE 13,8 KV

Los seccionalizadores son equipos eléctricos que pueden operar con carga, asociado con un recloser o un
interruptor, no está diseñado para interrumpir o cerrar con corrientes de fallas y de acuerdo a su disposición
sobre la red puede permitir seccionamientos, precisando que estos solo existen en niveles de tensión de
13,2/34,5 kV y que su operación puede ser manual o remota.

13.1. Preparación de los materiales requeridos: El Profesional Asistente de Mantenimiento de
Subestaciones en coordinación con el Oficial de Programación preparan los equipos y elementos necesarios

• Alcohol impotable 95°.
• Trapos.
• Equipo de Inyección primaria de corriente.
• Torquimetro.

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Seccionalizador Macgraw Edison modelo GN3E
Foto No. 45

13.2. Inspección de los componentes externos: El Oficial de redes de Mantenimiento de Subestaciones
realiza una inspección a los componentes externos y revisa el estado de los bushings, la pintura, palancas de
operación. Si los encuentra en mal estado realiza los correctivos necesarios.

13.3. Desencubado del seccionalizador: El oficial de redes de Mantenimiento de Subestaciones desencuba el
seccionalizador destornillando los tornillos que aseguran la tapa superior al tanque y realiza una inspección de
los componentes internos y del aceite. Verifica que el aceite presente un color transparente, libre de residuos y
una rigidez dieléctrica de 30kV, en caso que no cumpla con estas condiciones procede a cambiarlo.

13.4. Limpieza del seccionalizador: En caso de encontrar residuos de carbón, el Oficial de Redes de
Mantenimiento de Subestaciones los retira empleando trapos limpios con aceite limpio para transformador.

13.5. Verificación del estado del mecanismo: El Oficial de redes de Mantenimiento de Subestaciones
determina el estado del mecanismo realizando pruebas de apertura y cierre mecánicamente accionando la
palanca.

13.6. Medida de Resistencia de los contactos: Esta se realiza con un microohmimtro con los contactos del
interruptor cerrados y colocando las pinzas en la entrada y salida del recloser, el valor obtenido no debe
exceder los 500 μΩ (micro ohmios).

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13.7. Limpieza del control: El control se limpia usando desplazadores de humedad y limpiadores electrónicos,
también se verifica que la tarjeta electrónico se encuentre dañada.

13.8. Inyección de corriente: Se inyecta corriente a través de los bornes de entrada, (dependiendo del ajuste
que tenga el control), y se verifica la apertura.

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