Manual de Transformadores y Reactores de Potencia Tomo 2

MANUAL DE TRANSFORMADORES Y REACTORES DE POTENCIA TOMO II EDICIÓN 2

Revisado y actualizado por:

Instituto de Investigaciones Eléctricas

Con material de la

Coordinación de Transmisión de la Comisión Federal de Electricidad Diciembre 2007

ST-CT-2007

PRESENTACIÓN GENERAL

Introducción La Comisión Federal de Electricidad (CFE) es la entidad mexicana del sector público, encargada de planificar la expansión del Sistema Eléctrico Nacional, para cubrir el crecimiento de la demanda del servicio de energía eléctrica que requiere el país. Con el fin de consolidarse como una empresa de clase mundial, con base en sus indicadores internacionales de productividad, eficiencia, tecnología y desarrollo de sus trabajadores, la CFE cumple con sus objetivos y misión, avanzando en sus procesos de modernización y competitividad a corto y mediano plazo. La creciente demanda de energía eléctrica ha obligado, a que se incrementen los kilómetros de líneas de transmisión de alta tensión, para el transporte eficiente de ésta, desde los centros de generación hasta los de consumo. Para transportar y distribuir la energía eléctrica a todo el país, es necesario desarrollar la infraestructura necesaria para realizar las operaciones de transformación. El equipo de transformación es el encargado de adecuar la energía eléctrica, de acuerdo con las necesidades de los consumidores. Para cumplir con esta actividad, se requiere de un gran esfuerzo por parte del personal involucrado en la operación y mantenimiento del equipo de transformación, así como de manuales que apoyen durante el desarrollo de las mismas. Por tal motivo, se presenta este Manual de Transformadores y Reactores de Potencia , que está integrado por dos tomos. El Tomo I comprende los aspectos teóricos relacionados con la operación, materiales aislantes, sistemas de enfriamiento y cargabilidad, mantenimiento, transporte, almacenamiento, montaje, protección y puesta en servicio de transformadores y reactores de potencia, así como de sus componentes y accesorios. El Tomo II contiene los procedimientos de mantenimiento y de prueba requeridos, para incrementar la confiabilidad de operación de los equipos y disminuir el riesgo de fallas catastróficas. Este manual tiene como objetivo unificar los criterios para realizar el mantenimiento y las pruebas, así como establecer los límites permisibles de prueba. Este documento, muestra la inquietud de los Directivos de la Comisión Federal de Electricidad para difundir sin restricciones y promover la aplicación tecnológica existente de una forma consistente y homogénea, en todos los ámbitos de la empresa, con el fin de optimizar los procesos de operación, transporte, almacenamiento, instalación, puesta en servicio, mantenimiento y operación de los transformadores y reactores de potencia. Con el objetivo de conservar la utilidad de este manual, es necesario actualizarlo periódicamente contando con la participación de los ingenieros de las distintas áreas de Transmisión de la CFE, reflejando la experiencia de su aplicación e incorporando las nuevas técnicas de diagnóstico y los desarrollos tecnológicos en el sector energía.

Tomo II

Manual de transformadores y reactores de potencia

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ST-CT-2007

PRESENTACIÓN GENERAL

Introducción La Comisión Federal de Electricidad (CFE) es la entidad mexicana del sector público, encargada de planificar la expansión del Sistema Eléctrico Nacional, para cubrir el crecimiento de la demanda del servicio de energía eléctrica que requiere el país. Con el fin de consolidarse como una empresa de clase mundial, con base en sus indicadores internacionales de productividad, eficiencia, tecnología y desarrollo de sus trabajadores, la CFE cumple con sus objetivos y misión, avanzando en sus procesos de modernización y competitividad a corto y mediano plazo. La creciente demanda de energía eléctrica ha obligado, a que se incrementen los kilómetros de líneas de transmisión de alta tensión, para el transporte eficiente de ésta, desde los centros de generación hasta los de consumo. Para transportar y distribuir la energía eléctrica a todo el país, es necesario desarrollar la infraestructura necesaria para realizar las operaciones de transformación. El equipo de transformación es el encargado de adecuar la energía eléctrica, de acuerdo con las necesidades de los consumidores. Para cumplir con esta actividad, se requiere de un gran esfuerzo por parte del personal involucrado en la operación y mantenimiento del equipo de transformación, así como de manuales que apoyen durante el desarrollo de las mismas. Por tal motivo, se presenta este Manual de Transformadores y Reactores de Potencia , que está integrado por dos tomos. El Tomo I comprende los aspectos teóricos relacionados con la operación, materiales aislantes, sistemas de enfriamiento y cargabilidad, mantenimiento, transporte, almacenamiento, montaje, protección y puesta en servicio de transformadores y reactores de potencia, así como de sus componentes y accesorios. El Tomo II contiene los procedimientos de mantenimiento y de prueba requeridos, para incrementar la confiabilidad de operación de los equipos y disminuir el riesgo de fallas catastróficas. Este manual tiene como objetivo unificar los criterios para realizar el mantenimiento y las pruebas, así como establecer los límites permisibles de prueba. Este documento, muestra la inquietud de los Directivos de la Comisión Federal de Electricidad para difundir sin restricciones y promover la aplicación tecnológica existente de una forma consistente y homogénea, en todos los ámbitos de la empresa, con el fin de optimizar los procesos de operación, transporte, almacenamiento, instalación, puesta en servicio, mantenimiento y operación de los transformadores y reactores de potencia. Con el objetivo de conservar la utilidad de este manual, es necesario actualizarlo periódicamente contando con la participación de los ingenieros de las distintas áreas de Transmisión de la CFE, reflejando la experiencia de su aplicación e incorporando las nuevas técnicas de diagnóstico y los desarrollos tecnológicos en el sector energía.

Tomo II


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ST-CT-2007

Antecedentes El Manual de Transformadores y Reactores de Potencia, Tomo II, primera Edición, es un documento promovido por la Coordinación de Transmisión de la CFE y desarrollado por el personal técnico a través de sus representantes, en el Comité de Especialistas en Transformadores de Potencia y Equipo Afín y fue impreso en diciembre de 1998. El presente manual corresponde a la segunda Edición e incluye los procedimientos de prueba para transformadores y reactores de potencia. A esta nueva Edición se integraron seis procedimientos: Manual de campo, Guía para el mantenimiento de boquillas, Mantenimiento menor y pruebas a cambiadores de derivación bajo carga, Medición de respuesta a la frecuencia, Inspección y prueba de los dispositivos de protección y Reclamo al seguro por daños ocurridos a autotransformadores, transformadores y reactores de potencia para recuperación de pago en especie. Todos los temas de la edición uno y los que se integraron fueron revisados y actualizados, atendiendo a las nuevas técnicas de pruebas y normatividad vigente.

A quién va dirigido El manual está dirigido a todo el personal de la Comisión Federal de Electricidad involucrado directa o indirectamente en la operación, mantenimiento, pruebas, transporte, almacenamiento y puesta en servicio de transformadores y reactores de potencia.

Organización del Tomo II El Tomo II del Manual de Transformadores y Reactores de Potencia está integrado por veintiún procedimientos relacionados con las pruebas de rutina, la recepción en sitio, la puesta en servicio y el mantenimiento en sitio que realiza el personal de CFE a los transformadores y reactores de potencia. Algunos de los procedimientos se aplican a los accesorios de los transformadores y reactores como son: los dispositivos de protección, cambiadores de derivación y boquillas. También se incluye un procedimiento que servirá de apoyo para realizar el reclamo al seguro por daños ocurridos a autotransformadores, transformadores y reactores de potencia para recuperación de pago en especie. La estructura de cada procedimiento fue uniformizada por lo que el contenido comprende: objetivo, alcance, teoría básica de la medición, circuitos de prueba, interpretación de resultados y formatos de prueba. Los formatos de prueba y la operación básica de los equipos utilizados en las pruebas están integrados en los anexos de cada procedimiento.

Selección del material El material que contiene este manual fue preparado en su oportunidad por diversos especialistas, e integrado de acuerdo con el contenido establecido por la Coordinación de Transmisión. Se tomaron como referencia algunos documentos existentes, los cuales fueron revisados y modificados para que formen parte de este manual, el cual fue preparado con la finalidad de capacitar a los nuevos ingenieros y para proporcionar una herramienta de apoyo en la realización de los trabajos de operación, mantenimiento y pruebas de transformadores y reactores de potencia. ii


TomoII

ST-CT-2007

Este documento es publicado sin fines de lucro, por lo que todos los derechos son reservados. Queda estrictamente prohibida, sin la autorización escrita de la CFE y bajo las sanciones establecidas en las leyes, la reproducción parcial o total de esta obra por cualquier medio o procedimiento, incluyendo la reprografía y el tratamiento informático, así como la distribución de ejemplares mediante alquiler o préstamo públicos. Cabe señalar que algunas fotografías incluidas fueron proporcionadas por fabricantes de equipo, otras fueron tomadas de los catálogos de los proveedores de la CFE, algunas más fueron tomadas del equipo instalado que forma parte de su infraestructura y unas más fueron conseguidas en sitios públicos digitales. La fotografía de la portada corresponde a un transformador monofásico 400/230/13.8 kV, 110 MVA, tipo acorazado, marca Mitsubishi y está instalado en la Subestación Eléctrica Topilejo, a 3196 metros sobre el nivel del mar.

Mecanismo de actualización Las contribuciones para el mejoramiento y actualización de este manual deberán ser enviadas por escrito a la: Gerencia de Subestaciones Coordinación de Transmisión Subdirección de Transmisión El contenido de las aportaciones será revisado y evaluado antes de su incorporación al manual, por el personal de la Subgerencia de Subestaciones y por el Comité de Especialistas de Transformadores de Potencia y Equipo Afín.

Tomo II


iii

ST-CT-2007

RECONOCIMIENTOS La Comisión Federal de Electricidad (CFE) agradece la participación y revisión de las siguientes personas, quienes con su experiencia y profesionalismo hacen posible la actualización de esta obra, en beneficio del sector eléctrico del país. DIRECCIÓN DE OPERACIÓN

Subdirector de Transmisión

Noé Peña Silva

Coordinador de Transmisión

Juan Bautista Flores

Gerente de Subestaciones

Gilberto Paniagua García

Subgerente de Subestaciones

Héctor Lara Covarrubias

Jefe de Departamento

Ricardo Montes Fernández

Jefe de Departamento

Efraín Robles Ramírez

La CFE agradece especialmente a las siguientes personas, así como a las instituciones que representan, su colaboración en la revisión del Tomo I del Manual de Transformadores y Reactores de Potencia. COMITÉ DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA Y EQUIPO AFÍN COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD TRANSMISIÓN

Héctor Lara Covarrubias (Coordinador Técnico) COORDINACIÓN DE TRANSMISIÓN

Manuel Alexander Maldonado Ruz GRT PENINSULAR

Juan Manuel Espinoza Garza (Presidente)

DISTRIBUCIÓN

GRT NORESTE

Daniel Murguía Patiño Benito Peláez Luna

Carlos Cardoza Terrazas (Secretario ) ) GRT NORTE

GENERACIÓN

Jorge Luis Ortiz Corona

Alberto Quintero Nieves

GRT BAJA CALIFORNIA

C. N. LAGUNA VERDE

Marco Antonio Clemen Parra

Fermín Palmeros Luna

GRT NOROESTE

LABORATORIO DE PRUEBAS DE EQUIPOS Y MATERIALES

Jesús Manuel Rodríguez Solano GRT OCCIDENTE

Refugio Reyes Aguirre GRT CENTRAL

Jaime Ruiz Barrios GRT ORIENTE

José Carlos Villicaña Coronado GRT SURESTE

Manuel Guzmán Villagómez Filiberto Zazueta Rubio UNIDAD DE INGENIERÍA ESPECIALIZADA

Adrián Lugo Noguerón INSTITUTO DE INVESTIGACIONES ELÉCTRICAS

Vicente Rodolfo García Colón Hernández LUZ Y FUERZA DEL CENTRO

Sergio Rodríguez Medina

iv


TomoII

ST-CT-2007

Se agradece al Comité de Aceites y Gases Aislantes de la CFE por la revisión de los procedimientos de muestreo de aceites y diagnóstico del análisis de los gases disueltos en el aceite (DGA) , que se incluye en este tomo, en especial al Lic. Francisco Alberto Contreras G. y al Ing. Ignacio Arbola Rivera del LAPEM.

Un reconocimiento especial al Ing. Enrique de J. Aguilar Palafox, Coordinador del Sector Colima de la CFE por su contribución en el desarrollo del procedimiento guía de mantenimiento de boquillas.

También se agradece al Ing. Ricardo Montes Fernández de la Coordinación de Transmisión de la CFE su participación en la coordinación de actividades del proyecto y revisión de procedimientos de prueba.

Adicionalmente, la CFE agradece la valiosa colaboración del personal del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) cuyas aportaciones y comentarios hicieron posible la actualización de este Tomo: Edgar Robles Pimentel Oscar Reyes Martínez En especial al Ing. Oscar Escorsa Morales quien fue el responsable de coordinar y realizar las actividades de este proyecto. También se agradece al personal de las compañías IEM y PROLEC GE, por su contribución en el enriquecimiento de este Tomo: Álvaro Cancino Quiroz Enrique Betancourt Ramírez

Asimismo, se hace un reconocimiento a los ingenieros pioneros que han pertenecido y participado en el Comité de Transformadores de Potencia y Equipo Afín y cuya experiencia se ve reflejada en este Tomo: Alfredo López Tagle Hugo Equihua Tapia León Jiménez Posada Julián Jiménez Jáuregui Juan Carlos Aréchiga Camacho Josafat Martínez Lozano Gonzalo Aguilar Águila Crispín Vizuet Guzmán José Amancio Ortega Arguilaga Tomo II


v

ST-CT-2007

Se agradece la participación de los ingenieros de la CFE que participaron en la revisión de los procedimientos de prueba de este documento y que se enlistan a continuación: Adolfo Chora Sánchez

José Hipólito Nucamendi Melchor

Adrián Gaona Martínez

José Luís Garibay Castellanos

Carlos Chávez Hernández

José Luís Moguel Cabrera

Carmelo Pérez Aguilar

José Pérez Escobar

Ezequiel Valverde A.

Juan Carlos Cedillo Salazar

Fidel Abdías Pozo Aguilar

Leonardo Espinosa García

Gabriel Hernández Navarrete

Luís García Marión

Gerardo Valadez de la Luz

Mario Zamarrita Madrid

Geronimo Ramírez Popo

Miguel Ángel Cruz Silos

Hugo Galván Bonilla

Neptalí F. Uco Rosado

Humberto A. Rodríguez Lora

Ricardo Monroy Gómez

Jorge Alvarado Hernández

Ricardo Rocha Salazar

Jorge Arturo Pérez Pérez

Rolando Rodríguez Rugerio

José Ángel Godinez G.

Rosario Trinidad Castro Ayala

José Antonio Berospe M.

Víctor M. Salgade Crisante

Se hace un reconocimiento póstumo a aquellos ingenieros que dejaron huella en la CFE y que contribuyeron con su experiencia, a la creación de procedimientos y nuevas herramientas para el diagnóstico de transformadores de potencia: Jerónimo Ortiz Martínez (Autor de la primera versión de este Tomo) Jesús Ortiz González Héctor Vélez Gómez

vi


TomoII

ST-CT-2007

CONTENIDO GENERAL

. No.

ÍNDICE

CLAVE ANTERIOR

CLAVE ACTUAL

1

Procedimiento para la medición de resistencia de aislamiento en equipo eléctrico primario

SGP-A001-S

ST-CT-001

2

Procedimiento para medición de factor de potencia en aislamiento de equipo eléctrico

SGP-A003-S

ST-CT-002

3

Procedimiento para medición de corriente de excitación en transformadores de potencia

SGP-A004-S

ST-CT-003

4

Procedimiento para la determinación de humedad residual en aislamientos sólidos de transformadores de potencia

SGP-A-005-S

ST-CT-004

5

Procedimiento para el secado de transformadores y reactores de potencia

SGP-A-006-S

ST-CT-005

6

Procedimiento para el muestreo de aceite aislante

SGP-A009-S

ST-CT-006

7

Procedimiento para la medición de relación de transformación (TTR)

SGP-A011-S

ST-CT-007

8

Procedimiento para recepción y puesta en servicio de transformadores de potencia

GGT-A013-S

ST-CT-008

Procedimiento para la medición de impedancia en transformadores de potencia

GGT-A017-S

ST-CT-009

10

Procedimiento para la reparación de transformadores y reactores de potencia

GGT-A020-S

ST-CT-010

11

Procedimiento de pruebas a boquillas

GGT-A023-S

ST-CT-011

9

Tomo II


vii

ST-CT-2007

12

viii

Procedimiento para el embarque, transportación, recepción, manejo y almacenamiento de boquillas con tensión nominal de 69 kV y mayores

GGT-A024S

ST-CT-012

13

Procedimiento para el diagnóstico del análisis de los gases disueltos en el aceite (DGA)

GSE-028-S

ST-CT-013

14

Procedimiento para el embarque, transportación y recepción en sitio de transformadores y reactores de potencia

GSE-029-S

ST-CT-014

15

Procedimiento para la medición de resistencia óhmica a equipo primario

PT-SLA-09-19

ST-CT-015

16

Manual de campo

---

ST-CT-016

17

Guía para el mantenimiento de boquillas de alta tensión

---

ST-CT-017

18

Procedimiento para el mantenimiento menor y pruebas a cambiadores de derivación bajo carga

---

ST-CT-018

19

Procedimiento para la medición de respuesta a la frecuencia

---

ST-CT-019

20

Procedimiento para la inspección y prueba de dispositivos de protección de transformadores y reactores de potencia

---

ST-CT-020

21

Procedimiento de reclamo al seguro por daños ocurridos a autotransformadores, transformadores y reactores de potencia para recuperación de pago en especie

---

ST-CT-021


TomoII

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento para la medición de resistencia de aislamiento en equipo eléctrico primario

Hoja 1 de 52 Clave ST-CT-001 Revisión 1 Fecha de elaboración: Dic -2007

PROCEDIMIENTO PARA LA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO EN EQUIPO ELÉCTRICO PRIMARIO

Esta edición sustituye a la versión del procedimiento SGP-A-001-S-1978

1978 Tomo II

Diciembre 2007 Manual de transformadores y reactores de potencia


Hoja 2 de 52 Clave ST-CT-001 Revisión 1 Fecha de elaboración: Dic - 2007

INDICE

1 Objetivo

Pág. 3

2 Alcance

3

3 Teoría general de la medición

3

3.1 Definición

3

3.2 Corriente de aislamiento

3

3.3 Absorción dieléctrica

4

3.4 Índices de absorción y polarización

4

3.5 Factores que afectan la medición de resistencia de aislamiento

5

3.6 Medidas de seguridad al utilizar el medidor de resistencia de aislamiento

8

3.7 Métodos de medición de la resistencia de aislamiento

8

4 Procedimientos de medición y circuitos de conexión 4.1 Medición de resistencia de aislamiento a transformadores y reactores de potencia

10

4.2 Medición de resistencia de aislamiento en máquinas rotatorias

15

4.3 Prueba de resistencia de aislamiento a transformadores de instrumento

20

4.4 Prueba de resistencia de aislamiento en apartarrayos

23

5 Bibliografía

1978

10

24

Anexo A Formatos de datos de prueba

25

Anexo B Operación de equipo para la medición de resistencia de aislamiento

45

Anexo C Resumen de procedimiento para la medición de resistencia de aislamiento en equipo eléctrico primario

52

Diciembre 2007


Tomo II


1 Objetivo

El objetivo de este procedimiento es describir los pasos para realizar la medición de resistencia de aislamiento en equipo eléctrico primario. Se describen los factores que afectan la medición, el método de prueba, las conexiones utilizadas y los criterios para la interpretación de los resultados. También tiene como finalidad unificar los criterios en la determinación de las condiciones que guarda el sistema aislante del equipo eléctrico primario. 2 Alcance Su aplicación está dirigida al equipo eléctrico primario como son: máquinas rotatorias, transformadores de potencia, reactores, transformadores de instrumento, interruptores y cables de potencia. Sin embargo, con los criterios adecuados se puede hacer extensivo al equipo menor, como son los motores fraccionarios y transformadores de distribución. En el Anexo A de este procedimiento se presentan los formatos de registro de datos de prueba. Los equipos de medición de resistencia de aislamiento comúnmente utilizados en la CFE se indican en el Anexo B. Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe contar con el criterio de protección ambiental, el cual es establecido por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma. En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de transformadores y reactores de potencia, éste 1978 Tomo II


tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138ECOL y la especificación CFE L0000-58. 3 Teoría general de la medición 3.1 Definición

La resistencia de aislamiento se define como la oposición del aislamiento al paso de la corriente eléctrica al aplicar un voltaje de corriente directa (CD). La resistencia del aislamiento está en función del tiempo y de la magnitud del voltaje aplicado y se mide en Megaohms (MΩ). La resistencia de aislamiento varía directamente con el espesor del aislamiento e inversamente al área del mismo. El objetivo de la medición es determinar la presencia de contaminantes o el envejecimiento del aislamiento. También se emplea como un medio de control para proceder a aplicar voltajes de prueba de corriente alterna. Con los valores obtenidos en esta prueba, se calcula el índice de polarización, que se relaciona con la cantidad de humedad presente en el aceite y que será complementaria a las pruebas físico-químicas efectuadas a una muestra de aceite. 3.2 Corriente de aislamiento

Al aplicar un voltaje de corriente directa a un aislamiento, se genera una corriente que se denomina corriente de aislamiento . Esta corriente está integrada por dos componentes principales: la componente que fluye en el volumen del aislamiento y la corriente de fuga. a) La corriente que fluye en el volumen del aislamiento está formada por tres corrientes: capacitiva, de absorción dieléctrica y de conducción irreversible. En las figuras 1 y 2, se muestran las corrientes que se presentan en la medición de resistencia de aislamiento.




Corriente de absorción dieléctrica Absorción dialéctrica (IA)

Fuente de CD

Capacitiva (IC) Corriente de fuga (IL)

Conducción irreversible (IG)

Corriente total (IT)

Figura 1 Circuito equivalente generado de la medición de prueba de resistencia de aislamiento. 100 90 80 70 60 50 40

Corriente de conducción irreversible

Corriente de carga capacitiva

2 1.5 1 .1

Esta corriente fluye a través del aislamiento, es prácticamente constante y predomina cuando la corriente de absorción dieléctrica es despreciable.

Corriente total

s 30 e r 25 e p 20 m a o r 15 c i m10 n 9 e 8 e 7 t n 6 e 5 i r r 4 o C 3 2.5

b) La corriente de fuga es pequeña y fluye sobre la superficie del aislamiento. Esta corriente, al igual que la corriente de conducción, permanece constante y ambas permiten analizar las condiciones del aislamiento. Su valor se afecta debido a las condiciones superficiales de contaminación y humedad del aislamiento.

Corriente de absorción Corriente de fuga

.15 .2 .25.3

3.3 Absorción dieléctrica .4 .5 .6 .7 .8.9 1

1.5

2 2.5 3

4

5 6 7 8 910

Segundos

Figura 2 Corrientes debido a la aplicación de voltaje de CD en un aislamiento. Corriente capacitiva

Esta corriente tiene un valor inicial alto y decrece a medida que se carga la capacitancia del aislamiento y alcanza un valor despreciable en un tiempo máximo de 15 segundos. Debido a esto, la resistencia inicial del aislamiento tiene un valor bajo. Es decir, cuando se aplica un voltaje de corriente directa, la resistencia del aislamiento inicia con un valor bajo y aumenta gradualmente con el tiempo, hasta estabilizarse. Este efecto es evidente en equipos con alta capacitancia, como por ejemplo los cables de potencia de gran longitud. 1978

Esta corriente decrece gradualmente en minutos, desde un valor relativamente alto a un valor cercano a cero y varía exponencialmente. Generalmente, los valores de resistencia obtenidos en los primeros minutos de una prueba, están determinados por ésta corriente de absorción dieléctrica. Dependiendo del volumen y tipo de aislamiento, ésta corriente puede tarda minutos u horas en alcanzar un valor despreciable. Generalmente, 10 minutos después de iniciada la prueba se desprecia cualquier variación que se presente.

A la curva que se obtiene al graficar los valores de la resistencia de aislamiento contra el tiempo, se le denomina curva de absorción dieléctrica . La pendiente de esta curva indica el grado relativo de secado, degradación o contaminación del aislamiento. Si el aislamiento está húmedo o sucio se alcanzará un valor estable en uno o dos minutos después de haber iniciado la prueba y se obtendrá una curva con baja pendiente. 3.4 Índices de absorción y polarización

El índice de absorción (i a ) se expresa como la relación entre el valor de resistencia de aislamiento a 1 minuto y el valor a 30 segundos, según diferentes prácticas. ia

=

R AISL 1 min R AISL 30 seg

Diciembre 2007


Tomo II


El índice de polarización (i p ) se expresa como la relación entre el valor de resistencia de aislamiento a los 10 minutos y la medición a 1 minuto a partir de la aplicación del voltaje. i p

=

R AISL 10 min R AISL 1 min

Estos índices se presentan debido al cambio en la corriente de absorción dieléctrica con respecto al tiempo y permiten medir la variación de la resistencia eléctrica de los aislamientos, en función del tiempo, al aplicarles un voltaje de corriente directa. También son considerados como un método indirecto para determinar el contenido de humedad en los aislamientos de máquinas eléctricas, lo que permite evaluar la condición de los aislamientos en dichas máquinas. Sin embargo, no es recomendable hacer mediciones del i a en transformadores inmersos en aceite. Esto se debe a que el concepto del i a se basa en el comportamiento de las estructuras rígidas de materiales sólidos en presencia de un campo producido por un voltaje aplicado. Por lo tanto, este índice no es aplicable en aislamientos líquidos. Es interesante hacer notar que mucha gente ha utilizado la medición de índice de absorción (i a ) en transformadores sumergidos en aceite y no logra entender por qué un transformador que se sabe que está buen estado les da resultados próximos a 1. La respuesta es simple. La medición no es adecuada para equipos inmersos en aceite, sino para equipos con aislamiento sólido. El concepto depende de las estructuras relativamente rígidas de los materiales aislantes sólidos, donde se requiere energía de absorción para reconfigurar la estructura electrónica de moléculas comparativamente fijas en contra del campo del voltaje aplicado. Puesto que este proceso puede llevar a un estado teórico de terminación (en “tiempo infinito”, que obviamente no puede lograrse en el campo práctico, pero que puede aproximarse 1978 Tomo II


razonablemente), el resultado es una disminución sostenida de la corriente conforme las moléculas llegan a su alineamiento “final”. Debido a que la prueba i a se define por este fenómeno, no se puede aplicar con éxito a materiales fluidos puesto que el pasaje de la corriente de prueba a través de una muestra llena de aceite crea corrientes de convección que constantemente forman remolinos en el aceite, lo que da lugar a una carencia caótica de estructura que se opone con la premisa básica sobre la que descansa la prueba i a . 3.5 Factores que afectan la medición de resistencia de aislamiento

Los factores que afectan la medición de resistencia de aislamiento y que no son atribuibles al equipo de medición, son los siguientes: •

Conexiones inadecuadas o erróneas

•

Efectos de la condición de la superficie del aislamiento

•

Efecto de la humedad

•

Efecto de la temperatura

•

Potencial de prueba aplicado

•

Efecto de la duración de aplicación de voltaje de prueba

•

Efecto de la carga residual

•

Efecto del envejecimiento y curado

•

Efecto de la inducción

•

Tratamientos especiales

3.5.1 Conexiones erróneas o inadecuadas

Con la finalidad de eliminar errores en la medición se debe verificar lo siguiente: •

Las conexiones realizadas deben corresponder al circuito de medición adecuado para cada equipo eléctrico primario

•

Evitar falsos contactos en las conexiones de prueba




•

La condición del cable de medición ya que si es de baja calidad o está defectuoso o dañado

•

Evitar el contacto del cable de alta tensión del equipo de medición con partes no energizadas del equipo bajo prueba u otras superficies

3.5.2 Efecto de la condición de la superficie del aislamiento

Los elementos contaminantes tales como el carbón, el polvo o el aceite, depositados en la superficie de aislamiento, disminuyen los valores de resistencia de aislamiento. Cuando se tienen superficies aislantes relativamente grandes expuestas al ambiente, ésta condición es representativa. El polvo seco depositado sobre las superficies aislantes no es conductor, pero cuando se expone a la humedad se vuelve parcialmente un conductor y disminuye los valores de resistencia de aislamiento. Por lo tanto, se debe eliminar toda materia extraña que esté depositada sobre el aislamiento antes de efectuar la medición. 3.5.3 Efecto de la humedad

Actualmente algunos equipos eléctricos primarios se construyen con aislamientos que no absorben humedad. Sin embargo, si la temperatura del devanado alcanza un valor igual o inferior a la de punto de rocío, se puede formar una película de humedad sobre la superficie del aislamiento, reduciendo su resistencia. El mismo fenómeno se presenta en las porcelanas de las boquillas de los transformadores e interruptores cuando se tiene alta humedad en el ambiente, siendo más grave si la superficie está contaminada. 3.5.4 Efecto de la temperatura

En la mayor parte de los materiales aislantes, la resistencia de aislamiento varía inversamente con

1978

la temperatura. Para comparar apropiadamente las mediciones periódicas de resistencia de aislamiento, es necesario efectuar las mediciones a la misma temperatura, o convertir cada medición a una misma base. Esta conversión se efectúa utilizando la ecuación 1: Rc

=

Kt × Rt

[1]

donde: R c ,

Resistencia de aislamiento corregida a la temperatura base, (MΩ).

K t ,

Coeficiente de corrección por temperatura.

R t ,

Resistencia de aislamiento a la temperatura que efectuó la prueba (MΩ).

La base de temperatura recomendada por los Comités de Normas son: de 40 ºC para máquinas rotatorias, 20ºC para transformadores y 15.6 ºC para cables. Como referencia en la tabla 1 se presentan factores de corrección para una temperatura de 20 °C. Para máquinas eléctricas rotatorias la norma IEEE-43 Recommended Practice for Testing Insulation Resistance of Rotating Machinery indica los factores de corrección a 40 °C. Para los demás equipos, como interruptores, apartarrayos, boquillas pasa muros, etc., no existe temperatura base. Esto se debe a que, en estos equipos, la variación de la resistencia de aislamiento con respecto a la temperatura no es notable. Debido a que las características de temperatura de los sistemas aislantes varían con el tipo de combinación de los materiales, cada equipo tiene sus propios factores de corrección por temperatura. En la tabla 1 se muestran los factores de corrección más utilizados.

Diciembre 2007


Tomo II



Tabla 1 Coeficientes de corrección por temperatura* Temperatura o

Máquinas rotatorias

C

Clase A

Clase B

0 5 10 15.6 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75

0.21 0.31 0.45 0.71 1.00 1.48 2.20 3.24 4.80 7.10 10.45 15.50 22.80 34.00 50.00 74.00

0.40 0.50 0.63 0.81 1.00 1.25 1.58 2.00 2.50 3.15 3.98 5.00 6.30 7.90 10.00 12.60

Transformadores sumergidos tipo seco en aceite 0.25 0.40 0.36 0.45 0.50 0.50 0.74 0.75 1.00 1.00 1.40 1.30 1.98 1.60 2.80 2.05 3.95 2.50 5.60 3.25 7.85 4.00 11.20 5.20 15.85 5.40 22.40 8.70 31.75 10.00 44.70 13.00

o

Cables papel impregnado 0.28 0.43 0.64 1.00 1.43 2.17 3.20 4.77 7.15 10.70 16.00 24.00 36.00

o

*Corregido a 20 C para máquinas rotatorias y transformadores; a 15.6 C para cables.

3.5.5 Potencial de prueba aplicado

La medición de resistencia de aislamiento es, en sí, una prueba de potencial. Por lo tanto, el voltaje aplicado debe restringirse a valores apropiados, los cuales dependerán de la tensión nominal de operación del equipo bajo medición y de las condiciones de su aislamiento. Esto debe ser considerado principalmente en máquinas pequeñas o de baja tensión, en transformadores sin aceite aislante o equipos eléctricos que se encuentren húmedos. Si la tensión de prueba es alta, se puede provocar fatiga en el aislamiento. En la tabla 2 aparecen valores de voltaje de prueba recomendados de acuerdo con la tensión nominal del equipo. Las lecturas de resistencia de aislamiento diminuyen normalmente al utilizar voltajes altos. Sin embargo, en aislamientos en buenas condiciones y perfectamente secos, se obtienen valores similares para diferentes tensiones de prueba (inciso 3.7.3). Esto siempre y cuando el voltaje de prueba aplicado no rebase el voltaje nominal de operación del equipo bajo medición. 1978 Tomo II

Tabla 2 Valores permisibles

seguros

Voltaje clasificado en bobina (V)

<1000 1000-2500 2501-5000 5001-12,000 >12,000

o

normalmente

Voltaje directo de la prueba de resistencia de aislamiento (V) 500 500-1000 1000-2500 2500-5000 5000-10,000

Si al aumentar el voltaje de prueba se reducen significativamente los valores de resistencia de aislamiento, esto puede indicar que existen imperfecciones o fracturas en el aislamiento, posiblemente agravados por suciedad o humedad. La presencia de humedad con suciedad puede ocasionar una reducción en los valores de resistencia de aislamiento. 3.5.6 Efecto de la duración del voltaje de prueba aplicado

Este efecto tiene una importancia notable en el caso de las máquinas rotatorias grandes y




transformadores de potencia con aislamiento en buenas condiciones. Sin embargo, en el caso de los interruptores, apartarrayos y cables de pequeña longitud este efecto carece de importancia. Por lo tanto, en generadores y transformadores se recomienda realizar la medición durante diez minutos. En apartarrayos, interruptores, transformadores de instrumento y demás equipo primario se recomienda efectuar la medición durante un minuto.

3.6 Medidas de seguridad al utilizar el medidor de resistencia de aislamiento

3.5.7 Efecto de la carga residual

Al efectuar mediciones de absorción, se debe tomar la precaución de descargar, con un cable conectado atierra, la corriente capacitiva y de absorción después de la medición y antes de remover las terminales de prueba.

La presencia de una carga capacitiva en el aislamiento, es un factor que afecta las mediciones de resistencia de aislamiento y absorción dieléctrica. Esta carga puede originarse porque el equipo trabaja aislado de tierra o por la aplicación de un voltaje de C.D. en una prueba anterior. Por lo tanto, es necesario que antes de efectuar las mediciones se descarguen los aislamientos mediante su conexión a tierra durante un periodo de tiempo similar al tiempo de duración de la prueba de C.D., anterior. 3.5.8 Efecto del curado y envejecimiento

En el caso de aislamiento con aglutinantes semisólidos, tales como la mica con asfalto empleado en máquinas rotatorias, se presenta un proceso de curado, que con el tiempo provoca un aumento en la corriente de absorción del aislamiento. Esto origina la disminución en la resistencia de aislamiento y el incremento en su envejecimiento. Adicionalmente con el envejecimiento, algunos aislamientos pueden desarrollar fracturas, lo cual incrementa la corriente de fuga. 3.5.9 Tratamientos especiales

Cuando los cabezales de una máquina se tratan con material semiconductor, para reducir el efecto corona, normalmente se presenta una disminución en los valores de resistencia de aislamiento.

1978

Antes de efectuar mediciones, se debe contar con la libranza respectiva. También, se deben tomar las precauciones necesarias para asegurarse que el equipo bajo prueba no puede energizarse. Se deben efectuar mediciones para comprobar que no se tengan voltajes inducidos y conectar las tierras de los equipos.

3.7 Métodos de medición de la resistencia de aislamiento

Existen tres métodos prácticos para medir la resistencia de aislamiento: a) El método de corto tiempo o lectura mínima b) El método de tiempo-resistencia o absorción dieléctrica c) El método de voltajes múltiples 3.7.1 Método de corto tiempo

El método de corto tiempo consiste en conectar el equipo de resistencia de aislamiento al equipo que se va a medir, aplicar el voltaje de prueba durante un tiempo de 1 minuto y tomar la lectura final (ver figura 3). Para fines de normalización, se recomienda aplicar el voltaje de prueba durante 60 segundos. Esto permite realizar comparaciones bajo la misma base con los datos de prueba existentes y futuros. Este método tiene su principal aplicación en equipos de baja capacitancia y en aquellos que no tienen una corriente de absorción notable, como son: interruptores, cables de corta longitud, apartarrayos, etc.

Diciembre 2007


Tomo II



Esta es la lectura

s m h o a g a M

0

60 segundos Tiempo

Figura 3 Curva típica de resistencia de aislamiento (en Megaohms) por el método de “corto tiempo” o “lectura mínima”.

En la figura 4 se muestra la medición de resistencia de aislamiento a un interruptor trifásico de media tensión. En la gráfica se observa que la medición se toma en el primer minuto de iniciada la prueba. 140000 120000 100000

s m o 80000 h a g 60000 e M

Polo "A" Polo "C" Polo "D"

40000 20000 0 0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

Tiempo (min)

Figura 4 Gráfica de resistencia de aislamiento de prueba de un interruptor de media tensión “SNNC 06” aplicando un voltaje de 500 VCD. 3.7.2 Método tiempo-resistencia o absorción dieléctrica

Este método consiste en aplicar el voltaje de prueba durante un período de 10 minutos, tomando lecturas a intervalos de acuerdo con el formato de prueba correspondiente al equipo bajo medición. Su aplicación se basa en las características de absorción del aislamiento. Este método proporciona una buena referencia para evaluar el estado de los aislamientos en aquellos equipos con característica de absorción considerables, como son los transformadores de potencia, sobre todo cuando no existe historial de pruebas anteriores. 1978 Tomo II

En la figura 5 se observa la gráfica de resistencia de aislamiento para dos generadores. En la gráfica se observa que la duración de la prueba es de 10 minutos. En este intervalo de tiempo se toman mediciones cada quince segundos durante el primer minuto y después cada minuto hasta llegar a los diez minutos de prueba. 15 14 13 12 11 10 s 9 m h 8 o a g i G

Fase 1 Fase 2 Fase 3

7 6 5 4

Fase 1` Fase 2` Fase 3`

3 2 1 0 15"

30"

45"

1´

2´

3´

4´

5´

6´

7´

8´

9´

10´

Tiempo

Figura 5 Gráfica de resistencia de aislamiento de dos generadores. Las fases 1, 2, 3 corresponden al generador 1 y las fases 1’, 2’, 3’ corresponden al generador 2.

En la figura 6 se observa la gráfica de resistencia de aislamiento para dos transformadores de potencia, con una duración de medición de 10 minutos. En este intervalo de tiempo se toman mediciones cada quince segundos durante el primer minuto y después cada minuto hasta llegar a los diez minutos de prueba. 30 25 s n m 20 h O a g 15 i G

Línea T1 en alta Línea T1 en Baja Línea T2 en alta Línea T2 en Baja

10 5 0 15’’ 30’’ 45’’

1’

2’

3’

4’

5’

6’

7’

8’

9’

10’

Tiempo

Figura 6 Gráfica de resistencia de aislamiento a 20°C de dos transformadores de potencia. 3.7.3 Método de voltajes múltiples

Este método tiene su principal aplicación en la evaluación del aislamiento de las máquinas rotatorias, con voltajes menores de 6.6 kV y en menor grado para el de los transformadores. Al



igual que el método anterior es una herramienta para evaluar los aislamientos cuando se carece de historial. Su aplicación requiere el uso de un instrumento con varios voltajes para poder aplicar dos o más voltajes en pasos, por ejemplo con 500 V y después con 1,000 V. Este método se apoya en el hecho de que conforme se incrementa el voltaje de prueba se incrementan los esfuerzos eléctricos sobre el aislamiento, al aproximarse o superar las condiciones de operación. La influencia de los puntos débiles en el aislamiento en las lecturas de resistencia adquiere mayor importancia al sobrepasar cierto límite. Cuando esto ocurre se tiene una disminución considerable en el valor de la resistencia de aislamiento, la cual se aprecia claramente al graficar las lecturas obtenidas contra el voltaje aplicado. Es conveniente que el nivel superior de voltaje de prueba sea suficiente para provocar esfuerzos eléctricos equivalentes o mayores a los que normalmente se presentan en el aislamiento en operación. Sin embargo, se ha observado que con voltajes de prueba menores, también se puede detectar la presencia de humedad u otros contaminantes en el aislamiento. Con los medidores de resistencia de aislamiento manuales, es práctico efectuar la medición en 60 segundos, tomando lectura a los 30 y 60 segundos. En el caso de los instrumentos operados con motor o con rectificador se obtienen mejores resultados cuando se efectúa una medición a 10 minutos tomando lecturas cada minuto. Se recomienda que los pasos de voltaje aplicados tengan una relación de 1 a 5 o mayor (por ejemplo 500 y 2,500 V). Un cambio del 25% en el valor de la resistencia de aislamiento para esta relación de voltajes, generalmente se debe a la presencia excesiva de humedad u otros contaminantes. Este método considera cuatro prácticas para realizar la medición: 1978


a) Aplicar cada nivel de voltaje durante el tiempo necesario para que desaparezca la corriente de absorción, descargando completamente, en cada paso el aislamiento. b) Aplicar cada nivel de voltaje durante un minuto sin descargar el aislamiento entre cada paso. c) Aplicar cada nivel de voltaje durante un minuto con períodos de descarga de un minuto, entre cada nivel. d) Aplicar cada nivel de voltaje durante un minuto descargando completamente, entre cada nivel, el aislamiento. En la práctica indicada en el inciso “a”, si la relación entre resistencia y voltaje permanece constante, se considera que el aislamiento está en buenas condiciones. En el caso de las prácticas indicadas en los incisos “b” y “c”, aún cuando la interpretación es sencilla, requiere tomar en cuenta la influencia de la energía absorbida en cada paso, debido a la característica de absorción del aislamiento. 4 Procedimientos de medición y circuitos de conexión 4.1 Medición de resistencia de aislamiento a transformadores y reactores de potencia 4.1.1 Generalidades

La medición de la resistencia de aislamiento es la medición comúnmente utilizada para determinar las condiciones de los aislamientos de un transformador. Esta medición ayuda a la detección de humedad, evaluación de las condiciones del aceite y la detección de daños en elementos aislantes. Además, permite obtener información rápida y confiable de las condiciones del aislamiento total que integra el transformador bajo medición. Para que los resultados de las pruebas sean comparables, se deben realizar las mediciones al mismo nivel de tensión y se recomienda que el equipo de medición utilizado esté calibrado y debidamente certificado.

Diciembre 2007


Tomo II


4.1.2 Preparación del transformador bajo medición

a) Librar completamente el transformador desconectando todas las terminales de boquillas. Cuando el transformador tiene salidas con cable subterráneo y no es posible su desconexión, se recomienda efectuar la medición incluyendo los cables y considerando desde el transformador hasta el interruptor. b) Si es posible y la situación permite desconectar los cables del transformador, se recomienda medirlos por separado. c) Asegurarse que el tanque del transformador esté sólidamente aterrizado. d) Al inicio de cada una de las mediciones, se deben drenar las cargas estáticas que puedan estar presentes en los devanados, cortocircuitando las fases del transformador y conectándolas a tierra durante 10 minutos. e) Desconectar los neutros de los devanados. f) Colocar puentes que se requieren entre las terminales de las boquillas del devanado primario, del secundario y del terciario. g) Limpiar la porcelana de las boquillas, quitando polvo, suciedad, etc. h) Durante la ejecución de la prueba se debe poner especial cuidado en los cambios bruscos de temperatura en el ambiente. i) Preferentemente las mediciones se deben efectuar cuando la humedad relativa es menor de 75%.

1978 Tomo II


4.1.3 Procedimiento para las mediciones

El tiempo de duración para cada medición es de diez minutos. Se toman las lecturas a los 30 y 60 segundos de iniciada la prueba, después se toman lecturas a cada minuto, es decir, a los 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 y 10 minutos de iniciada la prueba. En la medición, se debe aplicar el máximo voltaje de prueba del medidor de resistencia de aislamiento, tomando en consideración el voltaje nominal del devanado del transformador bajo medición. Se toman las lecturas de temperatura del aceite y del ambiente y de humedad relativa. Estos datos junto con los valores obtenidos se registran en el formato de prueba correspondiente del Anexo A. 4.1.4 Circuitos de conexión

En las figuras 7, 8 y 9 se muestran los circuitos de conexión para medición de transformadores monofásicos, 3 devanados y de autotransformadores. Se presentan los circuitos de conexión con y sin guarda. En la conexión, se debe tomar en cuenta el formatos de prueba SCCT-001-A, SC-CT-001-B, SC-CT-001-C, SC-CT001-D, SC-CT-001-E indicados en el Anexo A. 4.1.5 Criterios resultados

para

interpretación

de

La única forma de evaluar con cierta seguridad las condiciones del aislamiento de un devanado, es mediante el análisis de la tendencia de los valores obtenidos en las pruebas periódicas a que se somete el aislamiento. Por lo tanto, para facilitar este análisis se recomienda graficar las lecturas obtenidas en las pruebas anuales o semestrales.




BOQUILLAS H

TANQUE

HV

NUCLEO

LV

G

L

T

BOQUILLAS X

a) RH H

L

CONEXIONES G

T

1

H

X

Tanque

RH

2

X

H

Tanque

RX

3

X

-----

H

RHX

4

H

-----

Tanque + X

RH+ RHX

5

X

-----

Tanque + H

RX+ RHX

PRUEBA

MIDE RHX

RX X

b) c) Figura 7 Transformador monofásico: a) Esquema de conexiones para la Prueba No. 1, b) tabla de conexiones y c) diagrama esquemático.

1978

Diciembre 2007


Tomo II



BOQUILLA H

TANQUE

NUCLEO

G

L

T

BOQUILLA

BOQUILLA Y

X

a) PRUEBA

CONEXIONES L

1

H

2

H

3 4

T

G

RH

MIDE

XY

RH

X

Y

RHX

H X

Y

X HY

RHY RX

5

X

Y

RXY

6

Y

H HX

7

H

XY

-----

RH + RHY+ RHX

8

X

HY

-----

RX + RXY+ RHX

9 10

Y HXY

HX

---------

RY + RHY+ RXY RH + RX+ RY

RY

H RHY RY Y

RHX

RXY X RX

c)

b) Figura 8 Transformador de tres devanados: a) Esquema de conexiones, b) tabla de conexiones y c) diagrama esquemático. 1978 Tomo II




BOQUILLA H

BOQUILLA

BOQUILLA

X

NEUTRO

NUCLEO

G

L

T

BOQUILLA Y

a) PRUEBA

CONEXIONES L

1

H

2 3

H H

4

X

5

X

6 7

Y H

8

T

X Y Y

G

MIDE RH

XY

RH

Y

RHX RHY

X HY

H(X)

RHY

RHX

RX RXY

XY

H HX -----

RY RH+ RHY+ RHX

X

HY

-----

RX + RXY+ RHX

9

Y

HX

-----

RY+ RHY+ RXY

10

HXY

-----

RH+ RX+ RY

RY Y

c)

b) Figura 9 Autotransformador: a) Esquema de conexiones, b) tabla de conexiones y c) diagrama esquemático. 1978

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Tomo II


Para que el análisis comparativo sea todas las pruebas deben hacerse al potencial y en lo posible, bajo las condiciones. Además, las lecturas corregirse a 20 ºC.

efectivo mismo mismas deberán


b

Valores de resistencia superiores a los mostrados, no necesariamente indican que el aislamiento se encuentre en buen estado, excepto que el equipo pueda ser energizado sin riesgo significante de alguna falla disruptiva.

En las tablas 3 y 4 se muestran los valores típicos de resistencia de aislamiento a transformadores de potencia.

4.2 Medición de resistencia de aislamiento en máquinas rotatorias

Tabla 3 Valores típicos de resistencia de aislamiento a transformadores de potencia y de distribución

Esta prueba ayuda a la determinación de la presencia de humedad, aceite, polvo, corrosión, daño o deterioro del aislamiento. También se aplica para el control del proceso de secado de las máquinas rotatorias.

Voltaje del devanado del transformador (kV) <6.6 6.6-19 22-45 <66

Devanado a tierra (M )

4.2.2 Limitaciones o

20 C 400 800 1,000 1,200

o

30 C 200 400 500 600

o

o

o

40 C 50 C 60 C 100 50 25 200 100 50 250 125 65 300 100 75

Tabla 4 Mínima resistencia de aislamiento aceptable a 20oC para protección de equipos eléctricos de potencia Voltaje nominal

600 V 2.4 kV 5 kV 7.2 kV 15 kV 36 kV 72 kV 145 kV 242 kV 550 kV

Voltaje típico a del sistema

120, 240, 480 V ac; 125, 250 V dc 2.4 kV 4.16 kV 6.9 kV 13.8 kV 20-25, 34.5 kV 69 kV 115, 138 kV 230 kV 500 kV

a

Mínima resistencia aceptable, M

1.5 3.4 5.16 8.2 14.8 35 70 139 231 501

Voltaje en corriente alterna RMS, con excepción de los mostrados. 1978 Tomo II

4.2.1 Generalidades

b

Las limitaciones de la medición de resistencia de aislamiento son las siguientes: a) La resistencia de aislamiento de un devanado no tiene una relación directa con su rigidez dieléctrica y, por lo tanto, es imposible predecir el valor de resistencia al que fallará. b) Aún cuando se han definido valores mínimos recomendables con base en la experiencia, existen máquinas que tienen una superficie de aislamiento extremadamente grande. Esto puede originar que tengan valores de resistencia inferiores a los mínimos recomendados, aún cuando sus devanados se encuentren en buenas condiciones. c) Una medición aislada de resistencia de aislamiento a un voltaje deseado no indica, si la materia extraña responsable de la baja resistencia está concentrada o distribuida. 4.2.3 Preparación medición

de

la

máquina

para

a) Cuando se requiera información de la condición interna del aislamiento, sin que el valor sea afectado por la condición superficial, el aislamiento debe limpiarse y secarse. En ambientes húmedos, es de gran importancia la limpieza de la superficie del aislamiento antes de efectuar la medición.



b) La temperatura del devanado debe estar por encima del punto de rocío para evitar condensación de la humedad en la superficie del aislamiento. c) Descargar completamente toda carga residual antes de efectuar la prueba. Esto se realiza conectando los devanados a tierra cuando menos 10 minutos antes de iniciar la prueba. d) Es conveniente que la medición de la resistencia de aislamiento abarque exclusivamente los devanados de la máquina. Por lo tanto, es necesario desconectar todo equipo externo a la misma. 4.2.4 Circuitos de conexión

Básicamente existen dos tipos de circuitos de prueba para la medición de la resistencia de aislamiento en las máquinas rotatorias: circuito de prueba utilizando la guarda y sin utilizar la guarda. Dentro de estos tipos de circuitos existen varias conexiones según sea el tipo de información que se requiera. De la figura 10 a la 14 se describen estas conexiones para máquinas rotatorias trifásicas con neutro accesible. Como se considera que las máquinas monofásicas que no tienen el neutro accesible, solo son algunos casos

1978


particulares, los diagramas de conexión pueden derivarse fácilmente a partir de las anteriores. En la figura 14 se muestran las conexiones de prueba para una máquina de corriente directa. Se recomienda que siempre que sea posible y práctico se separen las fases y se prueben individualmente, ya que con ello se puede establecer una comparación entre las mismas. Esta comparación es muy útil para la evaluación de la condición presente y futura del devanado. Por otro lado, la prueba de todas las fases a la vez (figura 10) tiene el inconveniente de que únicamente se prueba el aislamiento a tierra y se omite la prueba del aislamiento entre fases. Cuando se prueba el rotor del generador debe utilizarse un voltaje de prueba de 500 V para evitar sobre tensiones en el aislamiento. En la conexión, se debe tomar en cuenta el formato de prueba SC-CT-001-F indicado en el Anexo A.

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Tomo II



R

Anillos colectores GENERADOR O MOTOR

B'

C'

R AB

R

R

BC

r

C

A

R C

R B

A

Rr

C

B

G

PRUEBA

B

r 0 r 1

SINCRONO

A'

A

AC

CONEXIONES G T ----B, C ----A, C

1

L A

2

B

3

C

-----

4 5

A, B, C r1

---------

T

L

MIDE

RA en paralelo R AB y RAC RB en paralelo R AB y RBC B

RC en paralelo R AC y RBC

A, B

R A en paralelo RB y RC RA B

Figura 10 Pruebas en generador o motor síncrono, sin utilizar la guarda. R AC Anillos colectores

SINCRONO

B'

C'

R AB

R BC

RB

R A A

B

B

RC

C

G

L

T

1

L A

CONEXIONES G B, C

2

B

A, C

RB

3

C

A, B

RC

PRUEBA

C

r 0 r 1

GENERADOR O MOTOR

A'

A

MIDE

T

RA B

Figura 11 Pruebas en generador o motor síncrono, utilizando guarda. 1978 Tomo II




R AC Anillos colectores SINCRONO

B'

A

C

R B

R A

C'

R BC

B

r 0 r 1

GENERADOR O MOTOR

A'

R AB

A

B

RC

C

G

T

L

*

(*) Antes de efectuar la prueba verificar que la conexión T no esté conectada a tierra. PRUEBA

1 2 3

CONEXIONES G C1

L A

B

A1 B1

C

MIDE

T B

C

RAB RBC

A

RAC

Figura 12 Pruebas en generador o motor síncrono, utilizando la guarda conectada a tierra. R AC

A

MOTOR O GENERADOR

R AB

B

R BC

C

DE INDUCCION

R

R A A

B

G

PRUEBA

1

R C

B

C

CONEXIONES L G A, B, C -----

T

L

T

MIDE

R A en paralelo con R B y RC B

Figura 13 Prueba en generador o motor de inducción. 1978

Diciembre 2007


Tomo II



MOTOR O GENERADOR C.D.

A

A'

F'

F

S

S'

R A

RF

G

PRUEBA

CONEXIONES L

G

1

A

-----

2

F

3

S

T

L

RS

T

MIDE

RA

-----

F, S A, S

-----

A, F

RS

RF

Figura 14 Pruebas en máquinas de corriente directa, (se muestra la Prueba 1). 4.2.5 Criterio para interpretación de resultados

En general las lecturas de resistencia de aislamiento deben considerarse como relativas a menos que el único interés sea el detectar que los valores se mantengan por arriba de los mínimos recomendados. La única forma de evaluar con cierta seguridad las condiciones del aislamiento de un devanado, es mediante el análisis de la tendencia de los valores obtenidos en las pruebas periódicas a que se somete el aislamiento. Por lo tanto, para facilitar este análisis se recomienda graficar las lecturas obtenidas en las pruebas anuales o semestrales.

obtenidos durante las pruebas efectuadas en un equipo dado: a) Si los valores son regulares o altos pero tienen tendencia a bajar, debe localizarse y eliminarse la causa. b) Si los valores son bajos pero constantes es probable que todo este correcto, pero debe investigarse la causa. c) Si los valores son tan bajos que caen en lo inseguro, debe reacondicionarse el equipo antes de ponerlo en servicio.

Para que el análisis comparativo sea efectivo todas las pruebas deben hacerse al mismo potencial, las lecturas deberán corregirse a 40 °C y en lo posible bajo las mismas condiciones.

d) Si los valores son regulares, altos o constantes en un principio pero muestran una caída repentina, se deben efectuar pruebas a intervalos más frecuentes hasta localizar la causa. Si los valores llegan a ser tan bajos que se consideren inseguros se debe retirar el equipo de operación.

A continuación se indican algunas recomendaciones que deben en la interpretación de los valores

Conviene aclarar que estas indicaciones no deben tomarse como suplemento al criterio personal.

1978 Tomo II




4.3 Prueba de resistencia de aislamiento a transformadores de instrumento

4.3.2 Preparación del transformador para la prueba

4.3.1 Generalidades

a) Librar el transformador a probar

Considerando que existen diferentes diseños en Transformadores de corriente (TC’s) y transformadores de potencial (TP’s), el personal que realice la medición debe analizar con detenimiento el diagrama en particular e identificar las resistencias dieléctricas que están bajo prueba. Se debe registrar el tipo de condiciones empleadas para la medición de resistencia de aislamiento en dicho equipo. Esto se realiza con la finalidad de que en pruebas posteriores, se realicen las mediciones con conexiones iguales a fin de poder realizar la comparación entre las mediciones anteriores con las actuales.

b) Desconectar los cables de las terminales primarias y secundarias del transformador o dispositivo

La finalidad de realizar la medición de resistencia de aislamiento a transformadores de instrumento, es determinar la condición del aislamiento de los devanados primario y secundario contra tierra. Para realizar la prueba del devanado primario a tierra, se debe utilizar el máximo nivel de tensión de prueba posible que proporcione el equipo de prueba. En el caso de la medición del devanado secundario a tierra, el voltaje de medición debe ser lo más cercano al voltaje de operación del equipo. El voltaje máximo que puede ser empleado en esta prueba es de 500 V. NOTA: Se recomienda utilizar equipo de medición que proporcione una tensión de prueba no mayor a 1000 V para las terminales en el secundario.

A partir de 34.5 kV la gran mayoría de los transformadores de potencial son de aislamiento reducido. Una terminal del devanado primario está conectada directamente a tierra. Al probar éste tipo de TP’s es necesario desconectar la terminal P 2 de tierra con objeto de efectuar la prueba de este devanado contra tierra.

c) Aterrizar todas las terminales con objeto de drenar todas las cargas estáticas d) Cortocircuitar las terminales del devanado primario y secundario e) Limpiar la porcelana 4.3.3 Procedimiento de la prueba

Para la prueba de transformadores de Instrumento, se consideran las medidas de seguridad e instrucciones para uso del equipo medidor de resistencia de aislamiento descritas en el Anexo B. Todas las pruebas se harán a 1 minuto y con el voltaje adecuado para el devanado a probar. 4.3.4 Circuitos de conexión a) Transformador de corriente

Debido a que por construcción un transformador de corriente cuenta con una pantalla conectada a tierra entre los devanados primario y secundario, no se puede medir una resistencia de aislamiento entre devanados. Se recomienda que las pruebas sean las siguientes: •

Devanado primario contra tierra

•

Devanado secundario contra tierra

En la figura 15 se muestra el circuito de conexión para la prueba de devanado primario a tierra. Para realizar la prueba del devanado secundario a tierra, solo se cambian las conexiones como se indica en la tabla de conexiones de la figura. En la conexión se debe tomar en cuenta el formato de prueba SC-CT001-G indicado en el Anexo A. b) Transformador de potencial

En la figura 16 se muestra el circuito de conexión empleado en transformadores de potencial. 1978

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Tomo II


Durante la puesta en servicio del equipo, se deben realizar todas las pruebas a sus devanados, indicando en el formato de prueba SC-CT-001-H los datos de las mediciones de, cada una de las conexiones realizadas durante la prueba.

c) Transformador de potencial capacitivo

La prueba de resistencia de aislamiento en dispositivos de potencial no es tan común como la de factor de potencia. Debido a esto, se sugiere efectuar la prueba de alta tensión contra tierra, para tenerla como referencia para pruebas posteriores.

P1


P2

Rp P

Rpc

Rsc S1

S2

G L

T

S

PRUEBA

CONEXIONES

MIDE

L

T

G

1

P

S

Porcelana

RP + RSC

3

S

P

-----

R SC

Figura 15 Transformador de medición: TC hermético.

1978 Tomo II




PRUEBA No 1

P

P R P P

R P S

S R S S

S

G L

PRUEBA

T

CONEXIONES L

1

P

2

P

3

S

T

MIDE

G

S

RP

S

RPS + RP P

RS

Figura 16 Conexiones de prueba para TP con aislamiento pleno. 4.3.5 Criterio para interpretación de resultados

Es necesario generar una estadística propia, con el fin de contar con datos comparativos por marcas y voltaje. Con finalidad de normar criterios, en la tabla 5 se muestran algunos datos de transformadores de instrumentos probados en diferentes mantenimientos o puestas en servicio.

Tabla 5 Datos obtenidos de algunos transformadores de instrumento EQUIPO TC 400 kV TP 400 kV DP 400 kV TC 230 kV TP 230 kV TC 115 kV TP 115 kV

MEGAOHMS A 1 MIN Y 2,500 V 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 45,000 a 50,000 40,000 a 50,000

La única forma de evaluar con cierta seguridad las condiciones del aislamiento de un devanado, es 1978

Diciembre 2007


Tomo II


mediante el análisis de la tendencia de los valores obtenidos en las pruebas periódicas a que se somete. Por lo tanto, para facilitar este análisis se recomienda graficar las lecturas obtenidas en las pruebas anuales o semestrales. Para que el análisis comparativo sea efectivo todas las pruebas deben realizarse al mismo potencial y en lo posible bajo las mismas condiciones. También, las lecturas deberán corregirse a 20 ºC. 4.4 Prueba de resistencia de aislamiento en apartarrayos

Con las pruebas de resistencia de aislamiento y otras pruebas dieléctricas, es posible detectar el posible deterioro o contaminación de los apartarrayos de una sección o en unidades de varias secciones. 4.4.1 Problemas más comunes detectados con el medidor de resistencia de aislamiento

a) Contaminación por humedad y/o suciedad en las superficies internas de la porcelana b) Entrehierros corroídos c) Depósitos de sales de aluminio aparentemente causado por interacción entre la humedad y los productos resultantes del efecto corona


corrientes de fuga por la superficie de la porcelana 4.4.4 Circuitos de conexión

En la figura 17 se indican dos ejemplos de las conexiones de prueba empleadas en apartarrayos de uno y tres secciones. En el formato de registro de datos ST-CT-001-I, se indican las conexiones para apartarrayos de dos y cuatro secciones. 4.4.5 Criterio para la interpretación de las pruebas

Los valores de resistencia de aislamiento en apartarrayos son variables, ya que dependen de la marca y tipo. La variación de resistencia de aislamiento puede variar en un intervalo de 500 a 50,000 MΩ. Esto hace necesario la comparación entre apartarrayos de las misma marca, tipo y voltaje. Cualquier desviación notoria en los valores será necesario efectuar una investigación. Es importante hacer notar que para la comparación de los valores de resistencia de aislamiento, estos deben ser los resultados de prueba de las unidades individuales, aunque estas se encuentren agrupadas en varias secciones de un mismo apartarrayo.

d) Porcelana rota 4.4.2 Preparación del apartarrayo para la prueba

a) El equipo se deberá de la línea, tomando las medidas de seguridad adecuadas b) Drenar cargas estáticas c) Limpiar la porcelana 4.4.3 Procedimiento de la prueba

a) Preparación del medidor de resistencia de aislamiento de acuerdo a las instrucciones del punto 3.6 b) Efectuar la prueba con el máximo voltaje del medidor de resistencia de aislamiento c) Tomar la lectura a 1 minuto y anotarla en la hoja de prueba d) En apartarrayos compuestos de varias secciones se utilizará la terminal de guarda para efectos de 1978 Tomo II




A

A

B

C

G

L

T

B D G L

CONEXIONES

PRUEBA

1

T

L A

T B

MIDE G -----

R AB

a)

CONEXIONES

PRUEBA

1 2 3 4

L A B C A

T B,C,D C,D D D

MIDE G -----------------

R AB R BC R CD R AD

b)

Figura 17 Ejemplo de conexión para la medición de resistencia de aislamiento en apartarrayos. a) Apartarrayos de una sección y b) apartarrayos de varias secciones. 5 Bibliografía

a) Guía de Mantenimiento del Equipo Eléctrico. Comisión Federal de Electricidad. b) Pruebas Eléctricas a Equipos de Plantas y Subestaciones. Comisión Federal de Electricidad. c) Recommended Practice for Testing Insulation Resistance of Rotating Machinery. IEEE 43 std 2000. d) Manual of Electrical Insulation Testing for the Practical Man Technical Publication. James G. Biddle, 1996. e) Instruction Manual for the Use of Megger. Instruction Manual; James G. Biddle, 1954. 1978

f) Temperature - Resistance Characteristics of Electrical Insulation. Technical Publication 21T4. James G. Biddle Company, 1961. g) Electrical Power Equipment Maintenance and Testing, Paul Gill. h) Reporte final IIE/03/32/5220/RF-06/96. i) Reporte final IIE/03/32/5220/RF-XX/06. j) Referencia tomada de la guía completa para pruebas de aislamiento eléctrico. k) IEEE Standard 43-2000. IEEE Recommended Practice for Testing Insulation Resistance of Rotating Machinery.

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Tomo II



Anexo A Formatos de datos de prueba ST-CT-001-A Transformadores monofásicos SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN

Registro de calidad No. de Procedimiento

SC-CT-001

SC-CT-001-A

FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO EN TRANSFORMADORES MON OFÁSICOS Gerencia Regional de Transmisión

SubÁrea

Datos del equipo Marca: Num. Serie Año Fabricación: % Año puesta en serv.:

Nomenclatura: MVA: Clase de enf. # Taps ± kV nom A.T.: kV nom B.T.: kV nom Terciario:

Subestación

Condiciones: Prueba & Climatológica Orden de trabajo Temp. Amb.: O.T.: Soleado % Hum. Relativa: Nublado Fecha: Temp. Aceite: Brisa Programado: Temp. Devanado: 1/2 nublado P.S. Lluvia Falla: Dibujar diagrama vectorial Tipo:

Equipo de medición utilizado Modelo: Fecha Calibración: Marca: Fecha Vencimiento: No. Serie: No Inv. EIMP: Fecha de la última medición:

Conexiones de prueba Línea Guarda Tierra Factor de corr. a 20°C Tiempo de la medición en minutos ½ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Línea Guarda Tierra Factor de corr. a 20°C Tiempo de la prueba en minutos ½ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

RH H X Tanque

Medida

Lecturas Factor de corrección

Corregida a 20 °C

Medida

R H + R HX H ----Tanque + X

Multiplicada


Corregida a 20 °C


Medida

R X + R HX X ----Tanque + H

Lecturas Medida

R H-X X ----H

RX X H Tanque

Corregida a 20 °C

Valores de aceptación ndice de polarización

Lecturas Corregida a 20 °C

Medida

Multiplicada

Corregida a 20 °C

i p

=

R AI SL a 10 m in R AI SL a 1 m in

i p

≥

1 .5

Observaciones Condiciones del equipo Aceptado

Realizó:

Revisó: Nombre y firma

1978 Tomo II

Aprobó: Nombre y firma

Rechazado

Nombre y firma




DIAGRAMA DE CONEXIONES R H E

R X

H1

G

E

H1

G

L

L

X1

X1 T

H0

T

H0

X2

X2

R HX E

R H + R HX

H1

G

E

H1

G

L

L

X1

X1 T

H0

T

H0

X2

X2

R X + R HX E

H1

G

L

G - Guarda L - Línea T - Tierra E - Tanque

X1 T

H0 X2

1978

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Tomo II



ST-CT-001-B Transformador de dos devanados Registro de calidad No. de Procedimiento

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN

SC-CT-001

SC-CT-001-B

FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO A TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOS Gerencia Regional de Transmisión

SubÁrea

Tipo de transformador Trifásico Marca: Num. Serie Año Fabricación: % Año puesta en serv.: %Z a MVA MVA %Z a %Z a MVA Equipo de medición utilizado Modelo: Fecha Calibración: Marca: Fecha Vencimiento: No. Serie: No Inv. EIMP: Fecha de la última medición: Monofásico: Nomenclatura: MVA: Clase de enf. # Taps ± kV nom A.T.: kV nom B.T.: kV nom Terciario:

Subestación

Condiciones: Prueba & Climatológica Orden de trabajo Temp. Amb.: Soleado O.T.: % Hum. Relativa: Nublado Fecha: Temp. Aceite: Programado: Brisa P.S. Temp. Devanado: 1/2 nublado kV Lluvia Falla: Dibujar diagrama vectorial kV kV Tipo:

Conexiones de prueba Línea Guarda Tierra Factor de corr. a 20°C Tiempo de la medición en minutos ½ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

RH H X Tanque

Medida

RX X H Tanque


Corregida a 20 °C

Medida


RH-X H Tanque X

Corregida a 20 °C

Medida


Corregida a 20 °C

Valores de aceptación Índice de polarización

i p

=

R AIS L a 10 min

i p

R AIS L a 1 min

≥

1 .5

Observaciones Condiciones del equipo Aceptado Rechazado

Realizó:


1978 Tomo II


Nombre y firma




DIAGRAMA DE CONEXIONES

R H E

R x

H1

G

E

H1

G

L

L

X1

X1 T

H0

T

H0

X2

E

H1

X2

R H X G

L X1


T

H0 X2

NOTA: Para un transformador trifásico puntear boquillas H 0, H1 , H2 , H3, asi mismo las boquillas X1 , X2, X3 .

1978

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ST-CT-001-C Transformadores de tres devanados Registro de calidad No. de Procedimiento


SC-CT-001

SC-CT-001-C FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO A TRANSFORMADORES DE TRES DEVANADOS Gerencia Regional de Transmisión SubÁrea Subestación Tipo de transformador

Monofásico: Nomenclatura: MVA: Clase de enf. # Taps ± kV nom A.T.: kV nom B.T.: kV nom Terciario:

Trifásico Marca: Num. Serie Año Fabricación: % Año puesta en serv.: %Z a MVA %Z a MVA %Z a MVA Equipo de medición utilizado Modelo: Fecha Calibración: Marca: Fecha Vencimiento: No. Serie: No Inv. EIMP: Fecha de la última medición:

Condiciones: Prueba & Temp. Amb.: % Hum. Relativa: Temp. Aceite: Temp. Devanado: kV kV kV

Tipo:

Climatológica Orden de trabajo Soleado O.T.: Nublado Fecha: Programado: Brisa 1/2 nublado P.S. Lluvia Falla: Dibujar diagrama vectorial


RH H X-Y Tanque Lecturas Factor de corrección

Medida

RH-X H Tanque + Y X

Corregida a 20 °C

Medida


R H-Y H Tanque + X Y

Corregida a 20 °C

Medida


Corregida a 20 °C


RX-Y X Tanque + H Y LECTURAS Factor de corrección

Medida

RX X H-Y Tanque

Corregida a 20 °C

Medida

LECTURAS Factor de corrección

RY Y H-X Tanque

Corregida a 20 °C

Medida

Valores de aceptación

LECTURAS Factor de corrección

Corregida a 20 °C

Condiciones del equipo

ndice de polarización i p

=

≥ 1 .5


Tomo II

i p

R AISL a 1 min

Realizó:

1978

Aceptado

R AISL a 10 min

Rechazado


Nombre y firma




Observaciones


R H

R HX

E

R HY

E H

E H

H

G Y

G Y

L

X

X

E

Y

E H

E H

H

G

G Y

L T

X

L T

X

XY

Y

Y

L T

T

X

G

G Y

L

T

T X

L

X

G - Guarda L - Línea T - Tierra E - Tanque 1978

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Tomo II



ST-CT-001-D Autotransformadores Registro de calidad No. de Procedimiento


SC-CT-001

ST-CT-001-D

FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO EN AUTOTRANSFORMADORES Gerencia Regional de Transmisión

SubÁrea

Tipo de autotransformador Trifásico Marca: Num. Serie Año Fabricación: % Año puesta en serv.: %Z a MVA %Z a MVA %Z a MVA Equipo de medición utilizado Modelo: Fecha Calibración: Marca: Fecha Vencimiento: No. Serie: No Inv. EIMP: Fecha de la última medición: Monofásico: Nomenclatura: MVA: Clase de enf. # Taps ± kV nom A.T.: kV nom B.T.: kV nom Terciario:

Subestación

Condiciones: Prueba & Climatológica Orden de trabajo Temp. Amb.: O.T.: Soleado % Hum. Relativa: Nublado Fecha: Temp. Aceite: Brisa Programado: P.S. Temp. Devanado: 1/2 nublado kV Lluvia Falla: kV Dibujar diagrama vectorial kV Tipo:

Conexiones de prueba RHX HX Y Tanque

Línea Guarda Tierra Factor de corr. a 20°C Tiempo de la medición en minutos

RY Y HX Tanque

Lecturas Medida

Factor de corrección

RHX-Y HX Tanque Y


Medida



Medida


Corregida a 20 °C

½ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


i p

=

R AIS L a 10 min i p ≥ 1 .5 R AIS L a 1 min

i p

≥

1.5


Realizó:


1978 Tomo II


Nombre y firma





R HX E

R Y

H1

G X1

E

H1

G X1

L Y1

E

Y1 T

H0

L

Y2

T

H0

Y2

R HX-Y

H1

G X1

L Y1

H0


T Y2

NOTA: Para un transformador trifásico puntear boquillas H 0, H1 , H2, H3, X1, X2, X3, asi mismo las boquillas Y 1, Y2, Y3.

1978

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Tomo II



ST-CT-001-E Reactores Registro de calidad No. de Procedimiento

SUBDIRECCI N DE TRANSMISI N

SC-CT-001

ST-CT-001-E

FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO EN REACTORES Gerencia Regional de Transmisión

SubÁrea

Subestación

Tipo de reactor Monofásico: Nomenclatura: MVA: Clase de enf. # Taps ± kV nom A.T.:

Modelo: Marca: No. Serie:

Trifásico Marca: Num. Serie Año Fabricación: % Año puesta en serv.:

Condiciones: Prueba & Climatológica Orden de trabajo Temp. Amb.: Soleado O.T.: % Hum. Relativa: Nublado Fecha: Temp. Aceite: Programado: Brisa P.S. Temp. Devanado: 1/2 nublado Lluvia Falla: Dibujar diagrama vectorial Tipo:

Equipo de medición utilizado Fecha Calibración: Fecha Vencimiento: No Inv. EIMP:

Fecha de la última medición: Conexiones de prueba Línea Guarda Tierra Factor de corr. a 20°C Tiempo de la medición en minutos ½ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

RH H -----Tanque


LECTURAS Medida


Corregida a 20 °C

i p

=

R AISL a 10 min R AIS L a 1 min

i p

≥

1 .5


Realizó:


1978 Tomo II


Nombre y firma





E

H1

H0

E

G

H0

H1

H2

G

L

L

T

T

Reactor monofásico

Reactor trifásico


1978

Diciembre 2007


Tomo II



ST-CT-001-F Generadores SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN


SC-CT-001

SC-CT-001-F

FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO A GENERADORES Gerencia Regional de Transmisión

Nomenclatura: MVA: Clase de enf. # Taps kV nom A.T.: kV nom B.T.: kV nom Terciario:


±

%Z a %Z a %Z a Equipo de medición utilizado

Modelo: Marca: No. Serie: Fecha de la última medición: Línea Guarda Tierra Factor de corr. a 40°C Tiempo de la medición en minutos ½ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Línea Guarda Tierra Factor de corr. Tiempo de la prueba en minutos ½ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

SubÁrea

Subestación

Condiciones: Prueba & Climatológica Temp. Amb.: Soleado % Hum. Relativa: Nublado Temp. Devanado: Brisa 1/2 nublado kV Lluvia kV Dibujar diagrama vectorial kV Tipo:

MVA MVA MVA

Orden de trabajo O.T.: Fecha: Programado: P.S. Falla:

Fecha Calibración: Fecha Vencimiento: No Inv. EIMP:

Conexiones de prueba

RA en paralelo R AB y R AC A B + C + Tanque ------

R B en paralelo R AB y R BC B A + C + Tanque ------

R C en paralelo R AC y R BC C A + B + Tanque -----




Medida

Corregida a 40 °C

Medida

Corregida a 40 °C

Medida

Corregida a 40 °C

R A en paralelo R B y R C A+B+C ----Tanque

R A

r1

Valores de aceptación

----Tanque

Índice de polarización

Lecturas

Lecturas

Medida

Multiplicada

Corregida a 20 °C

Medida

Multiplicada

Corregida a 20 °C

i p

=

R AISL a 10 min R AISL a 1 min i p

≥ 1 .5

Índice de absorción ia

=

R AISL a 1 min R AISL a 30seg

ia = 1.45 ±

25%


Realizó:


1978 Tomo II


Rechazado

Nombre y firma




DIAGRAMA DE CONEXIONES Anillos colectores GENERADOR O MOTOR

B'

C'

A

GENERADOR O MOTOR

r 0 r1

SINCRONO A'

Anillos colectores

B

r0 r1

SINCRONO A'

C

G

B'

C'

A

B

C

G

T

L

RA en paralelo RAB y RAC

A'

B'

C'


r0 r1

SINCRONO

T

RB en paralelo RAB y RBC


L

r 0 r1

SINCRONO A

B

C

A'

G

B'

C'

A

B

C

T

L

G

RC en paralelo R AC y RBC

L

T

RA en paralelo RB y RC


r 0 r 1

SINCRONO A'

B'

C'

A

B

C

G

L

T

RA

1978

Diciembre 2007


Tomo II



ST-CT-001-G Transformadores de corriente SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN


SC-CT-001

SC-CT-001-G

FROMATO PARA LA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO A TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Gerencia Regional de Transmisión

Nomenclatura: MVA: Clase de enf. # Taps kV nom A.T.: kV nom B.T.:

±

SubÁrea

Datos del transformador Marca: Num. Serie Año Fabricación: % Año puesta en serv.:

Condiciones: Prueba & Climatológica Orden de trabajo Temp. Amb.: O.T.: Soleado % Hum. Relativa: Nublado Fecha: Temp. Aceite: Programado: Brisa Temp. Devanado: 1/2 nublado P.S. Lluvia Falla: Dibujar diagrama vectorial Tipo:

Equipo de medición utilizado Fecha Calibración: Fecha Vencimiento: No Inv. EIMP:


Subestación

Fecha de la última medición:

Prueba

Conxiones de prueba

Mide

Lectura

L

G

T

Volst prueba

Fase A 1 2

P1 - P2 S1 - S2

Porcel -----

S1 - S2 P1 - P2

2.500 500

RP + RPC RSC

Fase B 1 2

P1 - P2 S1 - S2

Porcel -----

S1 - S2 P1 - P2

2.500 500

RP + RPC RSC

Fase C 1 2

P1 - P2 S1 - S2

Porcel -----

S1 - S2 P1 - P2

2.500 500

RP + RPC RSC

Factor de corr. Corregida a a 20ºC 20ºC

Megaohms Anterior Actual


Realizó:


1978 Tomo II


Nombre y firma





R SC

R P + R PC E

P1

G

E

P1

G

Porcelana L

L

S1

S1 T

P0

T

P0

S2

S2


1978

Diciembre 2007


Tomo II



ST-CT-001-H Transformadores de potencial SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN


SC-CT-001

SC-CT-001-H

FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO A TRANSFORMADORES DE POTENCIAL Gerencia Regional de Transmisión Nomenclatura: MVA: Clase de enf. # Taps ± kV nom A.T.: kV nom B.T.: kV nom Terciario:

SubÁrea

Datos del transformador Marca: Num. Serie Año Fabricación: % Año puesta en serv.:

Subestación Condiciones: Prueba & Climatológica Orden de trabajo Temp. Amb.: O.T.: Soleado % Hum. Relativa: Nublado Fecha: Temp. Aceite: Programado: Brisa P.S. Temp. Devanado: 1/2 nublado Lluvia Falla: Dibujar diagrama vectorial Tipo:

Equipo de medición utilizado Modelo: Fecha Calibración: Marca: Fecha Vencimiento: No. Serie: No Inv. EIMP: Fecha de la última medición: Prueba

Conxiones de prueba

Mide

Lectura

L

G

T

1 2 3

P0 - P1 P0 - P1 S1 - S2

S1 - S2 Tanque P0 - P1

Tanque S1 - S2 Tanque

RP RPS + RP RS

1 2 3

P0 - P1 P0 - P1 S1 - S2



RP RPS + RP RS

1 2 3

P0 - P1 P0 - P1 S1 - S2



RP RPS + RP RS

1 2 3

P0 - P1 P0 - P1 S1 - S2



RP RPS + RP RS

Volst prueba

Factor de corr. Corregida a a 20ºC 20ºC

Megaohms Anterior

Actual


Realizó:


1978 Tomo II


Nombre y firma





R P E

R S

P1

G

E

P1

G

L

L

S1

S1 T

P0

T

P0

S2

S2

R P S + R P E

P1

G

L


S1 T

P0 S2

1978

Diciembre 2007


Tomo II



ST-CT-001-I Apartarrayos SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN


SC-CT-001

SC-CT-001-I

FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO EN APARTARRAYOS Gerencia Regional de Transmisión

SubÁrea

Datos del apartarrayos

Condiciones: Prueba & Climatológica Temp. Amb.: Soleado % Hum. Relativa: Nublado Temp. Aceite: Brisa Temp. Devanado: 1/2 nublado Lluvia Equipo de medición utilizado Fecha Calibración: Fecha Vencimiento: No Inv. EIMP:

Marca: Num. Serie: Año fabricación: Año puesta en servicio: Nùmero de secciones: Modelo: Marca: No. Serie: Fecha de la última medición: Número de Número de secciones prueba 1 2

3

4

Voltaje aplicado

1 1 2 3 1 2 3 4 1 2 3 4 5

Subestación

Conexiones de prueba L A A B A A B C A A B C D A

G ----------------------------------------------------------------

T B B,C C C B,C,D B,C D D B,C,D,E C,D,E D,E E E

Orden de trabajo O.T.: Fecha: Programado: P.S. Falla:

Mide

Valor a 1 min

RAB RAB RBC RAC RAB RBC RCD RAD RAB RBC RCD RDE RAE


Realizó:


1978 Tomo II


Nombre y firma





A A

Apartarrayos de tres secciones B

C

G

T

L

B G

L

T

D

R AB

R AB

A

A

Apartarrayos de tres secciones B

B

C

C

G

L

T

D

G

L

T

D

R BC

1978

Apartarrayos de tres secciones

R CD

Diciembre 2007


Tomo II



Guía para el llenado para los formato de datos del procedimiento de medición de resistencia de asilamiento en equipo eléctrico primario Registro de calidad No. de Procedimiento

SUBDIRECCI N DE TRANSMISI N

1 SC-CT-001

FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO EN TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS Gerencia Regional de Transmisión

Nomenclatura: MVA: Clase de enf. # Taps 4 kV nom A.T.: kV nom B.T.: kV nom Terciario:

3 4 4

±

4

SubÁrea

2


4 4 4 4

4 4 4

Equipo de medición utilizado Fecha Calibración: 8 Modelo: Fecha Vencimiento: 8 Marca: No Inv. EIMP: 8 No. Serie: 11 Fecha de la última medición:

Subestación

2

2

Condiciones: Prueba & Climatológica Temp. Amb.: Soleado 5 5 5 5 % Hum . Relativa: Nublado Temp. Aceite: Brisa 5 5 Temp. Devanado: 1/2 nublado 5 5 Lluvia 5 Dibujar diagrama vectorial Tipo:

Orden de trabajo O.T.: 6 6 Fecha: Programado: 7 P.S. 7 Falla: 7

9 9 9

10

Conexiones de prueba Línea Guarda Tierra Factor de corr. Tiempo de la medición en minutos ½ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Línea Guarda Tierra Factor de corr. Tiempo de la prueba en minutos ½ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

RH H X Tanque 12 Lecturas Factor de corrección 14

Medida 13

Corregida a 20 °C 15

Medida 13

R H + R HX H ----Tanque + X 12 Lecturas Medida

Multiplicada

13

14

RX X H Tanque 12 Lecturas Factor de corrección 14


Medida 13

R X + R HX X ----Tanque + H 12 Lecturas Corregida a 20 °C 15

Medida

Multiplicada

13

14

R H-X X ----H 12 Lecturas Factor de corrección 14


Valores de aceptación Índice de polarización Corregida a 20 °C 15

i p

=

R A IS L a 1 0 m in i p A IS≥L 1a. 51 m in R

i p

≥

1 .5

16

Observaciones


Realizó:

18

Revisó:

Nombre y firma

1978 Tomo II

18

Nombre y firma

Aprobó:

18

Aceptado

17

Rechazado

17

Nombre y firma




Instrucciones de llenado del formato de datos de la medición de resistencia de aislamiento 1 2 3 4

Número de registro de control de calidad. Información de la gerencia, subárea y subestación donde se encuentra el equipo. Nomenclatura del equipo de acuerdo con el manual de operación del CENACE. Datos técnicos del equipo, en el caso de transformadores de dos y tres devanados se llenará los datos que se presentan en el formato, como son, la capacidad que será dada en MVAR y el recuadro de por ciento de impedancia será la reactancia en ohms. 5 Condiciones de la prueba y climatológicas. 6 Orden de trabajo y fecha de realización de la prueba. 7 Si la causa de la prueba es programado por mantenimiento, por puesta en servicio o por salida o disparo del equipo (para confirmar que el equipo no esté fallado), en caso de disparo o salida se deberá de ampliar y aclarar la información en el punto 16. 8 Datos del equipo de prueba 9 Información de calibración del equipo de prueba y número de inventario EIMP. 10 Dibujar el diagrama vectorial del equipo bajo prueba. 11 Se indica la fecha de la última medición. 12 Se indica el coeficiente de corrección a 20ºC. 13 Se indica la resistencia de aislamiento medida durante la prueba. 14 Se indica la operación de multiplicar la resistencia de aislamiento durante la prueba por el coeficiente de corrección a 20ºC. 15 Se indica el resultado obtenido de la operación del punto 14. 16 Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o tendencias de la medición y las razones por la cual se realizó la prueba. 17 En base a las observaciones se determina si el equipo se acepta o se rechaza por no cumplir con los requerimientos de la medición. 18 Finalmente, se escribe el nombre y firma de la persona que realizó, revisó y aprobó la prueba.

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Diciembre 2007


Tomo II



Anexo B Operación de equipo para la medición de resistencia de aislamiento B1 Descripción y principio de operación de un medidor de resistencia de aislamiento. B1.1 Descripción

El Megóhmetro es el instrumento estándar para la verificación de la resistencia de aislamiento. Existen instrumentos de accionamiento manual que son utilizados para efectuar pruebas de corta duración. Sin embargo, no es recomendable su empleo en mediciones de rutina de absorción dieléctrica, ya que es difícil mantener la velocidad adecuada durante los 10 minutos que dura la prueba. También, es importante que el instrumento sea capaz de mantener el voltaje aplicado a su valor nominal, durante los diez minutos de medición, ya que la resistencia de aislamiento varía con el voltaje aplicado. Por esta razón, algunos de los aparatos pequeños no son aptos para efectuar mediciones en los transformadores de gran capacidad que toman una corriente de absorción considerable. Se recomienda utilizar el mismo instrumento para

efectuar las mediciones periódicas en el equipo, ya que las diferencias en las características de salida pueden afectar las curvas de absorción dieléctrica, especialmente en los valores iniciales. B1.2 Principio de operación de un medidor básico accionado manualmente

Aún cuando existe una gran variedad de instrumentos para la medición de la resistencia de aislamiento, puede decirse que la mayoría utiliza el elemento de medición de bobinas cruzadas. La principal característica de este tipo de equipo, es que su exactitud es independiente del voltaje aplicado en la medición. El Megóhmetro está compuesto fundamentalmente por un generador de corriente directa y por dos bobinas: bobina deflectora A y bobina de control B (figura B1). El generador de corriente directa puede ser de accionamiento manual o motorizado. La función de este generador es la de proporciona el voltaje necesario para efectuar la medición. Inf.

Tierra R B Línea

+

A

o motor

C

G

Manual

Escala

R'

Guarda

Ohmetro

Generador

Cero

Figura B1 Diagrama elemental de un medidor de resistencia de aislamiento.

Las bobinas A y B están montadas en un sistema móvil común con un ángulo fijo entre ellas. Las bobinas están conectadas de tal forma que cuando se les alimenta corriente, estas desarrollan pares opuestos y tienden a girar el sistema móvil en direcciones contrarias. En estas bobinas se encuentra acoplada una aguja 1978 Tomo II

indicadora, la cual tiene libertad para girar en un campo producido por un imán permanente. Esta aguja indicadora se estabilizará en un punto cuando los pares de las dos bobinas se balancean.



En el caso del Megóhmetro básico accionado manualmente, el sistema móvil está sustentado en elementos soportados en resortes y está exento de las espirales de control que llevan otros aparatos, como los ampérmetros y vóltmetros. La alimentación de señal a las bobinas se efectúa mediante ligamentos conductores que ofrecen la mínima restricción posible. Esto permite que la aguja indicadora flote libremente pudiendo quedar en reposo en cualquier posición de la escala, siempre y cuando el instrumento este nivelado y no se le este alimentando corriente. La bobina deflectora A está conectada en serie con una resistencia fija R’ y la bobina de control B está conectada en serie con una resistencia R. De esta forma, la resistencia bajo prueba queda conectada entre las terminales de línea y tierra del aparato. Cuando el aislamiento es casi perfecto o cuando no se conecta nada a las terminales de prueba, no habrá flujo de corriente en la bobina A. Sin embargo, por la bobina B circulará un flujo de corriente y por tal razón, gira en contra de las manecillas del reloj hasta posicionarse sobre el entrehierro en el núcleo de hierro C. En esta posición la aguja indicadora está sobre la marca del infinito. Con las terminales de medición en cortocircuito, en la bobina A fluye una corriente mayor que en la bobina B. De esta forma, el sistema móvil se desplaza en sentido de las manecillas del reloj, debido a que en la bobina A se crea un par mayor al de la bobina B. En esta condición, la aguja indicadora se coloca en el cero de la escala. Cuando se conecta una resistencia entre las terminales línea y tierra del aparato, fluye una corriente en la bobina deflectora A. Esta corriente produce un par el la bobina A que desplaza el sistema móvil, sacándolo de la posición del infinito hacia un campo magnético. Este campo magnético aumenta gradualmente, hasta alcanzar un balance entre los pares de las dos bobinas. La posición de la aguja, depende del valor de la resistencia externa, la cual controla la magnitud relativa de la corriente en la bobina A. Debido a que los cambios en el voltaje afectan las dos 1978


bobinas en la misma proporción, la posición del sistema móvil es independiente del voltaje. La función de la resistencia R’ es limitar la corriente en la bobina A y evitar que se dañe el aparato cuando se ponen en cortocircuito las terminales de prueba. En la figura B1, se muestra como se guarda la terminal de línea mediante una arandela metálica conectada al circuito de guarda. Esto evita errores en la medición debido a fugas a través de la superficie del aparato entre las terminales de línea y tierra. Básicamente lo que se hace, es proporcionar a la corriente de fuga un camino en derivación hacia la fuente de alimentación, que no pase por la bobina deflectora del aparato. B1.3 Uso de la guarda

Generalmente todos los medidores de resistencia de aislamiento con un intervalo de medición mayor a 1,000 MΩ, están equipados con una terminal de guarda. El propósito de esta terminal es contar con un medio para efectuar mediciones en mallas de tres terminales, de tal forma que puede determinarse directamente el valor de una de las dos trayectorias posibles. Además de esta finalidad principal, dicha terminal hace posible que el medidor de resistencia de aislamiento pueda utilizarse como una fuente de voltaje de corriente directa con buena regulación, aunque con capacidad de corriente limitada. Concretamente, puede decirse que la corriente de fuga de toda componente de un sistema de aislamiento conectada a la terminal de guarda no interviene en la medición. Así, en el caso de la figura B2, usando las conexiones indicadas, se mide la resistencia R12 directamente, ya que la otras dos no entran en la medición, debido a que la terminal 3 está conectada en la guarda. Al usar la terminal de guarda, particularmente en el caso de los instrumentos accionados con motor o los de tipo rectificador, se debe tener seguridad que no exista la posibilidad de que se produzca un arco eléctrico entre las terminales de la muestra bajo prueba, conectadas a guarda y

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Tomo II



tierra. Tal situación podría causar arqueo indeseable en el conmutador del generador del instrumento.

terminales inferior al voltaje nominal del equipo bajo prueba. En la Tabla B1 se muestran los valores de voltaje considerados como seguros o normalmente permisibles. Estos valores representan un margen seguro para la prueba, ya que el equipo se fabrica con un grado de seguridad considerable.

GUARDA 3

a i c l n i a e t i c f i s r e e s p R u s

R 2 3

3 1 R

R e s u s i p t e r s e n f i c i c i a l a

Tabla B1 Valores de voltaje de prueba seguros VOLTAJE NOMINAL DEL PROBADOR

VOLTAJE NOMINAL DE CORRIENTE ALTERNA DEL EQUIPO QUE SE VA A PROBAR

Figura B2 Conexión del devanado R12 para la medición de la resistencia de aislamiento.

100 y 250 V

Hasta 100 V, incluye algunos tipos de equipo de señalización y control

B1.4 Instrucciones generales para uso del medidor de resistencia de aislamiento

500 V

De 100 V en adelante

1,000 V

De 400 V en adelante

2,500 V

De 1,000 V en adelante

1 LINEA

R12

2

TIERRA

Resistencia de aislamiento

a) A continuación se describen las instrucciones generales para el uso del medidor de resistencia de aislamiento (ver figura B3). El equipo de medición empleado para realizar la prueba, debe tener un voltaje en sus Nivel Aguja Escala

Correa

Selector de voltaje Conmutador de descarga

Ajuste de la aguja a infinito

Guarda

Línea

Manivela y/o motor segun sea, manual o motorizado Tierra

Tornillos para nivelación

Figura B3 Partes principales de un medidor típico de resistencia de aislamiento.

b) Si el aparato es de voltaje múltiple se debe seleccionar el valor que se requiere para efectuar la prueba. 1978 Tomo II

c) Coloque el instrumento en una base firme y nivelar en caso de requerirse. En caso de que el equipo de medición utilice el principio del



galvanómetro, evite las grandes masas de hierro y los campos magnéticos fuertes. Verifique el INFINITO del aparato, haciendo operar la fuente de alimentación del equipo de medición (operando la manivela a la velocidad normal en los medidores manuales o poniendo en operación el motor o rectificador en los accionados por motor o los del tipo rectificador). Mantenga las terminales del equipo desconectadas. En el caso de que el instrumento tenga switch de descarga colocarlo en la posición PRUEBA. Mientras se verifica el INFINITO gire el ajustador del índice hacia uno u otro lado hasta que la aguja indicadora se estacione sobre la marca de INFINITO ( ∞). Para equipos digitales no se requiere este ajuste. Consultar el Manual de Operación del fabricante. d) Cuando se efectúan pruebas con un medidor de resistencia de aislamiento, se requiere usar un cable de prueba blindado en la terminal de línea y conectar su blindaje a la terminal de guarda. Con esto se evita medir la corriente de fuga en las terminales o a través del aislamiento del cable. En caso de no contar con cables de estas características con la longitud requerida, conviene usar (a manera de extensión) alambre de cobre desnudo con la distancia suficiente en aire. En este caso, se deben tomar las medidas de seguridad necesarias. Se debe tener especial atención en la medición, las oscilaciones en la lectura podrían ser ocasionadas por una conexión defectuosa, por lo que se recomienda evitar en lo posible el uso de empalmes. Antes de realizar la medición, se deben probar los cables de conexión. Esta prueba se debe realizar de conectar los cables de prueba al aparato y justamente antes de conectarlos al equipo que se va a probar. Para realizar esta prueba, se opera el equipo de medición y se verifica que la aguja indicadora alcance el “INFINITO ” o un valor superior a los Teraohms. No trate de corregir las pequeñas desviaciones mediante el ajustador de índice en los

1978


Instrumentos. Estas desviaciones son provocadas por las ligeras corrientes de fuga de los cables de prueba. En seguida conecte entre sí las terminales de los cables de prueba (líneatierra) con el valor de voltaje mínimo que tenga el equipo y observe si la aguja se va hacia cero. De esta forma se verifica la continuidad de los cables. e) Antes de conectar el equipo de medición al equipo bajo prueba, asegúrese que este no se encuentre energizado y aterrícelo durante 10 minutos para eliminar toda carga capacitiva que pueda afectar la medición. f) Tomar nota de las condiciones en las que se encuentra el equipo que se va a probar, de preferencia en el formato de prueba preestablecido. Por ejemplo, cuando se evalúa un generador indicar si el bus de fase aislada quedó incluido en el circuito de prueba. g) Realice las conexiones adecuadas de acuerdo al circuito de prueba seleccionado. Vigile que las conexiones se realicen firmemente. Encienda el equipo, inicie la prueba y tome la(s) lectura(s) en los tiempos requeridos. Anotar los resultados en el formato de prueba correspondiente. h) Al terminar la prueba ponga fuera de servicio el instrumento, regrese el interruptor de descarga a posición “DISCHARGE” . Con este interruptor se inicia la descarga del equipo bajo prueba a través de conexiones internas del instrumento. Con la finalidad de garantizar que el equipo bajo prueba se descargue completamente, se debe aterrizar la parte del equipo probado, durante un tiempo cuando menos igual al tiempo de la prueba. i) Registre el formato de prueba correspondiente la temperatura del equipo bajo prueba. j) En el caso de que se pruebe equipo con grandes superficies de dispersión como las armaduras y campos de las máquinas rotatorias, conviene medir el % de humedad relativa en la atmósfera.

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B2 Medidor de resistencia de aislamiento MEGGER S1-5010 B2.1 Controles, indicadores y conexiones

En la figura B4 se muestran las partes, controles, indicadores y conexiones que integran el medidor

de resistencia de aislamiento marca MEGGER, modelo S1-5010.

Figura B4 Controles, indicadores y conexiones del medidor de resistencia de aislamiento

a) Defina el tipo de equipo a probar y seleccione el formato adecuado para dicha medición.

c) Asegúrese que todos los cables de prueba están limpios y en buenas condiciones, y que están firmemente conectados al instrumento y al circuito bajo prueba aislado.

b) Conecte el equipo a probar de acuerdo al diagrama de conexiones.

d) Encienda el instrumento pulsando una vez el interruptor amarillo. La inspección de

B2.2 Modo de operación del medidor

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calibración comienza a verificar la operación del sistema de medición y a corregir cualquier pequeño error de calibración que pueda ocurrir durante la vida del instrumento. e) El MENU aparece en pantalla al concluir la inspección de calibración. Si es necesario se ajusta el contraste usando las teclas. f) La tecla permite que la luz de fondo se encienda o apague. Apagarla constituye un ahorro en la carga de la batería del 10%. g) Seleccionar la función de prueba requerida usando las teclas de cursor ST de la izquierda. h) El tiempo de medición que aparece en la esquina inferior indica la duración máxima de la medición antes que se detenga automáticamente. El tiempo de duración máximo de una medición es de 90 minutos. Aceptar el tiempo de prueba implícito o seleccionar el tiempo de prueba requerido. Para seleccionar el tiempo de prueba, se deben usar las teclas de cursor ST de la izquierda. Pueden utilizarse las teclas de cursor ST de la derecha para seleccionar y resaltar el indicador de tiempo. Pulse la tecla CHANGE , seguida de las teclas “+/-” para fijar el tiempo requerido. i) El voltaje de medición requerido se selecciona con las teclas cursor ST de la derecha. Para tipos específicos de medición se establecen voltajes implícitos predeterminados. Por ejemplo, el voltaje de prueba por paso (STEP VOLTAGE TEST ) sólo ofrece opciones de voltaje de prueba de 2500 o 5000 volts. La posición VARI brinda la opción de seleccionar un voltaje no estándar entre 25 y 5000 V C.D. Esta función también permite variar continuamente el voltaje en pasos de 25V durante una prueba, usando las teclas cursor ST de la derecha. j) La indicación del ESTADO DE LA BATERÍA aparece en la esquina inferior izquierda de la pantalla. Si la batería se descarga completamente, el instrumento no funcionará. Recargue la batería lo antes posible. Si la batería no es recargada pronto se podría 1978


degradar hasta un estado en el que no será posible volver a recargarla. NOTA 1 : Los resultados de la prueba y los ajustes están protegidos por una batería de reserva para que no se pierdan.

k) Para comenzar una medición: pulsar el botón rojo por lo menos un segundo. Suenan dos silbatos pequeños y la luz indicadora del terminal de prueba comienza a parpadear. Al mismo tiempo, los símbolos en pantalla advierten que se esta realizando una prueba. l) Si se ha seleccionado una medición mejorada (ENHANCED ), después de un minuto se puede seleccionar tres tipos de resultados de prueba: resultados, diagrama en barras, diagrama usando las teclas cursor de la izquierda, ya sea durante o después de una prueba. m)Para interrumpir una prueba en cualquier momento: pulse el botón rojo de prueba. Sí no se presiona el botón rojo la prueba terminará al concluir el periodo de duración preestablecido. n) Permitir que el elemento se descargue. o) Una medición concluye automáticamente cuando: •

Concluye el periodo de duración de la prueba establecido

•

Hay ruido eléctrico excesivo

•

El aislamiento del circuito bajo prueba sufre un mal funcionamiento total

•

La batería se agota

•

Se abre el fusible (200 mA) de la guarda (cuando el Terminal de guarda está en uso)

p) Cuando la medición se termina el elemento bajo prueba será automáticamente descargado. q) Para volver a la pantalla menú y comenzar otra medición, pulse la tecla MENU. r) Para apagar el instrumento, pulse el botón ON/OFF botón una vez. El interruptor

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automáticamente se activa después de 10 minutos de inactividad. s) Al terminar una medición, el elemento bajo prueba es automáticamente descargado. Las advertencias de alto voltaje continúan funcionando hasta que el voltaje de Terminal disminuye a menos de 50 Voltios. Si la medición dura más de un minuto, se puede seleccionar tres tipos de resultados de prueba: resultados, diagrama en barras, diagrama usando las teclas cursor ST de la izquierda, ya sea durante o después de una prueba. B2.3 Uso del filtro

Si se obtienen lecturas estables no será necesario usar el filtro. El sistema de filtro de interferencia eléctrica multipolar permite estabilizar las mediciones en unos segundos ala tiempo que rechaza las corrientes de interferencia de 50Hz Y 60Hz hasta 4 mA. Bajo condiciones adversas, puede ser necesario el filtrado de software adicional. Se obtendrá así una lectura estable a costa de un tiempo de ajuste más largo. Ajustes de filtro disponibles: Sin filtro: Rápido ajuste de prueba rechaza interferencia c.a. hasta 1 mA. Implícito: FILT 3: Filtro de hardware. Ajuste aproximado en 3 segundos rechazo de 4 mA c.a. FILT 10: Añadir filtro de software que brinda promedio móvil de más de 10 segundos. FILT 30: Como el anterior, durando 30 segundos. FILT 100: Como el anterior, durante 100 segundos.


para lado y lado varias veces para desactivar el filtro. Nótese que si el filtro se vuelve a activar, ya sea manual o automáticamente, puede provocar un cambio temporal en la lectura que puede durar hasta varios segundos. Consejo: Si se utiliza un filtro constante durante un tiempo prolongado, mueva la tecla de filtro para lado y lado para obtener más rápido la lectura requerida.

Nota 2: Cuando se mide a menos de 500 voltios se reduce la tolerancia de interferencia externa. Esto se debe a problemas de regularización de voltaje provocados por corriente alterna que fluye hacia dentro de la impedancia de terminal positivo de alrededor de 80 k Ω , tal condición será evidente por el hecho de que el voltaje de terminal cambia de su valor establecido.

Nota 3: Al seleccionar un nuevo filtro se eliminan todas las lecturas previas y se comienza a construir un nuevo promedio. El valor en pantalla pasa al más reciente resultado adquirido, por ejemplo: Si FILT 3 está en operación y la tecla de filtro se pulsa una vez (para seleccionar el FILT 3) aparece en pantalla el resultado no filtrado más reciente. A esto le sigue el promedio de dos resultados, tres resultados, cuatro resultados, etc., hasta que muestra el promedio de los últimos 30 resultados. Nótese que el promedio se realiza en corriente medida (no resistencia calculada). Esta es la mejor forma de rechazar interferencia de c.a. de entrada, pero puede producir algunas características de estabilización poco usuales cuando se observan las mediciones de resistencia.

Al comenzar una medición, el ajuste FILT 3 viene implícito, brindando un buen rechazo a interferencia, así como rapidez en las mediciones. Pulsando la tecla de filtro los ajustes de filtro avanzan secuencialmente. Para optimizar el tiempo de estabilización mueva la tecla de filtro

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Anexo C Resumen de procedimiento para la medición de resistencia de aislamiento en equipo eléctrico primario Procedimiento para la medición de resistencia de aislamiento en equipo eléctrico primario ST-CT-001

La resistencia de aislamiento se define como la oposición del aislamiento al paso de la corriente eléctrica al aplicar un voltaje de corriente directa (CD). En que consiste la medición

La resistencia del aislamiento está función del tiempo y de la magnitud del voltaje aplicado y se mide en Megaohms (MΩ). La resistencia de aislamiento varía directamente con el espesor del aislamiento e inversamente al área del mismo.

Que detecta la medición

La presencia de humedad con suciedad puede ocasiona una reducción en los valores de resistencia de aislamiento.

Equipo de medición

Megómetro (Megger).

Valores o límites recomendados

Índice de polarización mayor o igual a 1.5.

Comparación de valores

Un cambio del 25% en el valor de la resistencia de aislamiento para esta relación de voltajes, generalmente se debe a la presencia excesiva de humedad u otros contaminantes. Analizar la tendencia de los valores obtenidos en las pruebas periódicas a que se somete el aislamiento (se sugiere realizar gráficas de tendencias). =

Rc

Correcciones

Kt × Rt

R c =

Resistencia de aislamiento corregida a la temperatura base, (M Ω).

K t =

Coeficiente de corrección por temperatura.

R t =

Resistencia de aislamiento a la temperatura que efectuó la prueba (MΩ).

20 ºC para transformadores, ver tabla 1 Coeficientes de corrección por temperatura Cálculo del índice de polarización iP

Ecuaciones para cálculo

R A IS L 1 0 m i n R A IS L 1 m i n

i p ≥ 1.5

Cálculo índice de absorción ia

=

R A IS L 1 m i n R A IS L 3 0 s e g

i a = 1.45 ± 25%

No es recomendable hacer mediciones del i a en transformadores inmersos en aceite. Esto se debe a que el concepto del i a se basa en el comportamiento de las estructuras rígidas de materiales sólidos en presencia de un campo producido por un voltaje aplicado. Por lo tanto, este índice no es aplicable en aislamientos líquidos.

Recomendaciones

1978

=

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Tomo II

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento para medición de factor de potencia en aislamiento de equipo eléctrico


PROCEDIMIENTO PARA MEDICIÓN DE FACTOR DE POTENCIA EN AISLAMIENTO DE EQUIPO ELÉCTRICO

Esta edición sustituye a la versión del procedimiento SGP-A003-S 1980

1980 Tomo II




ÍNDICE

Pág. 1 Objetivo

3

2 Alcance

3

3 Teoría general del aislamiento

3

3.1 Constante dieléctrica

4


4

3.3 Resistencia dieléctrica

4

3.4 Capacitancia

4

3.5 Factor de potencia

4

3.6 Modos básicos de prueba

6

4 Aplicaciones y procedimientos de prueba

7

4.1 Transformadores de potencia

7

4.2 Transformador de potencial

13

4.3 Transformadores de corriente

26

4.4 Apartarrayos

28

4.5 Cables de potencia

32

4.6 Aceite aislante

34

4.7 Boquillas

35

5 Bibliografía

1980 Tomo II

35

Anexo A Formatos de datos de prueba

37

Anexo B Operación de los equipos de medición de factor de potencia

55

Anexo C Resumen del procedimiento para la medición de factor de potencia en aislamiento de equipo eléctrico ST-CT-002

70



1 Objetivo

Establecer la metodología de medición de factor de potencia en los aislamientos del equipo eléctrico primario para verificar sus características dieléctricas. 2 Alcance

Este procedimiento aplica a transformadores, autotransformadores, transformadores de instrumento, apartarrayos, cables y reactores de potencia. El procedimiento contiene la teoría general, los métodos de prueba, los diagramas de conexión y los criterios de evaluación. En los anexos se presentan los formatos de prueba y se describe la operación de los equipos de medición comúnmente utilizados. 3 Teoría general del aislamiento

El aislamiento es toda sustancia o material de baja conductividad eléctrica, en presencia de una tensión la corriente eléctrica que logra circular comúnmente es del orden de mili-Amperes, la cual se puede medir para efectos de diagnóstico. A la corriente que circula por el aislamiento que se refleja en forma de calor se denomina corriente de fuga.


tabla 1 se presentan algunos ejemplos de materiales aislantes en los tres diferentes estados. Tabla 1 Estados de los materiales aislantes Gas

Líquido

Sólido

Aceites

Celulosa

Hidrocarburos

(papel)

Aire

Silicones

Porcelana

SF6

Agua destilada

Fenólicos

Alto Vacío

Un dieléctrico se puede representar mediante el arreglo que tiene un capacitor. El capacitor es un dispositivo que está formado por dos conductores y separado por un dieléctrico, su capacitancia depende del arreglo, separación de los electrodos y su medio aislante. En la figura 1 se observa el diagrama esquemático de un capacitor. IC V

C

Los materiales aislantes se conocen también con el nombre de dieléctricos y los términos pueden ser utilizados indistintamente. Los dieléctricos perfectos tienen cero conductividad y el fenómeno de absorción dieléctrica no existe, por lo que se refiere a una condición ideal. En la práctica los dieléctricos perfectos no existen debido a que los materiales aislantes que se utilizan tienen cierto nivel de pérdidas. La conductividad eléctrica es la propiedad que presenta un material para permitir el paso de un flujo de electrones. Los aislamientos se encuentran en los tres estados: sólidos, líquidos y gaseosos. En la 1980 Tomo II

C= capacitancia (nF) I C = Corriente en el capacitor (mA)

Figura 1 Diagrama esquemático de un capacitor.

La capacitancia es la propiedad de un capacitor o de un sistema de conductores y dieléctricos que permiten el almacenaje de cargas separadas eléctricamente cuando existe una diferencia de potencial entre los conductores. Los aislamientos tienen las siguientes características: constante dieléctrica, absorción dieléctrica, resistencia dieléctrica y factor de potencia.



3.1 Constante dieléctrica

Si entre las placas de un condensador plano introducimos un dieléctrico, el campo eléctrico, y por tanto la diferencia de potencial disminuye como consecuencia de la polarización en su interior. Al factor de disminución se le llama constante dieléctrica, y es un número adimensional y característico de cada material. En la tabla 2 se muestran algunas constantes dieléctricas para diferentes materiales aislantes. Tabla 2 Ejemplos de constantes dieléctricas Material Aire Aceite Baquelita Papel Polietileno Porcelana

Constante Dieléctrica 1.0 2,2 4,5 - 5,5 2,0 – 2,6 2,3 5,7 – 6,8


Cuando se realiza una medición de resistencia de aislamiento con corriente directa, la resistencia inicial es baja y gradualmente aumenta a medida que se prolonga la duración de la medición. Para establecer un campo electrostático en un aislamiento se requiere energía, sin embargo, una vez que el campo se ha establecido plenamente, las cargas de corriente bajan hasta un valor que está en función de la corriente de fuga continua a través del aislamiento. Cuando se aplica corriente alterna a un aislamiento, el efecto del fenómeno de absorción dieléctrica predomina notablemente sobre el fenómeno de fugas o conductividad, porque el campo dieléctrico nunca se establece por completo con una polaridad antes de que la corriente alterna de carga se invierta y comience a cargar con la polaridad opuesta. Para todo propósito práctico, esto hace que la medición con corriente alterna a frecuencia constante de la pérdida de absorción del dieléctrico, sea independiente de la duración del potencial de prueba, siempre y cuando el aislamiento no haya 1980 Tomo II


alcanzado una posición inestable con respecto a los efectos de la temperatura. Las pérdidas de absorción del dieléctrico son sensibles a pequeños cambios en el contenido de humedad de un aislamiento y a la presencia de otras impurezas. Por ejemplo, una pequeña cantidad de humedad puede producir un gran aumento de la absorción dieléctrica. El hecho de que las pérdidas del dieléctrico con C.A. se deban casi exclusivamente al fenómeno de absorción dieléctrica, hace que la medición de pérdidas del dieléctrico y factor de potencia sea extremadamente sensible a la humedad. 3.3 Resistencia dieléctrica

Es el valor máximo del campo eléctrico que impide hasta cierto límite que las moléculas de un material dieléctrico puedan llegar a ionizarse y volverse conductor, esta propiedad es característica de cada material. 3.4 Capacitancia

La capacitancia C refleja la disposición física del devanado y su aislamiento. La capacitancia está definida por la forma y distancias entre devanados, entre capas de devanado y entre espiras, así como por las distancias al tanque y al núcleo. Cambios en las propiedades físicas del aislamiento y desplazamientos en los devanados, produce cambios en la capacitancia del equipo. 3.5 Factor de potencia

El factor de potencia de un dieléctrico es una indicación de sus pérdidas por unidad de volumen. Este factor se incrementa debido a las siguientes condiciones: envejecimiento, contaminación, fallas, esfuerzos eléctricos, degradación, etc. El circuito equivalente de un aislamiento bajo prueba se representa en la figura 2.




Sustituyendo [2] en [1] se tiene: V 2 Cosφ =

R P V I T

[3]

Teniendo en cuenta que:

Cp, Capacitancia bajo prueba prueba (F) Ic, Corriente capacitiva (mA) IR, Corriente resistiva (mA) IT, Corriente total (A) Rp, Resistencia indicativa de las perdidas (Ω) V, Tensión aplicada (V)

I C = I T

[4]

Y sustituyendo [4] en [3] tenemos: V 2

Figura 2 Circuito equivalente de un aislamiento bajo prueba.

El factor de potencia en un aislamiento se define como el coseno del ángulo entre el vector del voltaje aplicado y vector de la corriente total que circula por el aislamiento bajo prueba (ver figura 3).

Cosφ =

R P V I C

[5]

Considerando que: I

V =

C

X C

[6]

Donde: X C =

1

2 π f C

[7]

Sustituyendo [7] en [6]: IC

V I

I C = I T

2π fC I C = 2 π f C V

[8]

Sustituyendo [8] en [5] tenemos: IR

V 2

V

Figura 3 Diagrama vectorial equivalente de un aislamiento bajo prueba.

Las ecuaciones para la obtención del factor de potencia son las siguientes: Cosφ =

P VI T

[1]

Donde: P = V I R =

1980 Tomo II

V

R P

2π fCV 2

[9]

Dado que: I R =

V R P

[10]

Sustituyendo [8] y [10] en [9] se tiene: cos φ =

2

R P

cos φ =

I R I C

[11]

[2] Diciembre 2007 Manual de transformadores y reactores de potencia


Factor de disipación ( FP ) = cos φ =

I R I T

[12]

Donde: C , Capacitancia (F) F , Frecuencia (Hz) I C , Corriente capacitiva (mA) I R , Corriente resistiva (mA) I T , Corriente total (A) P , Potencia (VA) R P , Resistencia de prueba (Ω) V , Tensión aplicada (V) X C , Reactancia capacitiva (Ω) φ , Ángulo entre el vector del voltaje aplicado y el vector de la corriente total El factor de disipación es la tangente del ángulo de pérdidas de un dieléctrico. Este factor es aproximadamente igual al factor de potencia del mismo y esta dado por: Factor de disipación ( FD ) = tan δ =

I R I C

[13]

El factor de potencia es la relación de las pérdidas del dieléctrico (watts, miliwatt), entre la carga que demanda el aislamiento bajo prueba (miliamperes, milivolt-amperes), manejado en porciento para facilidad de referencia. El valor obtenido de esta relación para un aislamiento en particular depende de las condiciones de humedad, ionización y temperatura. La finalidad de esta medición es la detección de los parámetros eléctricos de los aislamientos tales como la capacitancia, factor de potencia y pérdidas dieléctricas. Un incremento apreciable de las pérdidas dieléctricas en C.A., (milivoltamperes) o factor de potencia de un aislamiento indica deterioro. El porciento de factor de potencia (%FP) es calculado usando la pérdida en watts de la corriente total medida, ( pérdidas en Watts) (100) [14] FP = (Voltaje de prueba) (corriente total ) 1980 Tomo II

FP =


( pérdidas en Watts) (100) (kV ) (mA)

[15]

Desde las mediciones del M2H en términos equivalentes del valor de 10 kV, entonces: FP =

( pérdidas en

Watts)(10)

mA

[16]

ó FP =

( pérdidas en

Watts ) (10 ,000 ) μ A

[17]

Los valores obtenidos de factor de potencia deben de ser referenciados a una temperatura de 20°C de tal manera que se pueda evaluar a una misma temperatura y su tendencia en futuras mediciones. En la tabla 3 se muestra la comparación entre el factor de potencia y el factor de disipación en un material aislante. Tabla 3 Comparación entre FP y FD en % Cos 0 89.71 87.13 84.26 81.37 53.13 45.00 90

% FP 0 0.50 5.00 10.00 15.00 60.00 70.71 100

Tan 0 0.29 2.87 5.74 8.63 36.87 45.00 90

% FD 0 0.50 5.00 10.05 15.18 75.00 100.00 infinito

3.6 Modos básicos de prueba

Para entender la medición de factor de potencia, es conveniente considerar las condiciones de la fuente de A.C., el circuito puente, y el espécimen de prueba con respecto a tierra y la terminal de bajo voltaje. 3.6.1 Modo GST Grounded –Speciment Test

En este modo, toda la corriente entre la fuente de CA y tierra es medida por el puente. El modo GST es usado cuando una de la terminal del aislamiento que va a ser medido esta



permanentemente conectado a tierra, tal como el tanque del transformador, la brida de una boquilla o la carcaza de equipos aterrizados. En este modo se conecta la terminal de bajo voltaje directamente a tierra o al punto que se quiere hacer la referencia (ver figura 4).


3.6.3 Modo UST Undergrounded Speciment Test

En este modo únicamente la corriente entre la fuente de voltaje y la terminal de bajo voltaje es la que es medida, si alguna corriente fluye hacia la terminal de tierra presente esta retorna directamente a la fuente de tensión y no pasa por el circuito de medición (ver figura 6). (El modo es básicamente utilizado cuando se tienen objetos flotados o sin referencia a tierra).

Figura 4 Modo GST Grounded Speciment-Test . 3.6.2 Modo GST–G Grounded –Speciment Test with Guard

En este modo, toda la corriente entre la fuente de CA y tierra es medida por el puente. La terminal de bajo voltaje puede ser conectada al circuito de prueba Guard (guarda), donde la corriente de prueba presente retorna directamente a la fuente de tensión, y no pasa por el circuito de medición (ver figura 5). Este modo es usado para aislar una sección individual de aislamiento. (En este modo se bypasea la terminal a guarda del circuito de medición, tal como la medición de C2, donde se pone en guarda C1 en las boquillas).

Figura 5 Modo GST–G Grounded –Speciment Test with

Figura 6 Modo UST Undergrounded Speciment Test . 4 Aplicaciones y procedimientos de prueba 4.1 Transformadores de potencia 4.1.1 Transformador de dos devanados

Los aislamientos que constituyen a los transformadores de dos devanados se muestran esquemáticamente en la figura 7, ésta figura representa tanto a un transformador monofásico como a un trifásico, las consideraciones para ambos son las mismas.

esquemático de los Figura 7 Diagrama aislamientos de un transformador de dos devanados.

Guard. 1980 Tomo II



Los aislamientos representados como CH, CX y C HX, son respectivamente los aislamientos entre el devanado de alta tensión y tierra, entre el devanado de baja tensión y tierra y el aislamiento entre los devanados de alta y baja tensión. Estos aislamientos no están compuestos de un solo dieléctrico; por ejemplo, CH incluye boquillas, el aislamiento entre el devanado de alta y tierra y el aceite entre devanado y tierra. Los valores de C H y C X se leen directamente. Cuando el devanado de alta es energizado y el devanado de baja se conecta a guarda se mide CH. Cuando el devanado de baja es energizado y el devanado de alta es conectado a guarda, se mide CX. Con un simple cálculo se puede determinar CHX, como se indica en formato de datos de prueba Estos aislamientos aunque actúan distribuidos a lo largo de los devanados, se muestran como un solo capacitor para mayor simplicidad. Pasos a seguir para efectuar la medición: a) Desenergizar y desconectar sus terminales externas desde las boquillas del transformador. b) Desconectar el neutro del devanado que se encuentra aterrizado. c) Conectar en corto circuito cada devanado en las terminales de sus boquillas. d) Verificar que el tanque esté bien aterrizado.

1980 Tomo II


e) Proceder a efectuar las conexiones de prueba de acuerdo con la figura 8 y el formato de datos de prueba ST-CT-002-A.

Los valores obtenidos de acuerdo con las conexiones indicadas deben registrarse en el formato de datos de prueba correspondiente y calcular el valor de C HX con la diferencia de los mVA y mW de la Prueba 1 menos la Prueba 2. Para comprobar que las mediciones se realizaron correctamente debe efectuarse la diferencia de mVA y mW de la prueba 3 menos 4 y comparar estos valores con los obtenidos para el cálculo de CHX. Estas dos diferencias deben ser aproximadamente iguales. En caso de que estas diferencias sean bastante desiguales, se procede a efectuar una prueba en UST ya sea en el lado de alta o de baja, de acuerdo con la conexión de la figura 8. Energizar el devanado de alta o baja tensión y el devanado que no haya sido energizado se conecta con el cable de baja tensión (LV), con el selector de prueba en UST. Los valores de mVA y mW obtenidos en esta medición, deben compararse con los resultados que se obtuvieron de las diferencias de las pruebas 1 menos 2 y 3 menos 4. Los valores que no se aproximen a los obtenidos en esta última medición, deben repetirse y de persistir los mismos valores obtenidos originalmente, debe investigarse el devanado que los está originando.




Conexiones Prueba numero 1 2 3 4 5 6

Energice

Ground

Guard

UST

Mide

H H X X H X

X --H -------

--X --H -----

--------X H

C H+CHX CH C X+CHX CX C HX C HX

Figura 8 Diagrama de conexiones medición en transformadores de dos devanados. 4.1.2 Transformador de tres devanados

Los aislamientos que constituyen un transformador de tres devanados, se muestran esquemáticamente en la figura 9. Ésta figura representa tanto a un transformador monofásico como trifásico; las consideraciones para ambos son las mismas. Los aislamientos representados como CH, C X y CY, son respectivamente, los aislamientos entre el 1980 Tomo II

devanado de alta tensión y tierra, el devanado de baja tensión y tierra y el aislamiento entre el terciario y tierra. Los aislamientos representados como CHX, CXY y CHY son respectivamente los aislamientos entre devanados. Estos aislamientos no están compuestos de un solo dieléctrico, por ejemplo CH, es el aislamiento entre el devanado de alta y tierra, incluye las boquillas, el aislamiento entre el



devanado de alta y tierra y el aceite entre el devanado de alta y tanque. Las lecturas de CH, C X y CY se leen directamente y se anotan en el formato de datos prueba ST-CT-002-B.


La prueba marcada en el formato de datos de prueba como No. 7, sirve para verificar las pruebas 2, 4 y 6 cuya suma de mVA y mW debe ser igual a las obtenidas en la prueba 7. Pasos a seguir para efectuar la medición: a) Se procede a desenergizar y desconectar el transformador de la misma manera como se procedió para el transformador de dos devanados, incluyendo los pasos que ahí se indican. b) En este transformador de tres devanados se efectúan las conexiones de acuerdo con los circuitos de medición de la figura 10. 4.1.3 Autotransformador

esquemático de los Figura 9 Diagrama aislamientos de un transformador de tres devanados. Cuando el devanado de alta es energizado y los devanados de baja y terciario son conectados a guarda, se mide el aislamiento CH. Cuando el devanado de baja es energizado y los devanados de alta y terciario son conectados a guarda, se mide el aislamiento CX. Cuando el devanado terciario es energizado y los devanados de alta y baja son conectados a guarda, se mide el aislamiento CY. Los aislamientos entre devanado CHX, CHY y CXY son determinados por un cálculo, al obtener las diferencias de los valores de mVA y mW de la siguiente manera: CHX, se obtiene de la diferencia de los mVA y mW, de la prueba 1 menos la prueba 2. CXY, se obtiene de la diferencia de los mVA y mW, de la prueba 3 menos la prueba 4.

Un autotransformador consiste de un devanado primario con derivación (devanados interconectados) y un devanado terciario por separado. Tal transformador será probado conectando juntas todas las terminales de los devanados interconectados y considerando esta combinación como un solo devanado. El terciario se considera como un segundo devanado, por lo tanto, las mediciones se efectúan de la misma manera que para un transformador de dos devanados de acuerdo con el formato de datos prueba ST-CT-002-C. Cuando por alguna razón de fabricación las terminales del terciario no son accesibles únicamente se hace una medición, ésta se efectuará poniendo en corto circuito todas las terminales en las boquillas y considerando como si fuera un solo devanado; se podrá hacer únicamente entre este devanado y tierra, de acuerdo con el formato de datos de prueba ST-CT-002-C. Los diagramas de conexión se muestran en la figura 11.

CHY, se obtiene de la diferencia de los mVA y mW de la prueba 5 menos la prueba 6.

1980 Tomo II




Conexiones Prueba número 1 2 3 4 5 6 7

Energizar H H X X Y Y H, X, Y

Ground

Guard

X --Y --H -----

Y X, Y H H, Y X H, X ---

Mide CH+CHX CH CX+CXY CX CY+CHY CY C H+CX+CY

Figura 10 Diagramas de conexión para mediciones en transformadores de tres devanados.

1980 Tomo II




Conexiones Prueba número

Energizar

Ground

Guard

UST

Mide

1 2 3 4 5 6

H+X H+X Y Y H+X Y

Y --H+X -------

--Y --H+Y -----

--------Y H+Y

C H+CHY CH C Y+CHY CY C HY C YH

Nota: Para la conexión de autotransformadores con terciario no accesible, se puede emplear la conexión de la prueba 2, sin la conexión del terciario a la guarda.

Figura 11 Diagramas de conexión para autotransformadores. 4.1.4 Reactores

Este equipo cuenta solamente con un devanado en reactores monofásicos y en reactores trifásicos se considera para efectos de la prueba igualmente como un solo devanado. Por lo tanto, una sola medición podrá efectuarse entre el devanado y tierra, de acuerdo con el formato de datos de prueba ST-CT-002-D. El diagrama de conexión se observa en la figura 12.

1980 Tomo II





Energizar

Ground

Guard

Mide

1

H

Tanque

---

CH

Figura 12 Circuito de prueba para reactores. 4.1.5 Criterios para la evaluación de valores de prueba de los transformadores de potencia

Para un transformador nuevo, es decir que entra por primera vez en operación, el criterio que se considera para un valor de factor de potencia aceptable es que sea menor a 0.5 % (a 20 °C). Los valores aceptables de factor de potencia en porciento a 20 °C, de transformadores que se encuentran en operación, deberán considerarse del orden de 0.5 a 1.0%. Para valores mayores al 1% se recomienda que se investigue dicho valor, el cual puede ser originado por condiciones de deterioro del aceite aislante, o bien algún posible daño en alguna de las boquillas, así como algún agente externo que pudiera estar influenciando la elevación de dicho valor. En el último de los casos se debe recurrir a revisar las estadísticas de valores obtenidos en años anteriores, con el objeto de ver el comportamiento de dicho valor. Si se detecta que este valor se ha estado incrementando, el transformador debe programarse para efectuarle un mantenimiento mayor. Para realizar la comparación con mediciones anteriores, los valores de factor de potencia deben ser corregidos a 20 °C. En la Tabla 4 se muestran los factores de corrección por temperatura que deben ser aplicados. Para corregir el factor de 1980 Tomo II

potencia a una temperatura de 20 °C, se multiplica el valor medido por el factor de corrección correspondiente a la temperatura de la medición, indicado en la tabla 4. 4.2 Transformador de potencial

Un transformador de potencial consiste de dos devanados, el de alto voltaje y el de bajo voltaje. El devanado de alto voltaje puede tener cada terminal descubierta a través de boquillas separadas, o una sola terminal descubierta por medio de una boquilla y la otra terminal conectada a tierra. El devanado de bajo voltaje normalmente no se prueba. 4.2.1 Transformador de potencial de dos boquillas

Las mediciones en estos transformadores deben efectuarse desconectando tanto el lado de alta tensión como el de baja tensión, para desconectar el transformador de la red. Para realizar la medición, se deben poner en corto circuito las dos boquillas del devanado de alta tensión y se aterriza solo una terminal del devanado de baja tensión para evitar cortos circuitos durante las pruebas cruzadas de comprobación. Los diagramas de conexión se muestran en la figura 13a. Se debe usar el formato de datos prueba ST-CT-002-E.




Tabla 4 Factor de corrección por temperatura Temperaturas

ºC

ºF

Aceite y transformadores de potencia sumergidos en aceite (respiración libre y tipo de conservador)

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60

32.0 35.6 39.2 42.8 46.4 50.0 53.6 57.2 60.8 64.4 68.0 71.6 75.2 78.8 82.4 86.0 89.6 93.2 96.8 100.4 104.0 107.6 111.2 114.8 118.4 122.0 125.6 129.2 132.8 136.4 140.0

1.56 1.52 1.48 1.45 1.43 1.38 1.31 1.24 1.16 1.08 1.00 0.91 0.83 0.76 0.70 0.63 0.58 0.53 0.49 0.45 .42 0.38 0.36 0.33 0.30 0.28 0.26 0.23 0.21 0.19 0.17

de pruebas

Transformadores sumergidos en aceite. (tipo sellado y sellado con gas) Arriba de 161 kV a 750 kV 1.57 1.50 1.44 1.37 1.31 1.25 1.19 1.14 1.09 1.05 1.00 0.96 0.92 0.88 0.84 0.80 0.76 0.73 0.70 0.67 0.65 0.62 0.59 0.56 0.54 0.51 0.49 0.47 0.45 0.43 0.41

Considerando 230 kV y subir a 750 kV 0.95 0.96 0.98 0.98 0.99 0.99 1.00 1.01 1.01 1.00 1.00 0.99 0.98 0.97 0.96 0.95 0.94 0.93 0.91 0.90 0.89 0.87 0.86 0.84 0.83 0.81 0.79 0.77 0.75 0.72 0.70

Los valores obtenidos de factor de potencia deben de ser referenciados a una temperatura de 20 °C de tal manera que se pueda evaluar a una misma temperatura y su tendencia en futuras mediciones.

En estas condiciones se energiza el lado de alta tensión, se leen los mVA y los mW y se calcula el factor de potencia. Esta medición se denomina prueba completa. 1980 Tomo II

Para determinar las pérdidas aproximadas entre devanados, se efectúa una medición con el devanado de baja tensión conectado a guarda, ver



figura 13b. Usando el formato de datos de prueba ST-CT-002-E. Prueba cruzada de comprobación

Para efectuar esta medición se procede de la manera siguiente:


Si las lecturas que se obtuvieron en ambas mediciones son iguales, el transformador de potencial bajo prueba puede considerarse en buenas condiciones, sólo si el valor del factor de potencia es bajo. Ver figuras 13c y 13d.

Se quita el corto circuito entre las boquillas del potencial, se energiza H1 y H2 se conecta el anillo de guarda y se toman lecturas de mVA y mW. Una vez hecho esto, se energiza H2 y se conecta al anillo de guarda H1 y se procede a tomar las lecturas de mVA y mW. Usando el formato de datos de prueba ST-CT-002-E.

a) Prueba 1

b) Prueba 2

c) Prueba 3

d) Prueba 4 Conexiones

Prueba número 1 2 3 4

Modo de prueba GST GST GST GST

Energizar

Ground

Guard

UST

Mide

H1, H2 H1, H2 H1 H2

X1 --X1 X1

--X1 H2 H1

---------

CH + CHX CH CH + CHX CH + CHX

Figura 13 Transformador de potencial de dos boquillas.

1980 Tomo II



Un alto factor de potencia para una de las pruebas cruzadas de comprobación indica que una boquilla, o la sección de devanado más próxima a la boquilla está fallada. En estas condiciones las boquillas deberán ser probadas por separado.


esto indica que posiblemente el devanado de alta tensión se encuentre abierto. 4.2.2 Transformador de potencial de una boquilla

En algunos transformadores de potencial, el neutro del primario está aterrizado internamente. En este caso, la prueba completa de factor de potencia no se puede realizar; sin embargo, las mediciones de factor de potencia que se pueden realizar se muestran en la figura 14 y empleando el formato de datos de prueba ST-CT-002-E.

Un alto factor de potencia para ambas pruebas cruzadas así como para la prueba completa, será indicativo de que existe un deterioro en el transformador, ya sea en el aceite, boquillas o devanado, por lo cual si es posible, deberá probarse por separado cada elemento. Asimismo, es posible que en la prueba cruzada de comprobación se obtenga una lectura negativa,


Modo de prueba

Energizar

Ground

Guard

UST

1

UST

H1

H0

---

X1, Y1

2

GST

H1

H0

X1, Y1

---

Mide

Aislamiento de terminal dentro de devanados Corriente de excitación

Figura 14 Circuito de prueba para medición de un transformador de potencial monofásico con neutro interno aterrizado.

En los transformadores de potencial de una sola boquilla, en los cuales se pueda desconectar la terminal de tierra en el devanado de alto voltaje, se pueden realizar las pruebas completas (ver figura 15a) y de comprobación cruzada (ver figuras 15b y 15c) se efectúan de la misma forma 1980 Tomo II

que para un transformador de dos boquillas. Para registrar estos datos se utiliza el formato de datos de prueba ST-CT-002-E. Para transformadores de potencial inductivo de 34.5 kV o mayores se debe considerar como de una sola boquilla utilizando el formato de datos prueba ST-CT-002-E.




a) Prueba completa

b) Prueba cruzada de comprobación

c) Prueba de comprobación cruzada Conexiones

Prueba número

Modo de prueba

Energiar

Ground

Guard

UST

Mide

1 2 3 4

GST GST GST GST

H1, H2 H1, H2 H1 H2

X1 --X1 X1

--X1 H2 H1

---------

C H + CHX CH CH + CHX CH + CHX

Figura 15 Diagramas de conexión para prueba a transformadores de potencial de una boquilla.

En el caso de un transformador de potencial de una sola boquilla, el factor de potencia obtenido para las pruebas cruzadas de comprobación podrá no ser el mismo, porque en un caso se prueba una boquilla y parte del devanado, y en el otro caso sólo una parte del devanado es probado. Se debe tener cuidado de que el corto circuito entre la terminal de la boquilla y la terminal del devanado tenga un espacio libre a tierra. Si la terminal del devanado está conectada a una tapa será siempre posible levantar esta tapa y poner suficiente aislamiento durante la medición entre la terminal y tierra. Cualquier material usado 1980 Tomo II

para soportar la tapa, debe tener una capacitancia y pérdidas dieléctricas despreciables; podrá usarse madera completamente seca, vidrio, etc. Algunas veces es difícil poner el corto circuito en el devanado de alto voltaje, pero el devanado se puede desconectar de tierra. En tales casos, el devanado de bajo voltaje se puede poner en corto circuito, ya que si se pone en corto circuito uno u otro lado de un transformador, se refleja el efecto de corto circuito en el otro lado. El potencial puede entonces ser aplicado ya sea a la boquilla de alta tensión o a la terminal del devanado.




4.2.3 Transformador de potencial inductivo en cascada

Cuando se realicen mediciones cruzadas debe tenerse cuidado de quitar el corto circuito del lado de bajo voltaje.

En los transformadores de potencial en cascada, el devanado primario consiste de un número de secciones de devanado conectadas en serie, en donde el devanado secundario está acoplado inductivamente sólo para las últimas secciones o la sección más baja como se presenta en la figura 16. La norma que indica la técnica de prueba y el análisis de resultados para los transformadores de potencial en cascada line-to- ground es la misma para las unidades convencionales. Sin embargo, en algunos transformadores de potencial es difícil cortocircuitar H1 y H0 para el total de las mediciones; como consecuencia, un procedimiento alternativo para ejecutar las pruebas completas Overall Test en este tipo de unidades se menciona en la tabla de la figura 16 y en el formato de datos de prueba ST-CT-002-E.

En algunos casos el devanado de alta tensión puede estar aterrizado internamente y la tierra no puede ser retirada. En tales casos es imposible efectuar cualquier prueba de aislamiento con resultados confiables. Cuando al realizar la medición, se aplique potencial en la terminal P2 (conexión a tierra) o en P1-P2 (estando en corto circuito), la tensión aplicada estará limitada por el nivel de aislamiento de P2 (boquilla de tierra).Generalmente este tipo de boquilla soporta 5 kV. Por lo regular no se prueban los devanados secundarios de los transformadores de potencial inductivo, cuando por alguna razón se requiera aplicar tensión a las terminales secundarias (S 1, S2, S3, S4), la tensión no deberá ser mayor a 500 Volts ya que se encuentra limitada por el aislamiento secundario del equipo.

CONEXIONES Prueba número

Modo de prueba

Energizar

Ground

Flotando

Mide

1A

GST

H0

X1, X2, X3 Y1, Y2, Y3

H1

Completa

Figura 16 Transformador de potencial inductivo en cascada. 1980 Tomo II




4.2.4 Transformador de potencial capacitivo

Procedimientos de prueba

El equipo de medición de factor de potencia satisface idealmente las pruebas a capacitores de transformadores de potencial capacitivo, ya que nos permite verificar las condiciones del aislamiento, así como su funcionamiento. Los capacitores se diseñan para un bajo factor de potencia en sus aislamientos, y junto con su capacitancia de diseño deben permanecer estables, cualquier cambio anormal en cualquiera de estos valores, puede afectar el comportamiento del transformador, además puede ser indicativo de la evolución de una falla peligrosa. Los capacitores de un transformador de potencial capacitivo típico, se construyen de una serie de elementos de papel impregnado de aceite y hojas metálicas, utilizándose uno de estos elementos por cada kV nominal, es evidente que al aumentar el voltaje de los dispositivos aumenta el número de elementos y su influencia en la medición disminuye. Cuando se detectan pequeños cambios significativos se deben efectuar mediciones complementarias, para tomar la decisión de dejarlo en operación.

Las figuras 17, 18, 19 y 20 muestran arreglos típicos de transformadores de potencial capacitivos, generalmente son capacitores dentro de aisladores de porcelana montados sobre un gabinete que contiene los circuitos de los dispositivos OPLAT y/o potencial. Es obvio que los resultados de campo deben ser comparados con los de placa o los de la última medición, asimismo el procedimiento de prueba debe ser consistente. Con el fin de eliminar cualquier desviación en las mediciones, es necesario el conocimiento de los circuitos de los dispositivos del OPLAT y potencial, para efectuar los aterrizamientos o desconexiones apropiadas. Para la medición de factor de potencia en estos equipos se debe tener en cuenta lo siguiente: Verificar la variación de los valores de la capacitancia al terminar la medición, con los valores de la capacitancia de placa del equipo (ver tabla 5).

Tabla 5 Tolerancia de capacitancia por módulos y por aparato para transformadores de potencia capacitivo

Tipo

Clase

Cantidad de módulos

CVA-115 CVB-115 CVC-115 CVA-230 CVB-230 CVC-230 CVC-400

115 115 115 230 230 230 400

1 1 1 2 2 2 3

C2

Capacitancia por módulo (pF)

2 Bobinas falladas por módulo

Capacitancia por aparato

16 15 15 16 15 15 14

6,000 8,800 19,700 6,000 8,800 19,700 16,800

128 205 458 63 101 226 117

6,000 8,800 19,700 3,000 4,400 9,850 5,600

Total de bobinas

Toma

96 88 88 192 176 176 288

Máximo 2 bobinas por aparato (pF) 128 205 458 32 51 229 39

Nota: Para los aparatos que tienen más de un módulo la tolerancia máxima permitida es de dos bobinas falladas en cualquiera de los módulos.

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Se deberá quitar la tapa superior y la virola para realizar una inspección visual de los fuelles metálicos o de las membranas de expansión. Cuando una bobina capacitiva por falla se pone en corto circuito, el paquete capacitivo deberá soportar más tensión, lo que ocasiona que se dañe rápidamente otra bobina capacitiva. Por lo anterior entre más bobinas capacitivas dañadas el voltaje secundario del dispositivo de potencial se verá incrementado. Se recomienda que periódicamente se verifiquen los voltajes de las tres fases en donde estén instalados estos equipos. Si existe una variación del voltaje en un rango de 5% en uno de ellos con respecto a los otros dos, se deberá investigar la causa y en su caso probar el módulo inductivo. Los procedimientos de prueba mostrados a continuación fueron diseñados para obtener las mediciones requeridas para unidades individuales con las mínimas desconexiones, amplia seguridad y efectos reducidos de la interferencia electrostática. Básicamente el procedimiento se resume como sigue:

Desenergizar el transformador de potencial capacitivo. Aterrizar el circuito asociado al transformador, con un sistema de tierras, durante el proceso de pruebas. Cerrar los interruptores de aterrizamiento de la caja del circuito de ferroresonancia, a fin de aterrizar las terminales interiores del capacitor. Nota: En transformadores de potencial capacitivo con unidades capacitivas múltiples, éstas deben ser descargadas por separado antes de efectuar las conexiones.

Retirar las conexiones de las terminales del capacitor como sea necesario. Proceder a efectuar las conexiones y pruebas de acuerdo con las tablas de las figuras 17, 18, 19 y 20. 1980 Tomo II


Desconectar la terminal de la línea B1. Cerrar los interruptores de tierra S1 y S2 que se encuentran en la caja del circuito de ferroresonancia, del transformador. Desconectar B2 y B3 que se encuentran en el interior de la caja. Las terminales B2 y B3 pueden encontrarse ambas conectadas cuando el dispositivo se utiliza para OPLAT y potencial; B3 flotando cuando se utiliza OPLAT y B2 aterrizada cuando se utiliza para potencial. De acuerdo con la figura 17. Se debe utilizar el formato de datos de prueba ST-CT-002-F. Probar de la siguiente manera: Nota: Todas las mediciones se deben realizar a 2.5 o 10 kV según el equipo de medición, excepto las marcadas con asterisco.

Para los transformadores de potencial capacitivo en donde se tenga más de una sección capacitiva, se usará la figura 18. Se debe utilizar el formato de datos de prueba ST-CT-002-F. Cerrar los interruptores de tierra S1 y S2 que se encuentran en el gabinete del dispositivo. Desconectar B2 y B3 que se encuentran en interior del gabinete. Las terminales B2 y B3 se pueden encontrar conectadas cuando el dispositivo se utiliza para OPLAT y potencial, B3 flotado cuando se utilizan sólo para OPLAT, o B2 aterrizada cuando se utiliza sólo para potencial. Probar de la siguiente manera: Nota: Todas las mediciones deben realizarse a 2.5 o 10 kV según el equipo de medición, excepto las marcadas con asterisco.

Desconectar B2 y B3 que se encuentran en el interior del gabinete. El capacitor auxiliar es omitido y B2 y B3 serán comunes si el dispositivo de potencial se utiliza para OPLAT, B3 se encontrará aterrizada si el dispositivo de potencial se utiliza sólo para potencial. De acuerdo con la figura 19. Se debe utilizar el formato de datos de prueba ST-CT-002-G.



Probar de la manera siguiente: Nota: Todas las mediciones deben realizarse a 2.5 o 10 kV según el equipo de medición, excepto las que están marcadas con asterisco.

Cuando se trate de transformadores de potencial capacitivos constituidos por tres o más secciones se tiene la opción de variar el procedimiento de


prueba, aterrizando el conector de alta tensión, sin desconectar la terminal de alta tensión de la línea. Las conexiones del equipo probador se harán como se indica en los formatos de datos de prueba correspondiente.


Modo de prueba

Energizar

Ground

Guard

UST

Mide

1 2 3 4 5

GST GST GST GST GST

B2* B3* B3* B2* B3*

B1 B1 B1 -----

--B2 --B3 B2

----B2 -----

C(B2+B1) C(B3+B1) C(B3+B2) Terminal B2 Terminal B3

Figura 17 Arreglo típico de un transformador de potencial capacitivo.

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Modo de prueba

Energizar

Ground

Guard

UST

Mide

1A 2A 3A 4A 5A 6A

GST UST UST UST GST GST

B1 B1 B1 B3* B2* B3*

T1 T1 T1 T1 -----

B3 ------B3 B1 y B2

--B2 B3 B2 -----

C(T1-T2) C(B1+ B2) C(B1+ B3) C(B3+ B2) Terminal B2 Terminal B3

* Los voltajes de prueba no deben exceder el nominal de las terminales, no exceda de 2 kV para la terminal B2, hasta que sea conocido el voltaje nominal, la terminal B3 tiene normalmente un voltaje nominal de 5 kV o superior, sin embargo es muy conveniente consultar el instructivo o al fabricante del equipo.

Figura 18 Arreglo típico de transformador de potencial capacitivo con más de un módulo.

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Modo de prueba

Energizar

Ground

Guard

UST

Mide

1 2 3

GST UST GST

B2* B2* B2*

B1 B1 ---

B3 --B1

--B3 ---

C(B2+B1) C(B2+B3) Terminal B2*

Para probar la terminal B2 es necesario desconectar y retirar tierras en B1. En algunos casos puede ser conveniente desconectar la línea (después de aterrizar), en tales se prueba de la manera siguiente: Conexiones Prueba número Modo de prueba

1A 2A 3A

UST GST GST

Energizar

Ground

Guard

UST

Mide

B1* B2* B2*

B3 B3 ---

----B1

B2 -----

C(B1+B2) C(B2+B3) Terminal B2

* Los voltajes de prueba no deben exceder el nominal de la terminal B2 del capacitor auxiliar, no exceda de 2 kV para B2, a menos que se conozca del instructivo o del fabricante.

Figura 19 Arreglo típico de transformador de potencial capacitivo.

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Conexiones Prueba número Modo de prueba

1 2 3 4 5 6

GST UST UST UST GST GST

Energizar

Ground

Guard

UST

Mide

B1=T2 B1=T2 B1=T2 B3* B2* B3*

T1 T1 T1 T1 -----

B3 ------B3 B1=T2 y B2

--B2 B3 B2 -----

C(T1+T2) C(B1+B2) C(B1+B3) C(B3+B2) Terminal B2 Terminal B3

* Los voltajes de prueba no deben exceder el nominal de las terminales, no exceda de 2 kV para la terminal B2, la terminal B3 es usualmente 5 kV o mayor, sin embargo es muy conveniente consultar el instructivo o al fabricante del equipo.

Para probar la terminal B2 es necesario desconectar y retirar tierras en B1. En algunos casos puede ser conveniente desconectar la línea (después de aterrizar), en tales se prueba de la manera siguiente: Conexiones Prueba número

Modo de prueba

Energizar

Ground

Guard

UST

Mide

1 2 3 4

GST UST GST GST

B1=T2 B1=T2 B2* B2*

T1. B3 T1. B3 T1. B3 ---

--B2 -----

B2 --B1=T2 B1=T2 y B3

C(T2 + T1) C(B1 + B2) C(B2 + B3) Terminal B2

Figura 20 Arreglo típico de transformador de potencial capacitivo. 1980 Tomo II



Para probar la terminal B2 es necesario desconectar y retirar tierras en B1. En algunos casos puede ser conveniente desconectar la línea (después de aterrizar), en tales se prueba de la manera siguiente: a) Desenergizar el dispositivo abriendo las cuchillas. b) Sin desconectar la terminal de línea aterrizar B1, usando un sistema de tierras apropiado. c) Cerrar los interruptores de tierra S1 y S2 que se encuentran en el gabinete del dispositivo. d) Desenergizar el dispositivo abriendo las cuchillas. e) Sin desconectar la terminal de línea, aterrizar T1, usando un sistema de tierras apropiado. f) Cerrar los interruptores de tierra S1 y S2 que se encuentran en el gabinete del dispositivo. g) Desconectar B2 que se encuentra en el interior del gabinete. h) El capacitor auxiliar es omitido, B2 y B3 serán comunes si el dispositivo de potencial se utiliza con el OPLAT, B3 se encontrará aterrizada si el dispositivo de potencial se utiliza sólo para voltaje. De acuerdo con la figura 20. i) Probar de la forma mostrada en la tabla de conexiones con línea conectada de la figura 20.

Los voltajes de prueba no deben exceder al nominal de la terminal B2 del capacitor auxiliar, no exceda de 2 kV para B2, a menos que se conozca del instructivo o del fabricante del equipo. En ciertos tipos y marcas de transformadores de potencial capacitivos, las terminales de baja tensión en la base del capacitor

1980 Tomo II


son inaccesibles porque están contenidas en un tanque de aceite, algunos diseños cuentan con terminales (boquillas) para permitir que las mediciones se puedan llevar acabo, sin embargo existen otros en los cuales no existe acceso a las terminales de baja tensión, para los cuales se deberá analizar su construcción e implementar las pruebas más sencillas e indicativas para el caso. Análisis de resultados

El factor de potencia del aislamiento y la capacitancia de una unidad nueva deben ser comparados con los valores de placa cuando son dados y con otras unidades similares del mismo fabricante. Las unidades con factor de potencia y capacitancia mayor a lo normal o que se hayan incrementado significativamente con respecto a los valores de puesta en servicio, deben ser retirados de servicio. Generalmente, los transformadores de potencial capacitivos tienen factores de potencia de 0.25% cuando están nuevos, unidades con factores de potencia de 0.5% deben ser retirados del servicio. Una variación en el valor de la capacitancia e incremento de factor de potencia, es indicativo de riesgo de falla, por lo que se recomienda retirarlo de servicio. La experiencia ha demostrado que no es necesario efectuar correcciones por temperatura en los rangos en que se realizan las mediciones, además algunas unidades del mismo tipo y capacidad generalmente se prueban al mismo lapso de tiempo y temperatura. Los valores obtenidos de factor de potencia deben de ser referenciados a una temperatura de 20°C de tal manera que se pueda evaluar a una misma temperatura y su tendencia en futuras mediciones. Los factores de corrección por temperatura se muestran en la tabla 6.




Tabla 6 Factor de corrección por temperatura TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO Temperaturas de pruebas ºC 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

ºF 32.0 35.6 39.2 42.8 46.4 50.0 53.6 57.2 60.8 64.4 68.0 71.6 75.2 78.8 82.4 86.0

Transformadores de instrumento sumergidos en aceite

1.67 1.61 1.55 1.49 1.43 1.36 1.30 1.23 1.16 1.08 1.00 0.93 0.86 0.80 0.74 0.69

Temperaturas de pruebas ºC 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60 --

ºF 89.6 93.2 96.8 100.4 104.0 107.6 111.2 114.8 118.4 122.0 125.6 129.2 132.8 136.4 140.0 ---

Transformadores de instrumento sumergidos en aceite

0.65 0.60 0.56 0.52 0.48 0.45 0.42 -------------------

4.3 Transformadores de corriente

Procedimiento de prueba

Un transformador de corriente consiste generalmente, de un devanado de alto voltaje y un devanado de bajo voltaje (ver Figura 21). El voltaje del devanado secundario se prueba a una tensión máxima de 500 Volts. Las conexiones de las dos terminales del devanado de alto voltaje se ponen en corto.

El gancho de prueba de alta tensión se conecta a las terminales del devanado de alta tensión, registrando los valores de mVA y mW en el formato de datos de prueba ST-CT-002-H.

Para transformadores de corriente de dos módulos, se deben realizar las conexiones como se muestra en las figuras 22a y 22b.

1980 Tomo II

Las terminales del devanado secundario están conectadas a través de una bornera ubicada en la parte interior de la caja de conexiones. Éstas se interconectan entre sí, colocando el gancho en el puente, registrando los valores de mVA y mW. En el formato de datos de prueba arriba mencionado.




Conexiones Posición

HV

LV

Mide

Ground

P1, P2

S1, S2, S3, S4.

CP

Ground

S1, S2, S3, S4.

P1, P2

CS

Figura 21 Transformador de corriente.

. P1

P1

P2

P2

HV S1

HV

S2 P1

S1

P2

S2 P1

LV

S1 S2

P2

LV

S1 S2

Conexiones

Conexiones

Posición

kV

HV

LV

Mide

Posición

kV

HV

LV

Mide

Ground Ground

10 10

P1, P2 S1, S2

S1, S2 P1, P2

CP CS

Ground

10

P1, P2

S1, S2

CP

Ground

0.5

S1, S2

P1, P2

CS

a) b) Figura 22 TC de dos secciones: a) Medición del módulo superior y b) Medición del módulo inferior. 1980 Tomo II



Valores de prueba

Dada la gran variedad de marcas y tipos de estos equipos y considerando despreciables las pérdidas superficiales de la boquilla, el criterio utilizado en transformadores de corriente de tensiones menores a 115 kV, es de un factor de potencia aceptable hasta 1% y para tensiones mayores de 115 kV, hasta un valor de 0,5%, ambos a 20°C. En caso de duda consultar el historial de pruebas del equipo así como los datos proporcionados por el fabricante. 4.4 Apartarrayos

La función de un apartarrayo es limitar los frentes de ondas de voltaje generadas por maniobras o descargas atmosféricas; al realizar esta función es evidente que el apartarrayo debe poder soportar continuamente el voltaje normal de operación del sistema. Una medición completa en apartarrayos debería entonces determinar las características de onda y frecuencia. Las pruebas de onda involucran una gran cantidad de equipos, por lo que normalmente no se hace en campo. Las mediciones de factor de potencia han tenido éxito en la gran variedad de apartarrayos para localizar aquéllos que podrían fallar bajo esfuerzos de voltajes de operación. Cualquier apartarrayo de las marcas más conocidas, ya sean de estación o de línea, está constituido por explosores (gaps) y elementos de válvula, los cuales están alojados en una

1980 Tomo II


porcelana. De hecho cada unidad es un apartarrayo independiente. Todos emplean elementos explosores en serie con resistencias en derivaciones para proteger los explosores y proporcionar voltajes uniformes. Los elementos de válvula utilizan materiales con características no lineales tales como sodios, carburos y silicios, de tal manera que reducen su resistencia eléctrica cuando el voltaje y la corriente aumentan. El objetivo de efectuar la medición de factor de potencia en apartarrayos es descubrir, a través de los valores de pérdidas en mW, los efectos producidos por la contaminación en el gap o suciedad en los elementos autovalvulares, humedad, óxidos metálicos, así como corrosión en el gap, porcelanas despostilladas o porosas. El análisis de las mediciones de apartarrayos se basa normalmente en los valores de las pérdidas en mW. En las figura 23, 24 y 25 se muestran las conexiones para la medición en apartarrayos de una, dos y tres secciones, respectivamente. Los valores de la prueba se registraran en el formato de datos de prueba ST-CT-002-I. Cuando se trate de apartarrayos constituidos por tres o más secciones se tiene la opción de variar el procedimiento de prueba, aterrizando el conector de alta tensión, sin desconectar el conductor. Para apartarrayos de cinco secciones, ver el circuito de prueba de la figura 26. Las conexiones del equipo probador se harán como se indica en los formatos de prueba correspondiente.




Conexiones Posición

HV

LV

Mide

Ground

1

2

C12

Figura 23 Apartarrayos de una sección.

Conexiones Prueba

Posición

Energizar

A tierra

Mide

1

Ground

1

2

A

2 3 4

Ground Ground UST-1

2 1 2

3 3 3

B A+B A

Figura 24 Apartarrayos de dos secciones.

1980 Tomo II




Conexiones Prueba

Posición

Energizar

A tierra

Mide

1

Ground

1

2

A

2 3 4

Ground Ground UST-1

2 3 1

3 4 4

B C A+B+C

Figura 25 Apartarrayos de tres secciones.

Debido a la gran variedad de elementos que existen en el mercado con diferentes fabricantes, se dificulta la normalización de los valores de aceptación. A pesar de la gran variedad que existe, se han podido analizar algunos resultados de las mediciones, obteniendo que los tipos de defectos más comunes en los apartarrayos cuando las pérdidas son más altas que lo normal son: contaminación por humedad, suciedad o polvo depositado dentro de la superficie inferior de los faldones de la porcelana, o bien una contaminación de la superficie exterior del sello del gap dentro de la porcelana, gaps corroídos, depósitos de sales de aluminio aparentemente

1980 Tomo II

causadas por la interacción entre la humedad y productos resultantes por efecto corona y porcelana quebrada. Estas causas son responsables del incremento en los valores de pérdidas respecto a los valores normales. Las pérdidas pueden ser restauradas a valores normales con la limpieza de las superficies contaminadas. Se han obtenido pérdidas más bajas de lo normal en los casos de unidades que tiene rotos los resistores shunt, así como en apartarrayos cuyo circuito está abierto, causado por rotura de los elementos de preionización. Normalmente es recomendable que las reparaciones en los sellos de los gaps no se intenten en campo.





Modo de prueba

Energizar

Ground

Guard

UST

Mide

1 2 3 4 5

GST GST UST UST GST

2 3 3 5 5

1, 6 1, 2, 6 1, 2, 6 1, 6 1, 6

3 4 ----4

----4 4 ---

A B C D E

Figura 26 Circuito de prueba para apartarrayos de cinco secciones.

En la tabla 7 se muestran las conexiones que se deben realizar para la prueba en apartarrayos de cuatro secciones.

registrados en los historiales de pruebas y con los resultados de equipos similares. Tabla 7 Tabla de conexiones

Valores de prueba

El análisis de las mediciones de apartarrayos se basa normalmente en los valores de las pérdidas en mW o su equivalente en Watts; 16 mW cuando la medición se realice a un voltaje de 2500 V. Cuando la medición se realice a 10 kV las máximas pérdidas permitidas serán de 256 mW (0.256 W). Sin embargo los valores obtenidos de pérdidas, deberán compararse con los valores 1980 Tomo II

Prueba No. 1 2 3 4 5

Energizar

Ground

Mide

1 2 3 4 1

2 3 4 5 5

A B C D A+B+C+D



4.5 Cables de potencia

La medición de factor de potencia en cables se aplica a longitudes cortas, pudiendo ser éste un cable para transmitir la energía de un generador a un transformador elevador. Los resultados de las mediciones pueden verse afectados por diversos factores si no se toma la precaución de investigarlos antes de interpretarlos. Cuando se hace una medición en un cable no blindado, la medición no se refiere únicamente al aislamiento del cable, ya que incluye materiales que le rodean, como son ductos de fibra. Las pérdidas en los materiales extraños no son inherentes al aislamiento del cable, pero se incluyen en la medición. Una estimación inapropiada de pérdidas externas puede llevar a una determinación que no sea altamente confiable; la misma condición existe para cables multiconductores no blindados, en estos casos por medio de la medición en UST es posible hacer mediciones de factor de potencia y en estas condiciones se estará midiendo el aislamiento entre conductores. Esto se nota en una medición en UST, en donde un circuito de guarda aterrizado se utiliza para drenar del circuito de medición, cualquier corriente que pase entre la prueba y tierra. Algunos tipos de cables están parcialmente blindados, cubiertos de asbesto sobre cables no blindados, son semiconductores en condiciones de humedad moderadamente alta, por lo cual su aislamiento es muy pobre. Algunas cubiertas se impregnan con grafito, el cual es un aislamiento efectivo, pero éste no tiene una resistividad apreciable, además no es uniforme. En cualquier aislamiento, las pérdidas se producen por corriente de carga del cable. El aumento de pérdidas depende de la resistividad del aislamiento y de la distancia entre los puntos del aislamiento y tierra. Las pérdidas causan un

1980 Tomo II


aparente incremento en el factor de potencia del aislamiento del cable y deben tomarse como resultados al hacer el análisis. Muchos cables con rangos de operación superiores a 5 kV están blindados metálicamente, su aislamiento se confina con dicha pantalla. El factor de potencia medido debe considerarse como el promedio de factor de potencia de cada longitud elemental de aislamiento. Ver figura 27. Si una sección de cable aumenta en factor de potencia, el alto factor de potencia de dicha sección puede ser promediado con el factor de potencia normal del cable. El efecto del alto factor de potencia en la sección depende en parte de la longitud total donde se encuentre la sección. La habilidad para detectar una falla disminuye al aumentar la longitud de cable bajo prueba. Las mediciones no deben considerarse confiables para detectar fallas locales en cables con unos cuantos cientos de metros en longitud, por lo tanto, las mediciones deberán auxiliarse en indicaciones generales de deterioración, basadas en comparación de pérdidas y factor de potencia de varias longitudes de cable con resultados de mediciones iniciales. En la figura 27 se muestra el diagrama de prueba a un cable monofásico. Para cables trifásicos, el diagrama de conexión se muestra en la figura 28. Los valores de medición obtenidos deberán registrarse en el formato de datos de prueba ST-CT-002-J. En la actualidad existen otros métodos más confiables para probar el aislamiento con terminales de los cables de potencia, utilizando un equipo probador de rigidez dieléctrica de aislamiento (High-Pot ) probando el aislamiento al porcentaje que indique el fabricante. En la tabla 8 se muestran las tensiones de CD empleadas para pruebas en campo.




Figura 27 Circuito de prueba para cables.

Conexiones Prueba

Energizar

Aterrizar

Mide

1 2 3 4

A B C A+B+C

B+C A+C A+B

A B C A+B+C

Figura 28 Circuito de prueba para un conductor trifásico. 1980 Tomo II



Tabla 8 Tensiones de CD aplicadas en campo Clase KV

5 8 15 25 35 46 69

Al terminar la instalación A 28 36 56 80 100 132 192

B 36 44 64 96 124 172 192

Después de la instalación en caso de falla A B 9 11 11 14 18 20 25 30 31 39 41 54 61 61

Notas: 1: Columna A -100 % nivel de aislamiento 2: Columna B -113 % nivel de aislamiento

En la tabla 9 se dan a conocer algunos valores de factor de potencia que podrán servir como guía para tomar un criterio en la interpretación de los resultados de las mediciones que se lleven a cabo, de acuerdo con el tipo de aislamiento y voltaje del cable de que se trate. Tabla 9 Valores de FP para cables Tipo de aislamiento

F.P.

Butilo hasta 15 kV Dacrón Vidrio 5 kV Papel y aceite de 34.5 kV Papel y aceite de 69 a 230 kV Polietileno hasta15 kV Hule 15 kV Barniz Cambridge hasta 15 kV

Hasta 3% Hasta 6% Hasta 1% Hasta 1% Hasta 1% Hasta 6% Hasta 5%

4.6 Aceite aislante

Probablemente la medición de factor de potencia, sea la más importante a efectuar al aceite, ya que nos da una idea muy clara de su deterioro y contaminación. El factor de potencia es la medida del coseno del ángulo de fase o el seno del ángulo de pérdidas, 1980 Tomo II


de acuerdo con la teoría de los dieléctricos. En lo químico es la medición de la corriente de fuga a través del aceite, la cual la convierte en una medición de la contaminación o deterioro de dicho aceite; esto depende de una acción bipolar y afortunadamente la mayoría de los contaminantes son de naturaleza polar, mientras que el aceite no lo es. Para probar el factor de potencia al aceite, se utiliza una celda especial, la cual es esencialmente un capacitor que utiliza como dieléctrico el aceite bajo prueba. Procedimiento de prueba

Debe tenerse especial cuidado de que la muestra sea efectivamente la representativa, para lo cual debe purgarse suficiente aceite de la válvula de muestreo del equipo que se esté probando, para que cualquier suciedad o agua acumulada en esta válvula sea drenada antes de llenar la celda. Las burbujas de aire, agua y materiales extraños son la causa usual de ruptura dentro de la celda. Por lo tanto, después de obtener la muestra, ésta debe dejarse reposar por un tiempo aproximado de cinco minutos, durante el cual el aire atrapado podrá escapar y las partículas de material extraño se depositarán en el fondo de la celda. Para realizar el muestreo de aceite, consulte el procedimiento para el muestreo de aceite aislante ST-CT-006. Se debe llenar la celda con el aceite a probar hasta una altura aproximada del tope superior, hecho esto se cubre con su tapa y se asegura para que ésta quede ajustada apropiadamente, enseguida se coloca la celda en una base firme y nivelada, evitando así que la superficie del líquido quede a desnivel. Las conexiones de la celda al aparato de prueba se efectúan de acuerdo con el diagrama mostrado en la figura 29. Los valores de medición obtenidos deberán registrarse en el formato de prueba del equipo de transformación que se esté probando.




HV

ENERGI ZAR GUARDA

TERMI NAL DE TI ERRA LV

Figura 29 Circuito de prueba para la medición de factor de potencia en aceites.

4.7 Boquillas

Para realizar la medición de factor de potencia y pérdidas dieléctricas a boquillas, vea el procedimiento ST-CT-011 Procedimiento de prueba a boquillas. 5 Bibliografía

potencia por el método de factor de potencia y pérdidas dieléctricas de doble, Doble Engineering Company. e) Guía para el mantenimiento del transformador, M. Horning, J. Nelly, S. Myers, R. Stebbins, Transformer Maintenance Institute, 2005.

a) CFE K0000-06 Transformadores de potencia de 10 MVA y mayores.

f) Electrical power equipment maintenance and testing, Paul Gill, Ed. Pretince Hall.

b) CFE-D3100-19 Aceite aislante.

g) Service handbook for power transformers, ABB, January 2006.

c) CFE-53000-95 Boquillas de alta tensión de 7,2 kV a 420 kV. d) Equipo portátil de prueba de aislamiento tipo M2H de 10 kV, Manual de operación para prueba de aislamiento de equipos eléctricos de 1980 Tomo II

h) Testing and maintenance of high voltage bushings, Power System Maintenance Manual, Dennis Schurman, February 1999.




i) Transformer maintenance, facilities instructions, standards and techniques, United States department of the interior bureau of reclamation, Denver, Colorado, October 2000. j) Transformer diagnostics, United States Department of the Interior Bureau of Reclamation, June 2003.

1980 Tomo II




Anexo A

Formatos de datos de prueba

ST-CT-002-A Transformador de dos devanados 2 0 0 T C T S

o j a b a r T e d n e d r O

o d a m : a a r : : . h g : . l a c r o S T . e . l a O F P P F

: o : t d n e a i d i m l i a C d e e c d o r o P r t e s d i g . e o R N

n ó i c a t s e b u S

N Ó I S I

M S N A R A T 2 E 0 0 a - e D T r N C T b Ó I S u S C C E R I D B U S

r s o e t o o a g n n n l i e e a t o i i s c m u M e i v = d l a B = M I n n i s B o A = I C

n ó i c a c i r b a F o ñ A Δ Δ Δ

n ó i x o e d n a l o o b o C a d d u a e c a l a n a i i e b v d Y Y Y g l s u i 2 ó o u / r l o l p o S N 1 B L i t T a m i l C & a b e u n n ó r ó P i i s s : o n i s n r e e e a n T T i c o : : a r : i a j t a : o e v c t l a e i d i t A B T e a d n t e l n i a i n e o e c a C b R A v m . e A . p . m D . p u m p s e m H T m o e e d T % T a n a v e V V V d k k k s o d e d r o d a m r o f s n a A A A r V V V T M M M

o c i s á f i r T

) p m A ( e t n e i r r o C

n

a m i t l Ú

c c e r r o c e

. S . P

) F p ( a i c n a t i c r a o p a c a C

a i c n e t o p e d r o t c a F %

e i r e S . o N

: a a a o i c i v : r n : : e ó o n S i ó c t i n n a e o r c e d b i : a a a l i m c t : i P z e r s i a i i l M i r b e I t C c n E e a u : S U e e . F P a c n d V v o o : : : ó r . ñ n a a I a m ñ Z Z Z i h . A c h u A i c M % % % N e c e o d F F N e M e d o o p i p i u T q E

s t t a W V k s 0 a 1 s e u t q n e o l a v y i e u q e e c s a a r n t u o c s c e e r a L e p e m u r a t l o v i l i M

1980 Tomo II

o c i s á f o n o M o p i u q e e d o p i T

a c r a M : o i r : a i : : a : . . c . r f T T u . . r e n t e A B T a l . . . e c d : n m m s e : e p o o m o A s a n n n m a T V V V o V l N M C # k k k

: e : i o : r l e e a S c d r . o a o M M N

: a b e u r p a m i t l ú a h c e F

a b e u r p a r a p s e n o i x e n o C

C a r a p s o l l e u q a n o c e s r a r a p m o c á r e b e d W M y A V M

l a u t c A ) ) 2 4 P P - C H C X H X X H 3 + C + C C C 1 P ( P ( X H X X C C H H C C X H

X H

a C m ° i t 0 l Ú 2

) V k ( e j a t l o V

o d a b o r p A

o d a z a h c e R

X H

o t n o e d i a m b o a r l s p i A

a b e u r P

n ó i s i m s n a r T e d l a n o i g e R a i c n e r e G

o p i u q e l e d s e n o i c i d n o C

- - - -

. C S . ° P 0 2

-

a C r r ° o 0 C 2

- - - -

-

o d o M

-

-

W m

-

-

a c i l p r i o t l d u M

-

-

e n d ó i a r c u i d t c e e m L

-

-

A V m

-

-

a c i l r p o i t l d u M

-

-

-

-

e n d ó a i c r i u d t e c e m L

: ó b o r p A

% % 5 0 0 , 5 , 0 0 a m r i f y e r b m o N

o o v e n e u e u t i N B e c A a i c n e t o C p ° e 0 d 2 r a o t c a F

: ó s i v e R

% % 0 0 5 , 0 , 0 1

V k o d o M

a m r i f y e r b m o N

d d d d n n n n T T u u u u S S o r o r o r o r U U G G G G

o a d d a r n a a v u e g D a

a - t a - j a - l T B - A T S S U U n n e e o a t a j d a a l a r a - t a - B r j A n i e l a a t B A v e a D o o d d a a a a a a a a i j l j t t n z l j a a t a g l a A A B B A B v r e e n D e 1 2 3 4 5 6

T S U s o d a l u c l a c s o d a t l u s e R

≤

≤

r t e o d n e t e a l i m e c m r x í o E L f s n a r t o t u a A i c n e t o C p ° e 0 e d 2 t i r a e o c t a c a a F a b e u r P


s e n o i c a v r e s b O

: ó z i l a e R



r s o a e t o o n n n l e e a i t o i i c m u M s e i v d l a B = = n n i o s B M I = I C A

n ó i c a c i r b a F o ñ A

n ó i c c e r r o c e d r o t c a F



a m i t l Ú

) F p ( a i c n a t i c a p a C


o d a z a h c e R

. S . P

l a u t c A a m r i f y e r b m o N

a C m ° i t 0 l Ú 2 a i c n e t o p e d r o t c a F %


o d a b o r p A

. ° C S . P 0 2

a C r ° r o 0 C 2 : ó b o r p A

o d o M

W m

s t t a W V k 0 1 s s t e a n l l e i l u a q i v o u b q a e a s b a r e u u t r c P e L s e r e p m a i l i M

e i r e S . o N

a b e u r P

: a e u r p a m t a c e

1980 Tomo II


e n d ó i a c r i u d t c e e m L A m

r o d a c i l p i t l u M

: ó s i v e R

e n d ó i a c r i u d t c e e m L

o p i T

a c r a M


V k o d o M

d d d d d d d d d d d d d d d d n T n n T n n T n n T n n T n n T n n n n n u S u u S u u S u u S u u S u u S u u u u u o r U o r o r U o r o r o r o r o r o r U o r U o r U o r U o r o r o r o r G G G G G G G G G G G G G G G G


e i r e s e d . o N a l l i u q o B

A B E U R P

r r r r r r r r r r a a a 1 2 l a a 1 2 l a a l a l a l a l l l l l 1 2 l l 1 2 l l 1 2 l l 1 2 l l l l o C C o C C o C C o C C o C C o C C o o o o C C C C C C C C C C 1

H

2

H

3

H

1

X

2

X

3

X

0

1 2 3 X 0 Y Y Y H


: ó z i l a e R




ST-CT-002-B Transformador de tres devanados 2 0 0 T C T S


o d a m : a a r : : : . h g . l a c r o S T . e . l a O F P P F

: o : t d n e a i d i m l i a d C e c e o d r o r P t e s d i g . e o R N


N Ó I S I M S N A R B T 2 E 0 0 - a D T e r N C T b Ó u I S S C C E R I D B U S

s o r e t o o a n n n l i e e a t o i i c m u M s e i = v a B = M n n l s B I o i = A I


n c c e r r o c e

n ó i o x e d a n o l o o d b a d C u a c a a i i e l n a v e Y g l b 2 i s u d ó u o r / l l S N 1 B L o o p t i a T m i l C & a b e n u n ó r ó P i i s s : o i s n n e e e r a n T T i c o a r a i j t a e c l i : : A B T d : a o e v d n t i o n t : a e l a e n C i a i v b e t R e m c e A . A D . m . . s p u p p o H m m m a e e e n T % T T a v e V V V k k k s e r t e r o a m r o s n A A A a r V V V M M M

o c i s á f i r T


o p i T

1980 Tomo II

H

X H

C + H C

Y H

Y X

H

C

C + X C

C + Y C

X

C

Y

C

Y ) ) ) 4 6 C 2 P P P + - - X 1 5 C P 3 P P + ( ( ( H

X Y Y

H X H C C C

a c r a M : o i r : a i : : a : . . c . r f u . T . r e n T t : e A B T a l e . . . : i e c r o : e n d : m m l s e : e p o o m e a o S c A s a n n n r . m a T V V o a o o V l V N M C # k k k M N

-

-

-

-

-

-

-

-

-

o d o M

-

-

-

W m

- - - - - -


: a b e u r p a m i t l a L L I U Q O B h c e



l a u t c A

s t t a W V k e n d ó s 0 a 1 i a r c s e u i d t u t c e q n e e o l L m a v y i e u t q A e e V c s a a m r u n t o c c e s a L e a r i c e l e r p o p i u t d r m l u a M i l i M e n d ó a i c r i u d t c e e m L

o c i s á f o n o M


: ó b o r p A

% % 5 0 0 , 5 , 0 0 a m r i f y e r b m o N

- - - - - -

-

-

-

o o v n e e e u u t i N e B c A a i c n e t o C p ° e 0 d 2 r a o t c a F

- - - - -

- - - - -

-

-

: ó s i v e R

% % 0 0 5 , 0 , 0 1

V k o d o M

T S U

o a d d a r n a a u v g e D a

o o o i i r r , i , r a a a a t a j a a e j l t a l e a e c c A A c r r r B e B e e T T T

a j a B , a t l A

-

o d a r a r n i a e v t e a D

a j a B

-

o i r a e c r e T

-

a t l A

-

-

o o d d a a i n z a g v r e e D n e

a t l A

a t l A

a j a B

a j a B

o i r a e c r e T

1

2

3

4

5

A B E U R P

o d a z a h c e R

Y X

a i c n C . ° e S t . 0 o P p 2 e d r o t c a C a r F r ° o 0 % C 2

a b e u r P

o d a b o r p A

C , X

. S . P

o t o n d e a i m b a l o s r p i A


a a a : : o i n c i ó : i v o c t r a n e r S e b i i : : n o l m P a i n e C c M : ó a i t a e I n z e e E c s i i r a i d V e c e . : S u a a v a i r P h h n c . b I r a o : : : n c c . e a m F e o Z Z Z i u ñ c F F N M o A i N ñ % % % e A

n ó i s i m s n a o r p T i u e q d e l a e n o i o g i p e R a i c n e r e G

Y H

C y

a C m ° i t 0 l Ú 2

e i r e S . o N

e o p i u q

r o t c a


a m i t l Ú


, o j a o i r a i r a B a e , e c a r c r t e e l T A T 6

7

s o d a l u c l a c s o d a t l u s e R

≤

≤

r t e o d n e t e a l e i m c m r x o E í L f s n a r t o t u a A i c n e t o C p ° e 0 e d 2 t i r a e o c t a c a a F a b e u r P



: ó z i l a e R



r s o e t o o a n n n l i e e a t o i i c m u M s e i = v a B = M n n l s B I o i = A I





a m i t l Ú



o d a z a h c e R

. S . P




o d a b o r p A

. C S . ° P 0 2

a C r r ° o 0 C 2 : ó b o r p A

o d o M

W m

s t t a W V k 0 1 s s t e a l n l e i l u a q i v o b u q a e a s a b r e u t u r c P e L s e r e p m a i l i M

e i r e S . o N

a b e u r P

: a e u r p a m i t a c e

1980 Tomo II


e n d ó a i c r u i d t c e e m L A m r o d a c i l p i t l u M

: ó s i v e R

e n d ó a i c r u i d t c e e m L

o p i T

a c r a M


V k o d o M

d d d d d d d d d d d d d d d d n T n n T n n T n n T n n T n n T n n n n n u S u u S u u S u u S u u S u u S u u u u u o U r o r o U r o r o U r o r o U r o r o U r o r o U r o r o r o r o r o r G G G G G G G G G G G G G G G G



A B E U R P

r r r r r r r r r r a 1 2 l a 1 2 l a a 1 2 l a a 1 2 l a l a l a l a l l l l l l 1 2 l l 1 2 l l l l l o C C o C C o C C o C C o C C o C C o o o o C C C C C C C C C C 1

H

2

H

3

H

1

X

2

X

3

X

0

1 2 3 X 0 Y Y Y H


: ó z i l a e R




ST-CT-002-C Autotransformadores 2 0 0 T C T S


: o : t d n e a i d i m l a i d C e e c d o r o P r t e s d i g . e o R N

e i n o p s i


o d a : m a a r : : . h g : . l a o . l T . c e r S a O F P P F

n ó i o x o e d n a n o o l o o d i b r a d C a c a l a u a i i a e c g l e b n i v d s r 2 r l u e ó o u / l S t N 1 B L o o p n t i o a T m i l C & a b e u r P : s e n o : : : i o e a c t i v : e d d n i a t i e t n i a n e o b l e c a C m R A v e . . A D p . m . p u m p e H T m m e e T % T

r s o e t o a o i n n n l e e a t o i i s c u e i m B M v d l a = = n n i o s B M I = I C A


n c c e r r o c e

Y Y Y


r o c a


l a u t c A

e i r e S . o N

: a a a : o i n c i ó : i v o r c t a n : e r n S e b i i : ó i n l o m P c e a i a a : c C c M a e i t n I z e e i i r s r b d V E i e e . t : a u a v a S F P h a I n c r . o o : : : n c h c . e a m e o u ñ ñ Z Z Z i M c F F N i N A A % % % e e o p i u q

. C S . ° P 0 2

-

-

a C r ° e r o 0 C 2 n

-

- e - n o

s t t a W V k s 0 a 1 s e u t q n e o l a v y i e u q e e c s a a r u n t o c c e s a L e r e e p u r m a i l i M

o p i T

r o a m r o s n a r t o t u


1980 Tomo II

a b e u r P

o c i s á f o n o M o p i u q e e o p i

a c r a M : o i r : a i : : a : . . c . r f r T T u . . e n t e T A B a l . . . e c d : n m m m e : e s p o o o A a n n n s m a T V V V o V l N M C # k k k

: e : i o : r l e e a c S d r . o a o M M N

: a b e u r p a m i t l ú a L L I U Q O B h c e F


H

C

-

W m

o c o i i s r á a f i i c r r T e t n o

Y H

-

A A A V V V M M M

e i n o p s i

) ) 2 4 P P - C H C Y Y Y H H 3 + C + C C C 1 P ( P ( Y H C Y Y C H H C C Y H

a C m ° i t 0 l Ú 2

o d o M

N Ó I S I M S N A R C T 2 0 E 0 - a D T e r N C T b Ó u I S S C C E R I D B U S

o d a b o r p A

o d a z a h c e R

Y H

. S . P



V V V k k k

a m i t l Ú

o t o n d e a i m b a o l s r p i A

n n ó ó i i s s o i n n e e r a T T i c a r a j t l a e A B T



-

o r a e c r e n o c s e r o a m r o s n a r

-

-

e n o d ó i u a c r i u d t c e e L m

: ó b o r p A

-

- o - n o -

-

-

-

-


-

-

-

-


r a e c r e n o c s e r o a m r o s n a r

- o - u -

A V m

% % 5 0 0 , 5 , 0 0 a m r i f y e r b m o N

o o v n e e e u u t i e N B c A a i c n e t o C p ° e 0 d 2 r a o t c a F

: ó s i v e R

% % 0 0 5 , 0 , 0 1

V k o d o M

d d d d n n n n T T u u u u S S o r o r o r o r U U G G G G

o a d d a r n a a u v g e D a

a o j i r a a T - i B - c a S r U T t l e S T A n e U n o i r e a a o a t j i i l r a c a - B - r A i - - e c - a T r t l e T A

o o d d a a i n z g a r v e e D n e A B E U R P


p s

o p s

o d a a r r n i e a t v e a D


a j a o i o a i o j r r j a a i a r a i a B a B - B - i - i c r c a c a a r t l t e e l t r l e A A T T A T 1

2

3

4

5

6

s o d a l u c l a c s o d a t l u s e R

d ≤ ≤ n T u S o r U G r t e o d n e t e a l e i m r c m x í o E L f s n a r t o t u a A i c n e t o C p ° e 0 e 2 d t a i j r a e a c o t B c - a a a a t F l a A b e u r 1 P



: ó z i l a e R



r s o a e t o o n n n l e e a i t o i c m u M s e = v a B = M n n l s B I o i = A I





a m i t l Ú



o d a z a h c e R

. S . P




o d a b o r p A

. C S . ° P 0 2

a C r r ° o 0 C 2 : ó b o r p A

o d o M

W m

s t t a W V k 0 1 s s t e a l n l e i l u a q i v o u b q a e a s a b r e u t u r c P e L s e r e p m a i l i M

e i r e S . o N

a b e u r P

: a e u r p a m a c e

1980 Tomo II


e n d ó i a c r i u d t e c e m L A m r o d a c i l p i t l u M

: ó s i v e R


o p i T

a c r a M


V k o d o M

d d d d d d d d d d d d d d d d n n n T n n T n n T n n T n n T n n n n n u T u u u S u u S u u S u u S u u S u u S u u o r U o r o r U o r o r U o r o r U o r o r U o r o r U o r o r o r o r o r G G G G G G G G G G G G G G G G



A B E U R P

r r r r r r r r r r a a a 1 2 l a 1 2 l a 1 2 l a 1 2 l a l a l a l a l l 1 2 l l 1 2 l l l l l l l l l o C C o C C o C C o C C o C C o C C o o o o C C C C C C C C C C 1

H

2

H

3

H

1

X

2

X

3

X

0

1 2 3 X 0 Y Y Y H


: ó z i l a e R




ST-CT-002-D Reactores 2 0 0 T C T S


o d a : m r a a : : . h g : . l a o . l T . c e r S a O F P P F

: o : t d n e a i d i m l a i C d e e c d o r P o r t e s d i g . e o R N

n ó i o x e d a n l o b o o d a d C u a e c a l a n a i i e b g l s v d i 2 u ó o u / r l l o o S N 1 B L i p t a T m i l C & a b e u r P : s e n o : : : i o e a c t i v : e d d n i t a i e t n i a e n o b l e c a C m R A v e . . A . m p D . p u m p e H m m T e e T % T


s o r a e t o o n n n l e e a i t o i i c m u M s e i v d l a B = = n n i o s B M I = A I


Y



a m i t l Ú

l a u t c A

H



r o t c a e

o d a b o r p A

o d a z a h c e R

H


. S . P


n n ó ó i i s s o i n n e e r a T T i c a r a j t a e l A B T

V V V k k k




. C S . ° P 0 2

: ó b o r p A

a C r r ° o 0 C 2 o d o M

N Ó I S I M S N A R D T 2 0 E 0 - a D T e r N C - b T Ó u I S S C C E R I D B U S

A A A V V V M M M

o c i s á f i r T

s t t a W V k s 0 a 1 l l i s e u t q n o e b l a v y i e u t q i e e c s a a r u n t o c c e s a L e r b e e p u r m P a i l i M

e i r e S . o N

a a : a : o i n c i ó : i v o r c t a : e r n n S e b i i : ó n i l o a i m P c e a a C c M : c a e i t n I z e e i i r s E r b d i e e V . t a : a u a S F a v P h h n c c c I r . o o : : : n e . a m e o u ñ ñ Z Z Z i M c F F N i N A A % % % e e o p i u q

o p i T

a b e u r P


1980 Tomo II

o c i s á f o n o M o p i u q e e o p i

a c r a M : o i r : a i : : a : . . c . r f T T u . . r e n t e A B T a l . . . e c d : m m m n e : e s o o o A s p a n n n m a T V V V o V l N M C # k k k

% % 5 0 0 , 5 , 0 0

W m

: e : i o : r e e a S c r . o a o M N

: a e u r p a m i t a c e



a c i l r p o i t d l u M


o o v n e e e u u t i N B e c A a i c n e t o C p ° e 0 d 2 r a o t c a F

A V m a c i l r p o i t l d u M

: ó s i v e R

e n d ó a i c r u i d t c e e m L % % 0 0 5 , 0 , 0 1

V k o d o M o a d d a r n a a u v e g D a o d a r a r n e a i v t e a D o o d d a a z n i a g r v e e n D e

d n T u S o r U G

≤

≤

r t e o d n e t e a l e i m r c m x í o E L f s n a r t o t u a A i c n e t o C p ° e 0 e d 2 t i r a e o a c t t c l a a A a F a b e u 2 r P



: ó z i l a e R



r s o a e t o o n n n l e e a i t o i c m u M s e = v a B = M n n l s B I o i = A I


n i c c e r r o c e d r o t c a F



a m i t l Ú



o d a z a h c e R

. S . P




o d a b o r p A

. C S . ° P 0 2

a C r r ° o 0 C 2 : ó b o r p A

o d o M

W m

s t t a W V k 0 1 s s t e a n l l e i l u a q i v o b u q a e a s a b r e u u t r c P e L s e r e p m a i l i M

e i r e S . o N

a b e u r P

: a e u r p a m a c e

1980 Tomo II


e n d ó i a c r i u d t c e e m L A m


: ó s i v e R


o p i T

a c r a M


V k o d o M




A B E U R P

r r r r r r r r r r a 1 2 l a a 1 2 l a a 1 2 l a a l a l a l a l l l l l l 1 2 l l 1 2 l l 1 2 l l l l o C C o C C o C C o C C o C C o C C o o o o C C C C C C C C C C 1

H

2

H

3

H

1

X

2

X

3

X

0

1 2 3 X 0 Y Y Y H


: ó z i l a e R




ST-CT-002-E Transformadores de potencial inductivos 2 0 0 T C T S


o j a a b a r a T c s e a d c n n e e d r O

o d a : m a r a : : . l . h g : a o S T . c r . l e P a O F P F

: o : t d n e a i d i m l a i d C e e c o d r o r P t e s i d g . e o R N


N Ó I S I M S N A R E T 2 0 E 0 - a D T e r N C - b T Ó u I S S C C E R I D B U S

n o ó i o x a e z d i a n r r o l o o b e a d d u C t a c a l a n a i e a i e v d g l b 2 i s u o ó o u / r l o n r l o S N 1 B L i p e t t T n a i m i l o r C t u & e n a n b e o c u r a P l l : i s u e q n o o : : : b i o e a c t : d a i v e n i n d t i t e n a e a u o i l n a e C b e c v R A e m . D A . p . m . p u m p e m H T m e e T % T

e l b i s e c c a o r t u e n n o c a l l i u q o b a n o u c e i s á f i r T

s a l l i u q o b s o e

1980 Tomo II

Δ Δ Δ

Y

Y

n c c e r r o c e r o c a


n n ó ó i i s o s n n e i r e a T T i a c a j r t l a e A B T

a m i t l Ú


l a u t c A

. C S . ° P 0 2

a C r ° r o 0 C 2

W m a

c i s l r t p o t t d l a i u W M V k e n d ó s 0 a 1 a i c r s u i e d t u t c e q n e m e o l L a v y i u e q A e e V c s a a m r n u o t c c e s L a e a r c i e l e p r p i u o t d r m l u a i l M i M e n d ó a i c r u i d t e c e m L

e i r e S . o N

e o p i u q

o p i T

a b e u r P

a c r a M : o i r : a i : : a : . . c . r f r u . T . e n T t e A B T a l e : . . . c n d s m m e : e p o o m A s a n n o n m a T V V V o V l N M C # k k k

X H

X X H H -

C C H + C + + ( H H H C C X H

: a b e u r p a m i t l

: e : i r o : l e a e a S c . r L L I U Q O B h c o a o A e M N


s e c c a o r

-

u e n n o c a

-

u q o

-

a n u e

o a z ) r s r e a n a i b o o n b r e s a n l e r o r t n u e e a n e n í n l o a c l a e

d

q n - o f i l a a n t o u n e i e

u q o s o

m - a l a - c s

e

i

a c n e o p e r o a m r o s n a

-

-

n a e l o e a p b e e u r r o p e a S * m r * * o ( s n a

-

o d a z a h c e R

o a d d a r n a a u v e g D a o d r a a r n i e a t v e a D o o d d a a i z n a g v r e e D n e

A B E U R P

a a c s a c n e a c n e o p e r o a m r o s n a



: ó b o r p A

% % 5 0 0 , 5 , 0 0 a m r i f y e r b m o N

o o v e n e u e u t i N B e c A a i c n e t o C p ° e 0 d 2 r a o t c a F

: ó s i v e R

% % 0 0 5 , 0 , 0 1

V k o d o M

C + H C

a t e l p m o c a b e u r p a l a r a p o v i t a n r e t l a o t n e i m i e c o r p (

u l a

y s a

X H

* * *

e

o d o M A A A V V V M M M

o d a b o r p A

X H

. S . P

a C m ° i t l 0 Ú 2


V V V k k k




: a a a o : i n c i ó : i v o r c t a : e n r e n S b i : ó i i n o l m P a i c e c M : a C a a c t e i I z i e n i r s e E r b l d i e e a u . t a V v : S a U a F h P n c . h I c r n o o : : : c . e a m ñ e o u ñ Z Z Z i M c F F N i N A A % % % e

l a i c n e t o p e r o a m r o s n o a r i c s á f o n o M

n ó i s i m s n a o r p T i u e q d e l a e n o i o g p e i R a i c n e r e G

r s o a e t o i n n o n l e e o i a t i s c u M e i m B a = = v n n l s B M I o i = A I

d d d d n n n n u u u u o r o r o r o r G G G G s o - 1 2 1 d a - X H H l u c l a c s o d a t 1 - 1 1 l u - X X s e R

T S U T S U n e 1 Y y 1 X , a r r e i t a 0 H

2 2

H H 1 2 , , H 1 1 H H H 1

2

3

4

1

H

d ≤ ≤ n T u S o r U G r t e o d n e t e a l e i 1 m c m r x H o E í L f s n a r t 3 3 o X Y t u a , , 2 2 A i c X Y n , , e 1 1 t o C X Y p ° e 0 e 2 d t i r a e o c t 0 a c H a a F a b e u r 1 P



: ó z i l a e R




ST-CT-002-F Transformadores de potencial capacitivos 2 0 0 T C T S


o d a : m r a a : : . l . h g : a o . l T . c e r S a O F P P F



n ó i o x e d a n o l o o d b a d C u a c a l a n a i i e e b v d g l s i 2 r l u ó o u / l o S N 1 B L o p t i a T m i l C & a b e u r P : s e n o : : : i o e a c t i v : e d d n i a t i e t n i a e n o b l e c a C R A v m . . e A D . m p . p u m p e m H T m e e T % T o l u d ó m n u e d s á m

N Ó I S I M S N A R F T 2 0 E 0 - a e D T r N C - b T u Ó I S S C C E R I D B U S


1980 Tomo II

s o r a e t o o n n n l e e a i t o i i s c m u M e i v d l a B = = n n i o s B M I = A I


n

) F p ( a i c n a t e i c a r p o a c C a c c e r r o c

Y Y Y



m n u

e i r e S . o N

: a a a : o i n c i ó : i v o c t r a n : e r n S e b i i : ó l i n m P a i c e C c M : a a c e t I i o e n i r s e E r b d d V e a e . : S a u a v z a a i n l h h I c . F P r t c o o : : : i c . a m e e o u ñ ñ Z Z Z U F F M n N N A A % % % ó i c i d e M e o d p i T o p i u q E

o v i t i c a p a c l a i c n e t o p e d r o d a m r o o s i c n s a á r f o n o M


a b e u r P

: o i r : a i : : a : . . r c . r f u . T . e n T t e A B T a l e : . . . c d n m m m e : e s o o o A s p a n n n m a T V V V o V l N M C # k k k

2 3

) ) ) B B B B B a a + + + + i n i n 2 1 1 3 B ( B ( B m m ( ( r r C C C e e T T 1 2 3 2 l l

: a b e u r p a m : i t e l : i r ú o : e l a e a S c L L I U Q O B h d r . A c o a o e M M N F


o d a z a h c e R


: ó b o r p A

o u

a C o r r ° u o 0 C 2

s t t a W V k e n 0 d ó 1 i a c r i s s e u d t a t c e n e m e l L u q a v o i u y q e A V e s a m e r u c t a c e s n L e o a r c c i e l r p o p i a t d l m u e a i u M l r i M e n d ó a i c r u i d t c e e m L

a c r a M o p i u q e e d o p i

2 3

) ) B B B a a + + + i n i n 2 3 2 B ( B m m ( ( r r C C e e T 1 1 2 l l

. C ° S . P 0 2

W m

o c i s á f i r T o l u d

l a u t c A

o d o M A A A V V V M M M

o d a b o r p A

X H


. S . P

a C m ° i t 0 l Ú 2


V V V k k k

a m i t l Ú


n n ó ó i i s s o n n i e e r a T T i c a r a j t a e l A B T


m n u e

m n u n o c o v

s m n o c o v

c a p a c a c n e o p e

% % 5 0 0 , 5 , 0 0

c a p a c a c n e o p e

r o a m r o s n a

o o v n e e e u u t i N B e c A

r o a m r o s n a

a i c n e t C o ° p e 0 d 2 r a o t c a F

d d d d n n T n n u u S u u o r o r U o r o r G G G

o d a T n S a v U e D

- - 2 - - - B - -

a o a d d a r n a u a g v e D

2 - 3 - B - B -

o d r a a r n e a i v t e a D

1 1 1

o o d d a a z n i a g v r e e n D e

2 3 3 2 3

A B E U R P

: ó s i v e R

% % 0 0 5 , 0 , 0 1

V k o d o M


2

- B B - -

B B B

1

2

3

4

d d d n T T T n n T u S S S u u S o r U U U o r o r U G G G

≤

≤

e t r n e o e t i d l a e c m x í m r E L o f s 2 n B 3 - - - 3 a - - - B y r t 1 o t B u a A i c n e t - 1 1 1 1 o C T T T - p ° e 0 d 2 r a e o t i t e c a 1 1 1 3 2 3 c F B B B B B a a a b e r A A A A A A u 1 2 3 4 5 6 P


- 2 3 2 - B B B - -


: ó z i l a e R




ST-CT-002-G Transformadores de potencial capacitivos 2 0 0 T C T S


o d a : m a a r : : . h g : . l a o . l T . c e r S a O F P P F

: o : t d n e a i d i m l i a d C e e c o d r o r P t e s d i g . e o R N


o l u d ó n m ó i n o x u e d a n e l o b o o d d a d C u a s i c a a n a i e á g l e l v b 2 i s u d m ó u o / r l o l S 1 B L p o N t i a T m i l C & a b e u r P : s e n o : : : i a : o e v c t i i t e d d n t a e l n i a i n e o e c a v C b R A e m . D A . p . . p m u m p H e m e T m e T % T

Δ Δ Δ

Y Y Y


o l u d ó m o n i u c s á f i r T


n ó i s i m s n a r T o p e i d u q l e a n e o d i g o e i p R T a i c n e r e G

1980 Tomo II

e i r e S . o N

: a a a : o i n c i ó i : v o c t r a : e n r e n S b i ó i : l i n m P c e a i C c M : a a c t e i I n o i e r s e E r d V e e b . a : S a u z a a v a F i P n c i h I r . o o : : : t c h . a m e c ñ e ñ o Z Z Z F u A A F N M N % % % n i c i e o v i t i c a p a c l a i c n e t o p e d r o d a m r o o f s i c n s a r á T f o n o M

e o p i u q


a m i t l Ú


o d a b o r p A

o d a z a h c e R

. S . P

l a u t c A

o t o n d e a i m b a o l s r p i A

2

2

) B ) ) B B a B B a + + n + + i n 1 2 i 2 2 B m B ( B m ( ( r C r e C C e T T 2 3 l 1 3 l

2 3


2

) ) ) B B ) ) ) B ) 2 2 3 2 2 2 3 T B B B l a l a T B B l a + + + + n n + + + i n 1 1 1 3 i i 1 1 2 T T B ( B ( B m m B ( B m ( ( ( ( r r C C C C e e C C C r e T T T

a C m ° i t 0 l Ú 2

A A A V V V M M M

M S N A R G T 2 0 a E 0 - e D T r N C - b T u Ó I S S C C E R I D B U S


n n ó ó i i s s o i n n r e e a T T i c a r a j t l a e A B T

V V V k k k

N Ó I S I

r s o a e t o o n n n l e e a i t o i i c m u M s i e v d l a B = = n n i o s B M I = A I C


a i c n . C e S t . ° o P 0 p 2 e d r o t c a C a r ° F r o 0 % C 2

o l u d ó m n u e d s á m n o c

o l u d ó m n u o n d o o c M o v i t i c a W p m a c l a i c n a e c t i s l r o t p i o t l p d a t u e W M d r V o k e n d 0 a d ó 1 a i m c r r s s e u i o d f t a t l e c s n l e e i m n u l L a a q v T o i b u q y e A e s V t a i m r e u c t a c e n L s e o a r c c a b e u r P

e p m a i l i M

o p i T

a b e u r P

: ó b o r p A

% % 5 0 0 , 5 , 0 0

o v i t i c a p a c l a i c n e t o p e d r o d a m r o f s n a T


o o v n e e e u u t i B N e c A a i c n e t o C p ° e 0 d 2 r a o t c a F

i l p r i o t l d u M

: ó s i v e R

e n d ó i a c r i u d t c e e m L % % 0 0 5 , 0 , 0 1

V k o d o M

d d d d n T n T n n u S u S u u o U r o U r o r o r G G G G

o d a T n a S v U e D

3 2 - B - B - -

a o a d d r a a n a u v g e D

3

o d r a a n r e a i v t e a D

1 1

o o d d a a i n z a g v r e e D n e

2 2 2 1 2 2

d d d d d d n T T T n n n T n n T u S S S u u u S u u S o U o r o r o U r o r o U U U r r G G G G G G

≤

≤


3

a c r a M : a b : e o i u r r : a i p : : a : . . c . r a f T r T u . . e n t m : e T A B i a l t e . . . l : i e c r ú o : n d : m m m l a e s e : e p a e c S o o o A s a n n n d r . A L L I U Q O B h m c o a o a T V V o V l V e N M C # k k k M M N F


- 1 - - 1 - B - - B

3 3 - B B B -

B B B B B

A B E U R P 1 2 3 A A 1 2

B 2 T y 2 3 2 2 - B - - B - = 2 B B T 1 = B 1 B 2 B - - 3 y - 2 - 3 - 2 B - - - B T - B - = 1 B

e t r n e o e t d l e i a c m x í m r E L o f s n a r t o t u a A i c n 3 3 3 e t 1 1 1 1 B B o C - - B T T T T 1 1 1 p ° T T T e 0 d 2 r a e o t t i 1 1 1 2 2 c T T T 3 2 3 T T 2 2 e a c F = = = B B B = = B B a 1 1 1 1 1 a B B B B B a b e 1 2 3 4 5 6 A A A A r u 1 2 3 4 P


: ó z i l a e R




ST-CT-002-H Transformadores de corriente 2 0 0 T C T S


o d a : m r a a : : . h g : . l a o T . c r S . l e P a O F P F



s o l n u ó d i ó o x e d m a n o l s o o d b o a C d u a e c a l a n a i d i e b v d g l s i 2 r l u ó o u / l o o S N 1 B L i p t a T m i l C & a b e u r P : s e n o : : : i o e a c t i v : e d d n i a t i e t n i a n e a o b l e c C m R A v e . . A . m p D . p u m p e H m T m e e T % T

s o r e t o a o n n n l e e a i t o i i s c m u M e i = v a B = M n n l s B I o i = A I


n c c e r r o c

Y Y Y


e r o c a

V k V k V k

a m i t l Ú





. C S . ° P 0 2

a C r r ° o o 0 C 2 u

1980 Tomo II

W m

e i r e S . o N

: a a a : o i n c i ó : i v o c t r a n : e r n S e b i i : ó n l i o m P a i c e d C a a c M : c a e t n I i z e e i i r s E r b l i d V e a e . t : S u a a v a U h F P n . c h c r n e c I o o : : : ó . a m e o u ñ ñ Z Z Z i M c F F N i N A A % % % d e M e d o o p p i i u T q E

s t t a W V k s 0 a 1 s e u t q n e o l a v y i e u q e e c s a a r u n t o c c e s a L e r e e p u r m a i l i M

e t n e i r r o c e d r o d a r o f s n a r o c T i s á f o n o M

o p i u q e e d o p i T

a b e u r P

a c r a M : o i r : a i : : a : . . c . r f r T T u . . e n t e A B T a l e : . . . c d s m m m n e : e p o o o A s a n n n m a T V V V o V l N M C # k k k

P S

P S

C C


P S

C C

C

a C m ° i t 0 l Ú 2

A A A V V V M M M o l u d ó m o n i u c s á f i r T

o d a z a h c e R

l a u t c A

o d o M N Ó I S I M S N A R H T 2 0 E 0 a - e D T r N C T b Ó I S u S C C E R I D B U S

o d a b o r p A

. S . P


n n ó ó i i s s o n n i e e r a T T i a c a j r t a e l A B T


: e : i o : r l e e a c S d r . o a o M M N

: a b e u r p a m i t l ú a h c e F




m n u n o c e n e r r o c e r o a m r o s n a

r o r e p u s o u o m s o u

r o r e n o u o m s o u

m s o

m s o

n o c e n e r r o c e r o a m r o s n a

n o c e n e r r o c e r o a m r o s n a

: ó b o r p A

% % 5 0 0 , 5 , 0 0 a m r i f y e r b m o N

o o v n e e e u u t i N B e c A a i c n e t o C p ° e 0 d 2 r a o t c a F

A V m a c i l r p o i t d l u M

: ó s i v e R

e n d ó a i c r i u d t e c e m L % % 0 0 5 , 0 , 0 1

V k d d n n u u o r o r G G

d d n n u u o r o r G G

a a o d d r a a n u a v g e D

- - -

- - -

a o a d r r a e n a i t v e D

S , 3 2 S P , , 2 1 S P , 1 S

o d o M

o o d d a a z i n a r g v e e D n e

4

2 2

S P , , 1 1 S P

4

S ,

2

3 P S , , 1 2 P S , 1

2 2

P S , , 1 1 P S

S

1

2

1

d d ≤ ≤ n n T u u S o r o r U G G r t e o d n e t e a l e i - m m r c - x í o f E L s n a r t o t 2 2 u i a P A c , , n 1 1 e P t o C p ° e 0 e 2 d t i r a e 2 2 o c t S a c , , 1 1 a a F S a b e u 1 2 r P



: ó z i l a e R




ST-CT-002-I Apartarrayos 2 0 0 T C T S

o j a b a s r e T n e o d i c n c e e d s r o d o a r O t m a : r a u a : c : . h g : . l a o . l T . c e r S a O F P P F

: o : t d n e a i d i m l a i d C e e c o d r o r P t e s d i g . e o R N


n ó i o x e d a n o l o o d b a d C u i a c a a i e l n a v e g l b 2 i s u d ó u o r / l l S N 1 B L o o p t i a T s i m e l n C o i c & c a e b s e u s r e r t P : s e n o : : : i c e : o i t a v e d n i t t d a e l n i a i n o e e c a C b R A v m e . . A p D . m . p u m p e H m e T m e T % T

Δ Δ Δ

Y Y


n i c c e r r o c e d r o c a F

o c i s á f i r T

: a a a : o i n c i ó i : v o r c t a : e r n n S e b i ó i : i n l m P a i c e c : a C a c t o e n M e i I i r s r d e E e a . : e b z a V a u i a S F a v P n c I t h r . o o : : : i c h c . e a m e o ñ Z Z Z n F F u ñ M A A N N % % % i c i e o p i T

a b e u r P


Tomo II

c e s a W n u m e d s o y a a c r i s l r r t p t i o a t d a l r u a W M p A V

k e n 0 d ó 1 a i c r s s i u e a t d l t e l c n i e e u l L m q a v o i b u y q A e e V i s a m e r c u t a c n e s o L e a c r c e i l r a p o p i b t d m l e u a M u i r l i P M e n d ó a i c r i u t d c e e m L

s o y a r r a t r a p

1980

2 1

B A B + A n n A n ó n ó i ó i ó i c c i c c c e c e c c e S S e S S

C + A B C B + n n n A ó ó ó i i i n c c c ó c c c e e e i S S S c c e S

D +

A B C D C + n n n n B + ó i ó i ó i ó A c c c i c n c c c c ó e e e e i S S S S c c e

E A B C D n n n n n ó ó ó i i ó i ó i i c c c c c c c e c e c e c e e S S S S S

S

a i c n . C e t S . ° o P 0 p 2 e d r o t c a C a r F r ° o 0 % C 2


e i r e S . o N

e o p i u q

n ó i s i m s n a r T o p e i d u l a q e n o e i g e o p R i a i c n e r e G

l a u t c A

a C m ° i t 0 l Ú 2

A A A V V V M M M

n i c c e s a n u

. S . P

o d n o M i c

N Ó I S I

M S N A I R T 2 0 E 0 - a e D T r N C T b u Ó I S S C C E R I D B U S


a m i t l Ú

o t o n d e a i b m o a l s r p i A

n n ó ó i i s o s n n e i r e T a T i a c a r t j l a e A B T

V V V k k k

s e n o i c c e s s o

s o r e t o o a g n n n l i e e a t o i i c m u M s e i v = a B l = M n n i s B I o A = I


a c r a M : a : e o i u r r : a p : a : . : . i c . r f a r T T u . . e n t m : e A B T i a l t e . . . : i e : c r o : n d m m m l a e e : e s a o o o e c S p n A a n n d s r m a T . A L L I U Q O B c o V l V V V o a o e N M C # k k k M M N


s e n o i c c e s s o d e d s o y a r r a r a p A

s e n o i c c e s o r

s e n o i c c e s s e r

a u c e d s o y a r r a r a p A

e d s o y a r r a r a p A

s e r a l i m i s s o p i u q e n e s a b e u r p n o c y s e r o i r e t n a s a b e u r p n o c e s r a r a p m o c n e b e d s e r o l a v s o L

o d a b o r p A

o d a z a h c e R


: ó b o r p A

s e n o i c c e s

o c n i c e d s o y a r r a r a p A

a m r i f y e r b m o N W W m m 6 6 1 5 2

≤

: ó s i v e R

≤

s W o m y a n r r e s a t a V r d V a i p d r 0 0 A é 0 0 , P 5 0 2 0 1

V k o d o M

n u o r

d d d 1 n n n u u u T o r o r o r S U G G G

d d d d n n n n u u u u o o o r r r o r G G G G

d d d d d n n n n n u u u u u o r o r o r o r o r G G G G G

d d d n n T T n u u S S u o o o U U r r r G G G

o d a T n a S v U e D

-

- - - - - -

- - - - - -

- - - - - - -

- - - 4 4 -

a o a d d a r a n u a v g e D

-

- - - -

- - - -

- - - - -

- - - - -

o d a r a r n i a e v t e a D

2 3 3 3

2 3 4 4

2 3 4 5 5

- - 4 3 4 -

o o d d a a z n i a g r v e e D n e

1 2 1 2

1 2 3 1

1 2 3 4 1

6 6 6 , , 6 6 , 2 2 , , 1 , , 1 1 1 1

1 2 3 4

1 2 3

1 2 3 4 5

1 2 3 4 5

A B E U R P



a b e u r p e d e j a t l o V


: ó z i l a e R




ST-CT-002-J Cables de Potencia 2 0 0 T C T S

r s o e t o o a n n n l i g e e a t o i i c m u M s e i B v = a = M I n n l s B o i = A I


o d a : m a r a : . h g : . : a o . l l T . c e r S a O F P P F

: o : t d n e a i d i m l a i d C e e c o d r o r P t e s d i g . e o R N

n i c a t s e b u

n ó i o x e d a n o l o o b a d d u a C c a a l n a i e i e v g l b 2 i s u d ó o u / r l o l L p o S N 1 B t i a T m i l C & a b e u r P : s e n o : : : i o e a c t i v : e d d n i a t i e t n i a n e a o b l e c C m R A v e . . A D p . . p m u m p e H m e T m e T % T

Δ Δ Δ

n c c e r r o c e r o c a

Y


Y

n n ó i i ó s s o n n i e e r a T T i a c a j r t a e l A B T

o d a z a h c e R

≤ ≤

≤

l a u t c A a a r a a r a a r r r r r r r r r r e e i e e i e e i t i t t i t t i t a a a a a a d d d d n n n n n n o o o o o o c c c c c c

C C C + + + B C B A B C B A B C B + + + A A A V


V k 5

1 o k t a n 5 V t e 2 k s i a a 5 h t m 1 a s l a t a e g s i h s i d a o a r n h b e e e m l l d i u a o t e H i C p l i z T o i

a i c n . C e S t . ° o P 0 p 2 e d r o t c a C a r F r ° o 0 % C 2

P

n r a B

: ó b o r p A

s e

o c i s á f i r T : a a a : o i n c i ó : i v o r c t a n : e r n S e b i i : ó i n l o a i m P c e a a C c M : c a e i t n I z e e i i r s E r b l d i e e V . t : a u a a v a S F U h P n c . h c c I r o o : : : n e . a m e o u ñ ñ Z Z Z i M c F F N i N A A % % % e e o p i u q

o c s o n o

A A A V V V M M M

s t t l d a u W M V k e n 0 d ó 1 i a c r i s u d e t t c e n e m e l L a v i a u q A e e V u s r a m r u t c e s L e a r c e i l r p o p i t d m l u a M i l i M e n d ó i a r c u i d t c e e m L


: a b : e o i u r r : a i p : : a : . . c . r a f T r T u . . e n t m : e A B T i a l t e l . . . : i e c r o : n d : m l a e a s m m e : e p e c S o o o A s a n n n r . h m c a T V V o a o o V l V e N M C # k k k M N


a c a r a p a c n e r e e r e

o c s

m r o t c u n o a c c i l r p o n i t

W m

a b e u r P

Tomo II

o d a b o r p A

. S . P

o d o M

N Ó I S I

1980

1 6 5

a C ° m i t 0 l Ú 2

s e a

n i s i m s n a r T o e p d i l u a q n e o e i g e R o p a i i c n e r e

. % % % 0 P . 0 0 , 0 , 0 , F 0

o t o n d e a i b m o a r l s p i A

V V V k k k

M S N A R J T 2 0 E 0 - a D T e r N C T b Ó I S u C C E R I D B U S

a m i t l Ú


r t r o t c u n o

s e r o a

. % % % % 0 0 P . 0 0 , 0 , 0 , 0 , F 0

3 6 1 1

≤ ≤ ≤

V k

o d o M

d d d d n n n n n n u u u u u u o r o r o r o r o r o r G G G G

d d d d d d d d d d d n n n n n n n n n n n n u u u u u u u u u u u u o r o r o r o r o r o r o r o r o r o r o r o r G G G G G G G G G G G

a o a d d a r n a u a g v e D

- - - - - -

- - - - - - - - - - - -

a o d a r a r e n i a t v e D

t t t t t t c c c c c c e l e l e l e l e l e l e e e e e e a a l a a l a a l l l l l l l l l l a a a a a a t t t t t t n n n n n n a a a a a a P P P P P P

A B E U R P

≤

: ó s i v e R

V k

o o d d a a z n i a g v r e e D n e


D

r r r r r r o t o t o t o t o t o t c c c c c c u u u u u u d d d d n n n n n n o o o o o o C C C C 1 4 5

V k

0 o 5 V t k 3 n V a 5 2 e k t . a i 5 s 4 1 a 3 9 m a t a h e 6 l t e s s o i i a i r e d a h e i c t a e o d - i v l d i l e c n e o t a u p ó p B r a l i c P e T a


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C C C + + + B C B A B C B A B C B + + + A A A 2

4 1

2 3

4

2 3


: ó z i l a e R




Instructivo de llenado del formato de datos de prueba para medición de factor de potencia en transformadores ó reactores. 2 0 0 1 T C T S

: o : t d n e a i d i m l i a d C e c e o d r o r P t e s d i g . e o R N

o j a b 7 a r T e d n e d r O

6


2

N Ó I S I M S N A R A T 2 E 0 0 - a D T e r N C T b Ó I S u S C C E R I D B U S

2

1980 Tomo II

6

n

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c c e r r o c e

6 6

n ó i x o e d n a o 1 o l o d b C a d u a e 1 c a l a n i i a e b Y Y Y v d s g l 2 i u o ó o u / r l l p o S N 1 B L i t T a m i l C & a 6 6 6 6 b e u n n r ó ó i P i s o s n : i s n e e e r a n T T i o : : a c : a i j r t a o e c l a e : d i t v e A B T d n i t a e t n i a i n e a o b l e c C m R A v . e A . p . m D . p u m p s e H m T m o e e d T % T a n a v 3 e V d k V k V k s o d e d r o d 5 5 5 a m r o f s n a A 0 5 A A r V V V 1 0 T 1 M M M 5

) p m A ( e 2 2 2 t n 1 1 1 e i r r o C

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5

5

5


5

5

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a b e u r P

5 5 5

5

9

9 9

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: o i r : a i : : a : . . c . r f r T T u . . e n t e A B T a l e : . . . c d s m m m n e : e p o o o A s a n n n m a T V V V o V l N M C # k k k

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8 2

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0 3

o d a b o r p A

o d a z a h c e R

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o t o n d e a i b m a o l s r p i A

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o c i s á f o n o

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o d a m : a a r : : : . h g . l a o S T c r . e . l a O F P P F

2

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o d o M

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o d o M

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: ó s i v e R

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: ó b o r p A

-

e n d ó i a r c u i d t c e e m L



T S U s o d a l u c l a c s o d a t l u s e R

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: ó z i l a e R




Instrucciones para el llenado del formato de registro de datos: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Número de registro de control de calidad Información de la gerencia, subárea y subestación donde se encuentra el equipo Se indica si el equipo es monofásico o trifásico Nomenclatura del equipo de acuerdo con el manual de operación del CENACE Datos técnicos del equipo, en el caso de reactores, transformadores de instrumento, apartarrayos y cables se llenarán los datos que apliquen Condiciones de la prueba y climatológicas Orden de trabajo y fecha de realización de la prueba Si la causa de la prueba es programado por mantenimiento, por puesta en servicio o por salida o disparo del equipo (para confirmar que el equipo no esté fallado), en caso de disparo o salida se deberá de ampliar y aclarar la información en el punto 29 Observaciones Datos del equipo de medición Información de calibración del equipo de medición y número de inventario EIMP En el caso de transformadores trifásicos, el tipo de conexiones en los diferentes devanados Datos técnicos de las boquillas del equipo, estos datos solo serán llenados en los casos donde aplique Se indica la fecha de la última prueba Se indica el voltaje al cual se realizó la medición Se indica la lectura de la medición para mili Voltamperes Se indica el multiplicador Se indica la lectura en mili Voltamperes Se indica Indicar la lectura de la medición para mili Watts Se indica el multiplicador Se indica la lectura en mili Watts Se indica el modo de prueba Se indica el valor medido del porciento de factor de potencia corregido a 20 °C Se indica el valor de porciento de factor de potencia corregido a 20 °C medido durante la puesta en servicio Se indica el valor de porciento de factor de potencia corregido a 20 °C medido en la última prueba Se indica el valor medido de capacitancia Se indica el valor de capacitancia medido durante la puesta en servicio Se indica el valor de capacitancia medido en la última prueba De acuerdo con los valores obtenidos y su comparación con los de puesta en servicio y la última prueba, indicar si las condiciones del aislamiento son buenas, malas o se debe investigar Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o tendencias de la medición y las razones por la cual se realizó la prueba Con base en las observaciones se determina si el equipo se acepta o se rechaza por no cumplir con los requerimientos de la medición

31 Finalmente, se debe indicar el nombre y firma de la persona que realizó, revisó y aprobó la prueba 1980 Tomo II




Instructivo de llenado del formato de datos de prueba para medición de factor de potencia en aislamiento en boquillas n ó i c a c i r b 1 1 1 a F o ñ A

s o e t o n n n e e o i i c m u i a B = n l s B o i A n ó i c c e r r o c e d r o t c a F

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4 1

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: ó b o r p A

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2

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L L I U Q O B c

Tomo II

7

: ó s i v e R

6

5

V 4 k a b e d d d d d d d d d d d d d d d d u r o n T n n T n n T n n T n n T n n T n n n n n u S u u S u u S u u S u u S u u u u u P d S u o u o o o o o o r U r r U r r U r o r U o r o r U o r o r U o r o r o r o r o r M G G G G G G G G G G G G G G G G e i r e s e d . o N a l l i u q o B

A B E U R P

e

1980

8

a m r i f y 1 e 2 r b m o N


3

r r r r r r r r r r a 1 2 l a a 1 2 l a a 1 2 l a a l a l a l a l l l l l l 1 2 l l 1 2 l l 1 2 l l l l o C C o C C o C C o C C o C C o C C o o o o C C C C C C C C C C 1

H

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H

3

H

1

X

2

X

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X

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1 2 3 X 0 Y Y Y H


: ó z i l a e R




Instrucciones para el llenado del formato de registro de datos de una boquilla: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Datos técnicos de las boquillas del equipo, estos datos solo serán llenados en los casos donde aplique Se indica la fecha de la última prueba Se indica el número de serie de la boquilla Se indica el voltaje al cual se realizó la medición Se indica la lectura de la medición para mili Amperes Se indica el multiplicador Se indica la lectura en mili Amperes Se indica Indicar la lectura de la medición para mili Watts Se indica el multiplicador Se indica la lectura en mili Watts Se indica el modo de prueba Se indica el valor medido del porciento de factor de potencia corregido a 20 °C Se indica el valor de porciento de factor de potencia corregido a 20 °C medido durante la puesta en servicio Se indica el valor de porciento de factor de potencia corregido a 20 °C medido en la última prueba Se indica el valor medido de capacitancia Se indica el valor de capacitancia medido durante la puesta en servicio Se indica el valor de capacitancia medido en la última prueba De acuerdo con los valores obtenidos y su comparación con los de puesta en servicio y la última prueba, indicar si las condiciones del aislamiento son buenas, malas o se debe investigar Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o tendencias de la medición y las razones por la cual se realizó la prueba Con base en las observaciones se determina si el equipo se acepta o se rechaza por no cumplir con los requerimientos de la medición Finalmente, se debe indicar el nombre y firma de la persona que realizó, revisó y aprobó la prueba

1980 Tomo II




probador se conecta a una fuente de 120 V A.C. Con estas mediciones se puede calcular el factor de potencia; en la figura B1, se muestra el circuito eléctrico. El probador tiene un rango máximo de 100,000 mVA, (40 mA), a 2,500 V y sirve para probar equipo eléctrico primario como transformadores, interruptores, generadores, boquillas, apartarrayos, líquidos aislantes, cables, transformadores de instrumento, capacitores, etcétera.

Anexo B Operación de los equipos de medición de Factor de Potencia B1 Equipo Doble tipo MEU 2.5 kV B1.1. Descripción general del equipo “Doble” tipo MEU 2.5 kV

Este probador es un instrumento de corriente alterna, diseñado para pruebas de aislamiento, mide los Volts Amperes y las pérdidas en Watts a un potencial de prueba hasta 2,500 V, cuando el

I C AMPLI FI CADOR IC

IR

CAPACI TOR PATRON TRANSFORMADOR EL EVADOR DE

EQUIPO BAJ O PRUEBA

CP

RP

ALTOVOLTAJ E

I T A 120 VAC

RA C R

RB

B

Figura B1 Diagrama esquemático simplificado del equipo de medición tipo MEU 2.5 kV.

El equipo completo consiste de un probador, caja de accesorios, cables de prueba para alto voltaje y celda de prueba para líquidos aislantes. En la

figura B2 se muestra el equipo de medición preparado para su uso, así como los medidores y selectores de dicho equipo.

Figura B2 Equipo de medición marca “Doble” tipo MEU-2.5 kV. 1980 Tomo II



El probador está montado en una caja que contiene los aparatos para controlar y suministrar el alto voltaje de acuerdo con los datos de placa del equipo bajo prueba. Así mismo, contiene el circuito de medición, el amplificador, los medidores y otros componentes como el interruptor reversible y el interruptor selector de escalas. La caja de accesorios contiene la extensión de 120 V C.A., la extensión con interruptores de seguridad, cables de tierra, cables con pinzas, collares, conductores y fusibles. La conexión entre el equipo bajo prueba y el equipo probador se hace a través del cable de

BLI NDAJ E DE GUARDA

BLI NDAJ E DE TI ERRA

TERMI NAL DE TI ERRA


medición (HV), el cual tiene dos blindajes concéntricos al aislamiento del conductor central, ver figura B3. El cable está equipado con mufas en ambos extremos y tiene terminales para la medición de circuitos de guarda y tierra. El circuito de medición es el conductor central y termina en el gancho de la mufa. El circuito de guarda se conecta al primer blindaje, el cual termina en el primer anillo metálico de la mufa. El circuito de guarda está prácticamente a potencial de tierra y se usa para evitar que entren corrientes indeseables a los medidores. El circuito de tierra es el blindaje exterior, el cual termina en una base de aluminio cerca de la mufa.

TERMI NAL DE GUARDA

CONDUCTOR DE ALTO VOLTAJ E

GANCHO DE PRUEBA DE ALTO VOLTAJ E

CAMI SA AI SLANTE DE GUARDA A TI ERRA

CAMI SA AI SLANTE DE ALTO VOLTAJ E A GUARDA

NOTA: cuando esta mufa se inserta en el aparato, la conexión del conductor central y los diferentes blindajes se efectúan automáticamente.

Figura B3 Cable de medición de alto voltaje del equipo “Doble” (mufa exterior).

. El cable de baja tensión (LV) está integrado por tres conductores protegidos por un blindaje, a uno de ellos se conecta una pellizqueta en el extremo. Los otros dos conductores se ponen en corto circuito al blindaje. En el otro extremo del cable de baja tensión se encuentra una mufa terminal conectada internamente al interruptor selector de bajo voltaje (LV), esto facilita que la 1980 Tomo II

función de la prueba se logre aterrizar, guardar o no aterrizar (UST) el espécimen a probar. La celda o copa de aceite consiste en un recipiente diseñado para hacer mediciones de factor de potencia a líquidos aislantes; esta celda básicamente es un capacitor que utiliza como dieléctrico el líquido bajo prueba.




B1.2 Preparación del equipo Doble tipo MEU 2.5 kV

voltaje de medición corresponde a un valor cero.

a) Por seguridad del personal y equipo, primeramente se debe aterrizar con el cable de tierra, conectando éste a la caja y a la red de tierras de la instalación y verificando que el equipo bajo prueba se encuentre firmemente aterrizado a esa misma red y debe ser la última en retirarse. Así mismo, debe comprobarse que la fuente de alimentación de 120 V C.A., con que se alimenta el equipo de medición, debe tener su neutro aterrizado a esta red.

El interruptor del circuito se pasa a la posición de encendido (ON).

b) La clavija de la extensión de 120 V C.A. se inserta en el receptáculo localizado en el lado izquierdo del equipo. El foco piloto color verde se encenderá y la aguja del medidor debe estar inestable mientras se calienta el amplificador en aproximadamente 30 segundos. c) El conector del cable de alta tensión se inserta en el receptáculo localizado del lado derecho del equipo. Debe asegurarse que el candado fije el aro de aluminio de la mufa. d) La extensión del interruptor de seguridad se inserta dentro del receptáculo localizado en el lado izquierdo del equipo. e) El conector del cable de bajo voltaje (LV) se inserta en el receptáculo localizado en el lado derecho del equipo, asegurándose de que se fije firmemente con el seguro de dicha clavija. B1.3 Operación del equipo Doble tipo MEU 2.5 kV a) El aparato se conecta al equipo bajo prueba. El gancho del cable de alta tensión (HV) se conecta a una terminal del equipo bajo prueba y la otra terminal del equipo es aterrizado a través del cable de baja tensión (LV). b) Preparación de los controles del equipo de medición.

El control de voltaje se gira en contra de las manecillas del reloj hasta el tope, con lo cual el 1980 Tomo II

El switch selector debe estar en la posición intermedia (CHECK). El switch de rango debe estar en la posición más alta (HIGH). El switch de los mVA debe estar en el multiplicador más alto (2,000). El switch de los mW debe estar en el multiplicador más alto (2,000). El switch LV debe estar en la posición de aterrizado (GROUND). El switch reversible debe estar en cualquier posición extrema, ya que en la posición central desconectará la alimentación en el equipo de medición y éste no funcionará. c) El control de ajuste del medidor (METER ADJ ) se debe girar hasta el tope en sentido contrario a las manecillas del reloj. d) El switch de seguridad del operador se cierra haciendo presión con él. Este switch se localiza a un costado de la tapa de la caja protectora del equipo, con lo cual el foco piloto de color verde debe apagarse y energizarse el relé. Si esto no sucede, la polaridad de la alimentación del equipo de medición está invertida y para corregirla basta invertir la clavija de la fuente de alimentación. Si con esto el relé no cierra y la lámpara verde no se apaga se debe usar el capacitor de tierra suministrado con el equipo, para lo cual se conecta al circuito de la fuente uniendo la pinza de la red de tierra y entonces se inserta el enchufe al circuito de la fuente, antes de conectar la extensión de 120 V C.A. del equipo de medición. e) El switch de la extensión de seguridad se cierra, causando que se encienda la lámpara piloto roja.



f) Observando el vóltmetro el operador debe elevar gradualmente el voltaje a 2.5 kV girando la perilla del control de voltaje en el sentido de las manecillas del reloj, (el vóltmetro indica el voltaje aplicado al equipo bajo prueba). Si el interruptor general de alimentación del aparato de medición se dispara antes de llegar a 1.25 kV indicados en el vóltmetro del aparato, el equipo bajo prueba podría estar fuera de rango del equipo de medición (La capacidad del equipo de medición no es suficiente para realizar la prueba). Si el interruptor se dispara entre 1.25 y 2.5 kV, la prueba debe realizarse a un voltaje más bajo, para adecuar la capacidad del equipo de medición, ver instrucciones en la punto B3.1 inciso g (pruebas a voltaje reducido). g) Lectura y registros de los mVA. h) Con el switch selector en la posición intermedia (CHECK) y a un voltaje de prueba de 2.5 kV la aguja del medidor de mVA y mW se ajusta para leer 100 (escala plena), girando la perilla de control denominada ajuste de medición (METTER ADJ ). i) El operador debe mover el switch selector de la posición intermedia a mVA, y seleccionar la posición del switch de rango hasta obtener en la escala una deflexión que se ubique preferentemente en el tercio medio, el cual se obtiene moviendo el rango y el multiplicador de los mVA.

Por ejemplo, con el switch de rango en alto (HIGH) y lecturas en el medidor menor a diez divisiones, se pasa el switch de rango a la mitad (MED). Si en las lecturas del medidor vuelve a obtenerse menos de diez divisiones, el switch de rango se pasa a bajo (LOW). j) El switch del multiplicador de mVA se lleva a la posición en que el valor medio registre una deflexión tal que ocurra lo más próximo al tercio medio de la escala, en ese momento se anota separadamente este valor. 1980 Tomo II


k) El valor obtenido en el punto anterior se verifica cambiando al extremo contrario el switch reversible (REV. SWITCH), si se observa alguna diferencia en las lecturas, ésta se debe seguramente a la exposición del equipo bajo prueba a una interferencia electrostática, debido a la cercanía del mismo a líneas o equipo energizado. Si éste es el caso, las dos lecturas obtenidas se promedian, sumándolas y dividiéndolas entre dos, éste es el valor que se registra en el formato de datos de prueba. l) Debe registrarse el valor del multiplicador con el que se obtuvo la lectura de los mVA. m)Lectura y registro de los mW. n) Las pérdidas en mW del equipo bajo prueba, se miden y registran usando el multiplicador de escala que se requiere para los mW, pero conservando invariablemente el mismo rango con que se obtuvo la lectura de los mVA, (HIGH, MED o LOW). o) Se debe cambiar el switch selector de la posición mVA a mW. La perilla de ajuste de mW se gira hasta obtener el mínimo valor, sin importar el sentido de giro en esta perilla. El multiplicador mW se reduce sucesivamente (sin cambiar el rango inicial), hasta en tanto se obtenga la mínima lectura y que pueda leerse. Los mW se leen en el medidor en la proximidad de la mitad de la escala. Una vez obtenida esta mínima lectura, se verifica su polaridad con la perilla llamada polaridad (Polarity) con lo cual al girar ésta lentamente en el sentido de las manecillas del reloj, se debe fijar la atención hacia donde tiende a desviarse la indicación de los mW. Si la desviación sucede hacia la izquierda la lectura obtenida se considera positiva; si sucede la desviación de la aguja de los mW hacia la derecha, la lectura se considera negativa. Debe registrarse la lectura obtenida con su signo. p) Registro de la capacitancia MEU 2.5 kV. Debe registrarse la lectura obtenida en el contador



de “pF” en la perilla del ajuste mínimo de los miliwatts (mW) y multiplicarla por la constante que corresponda al selector de rango considerado para las lecturas de los mVA (HIGH x 100; MED x 10; LOW x 1). El resultado obtenido es la capacitancia medida. El valor de capacitancia registrado se comprueba con el valor calculado utilizando la constante del equipo multiplicada por los mVA leídos, a través de la siguiente ecuación B1. VI

C =

k =

2

2π f V

[B1] [B2]

donde: VI ,

mVA Leídos

V ,

Voltaje de prueba elevado al cuadrado en Volts.

2

F,

Frecuencia del voltaje de la fuente de alimentación (60 HZ)

π ,

3.1416

k,

Constante del equipo

Nota:

para pruebas efectuadas a 2,500 V la constante k = 0.425.

q) Inmediatamente después se debe cambiar el switch reversible a su siguiente posición extrema y ajustar de nuevo a la mínima lectura, una vez establecida verifique su polaridad. Si las dos lecturas obtenidas son positivas, súmelas y divídalas entre dos y ésta será la que registre en el renglón de mW. Si de lo contrario, una lectura es positiva y otra negativa, haga la resta y divida el valor obtenido entre 2 y ésa es la lectura que se registra en el formato de prueba. r) Se registra de nuevo la capacitancia según el punto B2.1 inciso h. 1980 Tomo II

s) Asimismo, anote el multiplicador con que obtuvo estos valores. Estas diferencias de valores se deben como en la lectura de mVA, a interferencias electrostáticas. t) Regresar los controles a su posición original.

El switch selector se regresa a su posición intermedia (CHECK). El control de voltaje se gira para regresar a cero el voltaje de prueba. Los dos switch de seguridad se abren.

= k × mVA ( pF )

1 2π f V 2


De este modo la señal de la lámpara roja se apaga, encendiéndose la lámpara verde. Los multiplicadores de los mVA y mW, así como el switch de rango se posicionan en sus valores más altos. Si se van a efectuar mediciones subsecuentes a equipos similares en ese momento, los interruptores de los multiplicadores y rango no se moverán. u) Cálculo del factor de potencia al equipo probado.

El factor de potencia en por ciento del equipo probado se calcula de la forma ya conocida. % Factor de potencia =

mW mVA

× 100

[B3]

B2 Equipo Doble tipo M2H 12 kV B2.1 Descripción del equipo “Doble” tipo M2H-12 kV

Es un equipo de corriente alterna diseñado para pruebas de aislamiento eléctrico en campo mediante mediciones de pérdidas dieléctricas, corriente, factor de potencia y capacitancia; aplica voltajes de hasta 12 kV cuando el probador se conecta a una fuente de 120 V, C.A., 60 Hz. El factor de potencia de aislamiento del espécimen bajo prueba se calcula midiendo corriente y pérdidas en Watts, (ver figura B4).




Figura B4 Equipo de medición marca “Doble” tipo M2H 12 kV.

Este equipo tiene una capacidad máxima de 200 mA y se recomienda para probar boquillas, mufas, aisladores, interruptores, apartarrayos, aceites aislantes, transformadores de instrumento, transformadores de potencia de cualquier tamaño y cables de longitud aproximada de hasta 100 pies (30.54 m). El equipo consiste de 5 elementos: probador (en dos unidades), cables de prueba para alto voltaje, caja de accesorios y celda de prueba para líquidos aislantes.

1980 Tomo II

Las dos unidades del probador constan de: tablero de instrumentos, que contienen el vóltmetro, medidor de corriente y Watts, amplificador electrónico y otros componentes, así como caja del transformador, el cual contiene los equipos necesarios utilizados para el control y la alimentación del alto voltaje que se aplica al espécimen. El resto de los componentes son similares a los del MEU-2,500 V.



Características: a) Capacidad para efectuar pruebas a cualquier voltaje entre 2 y 12 kV a escala completa. b) Capacidad para utilizarse en campo bajo condiciones de inducción electromagnética y electrostática. c) Cuenta con medios para efectuar mediciones a dispositivos aterrizados y sin aterrizar. d) Cuenta con instrumentos que permiten las lecturas directas del voltaje aplicado, corriente total de carga, pérdidas dieléctricas y capacitancia. e) Construcción robusta. f) Cuenta con un dispositivo de seguridad para protección del operador y ayudante. g) Posee un circuito de guarda que no requiere compensación para uso general en transformadores. Esto permite mediciones directamente del aislamiento a tierra y entre devanados (CH, CL, CHL, etc.). B.2.2 Preparación del equipo tipo M2H - 12 kV a) Se debe instalar el probador sobre una superficie nivelada y colocar en la parte superior la caja de medición interconectándolas como se observa en la Fig. B.4, mediante el cable preparado para tal fin. b) Por seguridad del personal y del equipo, primeramente conecte la tierra del equipo, asegurándola con un giro de media vuelta a la derecha. Al terminar las mediciones esta conexión es la última en retirarse en una secuencia inversa. c) Verifique que el ICC se encuentre desconectado; inserte la clavija de la extensión de 120 V C.A. en el receptáculo localizado en el frente de la caja del equipo. De ese modo, se enciende la lámpara piloto verde como indicación de que el suministro de C.A. ha sido conectado. Por otro lado se observa una 1980 Tomo II


deflexión instantánea de la aguja del medidor analógico de corriente y potencia. d) La terminal de alta tensión (HV) se inserta en el receptáculo localizado en el lado derecho del probador hasta que quede perfectamente asegurado el aro de aluminio de la terminal a la caja, con lo que se aterriza también la malla de blindaje del cable. e) La extensión con switch de seguridad se inserta en el receptáculo localizado en el lado derecho del probador. Este switch lo debe operar un ayudante que actúa como supervisor de seguridad. f) Dos terminales de bajo voltaje (LV) son provistas para ser usadas en cualquiera de los circuitos de medición (tierra, guarda y UST). Las terminales vienen identificadas por los colores azul, rojo y se insertan en el receptáculo del color correspondiente al frente del probador. B.2.3 Operación del equipo tipo M2H 12 kV a) Antes de proceder a efectuar las conexiones para realizar la medición, se debe asegurar que el equipo a probar esté desenergizado, descargado y aislado completamente del sistema. b) El gancho del cable de alta tensión (HV) se conecta a la terminal del equipo a probar. c) El cable y/o los cables de baja tensión (LV) se deben conectar a las terminales del equipo bajo prueba de acuerdo con la medición que se requiera realizar (GROUND, GUARD, UST ), así como las conexiones externas necesarias. d) Preparación de controles del equipo de medición.

El control de voltaje se gira en contra de las manecillas del reloj hasta el tope, con lo cual el voltaje de prueba corresponde a un valor cero. El interruptor del circuito se pasa a la posición de encendido “ON”.



El switch selector debe estar en la posición intermedia (CHECK). El switch reversible debe estar en una posición extrema, ya que en la posición central desconecta la alimentación en el equipo de medición y éste no funciona. El switch multiplicador de corriente debe estar en el multiplicador más alto (100). El switch multiplicador de Watts debe estar en el multiplicador más alto (1K). El switch ICC debe estar en la posición “OFF”. El switch LV se coloca en la posición deseada. El control de ajuste del medidor METER ADJ , se debe girar hasta el tope en sentido contrario a las manecillas del reloj. e) Se energiza el equipo bajo prueba.

Los interruptores de seguridad se cierran con lo cual se encienden los focos piloto de color ámbar y rojo respectivamente. El operador debe observar el vóltmetro y elevar gradualmente el voltaje a 10 kV girando la perilla de control de voltaje en el sentido de las manecillas del reloj, (el vóltmetro, indica el voltaje aplicado al equipo bajo prueba). Si el interruptor general de alimentación del equipo de medición se dispara antes de llegar a 2 kV indicados en el vóltmetro del aparato, el equipo bajo prueba estará fuera del rango del equipo de medición. La capacidad del aparato de medición no es suficiente para realizar la prueba, si el interruptor se dispara entre 2 y 10 kV. La medición debe realizarse a un voltaje menor de 10 kV para adecuar la capacidad del equipo de medición. NOTA: El equipo de medición M2H está equipado con un dispositivo especial de seguridad el cual previene que sea aplicado alto voltaje inmediatamente después que ha sido abierto el switch local del operador. En otras palabras, una vez abierto el switch local (o si accidentalmente se desconectasen las 1980 Tomo II


terminales de voltaje o tierra), el voltaje aplicado se abate a cero y no podrá restablecerse, sino hasta que el control de voltaje se ha regresado completamente a la izquierda (hasta cero).

f) Se verifica el equipo de medición.

Con el voltaje de prueba y el selector en posición “CHECK”, la aguja de medición de Watts y corriente se ajusta a 100 mediante la perilla METER ADJ . Se coloca el switch de reversa en su otra posición extrema “ON” para invertir la polaridad del voltaje de la fuente. Se verifica de nuevo el 100 de la escala anterior. Si la lectura ha cambiado más de una división, debe ajustarse con el control METER ADJ . El ajuste final debe ser tal que la lectura promedio para ambas polaridades del interruptor reversible sea 100. g) Lectura y registro de los miliAmperes.

Se mueve el interruptor selector de la posición intermedia CHECK hacia el lado del multiplicador de corriente (I), CURRENT MULTIPLIER . Se gira el selector multiplicador de corriente (empezando con la escala más alta) hacia la izquierda hasta obtener un valor en el cual la máxima deflexión de la aguja quede lo más cercano al centro de la escala, efectuándose la primera lectura. El switch reversible se coloca en su posición extrema “ON ” y una segunda lectura (sin modificar la posición del multiplicador de corriente) se debe efectuar. El promedio de estas dos lecturas se multiplica por el multiplicador de corriente seleccionado y este producto es la corriente calculada, que se anota en el formato correspondiente. NOTA: Estas dos lecturas de corriente encontradas deben ser razonablemente



similares y el multiplicador de corriente el mismo para cada caso, si no es así podría ser indicio de presencia excesiva de interferencia.

h) Lectura y registro de la potencia (W).

El switch selector (multiplicador de Watts (W)) se mueve hacia el lado derecho, el multiplicador de corriente debe permanecer en la misma posición y el switch multiplicador de Watts debe estar en la posición del mayor rango.

obtenido entre 2 y es la lectura que se anota en el formato de prueba. Anote asimismo el multiplicador obtenido con estos valores (que deberá ser el mismo para ambos casos). NOTA: En caso de que el aparato esté provisto de indicador de polaridad automático y la lectura del medidor sea de dos divisiones o menos, la polaridad se debe verificar como sigue:

El control WATTS ADJ , se gira en el sentido en que se observe un decremento de lectura registrada en la carátula, hasta el valor mínimo.

Con la perilla del ajustador de Watts incrementar el valor de la lectura a un valor mayor de dos divisiones. Girar en sentido de las manecillas del reloj la perilla del ajustador del medidor de Watts.

Se reduce sucesivamente el multiplicador de Watts hasta en tanto se obtenga la mínima lectura lo más cercano posible a la mitad de la escala. Se reajusta el control WATTS ADJ , para asegurarse que el valor obtenido es el mínimo. Obtenida esta lectura mínima, se verifica su polaridad con la perilla llamada “Polarity”. Esta perilla se gira lentamente en sentido de las manecillas del reloj, se debe fijar la atención hacia donde tiende a desviarse la aguja; si es hacia la izquierda la lectura obtenida se considera positiva y si es hacia la derecha, se considera negativa. Debe registrarse la lectura obtenida con su signo. Inmediatamente después, se debe cambiar el switch reversible a su siguiente posición extrema y ajuste de nuevo la mínima lectura conservando el mismo multiplicador de la lectura anterior; una vez establecida se debe verificar su polaridad. Si las dos lecturas obtenidas son positivas, se suman y dividen entre 2 y se registra en el renglón de los Watts. De lo contrario, si una lectura es positiva y otra negativa, haga la resta y divida el valor

Observar y registrar la polaridad que marque el medidor. Registro de la capacitancia

Para este cálculo debe leerse el contador de picofaradios (pF) y Watts anotados en los pasos anteriores y debe multiplicarse el promedio de estas dos lecturas por el factor que señale la casilla CAP MULT ubicada arriba del selector CHECK . NOTA: El valor de capacitancia registrado se comprueba con el valor calculado utilizando la constante del equipo multiplicada por la corriente leída, a través de la siguiente ecuación:

I = 2π f C V C =

k =

Tomo II

I

[B4] = k × mA ( pF )

2π f CV

[B5]

I 2π f CV

[B6]

donde: I,

1980


Corriente leída en miliAmperes



V, Voltaje de prueba en Volts f,

Frecuencia del voltaje de la fuente de alimentación (60 Hz)

π,

3.1416

k,

Constante del equipo

Nota:

i) Regresar los controles a su posición original.

El switch selector se regresa a su posición intermedia CHECK . El control de voltaje se gira para regresar a cero el voltaje de prueba. El switch multiplicador de Watts se gira a la izquierda hasta su tope (máximo multiplicador). Los dos interruptores de seguridad se abren, apagándose las señales de las lámparas roja y ámbar y encendiéndose la lámpara verde. j) Cálculo del factor de potencia al equipo probado.

El factor de potencia en porciento, se calcula de acuerdo con la expresión:

% FP =

Watts×10−1 miliVolt − Amperes miliWatts

miliVolt − Amperes

ó

× 100

B.3 Medidor de factor de potencia Delta-2000 B.3.1 Operación del medidor de factor de potencia Delta-2000

Un operador que se encuentre familiarizado con lo contenido en el Manual de Operación AVTM672001A para DELTA – 2000 (Equipo Probador Automático de Aislamientos Cat. No. 672001), los ajustes de prueba y la operación del equipo probador puede realizar el ajuste de las mediciones, siguiendo el procedimiento de operación condensado de la tapa del equipo 1980 Tomo II

probador. El panel de la pantalla de cristal líquido LCD y los controles e interruptores del panel frontal tienen su significado con la operación de los controles del operador del equipo probador. a) Remueva todas las tierras de seguridad del objeto bajo prueba que va a ser probado.

para mediciones efectuadas a 10,000 V la constante k = 265.

% FP =


b) Para almacenar los datos, inserte la llave de datos en el receptáculo del panel frontal y gire un cuarto de vuelta en sentido de las manecillas del reloj. c) Cierre el interruptor principal. La lámpara blanca de POWER debe encender. La pantalla de inicio aparecerá; realizar el autodiagnóstico, antes que la pantalla de prueba sea desplegada. d) Ajuste el control del CONTRAST si desea un mejor ángulo de visibilidad. e) Examine la operación de los bloques de estado en la primera pantalla de prueba para ver si los ajustes para realizar las mediciones son de la manera deseada. Si es necesario presione el botón de MENU para realizar los cambios necesarios. f) A esta vez, el operador puede imprimir el encabezado o puede introducir los datos de identificación del equipo, ID. No. y/o la Temperatura utilizando el lector de código de barras opcional. La introducción de los datos debe realizarse antes de que las mediciones sean completadas. Presione el botón de HEADER para enviar el encabezado de registro a la impresora. Presione el botón ID. NO. para introducir el Número de Identificación de la prueba. El operador puede introducir este número por medio del lector de código de barras. Si el botón de ID. NO. es presionado inadvertidamente, el operador puede salir presionado directamente el botón bajo la palanca CANCEL de la pantalla. Presione el botón TEMPERATURE para introducir la temperatura, el operador puede introducirla también por medio del lector de código de barras. Si el botón de temperatura es



presionado inadvertidamente, el operador puede salir presionando directamente el botón bajo la palabra CANCEL de la pantalla. g) Seleccione la configuración de puntas de medición de bajo voltaje deseada, presionando el botón apropiado UST/GST. La configuración de puntas seleccionadas aparecerá en la línea superior de la pantalla de pruebas. h) Los siguientes siete modos son posibles, utilizando las puntas de medición azul o rojo, y pueden ser seleccionadas por el operador:

UST: Tierra Rojo, Medición Azul UST: Tierra Azul, Medición Rojo UST: No Aterrizada, Medición entre Rojo y Azul GST: Sin Guarda GST: Guarda Azul, Tierra Rojo GST: Guarda Rojo, Tierra Azul GST: Guarda Rojo y Azul, No aterrizado GST: Guarda Rojo y Azul, No aterrizado UST= Objeto bajo prueba No aterrizado GST= Objeto bajo prueba Aterrizada i) Cierre los interruptores de seguridad. j) Ponga el Control de Alto Voltaje a Cero. k) Presione el botón blanco de HV ON cuando este listo para energizar el circuito de Alto Voltaje. La lámpara roja de encendido se iluminará y los símbolos indicadores de presencia de voltaje aparecerán en la pantalla. ADVERTENCIA: Ahora, se encuentra presente el alto voltaje en las terminales del objeto bajo prueba.

l) Ajuste el control de alto voltaje para obtener el voltaje de medición deseado. Los valores del voltaje de prueba y la corriente son mostrados en la pantalla. 1980 Tomo II


NOTA: Si excede los 200 mA, el mensaje “MAXIMUN kVA REACHED – USE INDUCTOR” (Máximo kVA extendido – Use el Inductor) aparecerá. Si la corriente excede los 210 mA, el alto voltaje se apagará y el mensaje “OVERCURRENT TRIP OUT – PRESS ENTER TO CONTINUE” (Disparo de salida protección de sobre corriente – Presione Enter para continuar) aparecerá. Si el ajuste del control de alto voltaje es cambiado de manera accidental durante la medición el mensaje de error “SETTING OF HIGH VOLTAJE CONTROL HAS CHANGED, PRESS ENTER TO CONTINUE” (El ajuste del control de alto voltaje ha cambiado, presione Enter para continuar) aparecerá en la pantalla.

m)Presione el botón de MEASURE cuando este listo para realizar la medición. Esto hará que se encienda la luz roja de operación (a la derecha del botón de MEASURE ) e inicializará la medición de la prueba. Cuando la prueba esté completada, el voltaje de medición es removido desde el objeto bajo prueba y los resultados son desplegados en la pantalla. La luz roja de HIGH VOLTAGE ON permanecerá encendida, indicando que el circuito de alto voltaje esta habilitado. La operación de la lámpara roja puede ser parada. n) En este punto, el operador puede enviar el encabezado de registro directamente a la impresora presionando el botón que se encuentra debajo de la palabra HEADER en la pantalla. El operador puede también seleccionar guardar los datos de prueba directamente en la llave de datos, presionando el botón que se encuentra debajo de la palabra RECORD en la pantalla (Si la opción de PRINT&STORE , los resultados también serán enviados a la impresora). o) El operador puede ahora escoger realizar otra medición. Si los interruptores de seguridad han sido removidos (abiertos), presione el botón NEW TEST para que aparezca la primera



pantalla. En este caso, regrese al paso e y repita el procedimiento. Si los interruptores de seguridad han permanecido cerrados, al presionar el botón de NEW TEST aparecerá la pantalla de “nueva prueba”. Si este es el caso el operador puede entonces seleccionar otra configuración de las puntas y presionar el botón apropiado de la configuración de las puntas de bajo voltaje (La nueva configuración de las puntas de medición aparecerá en la línea superior de la pantalla). p) Presione el botón de RECALL VOLTAGE para reaplicar el alto voltaje (el mismo voltaje que el de la prueba anterior) al objeto bajo prueba sin la necesidad de ajustar a cero el circuito de alto voltaje (si es necesario, reajuste el control de alto voltaje para obtener el voltaje de medición deseado). Al presionar el botón de RECALL VOLTAGE aparecerá la segunda pantalla de prueba. ADVERTENCIA: Ahora, se encuentra presente el alto voltaje en las terminales del objeto bajo prueba.

q) El operador puede ahora escoger realizar otra prueba. Si los interruptores de seguridad han sido removidos (abiertos), presione el botón NEW TEST para que aparezca la primera pantalla. En este caso, regrese al paso e y repita el procedimiento. Si los interruptores de seguridad han permanecido cerrados, al presionar el botón de NEW TEST aparecerá la pantalla “nueva prueba”. Si este es el caso el operador puede entonces seleccionar otra configuración de las puntas y presionar el botón apropiado. r) Presione el botón de RECALL VOLTAGE para reaplicar el alto voltaje (el mismo voltaje que el de prueba anterior) al objeto bajo prueba sin la necesidad de ajustar a cero el circuito de alto voltaje (si es necesario, reajuste el control de alto voltaje para obtener el voltaje de prueba deseado). Al presionar el botón de RECALL


VOLTAGE aparecerá la segunda pantalla de prueba. s) Presione el botón MEASURE para iniciar la siguiente prueba. Los nuevos resultados de prueba serán desplegados. El número de pruebas será incrementado por cada prueba realizada cuando la llave de datos se encuentra insertada. t) Repita los pasos todas veces que desee repetir pruebas o para seleccionar un modo de prueba diferente UST/GST (la configuración de las puntas de bajo voltaje), o los cambios de voltaje de prueba. u) Cuando las pruebas estén completadas, regrese el control de alto voltaje a la posición de cero, presione el botón rojo de HIGH VOLTAGE OFF , (Apagado de Alto Voltaje), o abra un interruptor de seguridad, y ponga el interruptor principal en OFF (Apagado). En caso de emergencia Máxima capacitancia medible:

La tabla B.3.1 muestra la capacitancia medible. Este puede ser incrementado hasta 1.1 µF a un voltaje de prueba de 10 kV utilizando el (Opcional) Inductor Resonante. El alto voltaje puede ser interrumpido inmediatamente presionando el botón rojo de HIGH VOLTAGE OFF (apagado del alto voltaje), o abrir uno de los interruptores de seguridad, o apagando el interruptor principal. ADVERTENCIA: Descargue las terminales del objeto con una pértiga de descarga en todas las partes vivas, verifique que las conexiones de tierra se encuentran perfectamente antes de desconectar las puntas. Siempre desconecte los cables de prueba del objeto bajo prueba antes de desconectarlos del equipo de medición. El cable de tierra del equipo debe ser el último en ser desconectado

. 1980 Tomo II




Tabla B.3.1 Máxima capacitancia medible Voltaje de Prueba (kV)

2.5 & menor 4.0 5.0 6.0 8.0 10.0 12.0

Supresión y interferencia:

condiciones

Capacitancia Máxima (µF) (100 mA de servicio continuo) 60 Hz 0.11 0.066 0.052 0.044 0.033 0.026 0.022

máximas

50 Hz 0.11 0.080 0.062 0.053 0.040 0.031 0.026

de

Un circuito de cancelación de interferencia automático que evita al operador problemas de operación de equipo probador en interferencias de hasta 765 kV, cuando opera directamente bajo o cerca de líneas vivas o buses de traba. B.4 Medidor de factor de potencia M4000 B.4.1 Operación del medidor de factor de potencia M4000

El equipo de análisis M4000 está diseñado para realizar pruebas en campo a equipos de alta tensión. B.4.2 Conexiones del M4000 a) Cada uno de los puntos de conexión de los diferentes cables del M4000 ha sido diseñado para que únicamente acople el cable correspondiente. b) El cable de seguridad de puesta a tierra es la primera conexión que debe realizarse antes de comenzar una prueba y la última en desconectarse una vez finalizadas. c) Conectar el Controlador M4000 y el Instrumento M4000 a la tensión de red 220 V empleando los cables adecuados. El carro de transporte incluye tomas de corriente para 1980 Tomo II

Capacitancia Máxima (µF) (200 mA para 15 minutos) 60 Hz 0.11 0.11 0.11 0.088 0.066 0.052 0.044

50 Hz 0.11 0.11 0.11 0.106 0.080 0.062 0.053

facilitar esta operación en caso necesario. d) Conectar entre sí el Controlador M4000 y el Instrumento M4000 utilizando el cable adecuado. e) Conectar el gálibo de seguridad" SAFETY STROBE" al Instrumento M4000. El Instrumento funcionará igualmente si no se realiza esta operación. f) Conectar el sensor de temperatura y humedad relativa "REMOTE SENSOR" al Instrumento M4000. Este sensor registra automáticamente la temperatura y humedad relativa en el lugar que se esté realizando la prueba. Este sensor dispone de un imán que debe ser adosado a una estructura de acero puesta a tierra, y debe situarse de tal modo que refleje fielmente la temperatura y humedad relativa en el lugar de la prueba. El Instrumento M4000 funcionará igualmente si no se realiza esta operación. g) Conectar los dos pulsadores de seguridad "SAFETY SWITCHES" al Instrumento M4000. h) Conectar, cuando sea necesario, uno o los dos cables de baja tensión "LOW VOLTAGE LEADS", rojo o azul, al Instrumento M4000. i) Conectar el cable de alta tensión "HIGH VOLTAGE" al Instrumento M4000.



j) Comprobar que dicho cable se ha conectado correctamente y ha sido enclavado en su conexión correspondiente. Puesta en funcionamiento del M4000 a) Accionar el interruptor del Instrumento M4000 pasando de la posición "O" a “I” b) Accionar el interruptor del Controlador M4000 situado en la parte lateral pasando a la posición "I". (ASEGURARSE QUE ANTES DE REALIZAR ESTA OPERACION LA UNIDAD DE DISCO SITUADA BAJO EL TECLADO ESTE VACIA). B.4.3

Operaciones del M4000

El M4000 puede realizar una prueba en dos modos de ejecución: Modo Clipboard o Modo DTA. En el Modo Clioboard , el usuario puede realizar una o varias pruebas según su elección. Los resultados de dichas pruebas son visualizados automáticamente en forma de tabla. Esta visualización permite al usuario realizar hasta 20 pruebas diferentes, las cuales pueden ser almacenadas en disco y/o impresas. En el Modo DTA, el usuario puede realizar pruebas cuyos resultados son automáticamente grabados en el programa DTA. Para realizar una prueba, el usuario debe crear un nuevo archivo de prueba utilizando el Data Ma1lager de DTA, o puede editar una prueba realizada con anterioridad. El usuario deberá introducir los parámetros requeridos por el programa en la forma que éste los solicite. Para mayor aclaración del Data Mal1ager de DTA Y cómo introducir información, se puede recurrir al “ Manual de instrucciones DTA”. El M4000 posee una gran flexibilidad de operación. El usuario podrá optimizar esta flexibilidad escogiendo el modo de ejecución adecuado, por ejemplo, cambiando parámetros del tipo de prueba, modo de visualización, etc. En principio, DOBLE prepara las opciones de prueba más comunes para realizar en campo, y con un uso normal estas opciones deberían ser 1980 Tomo II


suficientes. No obstante, una vez que el usuario se ha familiarizado con el M4000, estas opciones pueden ser cambiadas si lo desea mediante la selección CONFIGURATION del MENU. B.4.4

Menú M4000

La barra de menú que muestra la pantalla del Controlador cuando éste es accionado es la siguiente: Help Run Mode Exit

Configuration Diagnostics

Cada una de estas opciones se puede desplegar en varios submenús. Esta operación se puede realizar eligiendo uno de los métodos siguientes: El cursor del ratón se presenta en modo de flecha en la pantalla. Para desplegar los submenús, se mueve la flecha con el sensor del ratón hasta colocarla sobre la opción deseada. Una vez realizada esta operación, se presiona el pulsador del ratón y las nuevas opciones aparecen en la pantalla. Existe la posibilidad de acceder a la barra de menú mediante el teclado, presionando simultáneamente la tecla y la letra resaltada de cada opción de menú. Por ejemplo, pulsando se activa la opción Help, la de Exit , etc. Una vez desplegadas las nuevas opciones, se puede acceder a ellas mediante el ratón como se explicó anteriormente o bien mediante el teclado, para lo cual se necesita presionar las teclas de cursor Up ( ↑ ) o Down ( ↓ ), según proceda. Una vez puesto el cursor en la nueva opción deseada, se presiona- la tecla o bien la tecla resaltada de la nueva opción.. Por ejemplo “G" para General Help o "S" para Screen Help . Para desactivar las nuevas opciones y volver a la barra de menú inicial, colocar la flecha del ratón fuera de las nuevas opciones de menú y presionar el pulsador del ratón. Para desactivar estas opciones con el teclado, presionar la tecla y aparecerá la barra de menú inicial. En este



momento la barra de menú sigue activada. Para desactivarla pulsar nuevamente la tecla . Estas opciones sólo aparecen cuando está visible la barra de menú. Si el usuario está en la pantalla

1980 Tomo II


del Modo DTA, no hay posibilidad de desplegar las opciones del Modo Clipboard , que únicamente aparecen cuando este modo es seleccionado.




Anexo C Resumen del procedimiento para la medición de factor de potencia en aislamiento de equipo eléctrico ST-CT-002 Procedimiento para medición de factor de potencia en aislamiento de equipo eléctrico ST-CT-002

La finalidad de esta medición es la detección de los parámetros eléctricos de los aislamientos tales como la capacitancia, factor de potencia y pérdidas dieléctricas. Un incremento apreciable de las pérdidas dieléctricas en C.A., (mVA) o factor de potencia de un aislamiento indica deterioro.

En que consiste la medición


Equipo de medición

Cambios en la capacitancia C del equipo indica cambios en las propiedades físicas del aislamiento y desplazamientos en los devanados. El factor de potencia de un dieléctrico es una indicación de sus pérdidas por unidad de volumen. Este factor se incrementa debido a las siguientes condiciones: envejecimiento, contaminación, fallas, esfuerzos eléctricos, degradación, etc. Equipo de medición de factor de potencia


Valor límite de FP para transformadores de potencia nuevos es de 0.5%, para transformadores en operación el límite de FP es 1%. Para valores superiores a 1%, el aislamiento debe investigarse.


Cualquier incremento en los valores de capacitancia y FP, indica deterioro del aislamiento

Correcciones

Para corregir el FP a 20 °C, el FP medido debe multiplicarse por el factor de corrección mostrado en la tabla 4 de este procedimiento. Factor de potencia ( pérdidas en Watts) (100) FP = (Voltaje de prueba) (corriente total ) Factor de disipación


Factor de disipación ( FD ) = tan δ =

I R I C

I R , Corriente resistiva (mA) I C , Corriente capacitiva (mA)

Recomendaciones

1980 Tomo II

Para realizar la comparación con mediciones anteriores, los valores de factor de potencia deben ser corregidos a 20 °C. En transformadores de potencia, el devanado de bajo voltaje normalmente no se prueba. Para realizar la medición en transformadores de potencial, se deben poner en corto circuito las dos boquillas del devanado de alta tensión y se aterriza solo una terminal del devanado de baja tensión para evitar cortos circuitos durante las pruebas cruzadas de comprobación. Para pruebas de factor de potencia en aceite aislante, se debe tenerse especial cuidado de que la muestra sea efectivamente representativa. Para muestreo, vea el procedimiento ST-CT-006. Diciembre 2007 Manual de transformadores y reactores de potencia

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento para medición de la corriente de excitación en transformadores de potencia

Hoja 1 de 20 Clave ST-CT-003 Revisión 1 Fecha de elaboración: Dic. 2007

PROCEDIMIENTO PARA MEDICIÓN DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA


1979 Tomo II




ÍNDICE

Pág.

1979

1 Objetivo

3

2 Alcance

3

3 Teoría general de la prueba

3

3.1 Corriente de excitación

3

3.2 Medición directa de la corriente de excitación para devanados monofásicos y trifásicos

4

3.3 Medición inversa de la corriente de excitación para devanados monofásicos y trifásicos

4

3.4 Medición de la corriente de excitación

5

3.5 Recomendaciones para la medición

5

4 Circuitos de medición básicos

6

5 Criterios de aceptación

8

6 Bibliografía

9

Anexo A Formato de datos de prueba

10

Anexo B Métodos de desmagnetización del núcleo

13

Anexo C Resumen del procedimiento para medición de corriente de la excitación en transformadores de potencia

20

Diciembre 2007


Tomo II


1 Objetivo

Este procedimiento tiene como objetivo difundir la técnica de prueba, los circuitos de conexión, los valores aceptables y la interpretación de resultados de la medición de la corriente de excitación en transformadores de potencia y autotransformadores. Esta prueba tiene como finalidad determinar la condición operativa del equipo, durante las etapas siguientes: puesta en servicio, operación y hasta el término de su vida útil. 2 Alcance Es aplicable a transformadores y autotransformadores de potencia con la finalidad de determinar daños en devanados y núcleo, utilizando el equipo de medición de factor de potencia. Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe contar con el criterio de protección ambiental, el cual es establecido por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma.


3 Teoría general de la prueba Los transformadores están expuestos a fallas en sus devanados y núcleo, originados por los esfuerzos eléctricos y mecánicos causados por corto circuito o daños ocasionados por golpes durante su transportación. Estos esfuerzos provocan corto circuito entre espiras, sobrecalentamientos y desplazamiento de devanados y en núcleos. Los métodos utilizados para detectar estos daños normalmente son pruebas e inspecciones visuales. Entre estas pruebas se encuentran el método de medición de la corriente de excitación, reactancia de dispersión, respuesta a la frecuencia SC-CT-019 y respuesta al impulso de bajo voltaje. En este procedimiento describe únicamente la medición de la corriente de excitación.

El método de medición de la corriente de excitación consiste básicamente en medir la corriente que toma un devanado al ser energizado con una tensión de 10kV a 60 Hz. Esta corriente se compara con el registro histórico del equipo bajo prueba o con el resultado de devanados similares. Dicha medición se puede efectuar a otros niveles de tensión, según las condiciones del equipo bajo prueba o características del equipo de medición. Esta medición ayuda a determinar la existencia de corto circuito entre espiras, espiras abiertas, deformaciones del devanado, falsos contactos, problemas en el núcleo, etc.

En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata.

3.1 Corriente de excitación

En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138ECOL y la especificación CFE L0000-58.

La magnitud de la corriente de excitación, depende del voltaje aplicado, del número de vueltas y de las dimensiones del devanado, de la reluctancia del núcleo y de otras condiciones, tanto geométricas como eléctricas que existen en el transformador.

1979 Tomo II

La corriente de excitación de un transformador se obtiene en el devanado de alta tensión al aplicar un voltaje, manteniendo el transformador en vacío, es decir, con los demás devanados en circuito abierto.




Cuando un devanado tiene una o varias espiras en corto, estas espiras se convierten en un devanado adicional que se encuentra en corto circuito incrementando las pérdidas. Estas pérdidas originan que la corriente de excitación se incremente. También, el exceso de corriente se puede deber a defectos dentro del circuito magnético, como por ejemplo, cuando el núcleo presenta multi-aterrizamientos. Estos multiaterrizamientos, incrementan las pérdidas debido a la existencia de fallas en el aislamiento de los tornillos de sujeción que aterrizan al núcleo con el yugo. Otro daño en el circuito magnético consiste en el desplazamiento de las láminas del núcleo y la falla en su aislamiento, lo cual incrementa sus pérdidas. En el caso de circuitos abiertos, existe decremento en la corriente de excitación. Esta disminución se debe a que las espiras abiertas en un solo devanado no permiten que fluya corriente de excitación. Sin embargo, en transformadores con devanados en paralelo, como en los de tipo acorazado, una rama del devanado puede estar abierta, provocando una reducción de la corriente de excitación.

voltaje de prueba se aplica simultáneamente a dos devanados de diferentes piernas. Por lo tanto, la corriente que se registra en el amperímetro indica tanto la corriente debida a la fase bajo prueba, como a la aportación de los otros devanados. Generalmente la aportación de un devanado se descarta cuando se aterriza su terminal. Sin embargo, esto crea una corriente en el otro devanado que circula entre tierra y el amperímetro de medición, mostrado en la figura 1. Esta contribución debe considerarse en el análisis de los resultados. 3.3 Medición inversa de la corriente de excitación para devanados monofásicos y trifásicos

En el método inverso se deben invertir las terminales del equipo de prueba y proceder en la misma forma que se describe en el punto 3.2. Esta medición se realiza para cancelar los efectos de magnetismo remanente del núcleo o inducciones que pudieran afectar la medición directa. En la figura 2 se presenta el cambio de conexiones para la medición inversa. Terminal HV Energizar

3.2 Medición directa de la corriente de excitación para devanados monofásicos y trifásicos

En un transformador monofásico, únicamente se requiere conectar un amperímetro en uno de los extremos del devanado energizado. Para un transformador trifásico conectado en estrella, la corriente de excitación se logra medir aplicando un voltaje independiente a cada una de las fases y conectando un amperímetro en serie entre el neutro y tierra. En este caso la corriente de excitación medida en la pierna central es menor a la medida en las otras dos fases. Esto se debe a que el flujo retorna por las dos piernas adyacentes, lo que reduce la reluctancia del circuito magnético. En transformadores con devanados conectados en delta, la corriente de excitación medida corresponde a dos fases. Esto debido a que el 1979

H 1 1

3

1 H 2

10 kV

V L n l ) ó o i a j c n o i i d R e m r ( e M T

M

3 2

Corriente inducida

2

H 3

1-1' Devanado medido 3-3' Devanado energizado

Terminal LV (Azul) Aterrizar

Figura 1 Circuito de medición directa para un devanado conectado en delta.

Diciembre 2007


Tomo II


Terminal HV

Se debe tener cuidado en la interpretación de resultados, al evaluar transformadores que tienen devanados que manejan más de 5000 A o cuando salen de servicio después de una falla por sobrecorriente. Ya que después de interrumpir la corriente de línea, el núcleo puede quedar magnetizado, afectando los resultados de las mediciones.

H1

Terminal LV (Rojo) Medición

1

3'

3

1' 2'

H2 2

H3

10 kV 1-1' Devanado medido 3-3’ Devanado energizado

M Terminal LV (Azul) Aterrizar

Figura 2 Circuito de medición inversa para un devanado conectado en delta. 3.4 Medición de la corriente de excitación

La medición de corriente de excitación en campo se realiza utilizando el equipo de factor de potencia de 10 kV o mayor y de acuerdo con el método UST. Se utiliza la terminal HV para aplicar la tensión, la terminal roja LV para realizar la medición y la terminal azul LV para aterrizar el otro devanado en la conexión delta. Para cualquier duda sobre el manejo del equipo de factor de potencia, referirse al manual del equipo o al procedimiento ST-CT-002. Si con el equipo de prueba no se logran aplicar tensiones de 10 kV, se deben utilizar voltajes tales como 2.5, 5.0 ó 7.5 kV, siempre eligiendo la mayor tensión de prueba posible. Esta tensión debe utilizarse en todas las mediciones sucesivas del transformador con la finalidad de realizar comparaciones futuras. Cuando el equipo de factor de potencia es nuevo, se debe realizar una medición a la tensión del equipo anterior y otra medición con la máxima tensión del equipo nuevo, la cual debe considerarse en lo sucesivo como referencia. 1979 Tomo II


Es recomendable realizar la medición de la corriente de excitación antes de las mediciones que manejen corriente directa, tales como: Resistencia Óhmica, Resistencia de aislamiento, tensión de recuperación (RVM), etc., para evitar magnetización del núcleo. 3.5 Recomendaciones para la medición a) Desenergizar y desconectar todas las boquillas del transformador. b) Todas las mediciones de la corriente de excitación deben efectuarse en el devanado de mayor tensión. c) Cada devanado debe medirse en forma directa e inversa en todas las posiciones del cambiador de derivaciones. d) Desconectar el neutro del devanado que se encuentre bajo prueba, debiendo permanecer aterrizados los neutros de baja tensión. e) Verificar que el tanque esté perfectamente aterrizado. f) Asegurarse que los devanados, no energizados en la medición, están libres de toda proximidad de personal, cables, etc. Esto debido a que al energizar cualquiera de los devanados, se induce un potencial en todas las terminales. g) Debido al comportamiento no lineal de la corriente de excitación a bajo voltaje, es importante que las mediciones se realicen a valores lo más exactos posibles en cuanto a voltaje y lectura de corriente, para poder comparar los resultados en el futuro. h) Cuando las lecturas no son estables o existe una gran diferencia entre las mediciones directa e inversa, existe la posibilidad de un magnetismo




remanente, por lo que se recomienda desmagnetizar el núcleo. Lo cual se debe realizar de acuerdo con el tipo de conexión que se tenga en los devanados (ver Anexo B). Otra causa de inestabilidad de la lectura es un alto nivel de inducción electromagnética externa. Para reducir esta inducción, se recomienda acercar el equipo de medición al transformador bajo prueba y

reducir la longitud expuesta de cables de medición. 4 Circuitos de medición básicos Los circuitos de rutina para mediciones directa e inversa de la corriente de excitación en los devanados de un transformador se presentan en las figuras 3 a 8.

Ie Corriente de excitación UST Espécimen no aterrizado Terminal HV Energizar

H1

Terminal HV Energizar

X1

Ie2-1

Ie1-2 A Terminal LV (Azul) UST


H2

X2

H2

A

X2 Terminal LV (Azul) UST

a


H1

X1

b

Tipo de medición

Terminal a energizar

Terminal de medición

Terminales flotadas

Directa Inversa

H1 H2

H2 H1

X1 X2 X1 X2

Corriente de excitación medida (Ie) H1-H2 H2-H1

Figura 3 Medición de la corriente de excitación en un transformador monofásico: a) Medición directa y b) medición inversa.

1979

Diciembre 2007


Tomo II




H1

Terminal LV (Rojo) Medici ón

Ie1-2

Terminal LV (Azul) UST

Ie1-2 H0

A

H2

H2

H3 Terminal LV (Azul) UST

a)

Tipo de medición

H1


H0

A

Ie Corriente de excitación UST Espécimen no aterrizado

Terminal LV (Rojo) Medici ón

Terminal a energizar

Terminal de medición

H3

b)

Terminales flotadas

Terminales aterrizadas

H1 H0 H2 H3 X1 X2 X3 Directa H2 H0 H1 H3 X1 X2 X3 H3 H0 H1 H2 X1 X2 X3 H0 H1 H2 H3 X1 X2 X3 Inversa H0 H2 H1 H3 X1 X2 X3 H0 H3 H1 H2 X1 X2 X3 * Si el devanado de baja esta conectado en estrella, aterrizar X 0

X0* X0* X0* X0* X0* X0*

Corriente de excitación medida (Ie) H1-H0 H2-H0 H3-H0 H0-H1 H0-H2 H0-H3

Figura 4 Medición de la corriente de excitación en un transformador conectado en estrella (prueba de rutina): a) Medición directa, b) medición inversa. Ie UST

Terminal LV Rojo (Red) Medición


Corriente de excitación Espécimen no aterrizado H1

H1

Ie2-1 Ie1-2 A Terminal LV Azul (Blue) UST


H2

H3


H3

A

a)

Tipo de medición

H2

Terminal a Terminal de Terminales energizar medición flotadas H1 H2 X1 X2 X3 Directa H2 H3 X1 X2 X3 H3 H1 X1 X2 X3 H2 H1 X1 X2 X3 Inversa H3 H2 X1 X2 X3 H1 H3 X1 X2 X3 * Si el devanado de baja esta conectado en estrella, aterrizar X 0

Terminal LV Azul (Blue) UST

Terminales aterrizadas H3, X0* H1, X0* H2, X0* H3, X0* H1, X0* H2, X0*

b)

Corriente de excitación medida (Ie) H1-H2 H2-H3 H3-H1 H2-H1 H3-H2 H1-H3

Figura 5 Medición de la corriente de excitación en un transformador conectado en delta (prueba de rutina): a) Medición directa. b) medición inversa. 1979 Tomo II



Ie UST

Corriente de excitación Espécimen no Terminal HV Energizar

H1

Terminal LV Azul (Blue) UST


H1

Ie1-2 A


Ie1-3


Ie2-1

Ie3-1

H2

H3

A Terminal LV Rojo (Red) Medición

H2

H3 Terminal LV Azul (Blue) UST

a)

Tipo de medición

Terminal a Terminal de Terminales energizar medición flotadas H1 H2, H3 X1 X2 X3 Directa H2 H3, H1 X1 X2 X3 H3 H1, H2 X1 X2 X3 H2, H3 H1 X1 X2 X3 Inversa H2, H3 H1 X1 X2 X3 H1, H2 H3 X1 X2 X3 * Si el devanado de baja esta conectado en estrella, aterrizar X0

b)

Terminales aterrizadas X0 * X0 * X0 * X0 * X0 * X0 *

Corriente de excitación medida (Ie) (H1-H2)+(H1-H3) (H2-H3)+(H2-H1) (H3-H1)+(H3-H2) (H2-H1)+(H3-H1) (H2-H3)+(H2-H1) (H3-H1)+(H3-H2)

Figura 6 Medición de la corriente de excitación en un transformador conectado en delta (método alterno): a) Medición directa. b) medición inversa. 5 Criterios de aceptación

Se recomienda que los resultados de medición obtenidos se comparen con las mediciones históricas del mismo devanado. Cuando no se tengan datos anteriores o alguna estadística sobre el equipo bajo prueba, se puede realizar la comparación con resultados de pruebas de equipos similares. La comprobación de la corriente de excitación por fase se realiza comparando las lecturas correspondientes a la misma fase, es decir, la medición directa contra la medición inversa. Los valores de corriente de excitación en las dos piernas laterales de un transformador trifásico deben ser iguales y en la pierna central debe ser aproximadamente la mitad del valor. Cuando los valores obtenidos se comparan con valores históricos, o con mediciones de otras fases o con las mediciones directas e inversas de 1979

la misma fase, se considera como aceptable una variación de ±5%. Las variaciones se calcularán de la siguiente forma: Diferencia % =

mA medidos − mA puesta en servicio mA medidos

×100

Cuando las variaciones entre los valores de corriente de excitación exceden el 5%, se debe investigar la causa, con mediciones de mayor sensibilidad como impedancia en función de la frecuencia, reactancia de dispersión, TTR y pulso recurrente de baja tensión, entre otros. También se debe considerar la posibilidad de que el núcleo se encuentre magnetizado, y aplicar los procedimientos de desmagnetización del núcleo mencionados en el Anexo B.

Diciembre 2007


Tomo II


6 Bibliografía

a) ABB Inc., Service Handbook for Power Transformers, Document ID 1ZUL4560-001, First Edition, USA, Copyright 2006. b) Transformer exciting current measured with Doble equipment, by A. L. Rickley and R. E. Clark, Minutes of the Thirty-Fourth Annual International Conference of Doble Clients, 1967, Sec. 6-901. c) Transformer exciting current measured with Doble equipment (a Progress Report), by A. L. Rickley and R.E. Clark, Minutes of the Thirty - Fifth Annual International Conference of Doble Clients, 1968, Sec. 6. -1001.


Sec.6-601. C. L. Dawes, A. L. Rickley and R. E. Clark. k) Measurement of exciting current to detect damage in three-phase transformers, C. L. Dawes, Minutes of the Fortieth Annual International Conference of Doble Clients, 1973, Secc. 6-701.

d) Detection of transformer fault using exciting current test, by R.I. Tudor, Minutes of the ThirtySixth Annual International Conference of Doble Clients, 1969, Sec. 6-401. e) Transformer exciting current measured with Doble equipment (a Progress Report), by A. L. Rickley and R. E. Clark Minutes of the thirty-sixth annual international conference of Doble Clients, 1969, Sec. 6-501. f) Transformer exciting current measured with Doble equipment (a Progress Report), by A. L. Rickey and R. E. Clark Minutes of the Thirty-Eighth Annual International Conference of Doble Clients, 1971, Sec. 6-1001. g) Excitation current test used to detect a transformer winding fault, by F. C. Norton, Minutes of the Thirty-Ninth Annual International Conference of Doble Clients, 1972, Sec. 6-401. h) Measurements of exciting current to detect damage in three-phase transformer, C.L. Dawes, Minutes of the Fortieth Annual International Conference of Doble Clients, 1973, Sec. 6-701. i) Detection of transformer fault using exciting current test, R. I. Tudor, Minutes of the Thirty-Fifth International Conference of Doble Clients, 1968, Sec. 6-401. j) Transformer exciting current measured with Doble equipment, Minutes of the Fortieth Annual International Conference of Doble Clients, 1973, 1979 Tomo II




Anexo A Formato de datos de prueba Registro de Calidad: __________ No. de Procedimiento: ST-CT-012

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Gerencia Regional de Transmisión

Subárea

Tipo de equipo

Subestación

Transformador

Autotransformador

Monofásico

Trifásico

Reactor Condiciones: Prueba & Climatológica

Nomenclatura: MVA: Clase de enf.: # Taps: kV nom. A.T.:

Marca: Num. Serie: Año Fabricación: Año Puesta en Servicio: %Z: a

Temp. Ambiente: % Hum. Relativa: Temp. Aceite: Temp. Devanado: MVA

kV

kV nom. B.T.: kV nom. Terciario:

%Z: %Z:

MVA MVA

kV kV

a a

Orden de Trabajo

Soleado Nublado 1/2 nublado Brisa Lluvia

O.T.: Fecha: Programado P.S.: Falla:

Dibujar diagrama vectorial Tipo:

Equipo de Medición Utilizado Fecha de Calibración: Fecha Vencimiento: No. Inv. EIMP:

Modelo: Marca: No. Serie: Fecha última prueba:

FASE A M ed ic ió n Dir ec ta

TAP

Devanado: kV Relación Relación prueba Medida P.S.

Dif %

FASE B M ed ic ió n I nv er sa

Devanado: Relación Relación Medida P.S.

M ed ic ió n D ir ec ta

Devanado: Relación Relación Dif % Medida P.S.

FASE C M ed ic ió n I nv er sa


M ed ic ió n D ir ec ta


M ed ic ió n I nv er sa


Dif %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Criterio de aceptación e recomien a que os resu ta os e a prue a actua se comparen con me iciones ist ricas e mismo devanado. Cuando no se tengan datos anterioreso alguna estadística sobre el equipo bajo prueba, la comparación podrá hacerse con resultados de pruebasde equip os similares. La comprobación de la corriente de excitación por mAmedidos− mA puestaen servicio fase se hará comparando las lecturas correspondientes a la misma fase, es decir, la medición directa contra la % Dif = ×100 mA puestaen servicio medición inversa. Variaciones del±5% son consideradas aceptables al compararsecon valo reshistóricos, medicio nes de otras fases o con las mediciones directa e inversa de la misma fase. : (1) Para mediciones en el lado de A.T. los valores de Ie en dos piernas deben ser sensiblemente iguales y en la tercer pierna deberá tener un valor aproximadamente de la mitad. Dichos valores deberán ser similares a los valores del historial del equipo. (2) Si los devanados de baja están conectados en estrella, aterrizar X0 y flotar X1, X2 y X3. (3) Se debe realizar la prueba a 10 kV, pero en caso de medición reporte MVA's, se debe dividir el valor obtenido entre el voltaje de prueba. (4) En autotransformadores, los devanados secundarios y terciarios se deben dejar flotados. (5) En transformadores monofásicos, los devanados secundarios y terciarios se deben dejar flotados. Si el secundario está aterrizado, dejar aterrizado X0. Observaciones

Condiciones del equipo Aceptado

Realizó:


1979


Rechazado Nombre y firma

Diciembre 2007


Tomo II



Guía para el llenado del formato de datos del el procedimiento para la medición de la corriente de excitación en transformadores de potencia Registro de Calidad:______1______ No. de Procedimiento: ST-CT-012

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN 2

Gerencia Regional de Transmisión Tipo de equipo

3

Transformador

4

Monofásico

5

Nomenclatura: MVA: Clase de enf.: # Taps: kV nom. A.T.:

6 6 6 6

kV nom. B.T.: kV nom. Terciario:

6 6 6 6

6 6 6 6

MVA MVA MVA

FASE A 14 Medición Directa 15

Devanado: TAP kV prueba Relación Relación 17 Medida P.S. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

18

19

20

21

kV kV


19

20

Dif %

21

19

20

O.T.: Fecha: Programado P.S.: Falla:

8 8 9 9 9

Dibujar diagrama vectorial Tipo:

14

Medición Directa 15


7 7 7 7 7

12 FASE B

Medición Inversa 16

Dif %

kV

Orden de Trabajo

Soleado Nublado 1/2 nublado Brisa Lluvia

11 11 11 13

Fecha última prueba:

3

Reactor

7 7 7 7

Temp. Ambiente: % Hum. Relativa: Temp. Aceite: Temp. Devanado:

6

a a

3 Condiciones: Prueba & Climatológica

6

Equipo de Medición Utilizado Fecha de Calibración: Fecha Vencimiento: No. Inv. EIMP:

10 10 10


6 6

%Z: %Z:

6

4

2

Subestación

Autotransformador

Trifásico Marca: Num. Serie: Año Fabricación: Año Puesta en Servicio: 6 %Z: a

6

2

Subárea

FASE C 14 Medición Inversa 16

Dif %


21

19

20

Medición Directa 15

Dif %

21


19

20

Medición Inversa 16

Dif %

21


19

20

Dif %

21

Criterio de aceptación 22 Se recomiendaque los resultados de la prueba actual se comparen con mediciones históricas del mismo devanado. Cuandono se tengandatos anteriores o alguna estadísticasobre el equipobajo prueba, la comparación podrá hacersecon resultadosde pruebasde equipos similares. La comprobación de la corrie nte de excitació n por fase se hará comparando las lecturas correspondientes a la misma fase, es decir, la medición directa contra la medición inversa. Variacio nes del ±5% son consideradas aceptables al compararse con valo res históricos, mediciones de otras fases o con las mediciones directa e inversa de la misma fase.

% Dif =

mAmedidos− mA puestaen servicio mA puestaen servicio

100

×

NOTA: (1) Para mediciones en el lado de A.T. los valores de Ie en dos piernas deben ser sensiblemente iguales y en la tercer pierna deberá tener un valor aproximadamente de la mitad. Dichos valores deberán ser similares a los valores del historial del equipo. (2) Si los devanados de baja están conectados en estrella, aterrizar X0 y flotar X1, X2 y 3X. (3) Se debe realizar la prueba a 10 kV, pero en caso de medición reporte MVA's, se debe dividir el valor obtenido entre el voltaje de prueba. (4) En autotransformador es, los devanados secundarios y terciarios se deben dejar flotados. (5 En transformadores monofásicos, los devanados secundarios y terciarios se deben dejar flotados. Si el secundario está aterrizado, dejar aterrizado0.X 23

Observaciones

Realizó:

1979 Tomo II

25 Nombre y firma

Revisó:

25 Nombre y firma


Aprobó:

25 Nombre y firma

Aceptado

24

Rechazado

24




Instrucciones para el llenado del formado de registro de datos: 1 2 3 4 5 6

Número de registro de control de calidad Información de la gerencia, subárea y subestación donde se encuentra el equipo Se indica el tipo de equipo transformador, autotransformador o reactor Se indica si el equipo es monofásico o trifásico Nomenclatura del equipo de acuerdo con el manual de operación del CENACE. Datos técnicos del equipo, en el caso de reactores se llenarán los datos que apliquen, la capacidad será dada en MVAR y el recuadro de por ciento de impedancia será la reactancia en ohms 7 Condiciones de la prueba y climatológicas 8 Orden de trabajo y fecha de realización de la prueba 9 Si la causa de la prueba es programada por mantenimiento, por puesta en servicio o por salida o disparo del equipo (para confirmar que el equipo no esté fallado), en caso de disparo o salida se deberá de ampliar y aclarar la información en el punto 23 Observaciones 10 Datos del equipo de prueba 11 Información de calibración del equipo de prueba y número de inventario EIMP 12 Dibujar el diagrama vectorial del equipo bajo prueba 13 Se indica la fecha de la última prueba 14 Se indica a que fase se le realizó la prueba 15 Medición directa de la corriente de excitación para devanados monofásicos y trifásicos 16 Medición inversa de la corriente de excitación para devanados monofásicos y trifásicos 17 Se indica el tap en que se realizó la prueba en caso de transformadores y autotransformadores, en reactores se omite este dato 18 Se indica el voltaje con que se realizó la prueba 19 Corresponde a la relación de puesta en servicio 20 Corresponde a la relación medida en la prueba 21 Corresponde al porcentaje de diferencia entre el valor de puesta en servicio y la relación medida 22 Se indican los criterios de aceptación recomendados para la prueba 23 Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o tendencias de la medición y las razones por la cual se realizó la prueba 24 Con base en las observaciones se determina si el equipo se acepta o se rechaza por no cumplir con los requerimientos de la medición 25 Finalmente, se debe indicar el nombre y firma de la persona que realizó, revisó y aprobó la prueba

1979

Diciembre 2007


Tomo II



Anexo B Métodos de desmagnetización del núcleo

relativamente altos, lo cual dificulta el control de la corriente al pasar de valores altos a valores bajos.

El magnetismo remanente en el núcleo del transformador bajo prueba, es el principal factor que afecta considerablemente las lecturas.

Un método simple y seguro consiste en aplicar una corriente directa inversa al devanado. En este método se utilizan altas corrientes, las cuales se obtienen con acumuladores, aprovechando la baja resistencia óhmica de los devanados del transformador. La corriente desmagnetizante inicial debe ser igual para las tres fases y de preferencia cercana a la nominal.

Este magnetismo remanente en el núcleo se origina al desconectar un transformador de su fuente de alimentación. Los principales efectos por los cuales el magnetismo remanente es indeseable son: a) Al volver a conectarse un transformador con magnetismo remanente, la corriente de inrush se incrementa considerablemente. b) El magnetismo puede originar valores anormales de corriente de excitación, lo cual se logra detectar al analizar las condiciones de los devanados o de uno de ellos en especial.

Existen diferentes métodos para la desmagnetización de núcleos de transformadores, ya sean de instrumentos, de distribución o de potencia. Sin embargo, no existe un método simple para medir el magnetismo remanente. Esto se debe a las siguientes características del magnetismo remanente: a) Su valor y polaridad cambian de acuerdo con el punto de la curva de histéresis, en el cual la corriente se interrumpió. b) En un transformador monofásico el magnetismo remanente es generalmente despreciable.

Para aplicar este método, se emplea una fuente de CD, por ejemplo un acumulador de trailer o camión, que proporcione un voltaje de 6, 12 o 24 V CD. También se requiere de un ampérmetro, un reóstato y un interruptor de doble polo y doble tiro. El reóstato se usa para limitar y reducir paulatinamente la corriente desmagnetizante, desde un valor máximo hasta un valor cercano a cero. Simultáneamente se debe cambiar la polaridad de manera periódica y lo más rápido posible con el interruptor de doble polo. En la hoja de datos de prueba, se deben registrar las características del equipo empleado y las condiciones y tiempos de desmagnetización, con la finalidad de que en el futuro las pruebas que se realicen se efectúen en las mismas condiciones. Los métodos utilizados dependen del tipo de conexión de alta tensión del transformador, ya sea delta o estrella. Al igual que en la medición de corriente de excitación, estos métodos de desmagnetización se efectúan en los devanados de alta tensión.

c) En un transformador trifásico, por lo general, el núcleo queda magnetizado. Esto se debe a que entre las corrientes de fase existe un desfasamiento de 120° entre ellas. Este desfasamiento origina que aunque en una fase la corriente sea cero, en las otras dos fases existirá un flujo de corriente a través de ellas.

B1.1 Desmagnetización en conexión estrella

B1 Métodos para desmagnetización

Esto no significa que la desmagnetización en los devanados conectados en estrella sea fácil. Lo anterior se debe a que el núcleo magnético de las fases restantes está sujeto a los mismos amperes-vuelta que la fase que se esté desmagnetizando.

Un método que no es muy usado debido a su peligrosidad, consiste en aplicar alto voltaje de CA a uno de los devanados y llevar la corriente de excitación a cero o muy próxima a cero. Sin embargo, los rangos de flujo necesarios son 1979 Tomo II

Normalmente no es práctico poder desconectar físicamente cada uno de los devanados, en la conexión delta, para desmagnetizarlos en forma individual. En la conexión estrella la desconexión de los devanados es más fácil.




Para desmagnetizar un devanado conectado en estrella, se debe desconectar de tierra el neutro de la estrella. En la figura B1 se observa el circuito de conexión para realizar la desmagnetización en conexiones estrella. Como se observa en la figura, la fuente de CD (acumulador) se conecta en serie con el ampérmetro, el reóstato, el interruptor reversible y el devanado a desmagnetizar.

En las figuras B3 y B4 se observa el procedimiento para la desmagnetización de la pierna “b” o fase B. El efecto es el mismo que cuando se desmagnetizan las piernas “a” y “c” respectivamente. De igual manera debe procederse con la fase C. H1 1

Las terminales de la fuente se conectan entre H 1 y H0, de tal manera que la terminal H1 sea la positiva. En la figura B2 se muestra el flujo correspondiente a la corriente. Aplicando la regla de la mano derecha, los amperes-vuelta producen un flujo magnético hacia arriba en la pierna “a” o fase A, regresando la mitad del flujo magnético inducido por cada una de las piernas “b” y “c”. Se observa que las tres piernas se someten a una desmagnetización simultánea parcial, siendo la desmagnetización más fuerte en la pierna “a”, que en las piernas “b” y “c”. I

1

+ + Fuente + de CD -

a

H 0 1' 3' H2

b

3

2

H3 I

+

I

Fuente + de C.D.

-

H1

-

Figura B3 Desmagnetización devanado 2-2’.

I

-

c

2'

I

aplicada

al

1' 3'

-

2'H 0

I

2 H2

Figura B1 Desmagnetización devanado 1-1’.

1

3'

1'

2

a

c

3 H3

aplicada

3

b

2'

al I

H0 H3 3

2

1 a

c

1'

3' I

b

2'

Fuente + de C.D. -

+

I

(2'-2)

H2

H1 +

Fuente + de C.D.

-

I

H0 H3

H2

H1

Figura B4 Núcleo, devanados, corrientes y flujos para la desmagnetización del devanado 2-2’.

I

(1-1')

-

Figura B2 Núcleo, devanados, corrientes y flujos para la desmagnetización del devanado 1-1’. 1979

Diciembre 2007


Tomo II



Para desmagnetizar la pierna “c” se debe someter nuevamente a una desmagnetización a la pierna “b”, pero en sentido contrario. En las figuras B7 y B8, se puede observar que en la pierna “a” no circula ningún flujo desmagnetizante y a través de la pierna “b”, el flujo desmagnetizante es inverso al aplicado en el procedimiento anterior.

B1.2 Desmagnetización de dos devanados en serie en una conexión estrella

En las figuras B5 y B6 se muestra el procedimiento para desmagnetizar las piernas “a” y “b” del núcleo. En este caso, la fuente de CD se conecta en serie con los devanados de los devanados 1-1’ y 2-2’ (ver figura B5). El polo positivo de la fuente se debe conectar a la terminal H2 del transformador. De esta forma, aplicando la regla de la mano derecha, el flujo magnético producido irá hacia arriba, como se observa en la figura B6. En dicha figura también se observa la suma de flujos resultante. También se puede observar que a través de la pierna “c” no circula ningún flujo magnético.

I

-

H2

I

1

2

1'

2'

a

a

2

los

+

I

Fuente + de C.D.

-

-

Figura B7 Desmagnetización aplicada devanados 2-2’ y 3-3’ en serie. b

1 a 1'

3 c 3'

I

a

los

2 b

2'

H0

I

H0

H2

H1

H3

3 H3 I

3 H3

Figura B5 Desmagnetización aplicada devanados 1-1’ y 2-2’ en serie.

c

b

1' 3' 2' H0

2 H2

I

H 0 1' 3' 2'

1 I

-

c 3'

a

+

+

3

H1

1

H1

I

Fuente + de CD -

Con el fin de equilibrar los magnetismos residuales, se deben realizar tres desmagnetizaciones, es decir, entre H1 y H2, entre H2 y H3 y finalmente entre H3 y H1.

H3

H2

H1

I

Fuente + de C.D.-

+

-

1-1' 2'-2

Figura B6 Núcleo, devanados, corrientes y flujos de la conexión en serie de los devanados 1-1’ y 22’. 1979 Tomo II

Fuente + de C.D. -

+

-

I

(2'-2) (3'-3)

Figura B8 Núcleo, devanados, corrientes y flujos de la conexión en serie de los devanados 2-2’ y 33’.




H1

B1.3 Desmagnetización utilizando una conexión serie paralelo en devanados en estrella

1

Las figuras B9 y B10, muestran el arreglo para desmagnetizar el núcleo del transformador, con la conexión de los devanados en serie-paralelo. Con este tipo de conexión, el flujo desmagnetizante circula totalmente por la pierna “a” y en cada una de las piernas “b” y “c”, circula aproximadamente la mitad de dicho flujo.

Fuente + de CD -

H2

1' 3' 2' H0

H3 +

3 H3

aplicada Figura B9 Desmagnetización devanados conectados en serie paralelo.

I

-

Figura B11 Desmagnetización aplicada devanados conectados en serie paralelo.

I/2

2 H2

3

2

I

I/2

c

b

Fuente + de C.D. -

1

-

I/2

2' H 0

I

+

-

I/2

1' 3'

H1

I

+

a

a

2

1

3

a

c 3'

en

I

2'

1'

b

I/2

3 c

1

2

1'

2'

H0

a 3'

b

H3

H2

H1

(2'-2) (1'-1), (3'-3)

I I

+

H0

+

Fuente + de C.D.-

H2

H1

H3

Fuente + de C.D. -

I (1-1)'

-

(2'-2), (3’-3)

Figura B10 Núcleo, devanados, corrientes y flujos para devanados conectados en serie paralelo.

Para desmagnetizar la pierna “b”, el devanado H2 debe conectarse en serie con el arreglo en paralelo de los otros dos devanados (ver figuras B11 y B12). En este caso, la terminal H 2 se debe conectar a la terminal positiva de la fuente.

1979

I

-

Figura B12 Núcleo, devanados, corrientes y flujos para devanados conectados en serie paralelo.

Para desmagnetizar la pierna “c”, el devanado H3 de debe conectar en serie con el arreglo en paralelo de los devanados H1 y H2. La terminal H3 debe estar conectada a la terminal positiva de la fuente. B1.4 Desmagnetización de devanados conectados en delta

Cuando un transformador tiene sus devanados conectados en delta, no es posible desmagnetizar cada pierna del núcleo de manera individual. Por lo tanto, se debe dividir la corriente entre los devanados. La distribución de flujo en el núcleo

Diciembre 2007


Tomo II



depende de la conexión que exista al aplicar el voltaje de CD a las terminales de los devanados. Las figuras B13 y B14 muestran esquemáticamente la conexión y distribución de flujos para la desmagnetización del núcleo, para una conexión en delta. La terminal H1 se conecta a la terminal positiva de la fuente. Las terminales H2 y H3 se cortocircuitan y en ellas se conecta a la terminal negativa de la fuente. Con esta conexión, la mitad de la corriente aplicada circula una por la pierna “a” y la otra mitad por la pierna “c”. En este caso, por lo cual en la pierna “b” no circula corriente, y por lo tanto no existe flujo que circule por ella. Este procedimiento se debe efectuar en las tres piernas, para poderlas desmagnetizar. H1 3'

1

I/2

I/2

c

a

H2

1'

3

b 2'

2 I

H3

I

Fuente + de C.D. -

-

aplicada Figura B13 Desmagnetización devanados conectados en paralelo.

1979 Tomo II

1

2

3'

a 1'

2'

c

b

I/2

I/2

H1

I/2

I/2

I/2

H2

H3

I

+

Fuente + de C.D. -

I

(1-1') (3'-3)

Figura B14 Núcleo, devanados, corrientes y flujos.

En las figuras B15 y B16 se muestra la conexión y el diagrama de flujos para desmagnetizar las piernas “b” y “c”. En este procedimiento, el cortocircuito se realiza entre H1 y H2. La terminal H3 se conecta a la terminal positiva de la fuente y la terminal negativa se conecta a las terminales en cortocircuito. B1.5 Desmagnetización de un devanado en paralelo con dos en serie en una conexión delta

+

+

3

a

En las figuras B17 se muestra la conexión de un devanado en paralelo con dos en serie de transformador con conexión en delta, para desmagnetizar el núcleo. En este caso la corriente desmagnetizante circula con dos terceras partes en el devanado en paralelo “a” y una tercera parte por los devanados en serie “b” y “c”.




H1

1

3'

1'

1'

3 2'

I/2

c

a

b 2

I/3

(2/3)I

c

a

3'

1

I/2

H2

H1

I

H2

H3

3

b 2

2'

I/3

I

H3

+

I

I

+

+ Fuente + de C.D.

-

I

Fuente + de C.D. -

-

-

aplicada Figura B15 Desmagnetización devanados conectados en paralelo.

a

Figura B17 Desmagnetización aplicada en serie paralelo. 3

3 c 3'

1

2

a

I/2

1'

2'

c I/3

b

1 a 1'

3'

2 b

2'

I/3 2I/3

I/2

2I/3

I/3 I/3

I/2

H1

I/2

H2

H3

H1 (2'-2) (3-3')

I

I

H2

H3

+

Fuente + de C.D. -

I

-

(1-1') (2-2'), (3-3')

+

Fuente + de C.D. -

Figura B16 Núcleo, devanados, corrientes y flujos para los devanados conectados en paralelo.

Con este procedimiento se desmagnetiza la pierna “a”, por la cual circulan dos terceras partes de la corriente total. Debido a esto, se debe realizar este procedimiento en cada una de las piernas para desmagnetizarlas.

Figura B18 Núcleo, devanados, corrientes y flujos para los devanados conectados en serie paralelo.

Para desmagnetizar la pierna “b”, se deben realizar las conexiones como se muestra en la figura B19. En este caso, por el devanado “b” circulan dos terceras partes de la corriente total. En la figura B20, se observa la distribución de flujo para esta conexión. Para desmagnetizar la pierna “c”, se debe seguir un procedimiento similar. El devanado de la pierna “c” debe quedar en paralelo con el arreglo serie de los otros dos devanados.

1979

Diciembre 2007


Tomo II


H1

1

3' I/3

I/3

c

a

H2

1'

b 2

3 2'

(2/3)I

H3

I +

Fuente + de C.D. -

I

3

1

2

3'

a 1'

2'

c

Tabla B1 Niveles máximos residual recomendados.

en

b

I/3 I/3

I/3

2I/3

H2

H1

H3 I

+

-

I

(2-2')

Figura B20 Núcleo, devanados, corrientes y flujos para devanados conectados en serie paralelo. B.2 Criterios para desmagnetizar

No existe en el ámbito mundial una norma que establezca valores de magnetismo residual permitidos en las máquinas eléctricas rotatorias. Los valores recomendados en la literatura del tema [a, b], se han establecido con base a la

1979 Tomo II

experiencia de trabajos desarrollados. De acuerdo con estos trabajos publicados, se ha determinado que una máquina no tiene mayores problemas si presenta niveles de magnetismo residual inferiores a 3 Gauss. En la tabla B1, se muestran los valores máximos recomendados en la literatura especializada [a, b], para el magnetismo residual en diferentes componentes de los equipos rotatorios. de magnetismo

-

aplicada Figura B19 Desmagnetización devanados conectados en serie paralelo.

Fuente + de C.D.-


COMPONENTES

VALORES MÁXIMOS PERMITIDOS (G)

Chumaceras, retenes de chumaceras, sellos, muñones, disco de empuje, collarín, flecha del rotor y superficies con película de aceite.

3

Envolventes de las chumaceras, sellos, muñones, collarines y engranes.

4

Áreas rodantes, diafragmas, etc.

6

Carcazas, tuberías, etc., alejados de las superficies de película de aceite.

8

B3 Bibliografía

a) S. W. Mazlack, Magnetically induced shaft currents: causes and cures. Hidrocarbon Processing. August, 1984. b) Nippes, Paul I. Principles of magnetism and stray currents in rotating machinery. P/PM Technology, June, 1994.




Anexo C Resumen del procedimiento para medición de la corriente de excitación en transformadores de potencia Procedimiento para medición de la corriente de excitación en transformadores de potencia ST-CT-003 En que consiste la medición


Equipo de medición



En medir la corriente que toma un devanado al ser energizado con una tensión de 10 kV a 60 Hz. Los esfuerzos a los que está sometido un transformador provocan corto circuito entre espiras, sobrecalentamientos y desplazamiento de devanados y en núcleos. Esta medición ayuda a determinar la existencia de corto circuito entre espiras, espiras abiertas, deformaciones del devanado, falsos contactos, problemas en el núcleo, etc. La medición de corriente de excitación en campo se realiza utilizando el equipo de factor de potencia de 10 kV o mayor y de acuerdo con el método UST. Si con el equipo de prueba no se logran aplicar tensiones de 10 kV, se deben utilizar voltajes tales como 2.5, 5.0 ó 7.5 kV, siempre eligiendo la mayor tensión de prueba posible. Esta tensión debe utilizarse en todas las mediciones sucesivas del transformador con la finalidad de realizar comparaciones futuras. No existe un valor o límite recomendado porque cuando un devanado tiene una o varias espiras en corto, estas espiras se convierten en un devanado adicional que se encuentra en corto circuito incrementando las pérdidas. Estas pérdidas originan que la corriente de excitación se incremente por lo que se debe comparar con el valor de puesta en servicio. Variaciones del ± 5% son consideradas aceptables al compararse con valores históricos, mediciones de otras fases o con las mediciones directa e inversa de la misma fase.

Correcciones

No aplica


Diferencia % =

Recomendaciones

Es recomendable realizar la medición de la corriente de excitación antes de las mediciones que manejen corriente directa, tales como: Resistencia Óhmica, Resistencia de aislamiento, tensión de recuperación (RVM), etc., para evitar magnetización del núcleo.

1979

mA medidos − mA puesta en servicio mA medidos

× 100

Diciembre 2007


Tomo II

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento para la determinación de humedad residual en aislamientos sólidos de transformadores de potencia


PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DE HUMEDAD RESIDUAL EN AISLAMIENTOS SÓLIDOS DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA


1987 Tomo II




ÍNDICE

Pág. 1 Objetivo

3

2 Alcance

3


3

3.1 Aislamientos sólidos y humedad en transformadores y reactores de potencia 4 Determinación de la Humedad Residual

7

4.1 Método del abatimiento de vacío

7

4.2 Método del punto de rocío del gas (nitrógeno o aire)

8

5 Criterios de Aceptación

11

6 Bibliografía

12

Anexo A Higrómetros para la medición del punto de rocío.

1987 Tomo II

3

13




1 Objetivo


El procedimiento tiene como objetivo proporcionar los elementos necesarios para unificar criterios en la determinación de la humedad en los aislamientos de equipos nuevos y en operación, mediante las pruebas de campo. Se define el concepto de humedad residual en los aislamientos, se analizan los efectos que influyen en la variación de dicha humedad y se describen los métodos de prueba en campo recomendados para su determinación. 2 Alcance

3.1 Aislamientos sólidos y humedad en transformadores y reactores de potencia

Este procedimiento aplica a transformadores, autotransformadores y reactores de potencia, para la determinación de la humedad residual en sus aislamientos. Este documento debe ser aplicado por el personal encargado de mantenimiento de estos equipos. Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe contar con el criterio de protección ambiental, el cual es establecido por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma. En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138ECOL y la especificación CFE L0000-58. 1987 Tomo II

Aproximadamente el 95% de los aislamientos sólidos de los transformadores y reactores están compuestos por papel kraft , cartón (press board ) y madera. Este tipo de aislamientos, desde el punto de vista químico, están compuestos principalmente por cadenas de glucosa. Los tipos de papel utilizados en transformadores son el Kraft y Crepé con sus variantes. Dependiendo del fabricante, este tipo de materiales se someten a diferentes tratamientos con el fin de reforzar sus características como son su resistencia dieléctrica, la resistencia al desgarre, las temperaturas de utilización, el envejecimiento, entre otros. El papel Kraft tiene muy buenas propiedades mecánicas (resistencia a la tracción y a los desgarres) y una buena permeabilidad al aire, la cual facilita la evacuación del aire atrapado entre las capas de los embobinados. Sin embargo, el papel Kraft es un material higroscópico, conteniendo del 8 al 10 % de su peso en humedad. El papel crepé , dada su forma, facilita enormemente el encintado de formas irregulares, teniendo también excelentes características mecánicas y una relativa permeabilidad al aire. Actualmente algunos fabricantes utilizan dos tipos de papel especialmente tratados para los encintados de las bobinas; el papel de las capas interiores tiene buenas propiedades dieléctricas y el de las capas exteriores es de magníficas características mecánicas, pero las higroscópicas son similares a los normalmente usados (algunas de las características del papel están referidas al punto 1.6 del Tomo I). La función principal de los aislamientos sólidos en transformadores, es formar una barrera dieléctrica capaz de soportar la diferencia de potencial a que están sujetas las diferentes partes del equipo. También se emplea para mantener el flujo de corriente principal en una trayectoria predeterminada, con el objeto de evitar




trayectorias de corriente no deseadas (corto circuito).

comparación de los resultados con otros transformadores similares.

Considerando los voltajes de transmisión y transformación, el secado de los transformadores y reactores ha tomado una importancia vital para la puesta en servicio y operación de los mismos. El factor más importante en el proceso de secado de transformadores y reactores, es la determinación del contenido de humedad residual permisible en los aislamientos.

La presencia de agua afecta considerablemente la rigidez dieléctrica, tanto del papel, como del aceite, disminuyendo hasta límites peligrosos e incrementando los esfuerzos dieléctricos a los cuales están sometidos estos materiales y que son originados por las tensiones de operación de los equipos.

El método de secado en fábrica varía según el fabricante del transformador. Todos los métodos tienden a reducir la humedad de un 0.2% a 0.5% por peso de los aislamientos secos en transformadores nuevos. En transformadores en operación el contenido de humedad dependerá del historial, de las condiciones de operación y de la

Los efectos sobre las características eléctricas del papel y del aceite se muestran en las figuras 1 y 2. En la figura 1 se observa el efecto del contenido de humedad en la rigidez dieléctrica del papel aislante. En la figura 2 se observa el efecto del contenido de humedad en el factor de potencia del papel.

Figura 1 Variación de la rigidez dieléctrica del aceite aislante con su contenido de agua.

1987 Tomo II




14

12 75°C

A10 I C N E T O 8 P E D R O 6 T C A F % 4 30°C 2

0 0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

% H2O

Figura 2 Variación del factor de potencia del papel Kraft con su contenido de agua.

El calor provoca degradación en el papel y en el aceite. Esta degradación es originada por los cambios químicos (pirólisis) que afectan la estabilidad de las propiedades mecánicas y eléctricas del sistema aislante y depende principalmente de los siguientes factores: •

•

La propiedad del papel para resistir la degradación térmica, la cual disminuye en presencia de contaminantes orgánicos La capacidad de retención de productos originados, la cual depende de su propia degradación

•

La naturaleza del medio

•

La presencia de humedad

El envejecimiento del papel aislante depende de la degradación de sus propiedades mecánicas. Esta degradación está en función del contenido de humedad en el sistema aislante. En las figuras 3 y 4 se observa el efecto del contenido de humedad en la resistencia mecánica del papel aislante. 1987 Tomo II

Para conocer el estado de los aislamientos, se efectúan pruebas dieléctricas como son la medición de resistencia de aislamiento y la medición del factor de potencia. Con los resultados obtenidos en estas pruebas y dependiendo en las tensiones de operación, se pueden determinar las condiciones del aislamiento del transformador. Sin embargo, con estas pruebas solo se puede determinar el comportamiento de los aislamientos ante esfuerzos eléctricos, pero no es posible determinar la degradación térmica, ya que esta está en función del contenido de humedad en los aislamientos. Debido a lo anterior, es necesario disminuir al mínimo el contenido de humedad en los aislamientos. También es necesario desarrollar nuevos métodos para la determinación exacta de la humedad residual, tanto en el papel, como en el aceite.




Figura 3 Efecto de la humedad en el papel sometido a envejecimiento a una temperatura de 150 °C. 12

a c i n á 10 c e m n 3 o 0 8 i s 1 x n e 2 t g l a / p l s6 a b a L i c n e 4 t s i s e R

5.8% H2O 0.34% H2O

2

0.85% H2O

0 20

50

100

200

500

1000

2000

5000

Horas

Figura 4 Envejecimiento de papel impregnado en aceite, a una temperatura de 130 °C.

1987 Tomo II



4 Determinación de humedad residual

La humedad residual es la cantidad de agua, expresada en porciento (%) del peso total de los aislamientos sólidos que permanece en ellos al final de un proceso de secado. Actualmente se usan dos métodos para determinar la humedad residual en los aislamientos sólidos: a) Método del abatimiento de vacío. Con este método se determina la humedad residual a partir de la presión de vapor producida por dicha humedad en presencia de vacío (el propio tanque del transformador). b) Método que usa la medición del punto de rocío de un gas en contacto con los aislamientos. 4.1 Método del abatimiento de vacío

La presión absoluta dentro de un transformador es originada por el movimiento molecular de un gas, en este caso el vapor de agua desprendido por los aislamientos. Con la medición de esta presión y la temperatura de los devanados, se determina el porciento (%) de humedad residual contenido en los aislamientos. Procedimiento: a) Al terminar el armado total del transformador, debidamente sellado y habiendo comunicado el tanque conservador y los radiadores, se hace una prueba de presión positiva con nitrógeno a 10 lbs/pulg2 (considerar la presión de trabajo de las válvulas de sobrepresión) durante 24 horas. En caso de no detectarse fugas, el interior del tanque del transformador se deja a presión cero. b) Se conecta el equipo de vacío y el vacuómetro de mercurio (figura 5) y se procede a efectuar vacío. c) Después de 24 horas de iniciado el vacío, se debe tomar una medición del vacuómetro para verificar el comportamiento del proceso. Verificar el abatimiento del manómetro de la máquina de secado. Esta comprobación tiene como objetivo el de verificar fugas tanto en el 1987 Tomo II


transformador como en la máquina de vacío de manera separada. d) Reiniciar el proceso de secado por medio del vacío. Con base en los valores obtenidos, se procede a elaborar una curva de abatimiento cada 24 hrs. Esta curva de abatimiento se realiza utilizando las lecturas del vacuómetro y la temperatura del transformador, tomada del indicador de temperatura del aceite, siendo la más cercana al devanado. Estos valores se adquieren cada 5 minutos durante 30 minutos. Con dichos valores se obtiene la curva de abatimiento, comparándolo con la gráfica de la figura 3 del procedimiento de secado ST-CT005. e) Cuando tres lecturas sucesivas tengan el mismo valor, este valor corresponderá a la presión del vapor, la cual es producida por la humedad residual a la temperatura de los devanados del transformador. f) En el caso de que las lecturas de vacío no se estabilicen y estén fuera del rango del vacuómetro, el transformador presentará humedad o fugas en el proceso de vacío. g) Se determina la temperatura interna del transformador. h) Con los valores de presión de vapor (obtenido en el punto f) y temperatura (obtenida en el punto g), se determina la humedad residual de los aislamientos sólidos del transformador, utilizando la gráfica equilibrio de Humedad que se muestra en la figura 6. RECOMENDACIONES: es necesario probar a brida ciega el equipo de vacío, con el fin de conocer el vacío máximo que puede alcanzar. Esto se realiza con la finalidad de conocer si a la temperatura de los devanados, la bomba es capaz de alcanzar el vacío necesario para lograr la humedad máxima permitida (0.2% o menores en transformadores secos). Esta prueba se realiza a temperatura ambiente entre 10 y 40 C. El vacío que debe alcanzar la bomba en un banco debe estar entre 5 y 75 μ m, (ver figura 6 ).



NOTA: Se debe leer el instructivo del medidor de vacío para no incurrir en lecturas erróneas.

4.2 Método del punto de rocío del gas (nitrógeno o aire)

El punto de rocío de un gas es, por definición, la temperatura a la cual la humedad presente comienza a condensarse sobre la superficie en contacto con el gas. Con base en este valor se logra determinar, sobre un volumen conocido, la cantidad total de agua contenida en dicho volumen, así como su humedad relativa. La cantidad de agua en el papel impregnado, se determina como una función de la humedad relativa del gas que está en contacto con el papel, hasta alcanzar condiciones de equilibrio entre sus respectivas humedades. Se ha demostrado que la técnica de determinación de humedad por este método, es adecuado y con suficiente precisión. El procedimiento general consiste en llenar el transformador con un gas seco, nitrógeno de alta pureza, de tal manera que al cabo de un cierto tiempo, se alcance el estado de equilibrio en humedad. Una vez alcanzado el equilibrio, se mide el punto de rocío del gas y con este valor se determina la humedad residual en los aislamientos. La prueba de punto de rocío se realiza antes de iniciar el secado del equipo para tener un valor de referencia. También se realiza al término del

1987 Tomo II


secado del transformador al obtener los valores óptimos a través de la curva de abatimiento y después para comparar con el valor de abatimiento. A continuación se detallan los pasos necesarios para efectuar la determinación de esta humedad residual. a) Después de realizado el vacío, este se rompe con nitrógeno de alta pureza cuando se tiene un punto de rocío de 45 ºC o menor. El tanque del transformador se presuriza de 1 a 5 lbs/pulg2 y se mantiene en estas condiciones por 24 horas, tiempo suficiente para alcanzar el punto de equilibrio. b) Una vez alcanzado el punto de equilibrio, se efectúa la medición del punto de rocío. c) Se determina la temperatura interna del transformador, preferentemente por el método de medición de resistencia óhmica, ver procedimiento ST-CT-015. d) Con el valor de punto de rocío medido (punto d) y la presión del gas (nitrógeno) dentro del transformador, se determina la presión de vapor en la gráfica de la figura 7. e) Con la presión de vapor (punto h) y la temperatura interna del transformador se determina la humedad residual, usando la gráfica de la figura 6. Para la determinación del punto de rocío existen los higrómetros de hielo seco.




Figura 5 Conexión del equipo de vacío y el vacuómetro de mercurio.

1987 Tomo II




100,000

13,000

10,000 8,000

1,330

6,000

s 4,000 o r t e m 2,000 ó r c i m 1,000 800 n e 600 r o p 400 a v e d 200 n ó i s 100 e r 80 P 60

133

3.0% 2.5% 2.0% 1.5% 13.3

1.0% 0.9% 0.8% 0.7% 0.6% 0.5%

40 20

s l a c s a P n e r o p a v e d n ó i s e r P

0.4%

10 8 6

0.3% 0.25%

1.33

0.2%

4

0.15%

2

0.1% 0.133

1 80

70

60

50

40

30

20

10

0

Temperatura en ºC

Figura 6 Gráfica de equilibrio de humedad.

1987 Tomo II




5 Psi

+20

+10

C ° o i c o r 0 e d o t n u P -10

0 Psi

Presión vapor en micrones 2

5

10

20

40 60 100

200

400 600 1000 2000

10000

-20

-30 C ° n ó i c -40 a l e g n o c e -50 d o t n u P

Presión en transformador

-60

-70 2

5

10

20

40 60 100

200

400 600 1000 2000

10000

Presión vapor en micrones

Figura 7 Conversión de punto de rocío a presión - vapor. 5 Criterios de aceptación de valores de humedad residual

El contenido de humedad en un aislamiento fibroso, se equilibra a un nivel que depende de la 1987 Tomo II

presión de vapor y de la temperatura del medio aislante. Esta relación se observa en la gráfica de equilibrio de la figura 7.



En la actualidad, los fabricantes están utilizando exclusivamente la temperatura del punto de rocío como base para determinar si el equipo está seco o húmedo. Los grandes fabricantes de transformadores y reactores de potencia recomiendan que la humedad residual en los aislamientos sólidos sea menor al 0.5%, aunque es preferible un contenido de humedad de 0.2 a 0.3%, el cual es un valor aceptable para la operación del equipo. Sin embargo, no se recomiendan valores de humedad residual inferiores a 0.1%. Este valor de humedad residual, además de ser difícil de alcanzar, afecta las propiedades físicas del papel e incrementa la posible pérdida de vida del aislamiento. Los valores en porciento (%) de humedad residual que se deben alcanzar después del proceso de secado de transformadores y reactores, se muestran en la tabla 1.


6 Bibliografía

a) CFE D3100-19 Especificación Aceites Aislantes, CFE, Agosto 2005. b) CFE-K0000-06-Especificación Transformadores de Potencia de 10MVA y mayores, CFE, 2004. c) CFE-Y1000- Especificación Reactores, CFE, 2004. d) Norma NMX-J-319-ANCE-1978. Papel y cartón prensado para Transformadores. e) Norma NMX-J-169-ANCE-2004. Transformadores y Autotransformadores de Distribución y de Potencia – Métodos de Prueba. f) Procedimiento para el secado de transformadores y reactores de potencia ST-CT005. Comisión Federal de Electricidad, Diciembre Junio 2007.

Tabla 1 Valores de referencia de humedad residual CLASE

HUMEDAD RESIDUAL EN %

(kV)

MÍNIMO

MÁXIMO

69 a 85

0.50

0.70

115 a 150

0.30

0.50

230 a 400

0.20

0.30

1987 Tomo II



Anexo A Higrómetros para la medición del punto de rocío A1 Higrómetro de hielo seco

A continuación se presenta el procedimiento para la operación del higrómetro de hielo seco: a) Teniendo el transformador presurizado con nitrógeno, se cierra la válvula del tanque del transformador y se desconecta la manguera del tanque de nitrógeno. Esta manguera se conecta a la manguera del higrómetro, cuidando que estén cerradas sus válvulas de paso a la entrada y salida del instrumento (ver figura A1). b) Se determina la temperatura interna del transformador, preferentemente por el método de medición de resistencia óhmica, de acuerdo con el procedimiento ST-CT-015. c) Se debe desarmar el higrómetro y limpiar perfectamente la superficie exterior cromada del vaso. d) Se lee la presión interna del tanque del transformador y se abren las válvulas de paso, tanto del higrómetro, como del tanque del transformador. Esto produce el flujo del gas a través del higrómetro hacia la atmósfera.

1987 Tomo II


e) Dentro del vaso del higrómetro, se coloca un termómetro de laboratorio con escala de -50 ºC a 100 ºC. Se debe tener cuidado que el bulbo del termómetro quede sumergido totalmente en la acetona, a la altura del vaso donde el flujo de gas choca con la superficie exterior de éste. Se vierte acetona pura aproximadamente hasta la mitad del vaso y se van agregando trozos pequeños de hielo seco, teniendo cuidado de no poner demasiado a la vez, porque la acetona al hervir se puede derramar. f) Al inicio de la prueba, el vaso del higrómetro se nota completamente brillante; esto se puede comprobar mirando a través del cristal transparente (ver figura A2).

Se agrega continuamente hielo seco, verificando con mucho cuidado la temperatura de la acetona, ya que llegará un momento en el cual el vaso del higrómetro se pondrá opaco. En este momento, al ponerse opaca la superficie brillante del vaso, se toma la temperatura indicada en el termómetro y ésta será la temperatura del punto de rocío del gas, a la presión del tanque del transformador.




Figura A1 Conexión del higrómetro de hielo seco. Termómetro Escala -100 °C a 50 °C

Soporte del termómetro

Vaso de cobre cromado Ventana o mirilla

Hielo seco Acetona

Entrada del gas

Salida del gas

Figura A2 Higrómetro de hielo seco. 1987 Tomo II



A2 Higrómetro Alnor

El medidor de punto de rocío Alnor, se usa para determinar el punto de rocío de una mezcla de gas-vapor de agua. Cuando una mezcla de gasvapor de agua se enfría, hay una temperatura a la cual el agua empezará a condensarse; a esta temperatura se le conoce como punto de rocío. A2.1 Procedimiento de prueba a) Seguir los pasos a) y b) del procedimiento del higrómetro de hielo seco. b) Conectar el instrumento a la fuente de C.A. (115 V) o bien usar la batería. c) La conexión entre el tanque del transformador y el instrumento, debe ser de cobre flexible y lo más corta posible. Se debe asegurar que dicha tubería esté bien limpia y que las conexiones queden bien apretadas. Además se debe colocar una válvula de paso y un filtro externo entre el instrumento y el tanque del transformador. d) Antes de operar el aparato, este debe ajustarse de la manera siguiente: •

•

•

•

Colocar la válvula de operación en posición fuera Abrir la válvula de purga, para asegurar que no existe presión en el instrumento Oprimir la válvula del medidor y girar el tornillo de la unidad de ajuste hasta que el menisco de la columna de aceite coincida con el 1 de la escala Liberar la válvula del medidor NOTA: si el transformador tiene presión positiva, cerrar la válvula de paso y desconectar el aparato antes de proceder al ajuste.

e) Cerrar la válvula de purga y bombear hasta que el medidor alcance una lectura de 0.5, abrir la válvula de purga y el menisco debe regresar en unos cuantos segundos al 1 de la escala. En caso de que no regrese, repita el ajuste. 1987 Tomo II


PRECAUCIONES: nunca oprima la válvula del medidor, a menos que la válvula de operación esté fuera, la válvula de purga abierta y la válvula de paso cerrada.

f) Abrir la válvula de purga, colocar la válvula de operación en posición fuera y abrir la válvula de paso. Posteriormente, se debe dejar fluir el gas a través del aparato, operando la bomba del émbolo repetidas veces. Esto se realiza con el objetivo de efectuar un barrido que desaloje todo el gas que contenía el instrumento y obtener una lectura de punto de rocío de la muestra de gas. g) Cerrar la válvula de purga, bombear la muestra del gas en el instrumento hasta obtener un valor de 0.5 en la escala. Observar en el interior de la ventana de la cámara de niebla y presionar hacia abajo la válvula de operación sin dejar de ver por la ventana. Si se forma niebla en el cono de luz, será necesario probar a un valor más alto en la escala. En este caso, se debe repetir la prueba hasta encontrar dos valores contiguos en la escala, con una diferencia no mayor de 0.01 entre una prueba donde se presente la niebla en la cámara y una donde no se presente. El valor intermedio entre estas dos mediciones será el valor correcto de la relación de presión. h) Con este valor de relación de presión y la temperatura del gas (leído en el termómetro del instrumento), se entra al calculador de punto de rocío (suministrado junto con el instrumento) y se obtiene el valor de temperatura de punto de rocío. A2.2 Recomendaciones y precauciones a) Para la medición de la resistencia óhmica, se puede usar un óhmetro para bajas resistencias que discrimine la resistencia de conexiones de prueba. Se recomienda el uso del doble puente de Kelvin. b) La instalación de la sonda (detector) del higrómetro, debe hacerse sobre el tanque principal del transformador, de tal manera que quede completamente expuesta al gas.




c) La sonda nunca debe colocarse sobre válvulas, tuberías o recovecos y espacios reducidos, que pueden dar lecturas falsas. d) Durante las 24 horas que se mantiene presurizado el transformador (punto 4.1 inciso a), se recomienda que se efectúen mediciones periódicas del punto de rocío para asegurar que efectivamente se alcanzó el punto de equilibrio al estabilizarse las lecturas. e) Antes de realizar la determinación de la humedad residual, tal como se describió en el inciso 4, se puede hacer una medición preliminar de la humedad residual. Esta medición consiste en determinar el punto de rocío del nitrógeno que trae el transformador desde fábrica y que debe mantenerse durante su transporte. La medición se hará antes de cualquier maniobra de inspección interior y armado, ajustando la presión a las condiciones prescritas en el punto c. f) El valor de humedad así determinado, será de utilidad para una apreciación preliminar del tiempo necesario para la puesta en servicio del transformador. Ya que en caso de conocerse el valor de humedad residual cuando salió de fábrica, dará una idea de las condiciones en que llegó. g) No se debe tomar como temperatura de los devanados, la temperatura de algunos de los termómetros del transformador, ya que estos se encuentra sin aceite y dará valores erróneos. A3 Higrómetro Panametrics - 2000

Basado en experiencias de campo de ingenieros de mantenimiento de las distintas regiones de transmisión de la CFE, se ha llegado a la conclusión de que el mencionado equipo no es adecuado para usarlo en el campo. Esto se debe a que las celdas sensoras pierden calibración con su uso en campo y no existen en el país los medios para calibrarlas. El uso de este equipo, queda limitado para equipos fijos de fábrica, laboratorios y talleres. 1987 Tomo II


SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento para el secado de transformadores y reactores de potencia


PROCEDIMIENTO PARA EL SECADO DE TRANSFORMADORES Y REACTORES DE POTENCIA


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ÍNDICE

Pág. 1 Objetivo

3

2 Alcance

3

3 Teoría general del secado

3

3.1 Definiciones

3

3.2 Aspectos generales

3

3.3 Humedad

4

3.4 Eliminación de humedad

4

4 Niveles de secado

4

5 Método con alto vacío

7

6 Recomendaciones para la supervisión y control del proceso 6.1 Sistema de vacío 7 Bibliografía Anexo A Equipo utilizado

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11 11 11 12




1 Objetivo

3 Teoría general del secado

El proceso de secado de un transformador o reactor tiene como objetivo eliminar la humedad y los gases que se encuentran atrapados en el embobinado y el núcleo, hasta obtener límites aceptables y una operación confiable de estos equipos.

3.1 Definiciones

2 Alcance

Este procedimiento describe el método utilizado actualmente para el secado de transformadores y reactores de potencia, para su puesta en servicio y/o operación. Desde el punto de vista de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación, puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe cumplir con los criterios en materia de protección ambiental establecidos por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma. En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además, se debe cumplir con la norma NOM-EM138-ECOL y la especificación CFE L0000-58.

Vacío

Por definición, el término “vacío” significa un espacio cuyo contenido de aire o gases es teóricamente cero Con el concepto anterior, se define el “vacío absoluto”. En la práctica, el término “vacío” se aplica a cualquier espacio, cuyo contenido de aire o gases provoquen una presión absoluta, menor que la atmosférica, medida a nivel del mar. El rango de variación de la presión de los gases, abajo de la atmosférica, es lo que determina los diferentes “grados” de vacío. Medición de vacío

Las unidades para medir el vacío pueden ser: pulgadas, milímetros o micrones, dependiendo del grado de vacío medido. A continuación se enlistan las unidades y sus equivalencias: 1 atmósfera = 14.7 lbs/pulg2 =1.033 kg/cm2 1 atmósfera = 29.92 pulg Hg = 760 mm de Hg 1 mm Hg =1 Torr = 1000 micrones de Hg Flujo

Las pérdidas por flujo en las tuberías o mangueras bajo vacío, son relevantes durante el proceso de secado, para lograr “altos vacíos”. Es necesario tener presente, que los diámetros y longitudes de las tuberías o mangueras utilizadas, deben estar de acuerdo con la capacidad de las bombas de vacío. En la práctica, los sistemas de vacío cuyas bombas tienen una capacidad entre 850 cfm, utilizan mangueras de 4 pulgadas de diámetro y longitudes máximas de 15 metros. 3.2 Aspectos generales

Los aislamientos sólidos de los transformadores y reactores de potencia, están integrados principalmente por papel, cartón y madera, y representan el 95% del total de aislamientos. Estos materiales son altamente higroscópicos en 1979 Tomo II



sus diferentes tipos y formas, y llegan a contener un nivel de humedad que representa entre el 8 y el 10 % de su peso. 3.3 Humedad

El papel aislante tiene una mayor afinidad por el agua que por el aceite. Un papel seco, al tener un alto nivel de absorción de humedad, absorbe agua con mayor rapidez que el papel impregnado de aceite. Por tal motivo, la cantidad de agua en el papel siempre será mayor que en el aceite. El agua contenida en el papel afecta la rigidez dieléctrica, el factor de potencia, la rigidez mecánica y acelera el envejecimiento. El efecto sobre la rigidez dieléctrica del papel impregnado en aceite se muestra en la figura 1. 3.4 Eliminación de humedad

Para eliminar el agua de los aislamientos, es necesario transformarla en vapor y expulsarla a la atmósfera. Lo anterior se logra aumentando la temperatura o disminuyendo la presión atmosférica a temperatura ambiente, hasta el punto de lograr su ebullición. La práctica más común es disminuir la presión atmosférica. La aplicación de vacío tiene dos propósitos: a) Expansión y extracción del gas (en su mayoría aire) contenido dentro de un espacio cerrado. Esta expansión de gas ayuda a la expulsión de la humedad presente.


basa en un volumen unitario de gas a 760 mm de Hg, o sea la presión atmosférica a nivel del mar. b) Reducción del punto de rocío de la humedad contenida en los aislamientos, con lo cual su evaporación se acelera.

En la figura 3, se muestra el punto de ebullición del agua en función de la presión absoluta. 4 Niveles de secado

Debido a que la humedad contenida en los aislamientos afecta gradualmente sus características dieléctricas, es necesario determinar los límites máximos permisibles, de acuerdo con los niveles de voltaje de los transformadores. a) Para transformadores con niveles de voltaje menores a 69 KV, se debe alcanzar una máxima humedad residual de 0.7%. b) Para transformadores con niveles de voltaje entre 69 y 161 KV, se debe alcanzar una máxima humedad residual de 0.5%. c) Para transformadores con niveles de voltaje de 230 y 400 KV, se debe alcanzar una máxima humedad residual de 0.3%.

En la figura 2, se muestra la expansión del gas al reducir la presión atmosférica. Esta curva se

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1500

) m m / t l o V ( 1000 l a i c n e t o p e d e t n e 500 i d a r G

Rigidez dieléctrica

0

0.5

1.0

1.5

Contenido de agua en el papel (porcentaje en peso) Figura 1 Variación de la rigidez dieléctrica del papel impregnado de aceite en función de su contenido de agua.

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760 700 600 500 400 300

200

100 90 80 70 ) 60 g H50

m40 m30 ( a t u20 l o s b a n ó i s e r P109 8 7 6 5 4 3 2

1 1

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Volumen relativo del gas

Figura 2 Volumen relativo del gas en función de la presión absoluta.

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1000 900 800 700 600 500 400 300 200

) g H m m ( a t u l o s b a n ó i s e r P

100 90 80 70 60 50 40 30 20

10 9 8 7 6 5 4 3 2

1

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

Grados centígrados

Figura 3 Punto de ebullición del agua en función de la presión absoluta. 5 Método con alto vacío

El método más utilizado por la CFE para secar un transformador o reactor dentro de su tanque, consiste en someterlo a altos niveles de vacío a temperatura ambiente, durante largos períodos de tiempo, hasta obtener los límites establecidos en el punto 4 de este procedimiento. Los altos niveles de vacío se logran utilizando bombas de vacío del tipo rotatorio, de un sólo paso y selladas con aceite. Estas bombas son capaces de alcanzar vacíos del orden de 50 1979 Tomo II

micrones (0.05 mm Hg). En algunos casos, estas bombas se pueden complementar con un soplador (Booster ) en serie, con lo que es posible alcanzar un vacío hasta de 1 micrón (0.001 mm Hg). Los valores anteriores se logran utilizando una brida ciega. Para la aplicación del método de secado con alto vacío continuo, debe seguirse el siguiente procedimiento. (Ver figura 4).



Procedimiento: a) Desconectar y dejar fuera de servicio el transformador que se va a secar. b) Extraer completamente su aceite aislante e inyectar nitrógeno seco, y verificar que el punto de rocío sea de -40ºC. c) Si alguno de los accesorios o equipos de monitoreo no está diseñado para soportar el vacío absoluto, se debe retirar durante el proceso de secado. d) Interconectar el tanque principal con la cuba del cambiador de derivaciones, así como el tanque conservador del transformador, con la finalidad de evitar daños en la cuba del cambiador y la bolsa tipo cops .del tanque conservador. e) Aumentar la presión del nitrógeno hasta 10 lb/pulg2 y verificar que no haya fugas. La localización de éstas se realiza utilizando espuma de jabón y si existen se procede a eliminarlas. Se debe verificar que la válvula de sobre presión soporte dicha presión. f) Verificar el sellado correcto de las válvulas. En caso de no obtener un buen sellado, se debe reparar la válvula, sustituirla o colocar una brida ciega provisional. g) Se debe medir la humedad residual para tener un valor inicial de referencia, de acuerdo con el procedimiento ST-CT-004. h) Instalar la bomba de vacío y conectarla al tanque del transformador en el registrohombre o en el tubo de alivio. La tubería de conexión especial para el alto vacío debe tener un diámetro de 2 a 4 pulgadas y se deben realizar las adecuaciones necesarias. La longitud de la manguera debe ser lo más corta posible. i) Poner en servicio la bomba de vacío y dejarla operar de manera continua.


verificar el comportamiento del proceso. Se debe verificar el abatimiento del manómetro de la máquina de secado. Esta comprobación tiene como objetivo principal verificar las fugas en el transformador y en la máquina de vacío. Reiniciar el proceso de secado con vacío. Se procede a elaborar una curva de abatimiento, cada 24 hrs. La curva se elabora tomando las lecturas del vacuómetro y la temperatura del transformador cada 5 minutos, durante 30 minutos. Para obtener la curva de abatimiento se debe apagar la máquina de vacío y cerrar la válvula V1. j) La temperatura del transformador es la que señala el indicador de temperatura del aceite, siendo ésta la más cercana al devanado. En caso de que este indicador de temperatura no esté operando, se debe tomar de referencia la temperatura ambiente más cercana al transformador. k) Estas lecturas se deben realizar con una humedad relativa menor del 60%, preferiblemente al medio día, a una temperatura ambiente promedio de 30 ºC. l) Los valores obtenidos de la curva de abatimiento deben coincidir con los valores de humedad residual mencionados en el punto 4 y acorde con la curva de la figura 5, también presentada en el procedimiento de humedad residual ST-CT-004.

Una vez alcanzado el nivel de secado, se debe romper el vacío, inyectando nitrógeno de ultra alta pureza. Se debe medir la humedad residual después de 24 hrs., de acuerdo con el procedimiento ST-CT-004.

Después de 24 hrs. de vacío, se debe tomar la lectura del vacuómetro para 1979 Tomo II



V1


Sistema de bombeo para alto vacío

V2

Primer paso Booster

Segundo paso Bomba rotatoria

Figura 4 Método continuo para obtener un alto vacío.

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100,000

13,000

10,000 8,000

1,330

6,000

s 4,000 o r t e m 2,000 ó r c i m 1,000 800 n e 600 r o p 400 a v e d 200 n ó i s 100 e r 80 P 60

133

3.0% 2.5% 2.0% 1.5% 13.3

1.0% 0.9% 0.8% 0.7% 0.6% 0.5%

40 20

s l a c s a P n e r o p a v e d n ó i s e r P

0.4%

10 8 6

0.3% 0.25%

1.33

0.2%

4

0.15%

2

0.1% 0.133

1 80

70

60

50

40

30

20

10

0

Temperatura en ºC

Figura 5 Gráfica de equilibrio de humedad.

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6 Recomendaciones para la supervisión y control del proceso 6.1 Sistema de vacío

Con la finalidad de lograr una mayor eficiencia en el proceso de secado, durante la instalación del sistema de vacío, se deben considerar las siguientes recomendaciones: a) El medidor del vacío se debe conectar a la parte superior del tanque del transformador y no a la tubería de succión. El medidor debe contar con una válvula, con la finalidad de aislarlo después de cada lectura. b) La manguera o tubería de succión debe contar con dos válvulas (ver figura 4), una para el aislamiento del transformador (V1) y la otra conectada directamente a la atmósfera (V2); ésta se usa para que la bomba de vacío arranque sin carga, (ver instructivo del fabricante). c) Cuando se utilice tubería rígida, debe colocarse un conector flexible entre la bomba y el transformador. d) En las conexiones de la manguera o tubería de succión no debe utilizarse teflón, debido a que ocasiona obstrucciones en los conductos de lubricación de la bomba. Se deberá usar Loctitte 70, Permatex o algún otro sellador

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adecuado. Y preferentemente se deben utilizar bridas con empaque de neopreno o silicón. e) La tubería de succión debe estar completamente limpia y libre de rebabas de metal o algún otro material, con la finalidad de evitar daños al pistón de la bomba y obstruir el sistema de circulación de aceite. 7 Bibliografía

a) CFE D3100-19 Especificación Aceite Aislante, Agosto 2005, CFE. b) Puesta en servicio de transformadores de extra alta tensión. Departamento de Ingeniería de Sistemas, C.F.E. c) How do you treat your EHV transformer and shunt reactors. L. C. Aicher, H. G. Fisher, F. T. Norton. Allis Chalmers. Minutas Doble, 1970. d) Transformer drying. R. F. Casey. Ohio Edison Co. Minutas Doble, 1977. e) Insulated oil and transformer drying. GEI - 65070. General Electric. f) Secado de transformadores en el interior del tanque. R. Frese. IEM. g) M. Horning, J. Kelly, S. Myers, R. Stebbins Guia para el Mantenimiento de Transformadores, Editorial Transformer Maintenance Institute, 2005.



Anexo A Equipo utilizado A1 Medidores de vacío

Existen varios tipos de medidores que pueden usarse en campo para medir vacío y su aplicación depende del grado de vacío que se pretende medir: a) Medidor Bourdon.- Este medidor consiste de un tubo o diafragma, conectado al sistema bajo vacío, ligado mecánicamente a una aguja, la cual indica la presión sobre una carátula graduada. Este medidor se emplea generalmente en “bajos” vacíos (presiones absolutas altas). b) Medidor de termopar.- Este medidor consta de un par termoeléctrico, encerrado en un tubo de vidrio o metal, el cual es insertado en el recipiente bajo vacío. Cualquier cambio de presión, provoca un cambio de temperatura en el termopar, lo que a su vez provoca un potencial en mV, que convertido a medición de presión, puede dar lecturas directas en una carátula graduada. Estos medidores tienen un rango de 0.001 mm Hg a 20 mm Hg, y se emplean generalmente en “altos” vacíos (presiones absolutas bajas). c) Medidor tipo Mc Leod.- Este medidor consiste básicamente de un tubo capilar de vidrio, el cual contiene mercurio; el arreglo o conformación de este tubo depende de los rangos que se pretendan medir, así como los diseños de los propios fabricantes

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de este medidor. Este tubo se conecta al recipiente bajo vacío, midiendo directamente la presión absoluta por el peso del mercurio desplazado. Estos medidores son de muy alta presión, sus rangos pueden variar desde 20 mm Hg hasta 0.001mm Hg. A2 Bombas de vacío

En la figura A1, se muestra un ejemplo de las bombas de vacío.

Figura A1 Bomba de vacío.

La bomba comúnmente utilizada para el secado y llenado de transformadores, es la de pistón rotatorio con sello de aceite de una sola etapa. Estas bombas son capaces de llegar a una presión de 0.01 mm Hg a “brida ciega”; el rango normal de operación es entre 0.05 y 100 mm Hg. A2.1 Partes principales

Las partes principales que componen una bomba de vacío se muestran el la figura A2.

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Figura A2 Partes principales de la bomba de vacío.

De acuerdo con la figura A2, las partes de la bomba son: 1 Válvula de bola 2 Válvula de bola 3 Válvula de bola 4 Filtro de línea 5 Indicador de flujo 6 Válvula bola c/actuador eléctrico 7 Válvula de bola 8 Bomba de alimentación 9 Válvula de muestreo 10 Manovacuómetro 11 Detector de flujo 12 Calentador eléctrico 13 Válvula de bola 1979 Tomo II

14 Trasmisor temperatura de alarma 15 Trasmisor temperatura de control 16 Termómetro 17 Manovacuómetro 18 Filtro pulidor 19 Válvula de venteo 20 Válvula de drene 21 Válvula de bola 22 Manovacuómetro 23 Filtro de línea 24 Banco de espreas 25 Cámara de desgasificación 26 Electronivel de alto nivel y espuma 27 Electronivel control B. alimentación 28 Electronivel control V. solenoide




29 Electronivel Control V. Solenoide 30 Electronivel de bajo nivel 31 Válvula de drene 32 Válvula de bola 33 Bomba de carga 34 Manovacuómetro 35 Válvula bola c/actuador eléctrico 36 Válvula para rompimiento de espuma 37 Válvula de muestreo 38 Medidor totalizador de flujo 39 Válvula check 40 Válvula de bola 41 Válvula de bola 42 Válvula de mariposa 43 Vacuómetro controlador 44 Vacuómetro 45 Válvula de sobrepresión 46 Interruptor de presión 47 Válvula de bola 48 Banco de espreas espreas (1) 49 Válvula de mariposa 50 Válvula de mariposa 51 Trampa de partículas 52 Fuelle antivibratorio 53 Válvula para rompimiento de vacío 54 Reforzador (Booster) 55 Bomba de alto vacío 56 Válvula de balastro (arrastre) 57 Solenoide control lubricación 58 Válvula de drene 59 Unidad de enfriamiento 60 Trasmisor de temperatura enfriador 61 Termómetro 62 Trasmisor de temperatura aceite 63 Termómetro 64 Trampa de condendasos 65 Válvula de drene

b) Revise que las mangueras de alimentación y descarga estén bien conectadas

A3 Arranque de la unidad

n) Deberá prenderse el foco de señalización de energizado

Se recomienda seguir los siguientes pasos cada vez que se arranque la unidad: a) Asegúrese que el voltaje de operación sea el correcto, el equipo está diseñado para operar con corriente trifásica, 220 Volts, 60 Hz

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c) Revise que el aceite de lubricación del sistema de vacío (54, 55) no esté contaminado d) Revise que el sistema de vacío (54, 55) se encuentra a su nivel e) Revise que el prefiltro o filtro de canasta (4) está limpio f) Revise que el filtro de línea o filtro de espreas (23) esté limpio g) Revise que los cartuchos o elementos filtrantes del filtro pulidor (18) estén en condiciones de operar h) Ajuste a la temperatura en el transmisor de temperatura de control (14) instalado en el Panel view localizado en la puerta del tablero de control i) Asegúrese que las válvulas de alimentación (1, 2)estén en posición correcta j) Asegúrese que la válvula de descarga (41) esté totalmente abierta y la válvula de recirculación (40) esté totalmente cerrada. Si llegara a descargar aceite el equipo con la válvula de descarga cerrada sería causa de lesiones graves a su equipo k) Asegúrese que las válvulas de regulación (3, 7, 32) estén en posición correcta l) Asegúrese que las válvulas de muestreo (9, 37) estén cerradas m) Asegúrese que las válvulas de drene (13, 20, 31, 47, 53, 58) estén cerradas

o) Al energizarse la unidad, dependiendo del nivel de aceite en la cámara de desgasificación (25), puede presentarse una condición de alarma por alto nivel y/o el arranque automático de la bomba de descarga (33)

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p) Asegúrese que el sentido de giro de los motores sea el correcto, para lo cual se auxiliará por las flechas de sentido de rotación instaladas en el guarda bandas de la bomba de vacío y del reforzador (booster)

t) Estabilice el equipo, o sea, controle que el nivel de aceite en la mirilla de la cámara de desgasificación (25) permanezca constante, operación para la cual deberá atenerse a las siguientes recomendaciones:

q) Seleccione el sistema de alimentación y prepare la unidad:

Controlar la alimentación regulando la válvula de regulación (3) para lograr que el nivel de aceite sea constante, o sea, que la misma cantidad de aceite se alimente y se descargue de la unidad.

Posición de las válvulas: Válvula No. 1 y 2

Una abierta y la otra cerrada, dependiendo de la línea de alimentación seleccionada

Válvula No 3.

Debidamente regulada

Válvula No. 7


Válvula No. 21

Totalmente abierta

Válvula No. 32


Válvula No.40

Totalmente cerrada

Válvula No.41

Totalmente abierta

r) Antes de iniciar la alimentación, el operador deberá realizar las siguientes operaciones:

Revisar y asegurarse de que todo este conjunto quede perfectamente sellado, cualquier entrada de aire o pérdida de vacío afectará el funcionamiento de toda la unidad, presentándose diversos factores negativos, como son: a) Pérdida de vacío, b) Baja capacidad de alimentación y c) Baja presión en el espreado del aceite. Revisar y asegurarse que el aceite lubricante esté en condiciones de servicio y que los niveles sean los correctos. Revisar y asegurarse que los filtros de línea (4, 23) estén limpios para operar satisfactoriamente. s) El arranque realícelo siguiendo la secuencia de acuerdo a la sección del Panel view. 1979 Tomo II

Regular adecuadamente la válvula de control (7) teniendo especial cuidado de que la presión en el manómetro (22) del banco de espreas (24) . La descarga usualmente permanece constante. Si por falta de flujo en la alimentación se presenta una condición de que el nivel de aceite baje en cámara de desgacificación (25) o sea que la descarga sea mayor que la alimentación o una condición de baja presión en el manómetro (22) , el operador deberá obligatoriamente de recircular aceite controlando válvula de recirculación (7) . Es importante, que el operador regule debidamente la alimentación de aceite al equipo y su recirculación a la bomba de alimentación (8) , operación que deberá realizar mediante la válvula de recirculación (7) y con esta última válvula también se auxiliará para obtener la presión ideal de operación. Con la adecuada regulación de la válvula de recirculación (7) , el operador deberá lograr los siguientes resultados: a) Obtener una presión constante en el manómetro localizado en la línea



de alimentación del banco de espreas (manómetro: 22) .

h) Prepare la unidad para que quede lista para entrar en operación nuevamente

b) Retornar el suficiente aceite a la línea de alimentación de la bomba con la cual se esté alimentando el equipo (bomba: 8) , para asegurar su debida lubricación, evitando que por falta de flujo se dañen sus componentes.

i) Si lo desea podrá descargar completamente la cámara de desgacificación (25) apretando el botón de arranque manual de la bomba de

u) Revise que las presiones sean correctas, manovacuómetros (17 y 22), en operación normal las presiones nunca deben superar el valor de 4.0 kg/cm2 (2942.88 mm Hg). v) Revise que el vacío sea el correcto. Revise que todas las protecciones de los niveles actúan correctamente y que la operación de la unidad sea satisfactoria A4 Paro de la unidad

Se recomienda seguir los siguientes pasos cada vez que se pare la unidad: a) Realizar paro siguiendo la secuencia de acuerdo con la sección del Panel view b) Cierre la válvula de alimentación (1 o 2) c) En este momento, el vacío en la cámara de desgacifiación (25) se reduce d) Pare la bomba de alimentación (8) e) Pare el sistema de vacío (54, 55)

Pulse el botón de paro correspondiente reforzador o booster (54) Espere aproximadamente un minuto pulse el botón de paro correspondiente a la bomba de vacío (55) y la unidad de enfriamiento (59) automáticamente saldrá de operación. Esta espera es de la mayor importancia para protección del sistema f) Abra el interruptor general g) Desconecte las mangueras de alimentación y descarga 1979


descarga (33)

j) Si desea drenar el equipo y sus componentes, abra las válvulas de drene (13, 20, 31) A5 Reforzador mecánico (Booster)

Las bombas de un sólo paso, mencionadas anteriormente, pueden manejar gases y vapores hasta que se alcanzan presiones de 20 mm Hg, y a una temperatura de 21.5°C, el agua empieza a desprenderse rápidamente de los aislamientos del transformador. El bombeo de grandes cantidades de agua limita severamente la habilidad de estas bombas para alcanzar y mantener niveles bajos de presión absoluta, necesaria para el secado de transformadores. En las condiciones mencionadas en el párrafo anterior, se puede usar un Booster . Este equipo es un soplador seco, con una presión de 20 mm Hg o menos en la descarga y no es afectado por vapores condensables. Estos vapores pasan a través del Booster y son expulsados a la atmósfera por la bomba de un solo paso, a pesar de que algo de vapor de agua es retenido y mezclado con el aceite de esta bomba. La alta presión en la succión de la bomba, ocasiona que se pueda manejar más agua y en consecuencia, la capacidad del sistema Booster -bomba de vacío se ve aumentada considerablemente. A6 Bombas de pistón rotatorio con sello de aceite

La bomba comúnmente utilizada para el secado y llenado de transformadores, es la de pistón rotatorio con sello de aceite de una sola etapa. Estas bombas son capaces de llegar a una presión de 10 micrones (0.01 mm Hg) a “brida ciega”.

Diciembre 2007


Tomo II



A7 Booster (reforzador mecánico)

Las bombas de un sólo paso, mencionadas anteriormente, pueden manejar gases y vapores hasta que se alcanzan presiones de 20 mm Hg. A una temperatura de 21.5°C, el agua empieza a desprenderse rápidamente de los aislamientos del transformador. El bombeo de grandes cantidades de agua limita severamente la habilidad de estas bombas para alcanzar y mantener niveles bajos de presión absoluta, necesaria para el secado de transformadores. En las condiciones mencionadas en el párrafo anterior, se puede usar un Booster . Este equipo es un soplador seco, con una presión de 20 mm Hg o menos en la descarga, y no es afectado por vapores condensables. Estos vapores pasan a través del Booster y son expulsados a la atmósfera por la bomba de un solo paso, a pesar de que algo de vapor de agua es retenido y mezclado con el aceite de esta bomba. La alta presión en la succión de la bomba, ocasiona que se pueda manejar más agua y en consecuencia, la capacidad del sistema Booster -bomba de vacío se ve aumentada considerablemente.

1979 Tomo II


SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento para el muestreo de aceite aislante


PROCEDIMIENTO PARA EL MUESTREO DE ACEITE AISLANTE

Esta edición sustituye a la versión del procedimiento SGP-A009-S-1979

1979 Tomo II




ÍNDICE

Pág. 1 Objetivo

3

2 Alcance

3

3 Muestreo de aceite para el análisis fisicoquímico y dieléctrico

3

3.1 Materiales requeridos

3

3.2 Procedimiento de muestreo

4

4 Muestreo para el análisis por cromatografía de gases disueltos en el aceite 4.1 Materiales requeridos

5


6

5 Muestreo para análisis de detección de bifenilos policlorados (BPC’s)

7

5.1 Materiales

7


7

6 Bibliografía

1979

5

8

Anexo A Formato de la solicitud de análisis

9

Anexo B Guía para el llenado del Anexo A

10

Anexo C Formato de la etiqueta para la identificación de muestra

11

Anexo D Formato de la etiqueta para aceite usado

11

Anexo E Formato de la etiqueta para aceite contaminado con BPC’S

12

Diciembre 2007


Tomo II


1 Objetivo

Este procedimiento tiene como objetivo establecer las instrucciones para realizar el muestreo de aceite aislante utilizado en transformadores, reactores y autotransformadores. El muestreo de aceite tiene como finalidad tomar una muestra de aceite del equipo bajo estudio, para realizar su análisis físico químico y dieléctrico. 2 Alcance

Este procedimiento aplica a todo el personal que realiza muestreos de aceite mineral aislante para análisis físico-químico y dieléctrico, cromatografía de gases y para detección de bifenilos policlorados (BPC’s), con la finalidad de determinar sus características de operación. El personal que realice este trabajo debe tener los conocimientos y la experiencia necesaria para la correcta ejecución de las actividades. Cuando las muestras son enviadas a un laboratorio para su análisis, el usuario de la muestra, es el responsable del control, y disponibilidad de los recipientes, a través del personal correspondiente.


tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138ECOL y la especificación CFE L0000-58. 3 Muestreo de aceite para fisicoquímico y dieléctrico

el análisis

3.1 Materiales requeridos a) Recipientes de vidrio ámbar o plástico (cloruro de vinilideno), ver figura 1, con capacidad de 4 litros y con tapón

Los recipientes deben estar limpios y pueden ser nuevos o haber sido usados para el mismo fin. El diámetro de la boca del recipiente debe tener, de preferencia, entre 4 y 8 centímetros. Las tapas pueden ser de lámina (estaño o aluminio), vidrio, corcho o plástico (cloruro de vinilideno) y con contratapa. Nunca se deben utilizar tapones de hule. b) Tela de algodón o papel absorbente, figura 2 c) Juego de conexiones, figura 3

Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe contar con el criterio de protección ambiental, el cual es establecido por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma.

d) Manguera de tygon del diámetro requerido y una longitud de 0.5 metros, figura 4

En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste

Nota. Todos los accesorios del muestreo deben estar limpios y secos.

1979 Tomo II

e) Formato para la “Solicitud de análisis”, indicado en el Anexo A y la guía para llenado del Anexo B f) Bolígrafo o marcador g) Etiquetas para identificación de la muestra, indicadas en el Anexo C h) Equipo de seguridad personal. i) Recipiente para aceite usado, ver figura 5




Figura 1 Recipiente de plástico. Figura 5 Recipiente de muestreo. 3.2 Procedimiento de Muestreo

3.2.1 Limpiar con un paño de algodón la línea de conexión y la válvula de donde se toma la muestra.

Figura 2 Tela de algodón.

3.2.2 Retirar la brida o tapón de la válvula de muestreo del transformador, se drena su contenido al recipiente de aceite usado y se cierra la válvula. 3.2.3 Instalar la reducción a la válvula para conectar la manguera al recipiente de 4 litros. Enjuagar dos veces el recipiente con el mismo aceite que se va a muestrear, y se llena completamente el recipiente de muestreo, ver figura 5.

Figura 3 Juego de conexiones.

3.2.4 Se deben evitar derrames del líquido aislante. El aceite de enjuague y sobrantes se debe almacenar y manejar como aceite usado, figura 15. 3.2.5 Durante la actividad de muestreo, la temperatura del aceite debe ser mayor o igual que la temperatura del ambiente para evitar que el aceite frío condense la humedad atmosférica. 3.2.6 No se debe muestrear el aceite si la humedad relativa del aire es mayor al 75 %.

Figura 4 Manguera de tygon.

1979

3.2.7 En transformadores pequeños, barricas y carros tanque que no tienen válvulas de muestreo, se recomienda utilizar el método de la norma "Transformadores– NMX-J-123-ANCE-2005

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Tomo II



Aceites minerales aislantes para transformadoresEspecificaciones, muestreo y métodos de prueba".

4.1.5 Formato “Solicitud de análisis”, indicado en el Anexo A.

3.2.8 Cerrar herméticamente el recipiente e identificarlo con letra legible, utilizando la etiqueta indicada en el Anexo C. 3.2.9 Las muestras se deben proteger del polvo, humedad, luz u otra contaminación.

4.1.6 Bolígrafo o marcadores.

3.2.10 El material sólido de desecho que se impregne con aceite tal como: estopa, trapo, papel, absorbente, etc., se debe identificar y tratar como residuo de manejo especial de acuerdo con la legislación vigente que aplique.

4.1.9 Recipiente para aceite usado, ver figura 15.

4.1.7 Etiquetas para identificación de la muestra, indicadas en el Anexo C. 4.1.8 Equipo de seguridad personal.

Nota 2. Todos los accesorios del muestreo deben estar limpios y secos.

3.2.11 Llenar el formato de "Solicitud de análisis", del Anexo A y llenarlo con se indica en la "Guía para el llenado" del Anexo B. 3.2.12 Evitar el almacenamiento innecesario de la muestra. 3.2.13 Entregar las muestras al Laboratorio Químico acompañadas del formato indicado en el Anexo A.

Figura 6 Jeringa de vidrio.

3.2.14 El laboratorio no recibirá las muestras que no cumplan con los requisitos descritos anteriormente, o cuando la solicitud de análisis carezca de datos o firma de autorización de la persona que indicó y supervisó el muestreo. 4 Muestreo para el análisis por cromatografía de gases disueltos en el aceite 4.1 Materiales requeridos

4.1.1 Jeringa de vidrio con capacidad de 50 a 100 ml y con válvula de 3 vías. Para mantener un sello hermético, la jeringa debe estar esmerilada en su pared interior del cuerpo fijo y en la superficie exterior del émbolo. El pivote debe ser de preferencia excéntrico, ver figuras 6 y 7.

Figura 7 Jeringa de la válvula de tres vías.

4.1.2 Tela de algodón o papel absorbente, ver figura 2. 4.1.3 Juego de conexiones, ver figura 3. 4.1.4 Manguera de tygon de ¼” de diámetro, y una longitud de 0.5 metros, ver figura 4. 1979 Tomo II

Figura 8 Ejemplo de protección de jeringas.




4.2.8 Cerrar la válvula del transformador hasta que no exista flujo de aceite, y desconectar la jeringa, (ver figura 10, inciso f). 4.2.9 Identificar cuidadosamente la jeringa, utilizando las etiquetas del Anexo C. 4.2.10 Se deben evitar derrames del líquido aislante. El aceite de enjuague y sobrantes se deberá almacenar y manejar como aceite usado, figura 15.

Figura 9 Almacenamiento de jeringas para su trasporte. 4.2 Procedimiento de muestreo

4.2.1 Limpiar con un paño de algodón la línea de conexión y la válvula de donde se toma la muestra. 4.2.2 Retirar la brida o tapón de la válvula de muestreo del transformador y drenar el contenido al recipiente de aceite usado y cerrar la válvula. 4.2.3 Instalar la reducción para conectar la manguera a la jeringa. 4.2.4 Girar la válvula de tres vías y colocarla en la posición para drenar un litro de aceite por su extremo libre, ver figura 10 inciso b). 4.2.5 Girar la válvula de tres vías para que entre aceite a la jeringa, de tal forma que la presión del aceite empuje al émbolo libre y lentamente, ver figura 10 inciso c).

4.2.11 Llenar el formato de "Solicitud de análisis" mostrado en Anexo A como se indica en la “Guía para el llenado” del Anexo B. 4.2.12 Las muestras deben ser protegidas, durante su transporte, de polvo, luz, humedad e impactos, figuras 8 y 9. 4.2.13 El material sólido de desecho que se impregne con aceite, tal como: estopa, trapo, papel, absorbente, etc., se debe, identificar y tratar como residuo de manejo especial de acuerdo con la legislación vigente que aplique. 4.2.14 Evitar el almacenamiento innecesario de la muestra. 4.2.15 Entregar las muestras al Laboratorio Químico acompañadas del formato indicado en el Anexo A. 4.2.16 El laboratorio no recibirá las muestras que no cumplan con los requisitos descritos anteriormente, o cuando la solicitud de análisis carezca de datos o firma de autorización de la persona que indicó y supervisó el muestreo.

4.2.6 Girar la válvula de tres vías, figura 10 inciso d), poner la jeringa en posición vertical con su válvula hacia arriba y empujar el émbolo hasta vaciarla, procurando retirar todas las burbujas de aire. Verificar que la superficie interna de la jeringa y la del émbolo se encuentren completamente impregnadas de aceite y que no tenga polvo u otros cuerpos extraños. 4.2.7 Repetir los incisos c) y d) de la figura 10 y tomar la muestra de aceite, figura 10 inciso e. 1979

Diciembre 2007


Tomo II



Figura 11 Recipiente de plástico.

Figura 10 Válvula de tres vías. 5 Muestreo para análisis de detección de Bifenilos Policlorados (BPC’s)

Figura 12 Recipientes de vidrio.

5.1 Materiales

5.1.1 Recipientes de vidrio o plástico con capacidad de 4 a 20 ml y tapa con empaque, pueden ser viales o jeringas hipodérmicas desechables, figuras 11,12 y 13. 5.1.2 Pipetas de polietileno desechables, figuras 12 y 13. 5.1.3 Vasos de polietileno desechables de hasta 250 ml., figuras 12 y 13.

Figura 13 Jeringas hipodérmicas.

5.1.4 Tela de algodón o papel absorbente, figura. 2.

5.2.1 Limpiar con un paño de algodón la línea de conexión o la válvula donde se toma la muestra, deseche en un contenedor el aceite que existe en la válvula, tenga cuidado de no derramarlo y debe manejarlo como aceite usado.

5.1.5 Formato “Solicitud de análisis” indicado en el Anexo A. 5.1.6 Bolígrafo o marcadores. 5.1.7 Etiquetas para identificación de la muestra, indicadas en el Anexo C. 5.1.8 Equipo de seguridad personal. 5.1.9 Recipiente para aceite usado. Nota. Los recipientes, vasos y pipetas a emplear deben ser nuevos y limpios.


5.2.2 Recibir la muestra de aceite en vaso desechable. 5.2.3 Si se va a usar un recipiente de vidrio o vial, utilizar una pipeta desechable para trasladar de 4 a 10 ml de aceite del vaso desechable al recipiente de vidrio. Colocar la tapa y asegurarlo bien. Vaciar el aceite sobrante en el contenedor de aceite usado. 5.2.4 Si se va a usar la jeringa hipodérmica, succionar 10 ml de aceite del vaso desechable.

1979 Tomo II




Sujetar perfectamente la aguja, sellar la punta con empaque de neopreno o corte la punta y asegurarse que quede sellada. Vaciar el aceite sobrante en el contenedor de aceite usado. 5.2.5 En tambores y carros tanque, que no tienen válvulas de muestreo, la muestra se toma directamente de la parte superior del depósito. 5.2.6 Etiquetar cuidadosamente el recipiente de acuerdo con la etiqueta del Anexo C. 5.2.7 Se debe evitar el derrame de líquido aislante. El aceite de enjuague y sobrante se debe almacenar y manejar de acuerdo con el inciso 5.2.13., figura.14 y el Anexo E.

Figura 14 Etiquetado de residuos de aceites.

5.2.8 Llenar el formato de "Solicitud de análisis" mostrado en Anexo A como se indica en la “Guía para el llenado” del Anexo B. 5.2.9 Las muestras se deben proteger, durante su transportación del polvo, luz, humedad e impactos. 5.2.10 El material sólido de desecho que se impregne con aceite, tal como: estopa, trapo, papel, absorbente, etc. se debe, identificar y manejar de acuerdo al inciso 5.2.13, ver Anexo E.

Figura 15 Recipiente para aceite usado o de desecho.

5.2.11 Es muy importante no reutilizar el material para evitar contaminación entre las muestras, maneje el material usado de acuerdo al inciso 5.2.13.

a) NMX-J-123-ANCE-2005 Transformadoresaceites minerales aislantes para transformadores – Especificaciones, muestreo y métodos de prueba.

5.2.12 El Laboratorio no recibirá muestras que no cumpla con los requisitos descritos anteriormente o cuando la solicitud de análisis carezca de datos o firma de autorización de la persona que indicó y supervisó el muestreo.

b) CFE-D3100-19 Aislantes.

5.2.13 En el caso de que alguna muestra contenga más de 50 ppm de BPC´s, el aceite sobrante de ésta y todo el material utilizado se deben tratar como residuo peligroso contaminado con BPC’s conforme a la Norma Oficial Mexicana NOM-133-ECOL-2000 “Protección ambiental – Bifenilos policlorados (BPC’s) – Especificaciones de manejo” 1979

6 Bibliografia

Especificación:

Aceites

c) NOM-133-ECOL-2000 Protección ambiental – Bifenilospoliclorados (BPC’s) – Especificaciones de manejo. d) ISO 14001: 2004, Requerimiento 4.4.6 Control operacional. e) Reglamento de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional.

Diciembre 2007


Tomo II



Anexo A Formato de la solicitud de análisis SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN

Registro de calidad:__________ No. de Procedimiento: ST-CT-006

SOLICITUD DE ANÁLISIS DATOS REQUERIDOS AL MUESTREAR ACEITE AISLANTE PARA ANÁLISIS Análisis requerido Físico químico dieléctrico De gases por cromatografía Detección de BPC´s Dependencia:_____________________________

SATT:___________________________________ Fecha de muestreo

No. de muestra Subestación Equipo Marca Voltaje (kV) No. de serie Capacidad (MVA) Volumen de aceite (L) Sistema de preservación Temperatura aceite ( C) Temperatura ambiente ( C) No. análisis FQD No. análisis CG No. análisis BPC’s °

°

Observaciones Condiciones del aceite:

Aceptado

Recibió en laboratorio: ____________________ Nombre y Firma

1979 Tomo II

Rechazado

Muestreó: _________________ Autorizó:___________________ Nombre y Firma Nombre y Firma




Anexo B Guía para el llenado del Anexo A SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN

Registro de calidad:__________ No. de Procedimiento: ST-CT-006

SOLICITUD DE ANÁLISIS DATOS REQUERIDOS AL MUESTREAR ACEITE AISLANTE PARA ANÁLISIS Análisis requerido Físico químico dieléctrico De gases por cromatografía Detección de BPC´s Dependencia: _Dependencia de donde proviene la muestra ¿qué GRT?, ¿qué Div. de Dist.?, etc.

SATT: Subárea de donde proviene la muestra_____________ Fecha de muestreo: Fecha en la que se efectúa el muestreo

No. de muestra Subestación Equipo Marca Voltaje (kV) No. de serie Capacidad (MVA) Volumen de aceite (L) Sistema de preservación Temperatura aceite ( C) Temperatura ambiente ( C)

Anotará el No. de la muestra de los datos descritos en la columna

No. análisis FQD No. análisis CG No. análisis BPC’s

Espacio para uso exclusivo de laboratorio

°

°

Nombre de la subestación de donde procede la muestra Tipo de equipo ejemplo: Transformador, Reactor , Interruptor, Pipa, etc. Marca del equipo.- dato de placa Voltaje.- dato de placa No. de serie del equipo.- dato de placa Capacidad del equipo Volumen de aceite que contiene el equipo, incluyendo el tanque conservador en caso de existir Sistema de preservación del equipo.-sílica gel, nitrógeno , etc. Temperatura interna del transformador.- indicador de temperatura Temperatura ambiente a la hora de muestreo Espacio para uso exclusivo de laboratorio Espacio para uso exclusivo de laboratorio

Observaciones: Es importante que en éste espacio, se indique si el muestreo se llevó a cabo por programa, por sospecha de falla por puesta en servicio, en éste caso indicar cuando fue energizado el equipo, después de mantenimiento.- indicar brevemente el mantto, efectuado, etc.

Condiciones del aceite:

Aceptado

Espacio que se llenará en el laboratorio Recibió en laboratorio: _________________ Nombre y Firma 1979

Rechazado Nombre y firma de la Nombre y firma del ingeniero persona que efectuó el que indicó y supervisó el muestreo muestreo Muestreó: ___________________ Autorizó: ______________________ Nombre y Firma Nombre y Firma

Diciembre 2007


Tomo II



Anexo C Formato de la etiqueta para la identificación de muestra

MUESTRA DE ACEITE AISLANTE

PROCEDENCIA:

FISICO-QUIMICODIELÉCTRICO

S.E.

CROMATOGRAFÍA DE GASES

BPC's

EQUIPO:

No. SERIE: FECHA DE MUESTREO:

Domicilio de la Subarea que corresponde y No. telefónico con lada

Anexo D Formato de la etiqueta para aceite usado

ACEITE MINERAL AISLANTE USADO

1979 Tomo II




Anexo E Formato de la etiqueta para aceite contaminado con BPC’S

PELIGRO CONTIENE BPC's

(BIFENILOS POLICLORADOS) NÚMERO D E IDENTIFICACIÓN__________________________ CONCENTRACIÓN_______________ppm

SUSTANCIA TÓXICA REQUIERE MANEJO ESPECIAL EN CASO DE ACCIDENTE O DERRAME, REPORTARLO A: PROTECCIÓN CIVIL TEL:_______________________________ PROCURADURÍA FEDERAL DE PROTECCIÓN AL AMBIENTE TEL: ________________________________________________ NOMBRE DE LA EMPRESA (GENERADOR) _____________________________________________________ TEL.:__________________________________________________

1979

Diciembre 2007


Tomo II

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento para la medición de relación de transformación (TTR)

Hoja 1 de 31 Clave ST-CT-007 Revisión 1 Fecha de elaboración: Dic.-2007

PROCEDIMIENTO PARA LA MEDICIÓN DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN (TTR)

Esta edición sustituye a la versión del procedimiento SGP-A011-S-1982

1982 Tomo II




ÍNDICE

Pág. 1 Objetivo

3

2 Alcance

3

3 Teoría general

3

3.1 Relación de transformación

3

3.2 Relación práctica

4

3.3 Cálculo del por ciento de diferencia entre la relación teórica y la medida

4

3.4 Polaridad del transformador

5

3.5 Conexiones en transformadores trifásicos

6

3.6 Consideraciones para la medición

6

4 Conexiones para medición

7

5 Análisis de resultados de la medición

11

6 Bibliografía

12

Anexo A Formatos de prueba

13

Anexo B Operación de los equipos de medición utilizados

17

Anexo C Resumen del procedimiento para la medición de relación de transformación (TTR)

31

1982 Diciembre 2007 Manual de transformadores y reactores de potencia

Tomo II


1 Objetivo

Este procedimiento tiene como objetivo proporcionar una guía práctica para medir la relación de transformación (TTR) en transformadores de potencia, distribución y autotransformadores, así como el uso de equipos de medición. Este documento contiene las observaciones y criterios unificados de las diversas áreas en el uso del TTR, con lo cual se pretende normalizar el procedimiento de conexiones, reportes e interpretación de resultados. Las iniciales TTR provienen del idioma inglés “Transformer Turn Ratio”. 2 Alcance

Este procedimiento se aplica a transformadores de distribución y de potencia y autotransformadores. El TTR es un instrumento práctico y preciso con el que se puede realizar la: a) Medición de relación de transformación a todos los transformadores y autotransformadores (nuevos, reparados, reembobinados, en operación, etc.). b) Identificación y verificación de terminales, derivaciones (taps ) y sus conexiones internas. c) Determinación y comprobación de polaridad y continuidad. d) Pruebas de rutina y detección de fallas incipientes.

También, es una herramienta de apoyo en los siguientes casos: a) Determinación de las condiciones reales del transformador después de la operación de protecciones primarias tales como: diferencial, Buchholz, fusibles de potencia, etc. b) Identificación de espiras en corto circuito. c) En la investigación de problemas relacionados con corrientes circulantes y distribución de carga en transformadores en paralelo. 1982 Tomo II


d) Determinación del número de espiras en bobinas de transformadores (por métodos suplementarios).

Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe contar con el criterio de protección ambiental, el cual es establecido por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma. En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138ECOL y la especificación CFE L0000-58. 3 Teoría general 3.1 Relación de transformación

Un transformador ideal es una máquina sin pérdidas, con una bobina de entrada y una de salida, como se muestra en la figura 1. En el transformador de la figura 1, el devanado primario tiene N P espiras de alambre y el devanado secundario N S espiras. De acuerdo con la ley de Faraday, el voltaje aplicado en el primario v P , es equivalente a: v P = e P = N P

d φ dt

(1)



El voltaje en el devanado secundario v S es: v S = eS = N S

d φ dt

afecta a las magnitudes de voltaje y corriente, pero no a sus ángulos.

(2)

La relación de voltaje aplicado en el primario v P , con respecto al voltaje inducido en el secundario v S , se muestra en la ecuación 3: v p v S

N P

d φ

dt = N P = a d φ N S N S dt

=

(3)

I s

a:1

N p

V p

En los transformadores reales los niveles de voltaje y corriente cambian, por lo que la relación entre voltaje y corriente también cambia. Este cambio en la relación de voltaje y corriente produce un cambio en la impedancia aparente del transformador. En el devanado secundario, la impedancia Z L está determinada por la ecuación 9. V S

Z L =

Donde a se define como la relación de espiras del transformador. I p

N s


(9)

La impedancia aparente en el devanado primario Z’ L es: Z ' L =

V s

I S

V P

I P

(10)

Considerando que el voltaje primario V P es: V P = aV S

Figura 1 Transformador ideal.

Y la corriente en el primario I P es:

La relación entre la corriente i P que fluye en el lado primario del transformador y la corriente i S que fluye hacia fuera del lado secundario del transformador se muestra en la ecuación 6: v P i P = v S i S

(4)

N P i P = N S i S

(5)

iP i S

=

N S N P

=

1

a

(6)

En términos de cantidades fasoriales, estas ecuaciones se escriben de la siguiente forma: V p

I P =

I S a

(12)

Despejando las ecuaciones 11 y 12 en la ecuación 10, se tiene que la impedancia aparente del primario Z’ L es: Z ' L =

(11)

V P I P

= a2

V S I S

(13)

3.2 Relación práctica

Es aquella que se obtiene de la medición ya sea del número de vueltas de los devanados, la relación entre voltajes primario y secundario o la relación entre corrientes de los devanados, como ya se mencionó anteriormente.

= a

(7)

= a

(8)

3.3 Calculo del por ciento de diferencia entre la relación teórica y la medida

El ángulo de V P es el mismo que el ángulo de V S y el ángulo de I P es igual al ángulo de I S . Es decir, la relación de espiras en un transformador ideal solo

Para interpretar los resultados, es necesario calcular el por ciento de diferencia entre la relación teórica y la relación medida, según la ecuación 14.

V S I S I p


Tomo II



% DIF =

RT − R M RT

× 100

(14)

del lado de baja se resta al voltaje del lado de alta, como se muestra en la figura 2 (c). 3.4.2 Polaridad aditiva

donde: %DIF = Porcentaje de diferencia entre la relación

teórica y la medida R T

= Relación teórica

R M

= Relación medida

La formula anterior se aplica únicamente para la puesta en servicio, comparando la relación medida con la relación mostrada en la placa. Para las pruebas subsecuentes los valores medidos no deben de cambiar. En este caso, el valor de relación de la medición actual, se debe comparar con el valor obtenido en la medición de puesta en servicio.

Cuando la conexión del lado de alta, H1, y la del lado de baja, X2, se encentran en el mismo lado del transformador, se dice que la polaridad es aditiva, ver figura 3 (a). Si se conectan las terminales H1, y X2 y se energiza el lado de alta, el voltaje entre las terminales H2, y X1 será igual a la suma de los voltajes de los devanados de alta y baja tensión, ver figura 3(b). Esto se debe a que al conectar los devanados en serie, el voltaje del lado de baja se suma al voltaje del lado de alta, como se muestra en la figura 3 (c).

H 1

H 2

H 1

H 2

3.4 Polaridad del transformador

Las terminales del primario y del secundario de un transformador monofásico tienen igual polaridad cuando la diferencia de tensión entre las terminales marcadas y las no marcadas en ambos devanados, tienen la misma polaridad instantánea. En el caso del devanado primario la corriente, entra por la marca de polaridad y en el devanado secundario sale por polaridad. Es decir, las tensiones V P y V S de la figura 1 están en fase, al igual que las corrientes I P e I S . La polaridad en un transformador puede ser aditiva o sustractiva. Por lo general, los transformadores de distribución se construyen con polaridad sustractiva y los transformadores de potencia con polaridad aditiva. 3.4.1 Polaridad sustractiva

Cuando la conexión del lado de alta, H1, y la del lado de baja, X1, se encentran en el mismo lado del transformador, se dice que la polaridad es sustractiva, ver figura 2 (a). Si las terminales H 1, y X1 están conectadas y se energiza el lado de alta, el voltaje entre las terminales H2, y X 2 será menor al voltaje aplicado, ver figura 2 (b). Esto se debe a que al conectar los devanados en serie, el voltaje 1982 Tomo II

V X 1

X 2

X 2

X 1

(b)

(a)

X 1

X 2

H 2

H 1

(c)

sustractiva Figura 2 Polaridad transformador monofásico.

H 1

H 1

H 2

de

un

H 2

V X 2

X 1

X 1

X 2

(b)

(a)

X 1

X 2

H 1

H 2

(c)

Figura 3 Polaridad aditiva de un transformador monofásico.




3.5 Conexiones en transformadores trifásicos

Los transformadores trifásicos se fabrican con alguna de las siguientes configuraciones: a) delta-delta

relación entre espiras primarias y espiras secundarias de cada fase. Conexiones Lado de Alta

b) estrella-estrella

Lado de Baja

Desplazamiento angular

a) Delta-Delta

c) delta-estrella

H2

X2

d) estrella-delta

0°

En la figura 4 se muestran las conexiones en transformadores trifásicos y sus desplazamientos angulares. En los transformadores conectados en delta-delta o estrella-estrella, el desplazamiento angular es de 0°. En transformadores con conexión delta-estrella o estrella-delta, el desplazamiento angular es de 30°. De acuerdo con la norma ANSI C57.12, el devanado de alta tensión tiene un desplazamiento angular adelantado 30º con respecto al devanado de baja tensión, sin importar que las conexiones sean estrella-delta o delta-estrella. En la tabla 1, se muestran las fórmulas de relación de transformación para transformadores con conexión delta-estrella y estrella delta. de Tabla 1 Formulas transformadores trifásicos

relación

H1

H2

Delta/Estrella

a = 1.73

Estrella/Delta

a=

V P V S

V P 1.73V S

V S = 1.73 V S =

V P a

V P 1.73a

3.6 Consideraciones para la medición

El número de mediciones se incrementan cuando se tienen más de dos devanados en la misma fase, como en el caso de los transformadores de tres devanados. Para transformadores con más de dos devanados la medición de la relación de espiras, consiste de “n” mediciones monofásicas para determinar la 1982 Diciembre 2007 Manual de transformadores y reactores de potencia

X3

X2

0° H1

H3

X1

X3

c) Delta-Estrella H2

X2

30°

X1 H1

H3

X3

d) Estrella-Delta H2

X2

para

Voltaje secundario

X1

b) Estrella-Estrella

30°

X1 H1

Conexión Relación entre espira Primario/Secundario

H3

H3

X3

Figura 4 Conexión de transformadores trifásicos y desplazamiento angular.

Antes de realizar la medición de relación de transformación en un transformador de tres devanados, es necesario interpretar el diagrama vectorial para hacer las conexiones correctamente, es decir, que las dos bobinas que se van a medir se encuentren montadas sobre la misma pierna del núcleo para evitar errores en la medición. Estos errores se deben a que en la práctica, en la medición de la relación entre devanados de diferentes piernas o fases, se obtienen pequeñas diferencias en los valores medidos, aún cuando la relación real de espiras sea idéntica. Tomo II



Esta diferencia se debe a que el circuito magnético en cada medición presenta diferente permeabilidad. Por ejemplo, cuando se miden las fases 1 ó 3 en un transformador trifásico, el circuito magnético incluye a la pierna adyacente (fase 2) y la pierna externa. Cuando se mide la fase 2 o central, el circuito magnético incluye las dos piernas adyacentes. Por lo tanto, los valores de relación medidos en la fase central serán ligeramente mayores que los correspondientes a las fases 1 y 3. Sin embargo, la magnitud de estas diferencias es pequeña en transformadores bien diseñados.

En las figuras 5, 6, 7, 8 y 9 se indican las conexiones del TTR. En el transformador de las figuras se presenta la conexión para la medición No. 1. Para realizar las siguientes mediciones será necesario cambiar las conexiones como se indica en la tabla de la figura correspondiente. En cada una de las mediciones es necesario mover el cambiador de taps a cada una de sus posiciones y anotar las lecturas en el formato indicado. NOTA: para evitar confusiones en la identificación de las terminales del TTR y las del transformador bajo medición, en las figuras 5 , 6 , 7 , 8 y 9 se han marcado las terminales del TTR como sigue:

4 Conexiones para medición

Terminales de excitación:

La medición de relación de transformación debe realizarse en todos los taps y en todas las combinaciones de conexiones posibles. Esto se realiza con la finalidad de verificar el estado de las derivaciones de los devanados. Al terminar las mediciones deberá verificarse la relación de transformación en la posición del tap en que el transformador entrará en operación. H1

H2

X 1 negra = GN X 2 roja

= GR

Terminales secundarias: H 1 negra = CN H 2 roja = CR

H3

HO X1

X2

X3

DI AGRAMA VECTORI AL

GN

H0

CR

H1

CONEXIONES

1 2 3

X1

T. T. R.

CN

PRUEBA

X2

H2

GR

CN1

CR2

GN3

GR4

H1 H2 H3

H0 H0 H0

X1 X2 X3

X2 X3 X1

H3

X3

MIDE

H – X φ1 H – X φ2 H – X φ3

1 CN: Terminal de medición X1 negra 2 CR: Terminal de medición X2 roja 3 GN: Terminal de medición H 1 negra 4 GR: Terminal de medición H 2 roja

Figura 5 Diagrama para transformadores de dos devanados en conexión estrella - delta. 1982 Tomo II




H1

X0

H2

X1

H3

X2

X3

DI AGRAMA VECTORI AL X2 GN

H2

GR

X1 CR

T. T. R. H1

CN

PRUEBA

CN

1 2 3

1

H1 H2 H3

H0

H3 X3

CONEXIONES CR2 GN3

GR4

H2 H3 H1

X2 X3 X1

X0 X0 X0

MIDE

H – X φ1 H – X φ2 H – X φ3


Figura 6 Diagrama para transformadores de dos devanados en conexión delta - estrella.


Tomo II



H1

H2

H3

HO

Y1

Y2


Y3

Y2 X0 X1

GR

X2

H2

X2

HO

X0

X3 Y1

GN H1

CR

H3

X1

X3

Y3

T. T. R.

CN

CN

CONEXIONES CR2 GN3

GR4

1

H1

H0

X1

X0

H - X φ1

2

H2

H0

X2

X0

H - X φ2

3

H3

H0

X3

X0

H - X φ3

4

H1

H0

Y1

Y2

H - Y φ1

5

H2

H0

Y2

Y3

H - Y φ2

6

H3

H0

Y3

Y1

H - Y φ3

7

X1

X0

Y1

Y2

X - Y φ1

8

X2

X0

Y2

Y3

X - Y φ2

9

X3

X0

Y3

Y1

X - Y φ3

PRUEBA

1

MIDE

1 CN: Terminal de medición X1 negra 2 CR: Terminal de medición X2 roja 3 GN: Terminal de medición H1 negra 4 GR: Terminal de medición H2 roja

Figura 7 Diagrama de conexiones para transformadores de tres devanados, para transformador estrella - estrella - delta con todos los devanados accesibles.

1982 Tomo II




H1

H2

H3

HO X0

Y1

Y2


Y3

Y2

H2 X1

X2

X3

X2 H0 X0

GR

X1

GN

X3

H1 CR

Y1

H3

Y3

T. T. R.

CN

CN1

CONEXIONES CR2 GN3

GR4

1

H1

H0-X0

X1

H0-X0

H - X φ1

2

H2

H0-X0

X2

H0-X0

H - X φ2

3

H3

H0-X0

X3

H0-X0

H - X φ3

4

H1

H0-X0

Y1

H0-X0

H - Y φ1

5

H2

H0-X0

Y2

H0-X0

H - Y φ2

6

H3

H0-X0

Y3

H0-X0

H - Y φ3

7

X1

H0-X0

Y1

H0-X0

X - Y φ1

8

X2

H0-X0

Y2

H0-X0

X - Y φ2

9

X3

H0-X0

Y3

H0-X0

X - Y φ3

PRUEBA

MIDE


Figura 8 Diagrama de conexiones para autotransformadores trifásicos.


Tomo II


H1

HO X0

Y1



H1

Y2

Y1

X1 X1 GR H0 X0

GN

CR

Y2

T. T. R.

CN

CN

CONEXIONES CR2 GN3

GR4

1

H1

H0-X0

Y1

H0-X0

H-X

2

H1

H0-X0

Y1

Y2

H-Y

3

X1

H0-X0

Y1

Y2

X-Y

PRUEBA

1

MIDE

1 CN: Terminal de medición X1 negra 2 CR: Terminal de medición X2 roja 3 GN: Terminal de medición H1 negra 4 GR: Terminal de medición H2 roja

Figura 9 Diagrama de conexiones para autotransformador monofásico. 5 Análisis de resultados de la medición

Los resultados de las mediciones se anotan en el formato de datos de prueba del anexo A de este procedimiento. Como regla general se aplica que el por ciento de diferencia no debe ser mayor de 0.5. Este valor únicamente aplica para la primera medición que se realiza en el transformador, es decir cuando el fabricante entrega a CFE el transformador con el 1982 Tomo II

máximo de diferencia de 0.5 en la relación de transformación. La formula de desviación mostrada en la ecuación 14, aplica para la primera medición del transformador y para las sucesivas no debe de existir diferencias respecto a la primera medición, debido a que el número de vueltas siempre será el mismo. Cuando exista una diferencia deberá investigarse la causa, que puede atribuirse a:




a) Mal estado del equipo de medición, cables y conectores b) Ejecución errónea de la medición c) Utilización de diferentes marcas de equipos de medición d) Equipo de medición fuera de calibración e) Si la diferencia no es atribuible a ninguno de los incisos anteriores es posible que exista daño en los devanados del transformador

Cuando se presuma que exista daño en el transformador se deberán analizar sus causas. 6 Bibliografía

a) 1966 Supplement to Instruction Manual 55-J, James G. Biddle Co. b) Testing and maintenance of high voltage bushings, Chapter 6, Power System Maintenance Manual, Dennis Schurman, February 1999. c) Electrical Power Equipment Maintenance and Testing. Chapter 5, Transformers, Paul Gill, Ed. Pretince Hall. d) Instruction Manual TTR 55-J, James G. Biddle Co. e) Maquinas Eléctricas, Capitulo 2, Transformadores, Stephen J. Chapman, Segunda Edición, Ed. Mc. Graw Hill. f) TTR Transformer Turn Ratio Test Set. Boletín 556, James G. Biddle Co.


Tomo II



Anexo A Formato de datos de prueba Registro calidad: No. de procedimiento

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Gerencia Regional de Transmisión Tipo de equipo Monofásico: Nomenclatura: MVA: Clase de enf. # Taps ± kV nom A.T.: kV nom B.T.: kV nom Terciario:

SubÁrea Transformador Trifásico

Marca: Num. Serie Año Fabricación: % Año puesta en serv.: %Z a %Z a %Z a

MVA MVA MVA

Equipo de Medición Utilizado Modelo: Fecha Calibración: Marca: Fecha Vencimiento: No Inv. EIMP: No. Serie: Fecha de última prueba: Alta Vs Baja Devanado: Relación Relación TAP Relación Teórica Dif % P.S. Medida

Nota 1 :Cuando

ST-CT-007

Subestación Autotransformador Reactor Condiciones: Prueba & Climatológica Orden de trabajo Temp. Amb.: Soleado O.T.: % Hum. Relativa: Nublado Fecha: Temp. Aceite: Brisa Programado: Temp. Devanado: 1/2 nublado P.S. kV Lluvia Falla: kV Dibujar diagrama vectorial kV Tipo:

Alta Vs Terciario Devanado: Relación Relación P.S. Medida

Dif %

Baja Vs Terciario Devanado: Relación Relación P.S. Medida

Dif %

se realice la primera medición del transformador se deberá considerar lo

siguiente: la relación teóricaes la que se calcula con los datos de placa. El% dediferencia es el valor teórico calculado contra el valor de puesta en servicio, aceptándose una diferencia máxima de 0,5%. Nota 2 :El % de diferencia es el valor de prueba depuesta en servicio (P.S.)contra el valor medido y ésta nodebevariar. Debidoa la precisióndel equipose acepta una diferencia de 0,05%. Nota 3: Se debe de volver a realizar la medición en la posición en que operará el equipo con respecto a las otras fases o bancos.


Realizó:


1982 Tomo II


Nombre y firma

Rechazado




CONEXIONES DE Diagrama fasorial

Tipo

PRUEBA

CN

CR

GN

GR

MIDE

f1

1

H1

H2

X1

X2

H - X φ1

1

H1

H0-X0

X1

H0-X0

H-X

2

H1

H0-X0

Y1

Y2

H-Y

3

X1

H0-X0

Y1

Y2

X-Y

1

H1

H0

X1

X2

H - X φ1

2

H2

H0

X2

X3

H - X φ2

3

H3

H0

X3

X1

H - X φ3

1

H1

H2

X0

X2

H - X φ1

2

H2

H3

X0

X3

H - X φ2

3

H3

H1

X0

X1

H - X φ3

1

H1

H0

X1

X0

H - X φ1

2

H2

H0

X2

X0

H - X φ2

3

H3

H0

X3

X0

H - X φ3

4

H1

H0

Y1

Y2

H - Y φ1

5

H2

H0

Y2

Y3

H - Y φ2

6

H3

H0

Y3

Y1

H - Y φ3

7

X1

X0

Y1

Y2

X - Y φ1

8

X2

X0

Y2

Y3

X - Y φ2

9

X3

X0

Y3

Y1

X - Y φ3

1

H1

H0X0

X1

H0X0

H - X φ1

2

H2

H0-X0

X2

H0-X0

H - X φ2

3

H3

H0-X0

X3

H0-X0

H - X φ3

4

H1

H0-X0

Y1

H0-X0

H - Y φ1

5

H2

H0-X0

Y2

H0-X0

H - Y φ2

6

H3

H0-X0

Y3

H0-X0

H - Y φ3

7

X1

H0-X0

Y1

H0-X0

X - Y φ1

8

X2

H0-X0

Y2

H0-X0

X - Y φ2

9

X3

H0-X0

Y3

H0-X0

X - Y φ3

f1

Ynd1

DYn1

Ynynd1

Ya0d1


Tomo II



Guía para el llenado del formato de datos del procedimiento para la medición de relación de transformación Registro calidad: No. de procedimiento


Gerencia Regional de Transmisión Tipo de equipo Monofásico: Nomenclatura: 6 MVA: Clase de enf. 6 # Taps ± kV nom A.T.: kV nom B.T.: kV nom Terciario:

5 6 6 6 6 6

Marca: Num. Serie Año Fabricación: % Año puesta en serv.: 6 6 %Z a 6 6 %Z a 6 6 %Z a

6 6

15

16

Nota 1 :Cuando

17

18

6 6 6 6

MVA MVA MVA

Equipo de Medición Utilizado Modelo: 10 Fecha Calibración: 10 Marca: Fecha Vencimiento: No. Serie: 10 No Inv. EIMP: Fecha de última prueba: Alta Vs Baja 14 Devanado: Relación Relación TAP Relación Teórica Dif % P.S. Medida

2

Subestación

3 4

Transformador Trifásico 6

4

2

SubÁrea

1 ST-CT-007

3 3 Autotransformador Reactor Condiciones: Prueba & Climatológica Orden de trabajo 7 7 O.T.: 8 Temp. Amb.: Soleado 7 7 Fecha: 8 % Hum. Relativa: Nublado 7 7 Programado: Temp. Aceite: Brisa 9 7 7 P.S. 9 Temp. Devanado: 1/2 nublado 7 Falla: 9 kV Lluvia kV Dibujar diagrama vectorial kV Tipo:

11 11

12

11 13 Alta Vs Terciario 14 Devanado: Relación Relación P.S. Medida

19

17

18

Dif %

Baja Vs Terciario 14 Devanado: Relación Relación P.S. Medida

19

17

18

Dif %

19

se realice la primera medición del transformador se deberá considerar lo

siguiente: la relación teóricaes la que se calcula con los datos de placa. El % de diferencia es el valor teórico calculado contra el valor de puesta en servicio, acep Nota 2 :El % de diferencia es el valor de prueba de puesta en servicio (P.S.)contra el valor medido y ésta nodebevariar. Debidoa la precisióndel equipose acepta una diferencia de 0,05%. Nota 3: Se debe de volver a realizar la medición en la posición en que operará el equipo con respecto a las otras fases o bancos.

Observaciones

20


Realizó:

1982 Tomo II

22 Nombre y firma

Revisó:

22 Nombre y firma

Aprobó:

22 Nombre y firma

Aceptado

21

Rechazado

21




Instrucciones para el llenado del formato de registro de datos: 1 2 3 4 5 6

Número de registro de control de calidad Información de la gerencia, subárea y subestación donde se encuentra el equipo Se indica el tipo de equipo transformador, autotransformador o reactor Se indica si el equipo es monofásico o trifásico Nomenclatura del equipo de acuerdo con el manual de operación del CENACE Datos técnicos del equipo, en el caso de reactores se llenarán los datos que apliquen, la capacidad será dada en MVAR y el recuadro de por ciento de impedancia será la reactancia en ohms 7 Condiciones de la prueba y climatológicas 8 Orden de trabajo y fecha de realización de la prueba 9 Si la causa de la prueba es programada por mantenimiento, por puesta en servicio o por salida o disparo del equipo (para confirmar que el equipo no esté fallado), en caso de disparo o salida se deberá de ampliar y aclarar la información en el punto 20 Observaciones 10 Datos del equipo de prueba 11 Información de calibración del equipo de prueba y número de inventario EIMP 12 Dibujar el diagrama vectorial del equipo bajo prueba 13 Se indica la fecha de la última prueba 14 Se indica entre que devanados se realiza la medición de relación 15 Se indica el tap en el que se realiza la medición 16 Se indica la relación teórica 17 Se indica la relación de transformación medida durante la puesta en servicio 18 Se indica la relación de transformación de la medición actual 19 Se indica la diferencia entre la relación de puesta en servicio y la actual 20 Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o tendencias de la medición y las razones por la cual se realizó la prueba 21 Con base en las observaciones se determina si el equipo se acepta o se rechaza por no cumplir con los requerimientos de la medición 22 Finalmente, se debe indicar el nombre y firma de la persona que realizó, revisó y aprobó la prueba


Tomo II




a) Generador manual de corriente alterna del tipo de imanes permanentes.

B1 Medidor de relación de transformación (TTR), Operación manual, Marca James G. Biddle

b) Transformador de referencia con derivaciones.

B1.1 Aspectos generales B1.1.1 Principio de operación

El TTR opera bajo el principio de operación de dos transformadores en paralelo. Este principio establece que cuando dos transformadores se conectan en paralelo y cuando se excitan se presenta una pequeña diferencia en la relación de transformación de uno de ellos, se produce una corriente circulante relativamente grande entre ambos. B1.1.2 Construcción

El equipo TTR está formado básicamente por un transformador de referencia con relación de transformación ajustable desde 0 hasta 130. También incluye una fuente de excitación de corriente alterna, un galvanómetro detector de cero corrientes y un juego de terminales de medición, contenido en una caja metálica o de fibra de vidrio con un peso aproximado de 14 Kg. Las partes principales de este medidor se indican en las figuras B1 y B2 y se enlistan a continuación:

1982 Tomo II

c) Selectores (S1, S2 Y S3), conectados a las derivaciones del secundario del transformador de referencia. d) Selector R4 conectado a un potenciómetro a través de un devanado auxiliar del transformador de referencia. e) Medidor. Consiste de un rectificador síncrono y un micro-amperímetro de corriente directa con cero central. f) Instrumentos de medición. Tiene un vóltmetro de corriente alterna que mide el potencial de excitación y un amperímetro que indica la corriente de magnetización del transformador bajo medición.




TARJ ETA DE I NSTRUCCI ONES

VOLTMETRO AMPERMETRO

TERMI NAL PARA CONEXI ON A TI ERRA

DETECTOR ( D) PUNTO DECI MAL MANI VELA

H2 ( ROJ O) TTR

H1 ( NEGRO) S1

TERMI NALES DE EXCI TACI ON

S2

S3

POTENCI OMETRO ( R4)

TERMI NAL DE EXCI TACI ON

X2 ( ROJ O)

X1 ( NEGRO)

CUBI ERTA DE COLOR ROJ O O NEGRO

CONDUCTOR DELGADO CONECTA EL GENERADOR DEL TTR CON LA TERMI NAL

MATERI AL AI SLANTE

CLAVI J A TOPE DEL TORNI LL O, CONECTADA AL TRANSFORMADOR DE REFERENCI A DEL TTR

Figura B1 Partes principales de un medidor de relación de transformación (TTR). B1.2 Operación

El equipo de medición (TTR) se coloca en una posición horizontal de tal forma que la manivela pueda girar con comodidad, ver figura B1. Cuando el TTR se expone a voltajes inducidos, debe aterrizarse usando la terminal de conexión a tierra. Esta precaución no siempre es necesaria. B1.2.1 Descripción de controles y terminales

La figura B2 muestra el diagrama esquemático del equipo indicando sus controles y terminales, los cuales se describen a continuación: 1982 Diciembre 2007 Manual de transformadores y reactores de potencia

a) Manivela: Se utiliza para mover el generador de corriente alterna que proporciona la potencia eléctrica necesaria para la medición. b) Terminal de excitación de color negro (X 1). Es un cable de dos conductores, uno grueso y otro delgado. El conductor de mayor calibre se usa para conectar el transformador bajo medición con el primario del transformador de referencia del aparato. El conductor de menor calibre conduce la corriente de excitación. Este conductor conecta el aparato con el conector tipo prensa en forma de “C”. Tomo II



RECTI FI CADOR SI NCRONO

G

A

RA 2 1000

B

D

PUENTE MODULADOR

C RA 1 1000

S2

1110 9 8 12 7 0 6 1 23 5 4

9 0 1

4

S3

8 7

6 5 4

2 3

9 0 1

8 7

2 3

R4 6 5 4

9 0 1

8 7

2 3

8

7

3

TRANSFORMADOR DE AI SLAMI ENTO

R4 240

0

9 X 90 ESPI RAS

9 X 9 ESPI RAS

0

0

GENERADOR

8 VOLTS

8 VOLTS

6 5 4

N

R3 32 12 X 900 ESPI RAS

DETECTOR

D RB 2 1000

SELECTORES DE RELACI ON S1

RB 1 1000

S

12 ESPI RAS 0

V 0

90 TRANSFORMADOR ESPI RAS

DE REFERENCI A

A ROJ O

NEGRO

ROJ O

NEGRO

VOLTI METRO AMPERI METRO

H2

H1 X2

X1

TERMI NALES DE PRUEBA

Figura B2 Diagrama esquemático del TTR, MOD. 55003, marca James J. Biddle. c) Terminal de excitación de color rojo (X2). Es un cable similar al descrito anteriormente, pero con el conector tipo prensa en forma de “C”.

f) Vóltmetro (V). Es un medidor de CA, del tipo de hierro-móvil, y mide el voltaje a la salida del generador.

d) Terminal secundaria de color negra (H1). Es un conductor sencillo de cable flexible, con menor diámetro que las terminales de excitación X 1 y X2, con conector tipo “caimán” y cubierta aislante color negro. Esta terminal conecta el secundario del transformador de referencia del TTR con el transformador bajo medición.

g) Ampérmetro (A). Es también un instrumento del tipo de hierro móvil y está conectado para leer la corriente de salida del generador. Como la frecuencia y la forma de onda varían durante la medición, el instrumento no está calibrado en amperes, sino que la escala está dividida arbitrariamente en 10 divisiones iguales.

e) Terminal secundaria de color rojo (H2). Es un conductor similar al descrito anteriormente, pero identificado por el de la cubierta aislante del caimán.

h) Detector (D). Es un micro-amperímetro de corriente directa con cero central e indica la magnitud y polaridad de la corriente que circula en el secundario del transformador de referencia.

1982 Tomo II



i) Primer selector (S1): Incrementa la relación de espiras del transformador de referencia de 0 a 120, en pasos de 10, girando el selector en el sentido de las manecillas del reloj. j) Segundo selector (S2): Incrementa la relación de espiras del transformador de referencia de 0 a 10, en pasos de 1, el selector se gira en el sentido de las manecillas del reloj. k) Tercer selector (S3). Incrementa la relación de espiras del transformador de referencia, de 0 a 1, en pasos de 0.1. La carátula está marcada igual que la S2 y la rotación es igual al de los selectores anteriores.

selector, potenciómetro (R4). l) Cuarto Incrementa la relación efectiva de espiras del transformador de referencia en forma continua desde 0 hasta 0.1. El giro es el mismo que en S1. m)Punto decimal. Es una marca localizada entre el segundo y tercer selector para facilitar la lectura de la relación. n) Conector de tierra. Es una terminal usada para conectar la caja del aparato a tierra si se desea. B1.3 Comprobación preliminar

Hay tres pasos para comprobar el funcionamiento correcto del TTR. Con estos procedimientos se detecta rápidamente cualquier desperfecto en las partes más vulnerables del aparato como son: las terminales y sus conectores, el circuito del detector, los medidores y el potenciómetro (R4). B1.3.1 Comprobación de balance

Colocar todos los selectores en cero (00.000). Conectar H1 con H2. Verificar que los tornillos de los conectores “C” (X1, X2) se encuentren atornillados hasta la mitad de su rosca, para evitar que hagan contacto con el tope, y no deben tocarse entre sí. Girar la manivela del generador hasta lograr 8 V de excitación. La aguja del detector debe permanecer al centro de la escala sobre la marca cero. Ajustar la aguja a cero, si se requiere, con un desarmador mientras mantiene la 1982 Diciembre 2007 Manual de transformadores y reactores de potencia


excitación en 8 V. Soltar la manivela y observar el detector (D). La aguja puede quedar ligeramente desviada de la marca cero, si la desviación es mayor de 1/16”, ver el manual en la sección de mantenimiento. B1.3.2 Comprobación de la relación cero

Apretar hasta el tope los tornillos de las terminales de excitación (X1 y X2). Verificar que los tornillos tengan un contacto sólido contra la cara opuesta, si es necesario colocar unas arandelas de cobre. Mantener separadas las terminales para que no hagan contacto entre ellas durante la medición. Conectar la terminal secundaria H 1 con la terminal H2 y colocar los selectores en cero. Girar la manivela del generador hasta obtener 8 V de excitación y observar el galvanómetro. Si la aguja del galvanómetro no indica cero, se debe ajustar el cuarto selector, hasta lograr que la aguja marque cero, mientras se mantiene el generador con 8 V de excitación. El cuarto selector debe indicar una desviación no mayor de 1/2 división. El error que se obtenga en la comprobación de la relación cero, afectará las lecturas del cuarto selector con la magnitud del error. Si el error resulta inconveniente por ser grande, consulte el manual de mantenimiento. Esta comprobación puede hacerse aun cuando las terminales de excitación se tengan conectadas a un transformador bajo medición. B1.3.3 Comprobación de relación unitaria

Apretar al máximo los tornillos de las terminales de excitación (X1, X2), asegurándose que los tornillos tengan un contacto sólido contra la cara opuesta, si es necesario colocar unas arandelas de cobre. Las terminales deben mantenerse separadas para evitar contacto entre ellas durante la medición. Conectar la terminal secundaria H1 de color negro con la terminal de excitación X1 de color negro y conectar la terminal secundaria H2 de color rojo con la terminal de excitación X 2 de color rojo.

Tomo II



Colocar los selectores en la lectura 1.000, girar la manivela hasta obtener 8 V de excitación, y observar el galvanómetro. Si la lectura no es cero, ajustar el cuarto selector con la manivela hasta que el detector indique cero. Si el cuarto selector indica una lectura menor de cero, cambiar los selectores hasta obtener una lectura de 0.9999. Nuevamente ajustar el cuarto selector hasta que la aguja del galvanómetro indique cero. El equipo debe leer 1.000 con aproximadamente la mitad de una división en el cuarto selector. El error obtenido en la comprobación unitaria afecta las lecturas del cuarto selector con la magnitud del error. Si este error resulta inconveniente por su magnitud, se debe consultar el manual de mantenimiento. Esta medición debe hacerse solamente con las conexiones anteriormente indicadas. B1.4 Procedimiento de medición B1.4.1 Determinación de polaridad

Para obtener la relación de transformación en un transformador, se debe proceder en el siguiente orden:

ROJ O

NEGRO

H2

PRECAUCIÓN: Verificar que el transformador que se desea medir se encuentra completamente DESENERGIZADO. Se debe comprobar en campo, que tanto interruptores, como cuchillas de cada uno de los circuitos conectados a los devanados del transformador se encuentren abiertas. Las terminales conectadas a tierra deben dejarse conectadas si se requiere.

a) Si el transformador en proceso de medición está cerca de un equipo energizado con alta tensión, se debe aterrizar una terminal de cada uno de sus devanados y el medidor TTR utilizando su terminal de puesta a tierra. b) Conectar las terminales de excitación X1 y X2 al devanado de menor tensión y las terminales secundarias H1 y H2 a la terminal de mayor voltaje que corresponda a X1 y X2, respectivamente y como se indica en la figura B3. Estando conectados a tierra los devanados, como se indica en el inciso “a”, conectar las terminales de medición X1 y H1 a los puntos aterrizados. Siempre excitar el devanado de baja tensión completo.

TRANSFORMADOR DE REFERENCI A

H1

TRANSFORMADOR BAJ O PRUEBA ( POLARI DAD SUSTRACTI VA)

A

V

DETECTOR BALANCE

NEGRO X2

D

X1

ROJ O

N

S

GENERADOR EQUI PO "TTR"

Figura B3 Diagrama de conexiones. 1982 Tomo II



c) Colocar los selectores del TTR en cero y girar la manivela del generador 1/4 de vuelta. Si la aguja del galvanómetro se mueve hacia la IZQUIERDA, la conexión del transformador es SUBSTRACTIVA. Las terminales H1 y X1 (color negro) se conectan a las terminales de la misma polaridad, igualmente H2 y X2. d) Si la aguja del galvanómetro se mueve hacia la DERECHA, la polaridad es ADITIVA y es necesario intercambiar las terminales H 1 y H2 para conectar correctamente el TTR. En otras palabras las terminales del mismo color deben ir conectadas a los bornes de la misma polaridad. e) Una vez realizadas las conexiones anteriormente indicadas, se colocan los selectores en 1.000 y se gira lentamente la manivela. Observar si la aguja del galvanómetro, se mueve hacia la izquierda. Simultáneamente observar el amperímetro y el vóltmetro. Si la aguja del amperímetro se mueve a plena escala mientras que en la aguja del vóltmetro no se aprecia movimiento, es una indicación de que el transformador está tomando mucha corriente de excitación. En estas condiciones se observará que resulta difícil girar la manivela y se puede sospechar de un corto circuito. Se recomienda verificar que las terminales de excitación no estén en corto y tratar de obtener el balance del galvanómetro.


PRECAUCIÓN: No se debe girar la manivela cuando alguien esté tocando las terminales secundarias del TTR. Cuando el primario se excita con 8 V se pueden llegar a tener del orden de 1000 V en el secundario considerando una la relación de transformación de 125.

El primer selector se gira un paso, en el sentido de las manecillas del reloj y la manivela del generador se gira 1/4 de vuelta. Se observa si la aguja del galvanómetro, se mueve hacia la izquierda, continuar girando el selector, en el sentido de las manecillas del reloj, hasta que finalmente se observe que la aguja del galvanómetro se mueve hacia la derecha, mientras tanto, continuar girando la manivela. El selector se regresa un paso, la aguja del galvanómetro se moverá hacia la izquierda. Se continúa con el mismo procedimiento en el segundo y tercer selector. Luego se procede con el cuarto selector (potenciómetro), girándolo lentamente en el sentido de las manecillas del reloj, hasta que las deflexiones del galvanómetro sean pequeñas, mientras continúe girando lentamente la manivela del generador. Posteriormente incrementar su velocidad hasta obtener una lectura de 8 V, en ese momento ajuste el cuarto selector hasta que la aguja del galvanómetro no marque fuera del cero central de balance. B1.4.3 Lectura de la relación

Normalmente, el amperímetro indica valores altos y la aguja del vóltmetro se mueve ligeramente durante los ajustes preliminares. El voltaje de generación se incrementa hasta 8 V, conforme se obtiene el balance del galvanómetro. Las lecturas del amperímetro disminuirán debido a que la carga del secundario se reduce a cero, en el punto de balance.

Una vez concluidos los puntos anteriores, la relación de transformación se puede leer directamente de las carátulas de los selectores. Después de haber obtenido el balance, se anotan las cantidades indicadas por los dos primeros selectores (S1 y S2). Enseguida colocar el punto decimal. Posteriormente se anotan las lecturas del tercero y cuarto selector.

B1.4.2 Balance

NOTA: En el cuarto selector, las lecturas inferiores

Si el transformador ha sido conectado como se indicó anteriormente y la aguja del galvanómetro se mueve hacia la izquierda, el balance puede realizarse. 1982 Diciembre 2007 Manual de transformadores y reactores de potencia

al valor de 10 deben anotarse con un 0 al frente para conservar el valor real. Por ejemplo: una lectura de once divisiones debe anotarse 11, pero una lectura de 7 debe anotarse 07. El número de Tomo II


dígitos que son significativos en una medición de TTR depende de la precisión requerida. En la mayoría de los casos, el error no excede el 0.1%. Las lecturas se pueden redondear con tres decimales.

B1.4.4 Condiciones anormales

Cuando no se puede obtener el balance con las indicaciones descritas anteriormente, existen dos caminos a seguir: a) Si no logra obtenerse el balance, puede deberse a un corto circuito o un circuito abierto en los devanados bajo medición. Una corriente de excitación grande y un voltaje de generación bajo, son indicativos de un cortocircuito en uno de los devanados. Las espiras en cortocircuito de un transformador producen una componente de carga en la corriente primaria del transformador y esto afecta la distribución del flujo y consecuentemente el flujo por vuelta. El número de espiras en corto circuito, su resistencia, reactancia y localización contribuyen a la desviación de la corriente primaria normal y de la relación de transformación. En casos extremos la corriente primaria se incrementa sobrecargando el generador del TTR. Cuando esto ocurre, no se lograr el balance y debe seguir un procedimiento alternativo, excitando el devanado de alto voltaje y utilizando el devanado de bajo voltaje como secundario. Cuando esto se realiza, la relación resulta menor que 1.0 y se le llama relación inversa de vueltas, porque el término relación de vueltas significa la relación de alto voltaje a bajo voltaje y siempre es mayor que la unidad. El TTR indica en estas condiciones la inversa de la relación de vueltas considerando esta medición de poca precisión. b) Cuando se tienen corriente y voltaje de excitación normales, pero sin moverse la aguja del galvanómetro, es indicativo de un circuito abierto. Para determinar cuál de los devanados se encuentra abierto, desconecte las dos 1982 Tomo II


terminales secundarias H1 y H 2. Abrir una de las mordazas de excitación (X) e inserte una pieza de fibra aislante entre la terminal del transformador y la pieza que es tope del tornillo, la cual va conectada al cable grueso que conecta el transformador de referencia del TTR. Apretar el tornillo nuevamente contra el borne del transformador bajo medición. Girar la manivela del generador. Si el primario está abierto (devanado de baja tensión del transformador bajo medición) no se tendrá indicación de corriente en el amperímetro. Si el amperímetro indica una corriente de excitación normal, se puede concluir que el secundario se encuentra abierto, o sea, el devanado de alta tensión del transformador bajo medición. B1.5 Medición mayores a 130

a equipos

con relaciones

Cuando se requiera medir relaciones de transformación mayores a 130, se puede utilizar un transformador auxiliar portátil o el transformador de referencia de un segundo equipo TTR. B1.5.1 Utilizando un transformador auxiliar

Conecte el transformador auxiliar como se muestra en la figura B4. Las terminales del primario del transformador auxiliar (X1 y X2) y del TTR (X1 y X2), se conectan en paralelo con las terminales del lado de baja tensión del transformador bajo medición. El secundario del transformador auxiliar y del TTR se conectan en serie con el devanado de alta tensión del transformador bajo medición. Con esta conexión el porcentaje de error es el mismo que en las mediciones normales de TTR, pero la relación de transformación se incrementa por la relación del transformador auxiliar. B1.5.2 Utilizando un segundo TTR

Se puede utilizar el transformador auxiliar para hacer mediciones de relación de hasta de 250. Ver figura B5. Se conectan las terminales de excitación del TTR normal al transformador bajo




medición y las terminales de excitación del TTR auxiliar a las terminales de baja tensión del transformador bajo medición, colocando la terminal roja en el mismo borne utilizado por la terminal roja del TTR normal. Se aísla el generador del TTR auxiliar colocando un pedazo de fibra o baquelita entre el tornillo de la mordaza y el borne del transformador, ver figura B6. Conecte una de las terminales secundarias a la terminal secundaria de color opuesto del TTR auxiliar. Las terminales restantes se conectan al transformador

bajo medición de acuerdo con la polaridad correspondiente. Colocar el primer selector (S1) en la posición de 12 y los demás en cero, o sea con una lectura de 120.000. Se procede realizar el balance utilizando el galvanómetro y los selectores del TTR normal. A la lectura obtenida se le suma 120, y representa la relación del transformador bajo medición y el por ciento de error involucrado es el que se tiene normalmente con cualquier TTR. DI AGRAMA VECTORI AL

H1

H2

H3 X2 H2

X0

X1

X2

X3

X1

H1

X0

H3 X3

TRANSF AUXI LI AR

GR

GR

GH

GN

CN

CR

CR

CN

T. T. R.

RELACI ON 100 : 1 - 200 : 1

RELACI ON 0 - 130

Figura B4 Medición de relaciones mayores de 130 utilizando el transformador auxiliar marca J. G. Biddle Cat. 55030. DI AGRAMA VECTORI AL H1

H2

H3 X2 H2

X0

X1

X2

X3

X1

H1

H3

GR

GN

CN

X0

X3

GN

GR

T. T. R.

CR

T. T. R.

CN RELACI ON 120 : 1

RELACI ON 0 - 130

CR Termi nal de exci t aci on del TTR auxi l i ar Col ocar un pedazo de baquel i t a ent r e el torni l l o y l a termi nal del tr ansf ormador para ai sl ar el generador del TTR

Figura B5 Medición de relaciones mayores de 130 utilizando el transformador de referencia de un TTR. 1982 Diciembre 2007 Manual de transformadores y reactores de potencia

Tomo II



TORNI LLO

CONDUCTOR DELGADO QUE CONECTA AL GENERADOR DEL TTR

MATERI AL AI SLANTE TOPE DEL TORNI LLO CONECTADO AL TRANSFORMADOR DE REFERENCI A DE TTR

FI BRA AI SLANTE O BAQUELI TA PARA AI SLAR EL GENERADOR DEL TTR

TERMI NAL DEL TRANSFORMADOR BAJ O PRUEBA

Figura B6 Terminal de excitación de un TTR. B2 Procedimiento para la medición de relación de transformación, utilizando el equipo Vanguard ATRT-01, ATRT-01B y ATRT-01D

3) Conector de alto y bajo voltaje 4) Conexión de cable de alimentación 120/240 Vca configurable 50-60 Hz y fusible de protección

B2.1 Partes, conexiones

5) Teclado

controles,

indicadores

y

B2.1.2 ATRT-01B

B2.1.1 ATRT-01

En la figura B7 se muestran los controles, indicadores y conexiones del TTR marca Vanguard, modelo ATRT-01.

En la figura B8 se muestran los controles, indicadores y conexiones del TTR marca Vanguard, modelo ATRT-01B. 3

3 2

2

1

1

4

4 5

5 6

Figura B7 TTR marca Vanguard, modelo ATRT01

1) Interfase para computadora RS-232C, conector DB tipo hembra 2) Pantalla LCD 1982 Tomo II

Figura B8 TTR marca Vanguard, modelo ATRT01

1) Interfase para computadora RS-232C, conector DB tipo hembra




2) Pantalla LCD

B2.2 Medición de transformadores monofásicos

3) Conector de alto y bajo voltaje

a) Inicio de la medición. Al encender el equipo de medición, en la pantalla LCD aparecerá un menú con las siguientes opciones:

4) Conexión de cable de alimentación 90-240 Vca 50-60 Hz

1) TEST XFRM

5) Teclado 6) Interruptor de momentáneo

encendido

de

contacto

2) SETUP 3) CALCULATOR

B2.1.3 ATRT-01D

En la figura B9 se muestran los controles, indicadores y conexiones del TTR marca Vanguard, modelo ATRT-01D. NOTA: Este equipo funciona con 6 baterías tipo D. 3 2 1

Para iniciar la medición, oprimir el número 1 TEST XFRM . b) Seleccionar el tipo de transformador. En caso de ser monofásico, oprimir la tecla número 1. c) Si desea usar el voltaje nominal del transformador para calcular la relación de transformación, oprima el número 1. En caso de no requerirse usar esta opción, oprima el número 2. Si selecciona la opción 1, continúe con el paso d). Si seleccionó la opción 2 continúe en el paso e). d) Si seleccionó la opción 1, debe seguir con las siguientes instrucciones: •

Escriba el voltaje en el lado de alta tensión, usando las teclas del 0 al 9. Oprima la tecla ENTER

•

Escriba el voltaje en el lado de baja tensión, usando las teclas del 0 al 9. Oprima la tecla ENTER

4 5

Figura B9 TTR marca Vanguard, modelo ATRT-01

1) Interfase para computadora RS-232C, conector DB tipo hembra 2) Pantalla LCD

e) Si los datos seleccionados son correctos y se desea iniciar la medición, se presiona la tecla START . Si desea cancelar la medición oprima ABORT.

f) Una vez terminada la medición, en la pantalla se muestran los resultados obtenidos:

3) Conector de alto y bajo voltaje

•

Relación de transformación (RATIO )

4) Teclado

•

Corriente de excitación, en miliamperes (mA)

•

Porcentaje de error en la relación de transformación (%DIFF ). Este valor solo se indica si durante la configuración de la

5) Interruptor de momentáneo

encendido

de


contacto

Tomo II


medición ingresó los voltajes nominales [paso c), opción 1]. B2.3 Medición en transformadores trifásicos a) Inicio de la medición. Al encender el equipo de medición, en la pantalla aparece un menú con las siguientes opciones:


transformador para la fase A. Una vez realizadas las conexiones, oprima la tecla START para iniciar la medición en la fase A. f) Una vez terminada la medición, en la pantalla se muestran los resultados obtenidos en la fase A. Los resultados mostrados son:

1) TEST XFRM

•


2) SETUP

•


•

Porcentaje de error en la relación de transformación (%DIFF). Este valor solo se mostrará si durante la configuración de la medición se ingresaron los voltajes nominales [paso c), opción 1].

3) CALCULATOR Para iniciar la medición, oprimir el número 1 TEST XFRM . b) Seleccionar el tipo de conexión que se requiere medir, oprimiendo en el teclado el número que se indica en la pantalla. •

SNGL PHS (Transformador monofásico)

•

dT-Y (Conexión delta-estrella)

•

Y-dT (Conexión estrella-delta)

•

dT-dT (Conexión delta-delta)

•

Y-Y (Conexión estrella-estrella)

c) Si desea usar el voltaje nominal del transformador para calcular la relación de transformación, oprima el número 1. En caso de no requiera usar esta opción, oprima el número 2. Si selecciona la opción 1, continúe con el paso d). Si seleccionó la opción 2 continúe en el paso e). d) Si seleccionó la opción 1, debe seguir con las siguientes instrucciones: •

Escriba el voltaje de línea en el lado de alta tensión, usando las teclas del 0 al 9. Oprima la tecla ENTER

•

Escriba el voltaje de línea en el lado de baja tensión, usando las teclas del 0 al 9. Oprima la tecla ENTER

e) Conexión de los cables. En la pantalla se muestra como se debe realizar la conexión de los cables de medición en las terminales del 1982 Tomo II

g) Para continuar la medición se oprime la tecla ENTER . h) En la pantalla se muestra como se debe realizar la conexión de los cables de medición en las terminales del transformador para la fase B. Una vez realizadas las conexiones, oprima la tecla START para iniciar la medición en la fase B. i) Una vez terminada la medición, en la pantalla se muestran los resultados obtenidos en la fase B. Los resultados mostrados son: •


•


•

Porcentaje de error en la relación de transformación (%DIFF ). Este valor solo se muestra si durante la configuración de la medición se ingresaron los voltajes nominales [paso c), opción 1]

j) Para continuar con la medición se oprime la tecla ENTER. k) En la pantalla se muestra como se debe realizar la conexión de los cables de medición en las terminales del transformador para la fase C. Una vez realizadas las conexiones, oprima la




tecla START para iniciar la medición en la fase C.

la medición se ingresaron los voltajes nominales [paso c), opción 1]

l) Una vez terminada la medición, en el display se muestran los resultados obtenidos en la fase C. Los resultados mostrados son:

Para continuar con la medición se oprime la tecla ENTER .

•


•


•

Porcentaje de error en la relación de transformación (%DIFF ). Este valor solo se muestra si durante la configuración de

3 1

B3 Procedimiento para la medición con el equipo Three-Phase TTR BIDDLE marca AVO B3.1 Controles, indicadores y conexiones

En la figura B10 se muestran los controles, indicadores y conexiones del equipo de medición Three Phase TTR BIDDLE de la marca AVO . A continuación se describen estas partes:

4

5 6

2

8

7

9 11 10

Figura B10 Controles, indicadores y conectores del equipo de medición Three Phase TTR BIDDLE marca AVO .


Tomo II


1) Terminal de conexión a tierra 2) Perilla de contraste, usada para ajustar la resolución de la pantalla 3) Pantalla tipo LCD 4) Lámpara indicadora de voltaje de medición 5) Conexión RS232. Receptáculo para la conexión de impresora o PC 6) Fusible IEC-127T, 1A a 250V 7) Alimentación 120 Vca 50/60 Hz, 100 VA máx. 8) Paro de emergencia 9) Teclado 10) Receptáculo para la conexión del cable de medición de bajo voltaje (X) Receptáculo para la conexión del cable de medición de alto voltaje (H). B3.2 Transformadores monofásicos de dos devanados Advertencia : Nunca intercambie las conexiones entre los terminales de AT y BT del transformador. Las conexiones inadecuadas representan un peligro para el operador y para el transformador bajo medición.

Siga el siguiente procedimiento de configuración para probar transformadores monofásicos de dos devanados: a) Conectar el terminal de tierra con la mariposa en el TTR a una toma de tierra de baja impedancia, usando el cable de tierra de 4.6 m. b) Conectar los terminales H y X del cable de medición de doble conductor a las respectivas conexiones H y X del TTR. c) Conectar los clips de trabajo pesado marcados H1 y H2 del cable de medición a las correspondientes terminales de AT del transformador bajo medición. d) Conectar los clips de trabajo pesado marcados X1 y X2 del cable de medición a los respectivos 1982 Tomo II


terminales de BT del transformador bajo medición. NOTA: Cuando se utilice un cable de medición trifásico, conecte los clips marcados H 1, H 2 , X 1 y X 2 a los correspondientes terminales del transformador bajo medición. Los clips sin uso H 3 y X 3 deberán quedar fuera de contacto con tierra y lejos del alcance del personal.

B3.3 Transformadores devanados

trifásicos

de

dos

Siga el siguiente procedimiento de configuración para el caso de transformadores trifásicos de dos devanados. a) Conectar el terminal tierra de mariposa del equipo de medición a un punto de tierra de baja impedancia usando el cable de tierra de 4.6 metros suministrado. b) Usando los cables de medición de 4 conductores H y X, se conectan las terminales en los receptáculos H y X del equipo de medición. Asegurarse que los conectores queden ajustados en los receptáculos. c) Conectar los clips de trabajo pesado marcados H0, H1, H2 y H3 de los cables de medición del TTR a las correspondientes terminales (en los devanados de alto voltaje) del transformador bajo medición. d) Conectar los clips de trabajo pesado marcados X0, X1, X2 y X3 de los cables de medición del TTR a los correspondientes terminales (en los devanados de bajo voltaje) del transformador bajo medición. Advertencia : Nunca intercambie conexiones entre los terminales de alto y bajo voltaje del transformador. El no respetar las conexiones correctas es peligroso y puede dañar el TTR o el transformador.

En el caso de devanados conectados en delta no hay terminales H0 y X0. En el caso de conexiones




de enrollados en estrella, normalmente se dispone de una conexión de neutro.

normalmente se dispone de una conexión de neutro.

Los terminales no utilizadas H0 y X0 deben ser alejados de tierra y del personal porque ellos podrían energizarse durante la medición.

Las terminales no utilizadas H0 y X0 deben ser mantenidos alejados de tierra y del personal porque ellos podrían energizarse durante la medición.

B3.4 Transformadores devanados

trifásicos

de

tres

Este tipo de transformadores tiene devanados primarios, secundarios y terciarios. Los devanados primario y secundario se miden con un procedimiento similar a un transformador común de 3 fases y 2 devanados. Para probar el devanado terciario siga el siguiente procedimiento: a) Conectar la terminal mariposa de tierra, del equipo de medición, a un punto de tierra de baja impedancia, usando el cable de tierra de 4.6 metros suministrado. b) Usando los cables de medición de 4 conductores H y X, se conectan las terminales en los receptáculos H y X del equipo de medición. Asegurarse que los conectores queden ajustados en los receptáculos. c) Conectar los clips de trabajo pesado marcados H0, H1, H2 y H3 de los cables de medición del TTR a las correspondientes terminales (en los devanados de alto voltaje) del transformador bajo medición. Conectar los clips de trabajo pesado marcados X0, X1, X2 y X3 de los cables de medición del TTR a los correspondientes terminales terciarios (en los devanados de bajo voltaje) Y0, Y1, Y2 y Y3 del transformador bajo medición. Advertencia : Nunca intercambie conexiones entre las terminales de alto y bajo voltaje del transformador. El no respetar las conexiones correctas es peligroso y puede dañar el TTR o el transformador.

En el caso de devanados conectados en delta no hay terminales H0 y Y0. En el caso de conexiones con devanados conectados en estrella, 1982 Diciembre 2007 Manual de transformadores y reactores de potencia

Tomo II



Anexo C Resumen del procedimiento para la medición de relación de transformación (TTR) Procedimiento para la medición de relación de transformación ST-CT-007 En que consiste la medición


En obtener a través de una la medición: el número de vueltas de los devanados, la relación entre voltajes primario y secundario o la relación entre corrientes de los devanados. Identificación y verificación de terminales, derivaciones ( taps ) y sus conexiones internas. Determinación y comprobación de polaridad y continuidad. Identificación de espiras en corto circuito. En la investigación de problemas relacionados con corrientes circulantes y distribución de carga en transformadores en paralelo. Determinación del número de espiras en bobinas de transformadores (por métodos suplementarios).

Equipo de medición

Medidor de relación de transformación (TTR).


N/A


Como regla general se aplica que el por ciento de diferencia no debe ser mayor de 0.5. Este valor únicamente aplica para la primera medición que se realiza en el transformador, es decir cuando el fabricante entrega a CFE el transformador con el máximo de diferencia de 0.5 en la relación de transformación. % DIF =

V p V S


1982 Tomo II

RT

× 100

donde: %DIF = Porcentaje de diferencia entre la relación teórica y la medida R T = Relación teórica R M = Relación medida

Correcciones

Recomendaciones

RT − R M

=a

I S I p

= a

a = Relación de transformación

a = Relación de transformación

Vp= Voltaje en el primario (V) Vs= Voltaje en el secundario (V)

Ip= Corriente en el primario (A) Is= corriente en el secundario (A)

Para transformadores con más de dos devanados la medición de la relación de espiras, consiste de “n” mediciones monofásicas. Antes de realizar la medición en un transformador de tres devanados, es necesario interpretar el diagrama vectorial; para hacer las conexiones correctamente. Cuando se miden las fases 1 ó 3 en un transformador trifásico, el circuito magnético incluye a la pierna adyacente (fase 2) y la pierna externa. Cuando se mide la fase 2 o central, el circuito magnético incluye las dos piernas adyacentes. Por lo tanto, los valores de relación medidos en la fase central serán ligeramente mayores que los correspondientes a las fases 1 y 3. Sin embargo, la magnitud de estas diferencias es pequeña en transformadores bien diseñados. Diciembre 2007 Manual de transformadores y reactores de potencia

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento para recepción y puesta en servicio de transformadores de potencia


PROCEDIMIENTO PARA RECEPCIÓN Y PUESTA EN SERVICIO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Esta edición sustituye a la versión del procedimiento GGT-A013-S-1980

1980 Tomo II




ÍNDICE

Pág.

1980

1 Objetivo

3

2 Alcance

3

3 Recepción

3

4 Revisión interna

4

5 Armado

6

6 Pruebas y verificaciones

7

7 Recomendaciones antes de energizar

9

8 Energización y puesta en servicio

10

9 Recomendaciones después de su energización

10

Anexo A Diagrama lógico

11

Anexo B Formato de reporte de recepción

13

Diciembre 2007


Tomo II



El procedimiento tiene como objetivo indicar y uniformizar las actividades para realizar una recepción y puesta en servicio de transformadores, reactores y auto transformadores, con el máximo cuidado y eficiencia.

En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138ECOL y la especificación CFE L0000-58. 3 Recepción

La aplicación de este procedimiento permitirá obtener resultados que ayuden a disminuir el riesgo de falla y un incremento en la disponibilidad y confiabilidad de los equipos. 2 Alcance

En el Anexo A, se indica el diagrama de flujo de recepción, almacenamiento, montaje y puesta en servicio de equipos de transformación. Las actividades que se realizan para llevar a cabo la recepción de estos equipos son las siguientes:

Este procedimiento se aplica en la instalación y montaje de transformadores de potencia de alta y extra alta tensión de 115 hasta 400 kV de mediana y gran capacidad, mayores de 20 MVA. También se aplica a reactores y auto transformadores de potencia.

a) Los transformadores, reactores y auto transformadores de potencia, son transportados de la fábrica a su lugar de instalación en ferrocarril, en barcos o por carretera.

1 Objetivo

La instalación puede ser de equipos nuevos o reparados, en subestaciones nuevas o en operación o los equipos que son reubicados por necesidades de operación y que están a cargo de las diversas Gerencias Regionales de Transmisión. Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe contar con el criterio de protección ambiental, el cual es establecido por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma. En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. 1980 Tomo II

Normalmente, estos equipos debido a su peso y tamaño, son transportados sin aceite aislante, sin accesorios y en ocasiones en secciones modulares, Los equipos deben ser embarcados y presurizados con equipos de nitrógeno de alta pureza ó aire extra seco, con la finalidad de evitar el ingreso de humedad en los devanados y núcleo. El valor mínimo permitido de pureza del gas utilizado debe ser del 98%. b) Cuando el transformador se recibe en el sitio donde se va a instalar, antes de bajarlo de la plataforma, se debe realizar una inspección externa, con la finalidad de verificar la existencia de daños evidentes.

Se debe revisar que se encuentren en buenas condiciones y en su lugar los cables, varillas de amarre, bloqueos y soldaduras del vehículo de transporte. También, se verifican las condiciones del transporte, como por ejemplo, los ejes del centro de carga del equipo deben estar alineados correctamente con el centro de carga de la plataforma de traslado, esto con la finalidad de localizar evidencias de que el equipo no tuvo desplazamientos durante su transporte. En el caso de existir daños es necesario avisar al fabricante, al transportista y a la compañía de



seguros correspondiente. Se debe levantar un acta de recepción, mostrando evidencia de los daños o perturbaciones con un reporte fotográfico, de acuerdo con los procedimientos ST-CT-014 y ST-CT-021 y la Guía CFE K0000-18. Con los datos la inspección y revisión realizadas durante el transporte, se debe llenar el formato del Anexo B. c) Durante el transporte del equipo, el sistema de presurización debe tener una presión positiva, esta lectura se debe comparar con la lectura inicial al traslado, registrada por el fabricante en una tarjeta con la fecha y letra legible.

Se debe realizar una inspección para verificar el funcionamiento del sistema de presurización. Si se requiere se debe regular la presión del tanque. Si existe la posibilidad de que los aislamientos del transformador se encuentran contaminados con aire y humedad de la atmósfera, es necesario someter al transformador a un proceso de secado, después de su armado. d) El equipo debe contar con un detector de impactos durante su traslado y debe ser capaz de registrar lecturas en tres diferentes ejes o posiciones del equipo, siendo la lectura máxima permitida de 0.3 g en cualquiera de los tres ejes. Precaución :

Una lectura mayor de 0.3 g indica un movimiento brusco lo cual se puede reflejar en un posible daño interno.

4 Revisión interna 4.1 Esta inspección se debe realizar en días soleados, claros y limpios, con una humedad relativa en el ambiente del 65% o menor.

La inspección se debe realizar sin aceite en el transformador, con la finalidad de tener acceso a las partes internas, se debe limitar en lo posible el tiempo de exposición al ambiente. 4.2 Antes de efectuar la inspección interna del equipo, y para evitar el riesgo de asfixia del personal, debe sustituirse el gas de preservación (N2), por aire extra seco. No debe permitirse la 1980


entrada de personal hasta tener la seguridad de que el contenido de oxigeno en el interior del equipo sea de 19.5 %. Se debe prever un suministro continuo de aire extra seco mientras se realice la inspección interna. Durante la inspección se dejan abiertos en forma permanente dos registros del tanque lo mas distanciados posibles para establecer un flujo de aire. 4.3 Verificar que el tanque del transformador se encuentre sólidamente aterrizado. 4.4 El personal que suba al tanque del equipo deberá contar con: a) Ropa u overol limpio, de manga larga sin botones y partes metálicas, los bolsillos deben estar totalmente vacíos, evitando la posibilidad de introducir cuerpos extraños y/o metálicos, que puedan perderse dentro del transformador tales como: anillos, pulseras, cadenas, dijes, llaves, monedas, lapiceros, carteras, relojes, celulares, radios, inalámbricos, entre otros. b) Usar botines con cubierta de lona o tela gruesa sobre zapatos de suela suave. c) Usar gorras u otro tipo de tela para cubrirse la cabeza, evitando que escurran gotas de sudor sobre las partes internas del equipo. 4.5 Para la utilización de herramientas se deben tomar en cuenta las consideraciones siguientes: a) La herramienta y el equipo que se tenga que utilizar debe ser seleccionado previamente e inventariado. Al final de la inspección y antes de cerrar el equipo, se debe verificar que esté completo y que no existan faltantes. b) Sobre el tanque del transformador, debe estar únicamente la herramienta necesaria, en una caja para que no se disperse. c) La herramienta que se introduzca en el equipo debe estar amarrada desde el exterior y sujetada con cinta de lino o algodón. d) En caso de utilizar lámparas, deben ser de baterías. Se debe evitar utilizar las construidas con piezas metálicas.

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e) Se debe mantener limpia el área de alrededor y sobre el transformador, antes y durante la inspección. 4.6 Núcleo a) Realizar una revisión minuciosa en la sujeción del núcleo y bobinas, así como posibles desplazamientos, verificar distancias y paredes internas o golpes en las esquinas del núcleo. b) Verificar el número de conexiones a tierra del núcleo, se revisa que la conexión sea sólida y se realizan pruebas de resistencia a tierra. c) Retirar bloques de madera y soportes utilizados únicamente para el transporte. Se recomienda ver instructivo del fabricante. d) Verificar el apriete de la tornillería, así como la instalación de seguros de todos los elementos de sujeción. También se debe verificar que el material de la tornillería sea el adecuado evitando par galvánico o aflojamiento por diferencias en los coeficientes de dilatación de los materiales. Se debe verificar que no haya vestigios de humedad, polvo, partículas metálicas y cualquier material extraño o ajeno al equipo. 4.7 Bobinas a) Realizar la inspección visual de terminales, barreras entre fases, estructuras y soportes aislantes, distancias de aislamiento, apariencia física del material aislante, conexiones entre bobinas y conectores. b) Verificar el apriete de la tornillería de soportes, barreras y conexiones de boquillas. También se debe verificar que no haya vestigios de humedad o partículas metálicas. c) Verificar que las condiciones de las guías sean satisfactorias y que no existan guías cortas, sueltas o rotas. d) Verificar que no exista daño en terminales de cables, conexiones y conectores. e) Verificar que el tipo de material de los tornillos, rondanas, tuercas y contratuercas sea el adecuado, para evitar par galvánico o 1980 Tomo II


aflojamiento por diferencias en los coeficientes de dilatación de los materiales, También se debe verificar si faltan tornillos o se encuentran rotos, flojos o quebrados. 4.8 Revisión de transformadores de corriente y sus conexiones a) Realizar pruebas de resistencia de aislamiento de acuerdo con el procedimiento ST-CT-001, de relación de transformación de acuerdo con el procedimiento ST-CT-007 y prueba de saturación. b) Verificar el alambrado de control interno desde los TC´s hasta las cajas de terminales exteriores, comprobando el apriete de conexiones y la correspondencia entre ellos. c) Verificar el estado de soportes, así como de las terminales y guías. 4.9 Revisión de cambiadores de derivaciones bajo carga a) Se debe verificar el retiro de soportes o candados utilizados durante el transporte. b) Revisar la unidad ruptora y el selector, verificando los contactos, la presión y alineamiento en cada posición. Posteriormente realizar la prueba de continuidad y registrar el valor de resistencias de paso. Se deben verificar las conexiones de las terminales de la bobina reguladora y el selector de tap´s . c) Adicionalmente se deben realizar las actividades siguientes: revisar las transmisiones internas, realizar el reapriete de conexiones del selector de tap´s , verificar la correspondencia de las terminales, verificar los contactos, presión y alineamiento en cada posición al realizar los movimientos de la transmisión. 4.10 Tanque Principal. a) Se debe realizar una inspección meticulosa de la pintura en el interior y exterior del tanque principal para detectar problemas de corrosión, contaminación o golpes en la placa de acero.




b) Cuando aplique, se deben revisar las condiciones de los blindajes internos cuya función es orientar el flujo magnético disperso.

boquillas deben estar perfectamente limpias y secas, sin daños tales como fracturas, grietas, deformaciones, entre otros.

c) Inspeccionar por el interior los sellos de las válvulas de los radiadores.

Durante su manejo y montaje se debe tener la precaución de no exceder cargas mecánicas en sus extremos, que excedan los límites de diseño, ocasionando la rotura de alguno de sus componentes.

d) Al término de los trabajos de inspección interna, es importante la limpieza y retiro de materiales y herramientas utilizados durante la inspección. 4.11 Lista de verificación

Se deben registrar los datos derivados de la inspección interna en el formato del Anexo B. Si durante la inspección interna se encuentran o se confirman daños internos, que puedan atribuirse a un manejo rudo, golpes o aceleraciones durante el transporte o durante el armado en fábrica, se debe informar al transportista, a la Cía. Aseguradora y a la Gerencia responsable del equipo. 5 Armado Los equipos de gran de gran capacidad y extra alta tensión, para facilitar su manejo y transporte se construyen en secciones modulares separadas, como por ejemplo: el tanque principal, tapa o cubierta, sección de cambiador de derivaciones bajo carga, secciones para salidas de boquillas, tanque conservador, enfriadores, válvulas y tuberías. Estas partes son selladas con tapas provisionales y eliminadas durante el armado. El montaje de estas secciones se debe realizar de acuerdo con las instrucciones particulares de cada fabricante y tomar las precauciones recomendadas en los puntos precedentes 4.2 y 4.4 de este procedimiento, relacionadas con el contenido de oxígeno y llenado preliminar. Si los trabajos internos duran más de un día, durante la noche o períodos que no se trabajen, los transformadores deben ser sellados y presurizados. 5.1 El manejo e instalación de boquillas se hará conforme al procedimiento ST-CT-012. Las 1980

5.2 Para el caso de radiadores o enfriadores se debe ver el procedimiento de montaje de acuerdo con el fabricante. Siempre se deben manejar en posición vertical, y antes de instalarse se debe verificar que estén libres de materiales metálicos o basura tales como granalla u otros materiales utilizados en su fabricación. Cuando se requiera, debe lavarse con aceite limpio y preferentemente caliente (25-35°C). Esta operación debe realizarse para el caso del tanque conservador, tubería y válvulas de aceite. Se debe realizar una inspección y pruebas a las válvulas de los relevadores antes de su montaje, eliminando la posibilidad de que el vástago de la válvula se encuentre desacoplado.

También se debe hacer un proceso de verificación de hermeticidad en transformadores, lo cual puede realizarse antes de su montaje o bien en forma global cuando ya se encuentren montados. 5.3 Para el montaje de los accesorios mencionados en los puntos 5.1 y 5.2, se utiliza una gran variedad de empaques, en cuanto a forma y tamaño se refiere. El material debe ser resistente al aceite aislante. Los empaques deben estar limpios, así como las superficies y alojamientos donde deben colocarse. Su montaje se hace con cuidado y comprimiéndolos uniformemente para garantizar un sello perfecto. Es común que una pequeña rebaba de material o corrimiento de una gota de pintura sobre la caja del empaque, provoque fugas menores de aceite durante la operación, por lo que es necesario prestar atención a este punto. 5.4 Cambiador de Derivaciones Bajo Carga Ver punto 4.9. Los problemas más frecuentes se

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Tomo II


presentan en el ruptor (Diverter Switch) y se recomiendan las actividades siguientes: a) Revisar mecanismos de mando comprobando su sincronismo b) Revisar el diagrama de alambrado de control c) Inspección, limpieza y cambio de aceite d) Revisión de contactos deslizantes e) Revisión de valores de resistencia de transición

Durante su montaje se verifica la operación correcta en ambos sentidos, así como el área de contacto y presión en cada posición para cada una de las derivaciones. Todas las conexiones eléctricas deben limpiarse cuidadosamente antes de soldarse o unirse con conectores mecánicos (atornillados). Se verifica la operación de los indicadores de nivel, flujo y temperatura, antes de sellar el tanque. 5.5 Tanque conservador. Se debe consultar el procedimiento de montaje de acuerdo con los fabricantes y verificar hermeticidad de la bolsa de neopreno. 5.6 Montaje de accesorios y conexión. El montaje de cada accesorio debe montarse de acuerdo con el procedimiento del fabricante.

Una vez concluido el armado del 5.7 transformador y encontrarse perfectamente sellado, se procede a probar su hermeticidad presurizándolo con aire o nitrógeno seco a una presión de 0.7 Kg/cm2. Se debe verificar que no haya fugas mediante la aplicación de jabonadura en todas las uniones con soldadura, juntas y empaques. En caso de encontrarse fugas, se deben corregir antes de proceder al secado o llenado definitivo del transformador. Precaución :

Las bridas de boquilla son de una pieza fundida y no se deben exceder los valores de torsión sugeridas por el fabricante ya que podría generarse un daño permanente. Observación .-Siempre

apretar los tornillos de brida en un patrón de secuencia cruzada. 1980 Tomo II


6 Pruebas y verificaciones

Antes de energizar y poner en servicio el transformador, se realiza una serie de pruebas y verificaciones finales, considerando los puntos siguientes: a) Asegurarse de contar con los procedimientos de pruebas actualizados. b) Se debe tener el protocolo de pruebas de fábrica o los historiales de pruebas anteriores, para considerarlas como referencia para las pruebas de puesta en servicio. c) Se debe estar seguro que todos los equipos de medición y pruebas cumplan con la vigencia de calibración. 6.1 Medición de resistencia de aislamiento de cada uno de los devanados a tierra y entre devanados

El objetivo de la medición es determinar la posible presencia de contaminantes o el envejecimiento del aislamiento. También se emplea como un medio de control para aplicar voltajes de prueba de corriente alterna. Con los valores obtenidos en esta prueba, se calcula el índice de polarización, que se relaciona con la cantidad de humedad presente en el aceite y que será complementaria a las pruebas físico-químicas efectuadas a una muestra de aceite. El procedimiento que se aplica para realizar esta medición es el ST-CT-001 (SGP A-001-S). 6.2 Prueba de factor de potencia de cada devanado a tierra y entre devanados

Esta medición permite detectar los posibles cambios en la relación de transformación del transformador, en las diferentes posiciones del cambiador de derivaciones, ocasionados por la presencia de cortocircuito entre espiras o bobinas de los devanados. Los valores obtenidos en la prueba de relación de transformación son aceptables, cuando no exceden el 0.5 % del valor de la placa de datos. El Procedimiento ST-CT-007 (SGP-A-011-S) describe con mayor detalle esta medición.



6.3 Medición de factor de potencia a todas las boquillas equipadas con tap de prueba o tap capacitivo

Es el procedimiento de prueba de mayor efectividad en campo para la detección temprana de contaminación y deterioro en boquillas y también proporciona una lectura de la corriente de CA, la cual es directamente proporcional a la capacitancia de la boquilla. A medida que una de éstas se deteriora, se incrementa la corriente de conducción o pérdidas a través del aislamiento y el factor de potencia aumenta. Las lecturas de factor de potencia deben tomarse periódicamente, como parte de un programa de mantenimiento. El procedimiento ST-CT-011 (GGT-A023-S) describe con mayor detalle las pruebas a boquillas. 6.4 Medición de corriente de excitación

La corriente de excitación se obtiene cuando se aplica un voltaje al devanado primario y el devanado secundario del transformador se encuentra sin carga, es decir, el secundario está en circuito abierto. La magnitud de la corriente de excitación depende del voltaje aplicado, del número de vueltas del devanado, de las dimensiones del devanado y de otras características geométricas y eléctricas del transformador. Un alto nivel de corriente de excitación puede deberse a un corto entre una o varias espiras del devanado, a defectos en el circuito magnético originados por fallas en el aislamiento de los tornillos de sujeción del núcleo, o en el aislamiento entre laminación. El criterio de aceptación para esta medición es: si la corriente de excitación es menor a 50 mA, la diferencia entre las dos corrientes más altas para un transformador trifásico, debe ser menor al 10%. Cuando la corriente de excitación es mayor a 50 mA, la diferencia entre las dos corrientes más altas debe ser menor al 5%. Para realizar esta prueba se aplica el Procedimiento ST-CT-003 (SGP-A-004-S). 1980


6.5 Medición de relación de transformación en todas las derivaciones

Esta medición permite detectar los posibles cambios en la relación de transformación, en las diferentes posiciones del cambiador de derivaciones, ocasionados por la presencia de cortocircuito entre espiras o bobinas de los devanados. Los valores obtenidos en la prueba de relación de transformación son aceptables, cuando no exceden el 0.5 % del valor de la placa de datos. El Procedimiento ST-CT-007 (SGP-A-011-S), describe con mayor detalle esta medición. 6.6 Medición de resistencia óhmica.

Esta medición tiene como finalidad detectar los problemas ocasionados por un falso contacto en el cambiador de derivaciones y en la conexión de la salida de los devanados y las boquillas. El valor de la resistencia óhmica no debe ser mayor al 2% del valor medido en fábrica o de la prueba realizada en la puesta en servicio. Para mayor información sobre esta medición consultar el procedimiento ST-CT-015 (PT-SLA-09-19). 6.7 Pruebas de rigidez dieléctrica, factor de potencia, resistividad, tensión interfacial y acidez del aceite aislante

Estas mediciones se deben realizar de acuerdo con el procedimiento ST-CT-006 (SGP-A009-S), y ST-CT-002 (SGP-A003-S), otras pruebas de laboratorio recomendadas al aceite son: Cromatografía Partículas en suspensión Rigidez dieléctrica Factor de potencia Resistividad Tensión interfacial Acidez Contenido de humedad •

•

•

•

•

•

•

•

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Tomo II


6.8 Medición de impedancia

La medición tiene como finalidad determinar el valor de impedancia de corto circuito que es aproximadamente igual a la impedancia de plena carga o impedancia equivalente mediante pruebas de campo. La medición nos ayuda a determinar fallas del equipo antes de su puesta en servicio y durante su operación. El procedimiento que se debe aplicar es el ST-CT-009 (GGT-A017-S). 6.9 Medición de respuesta a la frecuencia

El análisis de la impedancia en función de la frecuencia, es una técnica que permite, con base en la comparación entre fases adyacentes de la misma muestra bajo estudio (unidades trifásicas) o de muestras con el mismo diseño (unidades monofásicas), la detección de posibles defectos, debidos a diferencias en la geometría de los devanados. El circuito equivalente de un transformador puede considerarse como un arreglo R-L-C , cuyos parámetros varían dependiendo de la frecuencia de medición. La inductancia L está relacionada al número y forma de las espiras que tienen los devanados y al circuito magnético. Mientras que la resistencia R está asociada a la longitud y resistencia del cobre, problemas de contacto en el cambiador de derivaciones y a las pérdidas del aislamiento. Por otro lado, la capacitancia C refleja la disposición física del devanado y su aislamiento. La capacitancia está definida por la forma y distancias entre devanados, entre capas de devanado y entre espiras, así como por las distancias al tanque y al núcleo.


nitrógeno. Estas pruebas se vuelven a repetir una vez que el transformador entró en servicio. 6.11 Verificación de operación de los dispositivos indicadores y de control de temperatura del aceite y punto más caliente. Para las pruebas de los accesorios y equipo auxiliar (dispositivos de protección) se debe aplicar el procedimiento ST-CT-020 y el manual del fabricante para sus pruebas de operación. 6.12 Verificar la operación de los equipos auxiliares, como bombas de aceite, ventiladores e indicadores de flujo. 6.13 Verificar la operación de alarmas y disparos por protecciones propias del transformador, así como los esquemas de protección diferencial y de respaldo. 6.14 Pruebas al sistema contra incendio. Se deben realizar pruebas de acuerdo con el manual de fabricante. 7 Recomendaciones antes de energizar a) Realizar la recopilación de la información general del equipo, el reporte y análisis de las pruebas dieléctricas y de operación. b) Revisar que las listas de verificación estén completas y avaladas por el especialista. c) Verificar la conexión correcta de los cables de alta tensión, baja tensión, terciario y neutro a tierra. d) Verificar la conexión sólida del tanque a tierra. e) Verificar que no existan conexiones provisionales a tierra entre los cables de alta, baja y terciario.

El objetivo de esta prueba es determinar, de manera integral, si existen diferencias entre el arreglo físico de un devanado contra otro similar. El Procedimiento ST-CT-019 describe el método de prueba.

f) Realizar limpieza general del transformador, haciendo énfasis en las porcelanas de las boquillas.

6.10 Se verifica el contenido de oxígeno y de gases combustibles en la cámara (colchón) de

h) Es necesario verificar la posición correcta de los tap´s , para obtener el voltaje correcto en la operación.

1980 Tomo II

g) Retirar el material y equipo ajeno al transformador.




i) Se debe verificar que se encuentren abiertas las válvulas de los radiadores, cabezales, tanque conservador y cambiador de derivaciones.

ventiladores y bombas. En caso de existir cambiador de derivaciones bajo carga, se debe operar en todas sus posiciones.

j) Verificar, antes de energizar el transformador, los niveles de aceite y temperatura.

8.3 Si no se detecta problemas se considera que el transformador está listo para tomar carga. Durante este período se realiza una estrecha vigilancia durante las primeras horas de operación. Después de unos días de operar en condiciones normales de carga, se recomienda repetir las pruebas de: contenido de gases disueltos, rigidez dieléctrica y contenido de agua en el aceite. 9 Recomendaciones después de su energización

k) Coordinarse con las áreas de protección y control para energizar el transformador. 8 Energización y puesta en servicio 8.1 Si el resultado de las pruebas eléctricas y las verificaciones de control y protecciones son satisfactorias, se procede a energizar el transformador. El transformador se mantiene en vacío y a voltaje nominal por un período mínimo de 8 horas. En estas condiciones, se vuelve a verificar el contenido de gases combustibles, a través de una cromatografía de gases. Se mantiene una estrecha vigilancia del transformador, y se verifica que no haya puntos calientes, ruido o vibraciones anormales. Es conveniente llevar una estadística del comportamiento de la temperatura cada hora durante las primeras 24 hrs. de operación en vacío. 8.2 Durante el período de energización en vacío, se verifica la operación del equipo auxiliar,

1980

a) El nivel de ruido del transformador. Debe ser uniforme y dentro de lo normal. b) Observar el incremento de la temperatura respecto a la temperatura tomada previamente a su energización. c) Tomar muestra de aceite para prueba de cromatografía de gases. d) Realizar inspección con termografía.

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Anexo A Diagrama de flujo para recepción, almacenamiento, montaje y puesta en servicio de transformadores de potencia.

INICIO A RECEPCIÓN

REVISIÓN DE DETECTORES DE IMPACTO

DAÑOS

SI

NO MEDICIÓN DE HUMEDAD

NO

REPORTAR AL FABRICANTE

VALOR ACEPTABLE SI REPORTE

INDICIO DE DAÑOS

LEVANTAR ACTA

NO

C ALMACENAJE PERIODO: HASTA 3 MESES, NITRÓGENO CON PRESIÓN POSITIVA MAYOR A 3 MESES, CON ACEITE

SI

NO

VERIFICAR HUMEDAD RELATIVA

MONTAJE INMEDIATO

INSPECCIÓN INTERNA

SI VERIFICAR HUMEDAD RELATIVA

REPORTE

INSPECCIÓN INTERNA

NO

REPORTE

FORMULAR RECLAMACIÓN

SI

PROCEDE RECLAMACIÓN

NO

INSPECCIÓN SATISFACTORIA

EXISTEN DAÑOS

SI

REPARACIÓN EN SITIO

NO

B

REPARACIÓN FÁBRICA SI

C SI

NO

ENVÍO FÁBRICA

B D

1980 Tomo II

A




Continuación del Anexo A Diagrama de flujo para recepción, almacenamiento, montaje y puesta en servicio de transformadores de potencia. D

ARMADO

TRATAMIENTO RESIDUAL

MEDICIÓN HUMEDAD RESIDUAL

SECO

NO

ST-CT-005 PROCEDIMIENTO DE SECADO PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA

SI LLENADO

PRUEBAS Y VERIFICACIONES

REPORTE

PRUEBAS DE PUESTA EN SERVICIO

ST-CT-008 PROCEDIMIENTO PARA RECEPCIÓN Y PUESTA EN SERVICIO TRANSFORMADORES TRANSFORMADORES DE POTENCIA

REPORTE FINAL

1980

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Anexo B Reporte de recepción Registro calidad: ____________ No. de Procedimiento: ST-CT-008

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN LISTA DE VERIFICACIÓN

Tipo de Equipo:

Transformador Monofásico

Reactor Trifásico

Fecha : _________________________ Subestación:_____________________ Identificacion :____________________

Autotransformador

Marca :__________________________ No. Serie :________________________ Potencia :________________________ K.V. :___________________________

Placa de datos

si

no

Plano de dimensiones

si

no

Planos de obra civil

si

no

Planos de red de tierras

si

no

Plano de alambrado de control

si

no

Plano de características generales

si

no

Instructivos accesorios y equipos auxiliares

si

Protocolos de pruebas en fabrica

VERIFICACIÓN ANTES DE LA DESCARGA DEL EQUIPO Y ACCESORIOS Desplazamientos del equipo en la plataforma

si

no

Elementos de sujeción en buenas condiciones

si

no

Detector (s) de impacto instalado en el equipo

si

no

Existencia de daños externos por golpes

si

no

no

Operación correcta del Sist. Presurización

si

no

si

no

Presión interna de recepción

Identificación de accesorios del equipo

si

no

Copia de contrato de adquisición y alcance

si

no

Listado de embarque de accesorios

si

no

Condiciones correctas de embalaje

si

no

Instructivos completos

si

no

VERIFICACION DESPUES DE LA DESCARGA DEL EQUIPO Y ACCESORIOS Análisis de graficas del detector de impactos

si

no

Medición de humedad residual

si

no

Almacenaje adecuado de los accesorios

si

no

Plano de cimentación

si

no

Planos de dimensiones de fosa captadora

si

no

Planos de dimensiones de fosa recolectora

si

no

Planos de drenaje de las fosas

si

no

Revisión de niveles de la base del equipo

si

no

Planos de mamparas

si

no

Planos de cimentación equipo contra incendio

si

no

Piedra bola adecuada.

si

no

Instalacion de parrillas en fosas

si

no

Lectura máxima registrada en plataforma

Lectura máxima registrada en posición final

En todas las actividades descritas, deberá cumplirse "estrictamente" con los Reglamentos de Seguridad e Higiene en el trabajo, así como el de Protección al Medio Ambiente vigentes.

Observaciones Observaciones :

Realizó:____________________________ (Nombre y Firma)

1980 Tomo II

Revisó : ____________________________ (Nombre y Firma)

Aprobó : ___________________________ (Nombre y Firma)




Continuación del Anexo B… Registro calidad: ____________ No. de Procedimiento: ST-CT-008

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN 2 REVISIÓN INTERNA LISTA LISTA DE VERIFIC VERIFICACI ACI N

Tipo de Equipo:


Fecha : _________________________ Subestación :_ :____________________ Nomenclatura :___________________

Reactor Trifásico

Autotransformador

Marca :_________________________ No. se serie :_ :_______________________ Potencia :_______________________ K.V. :___________________________ Año de fabricación :________________

2.1 CONSIDERACIONES PREVIAS A LA REVISION INTERNA

2.4 REVISION DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y SUS CONEXIONES

Conexión a tierra del tanque principal

si

no

Reapriete de tornillería de pasamuros

si

no

Terminales cortocircuitadas y aterrizadas

si

no

si

no

Humedad relativa menor al 65%

si

no

si

no

Ventilación adecuada

si

no

2.5 CAMBIADOR DE TAPS

Ropa adecuada para el ingreso

si

no

Retirar soportes y herrajes de transporte

si

no

Control del ingreso de herramienta y equipos

si

no

Desplazamiento de soportes y herrajes

si

no

Materi Material al compati compatible ble de conexi conexione oness y tornill tornilleri eriaa

si

no

uje ujeci n e a ea o e

´s

Pruebas de TC´s

2.2 NÚCLEO


si

no

Reapriete de tornilleria en conexiones

si

no


si

no

Revisión de conexiones de las guías

si

no

Desplazamiento del núcleo

si

no

Medición de relación de transformación

si

no

Reapriete de tornillería, herrajes y soportes

si

no

Cerrado de la válvula de keroseno

si

no

Condiciones de la Pintura

si

no

Valor de la medición del núcleo a tierra

2.6 TANQUE PRINCIPAL

Voltaje aplicado Reapriete de conexión del núcleo a tierra

si

no

Condiciones de los blindajes

si

no

Terminal de aterrizamiento del núcleo

si

no

Operación de válvulas de los radiadores

si

no

Limpieza en General

si

no

2.3 BOBINAS

Desplazamiento de bobinas

si

no

En todas las actividades descritas, deberá cumplirse "estrictamente" con los

Desplazamiento de aislamientos y soportes

si

no

Reglamentos de Seguridad e Higiene en el trabajo, así como el de Protección


si

no

al Medio Ambiente vigentes.

Observaciones :

Realizó:________________________ (Nombre y Firma)

1980

Revisó : ________________________ (Nombre y Firma)

Aprobó : __________________ (Nombre y Firma)

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Continuación Anexo B… Registro calidad: ____________ No. de Procedimiento: ST-CT-008

SUBDIREC SUBDIRECCI CI N DE TRANS TRANSMISI MISION ON 3 MONTAJE EN GENERAL LISTA LISTA DE VERIFI VERIFICAC CACII N

Tipo de Equipo:


Fecha :_________________________ Subestación :_ :____________________ Nomenclatura :_ : ___________________

Reactor Trifásico

Autotransformador

Marca :_________________________ No. se serie :_ :_______________________ Potencia :_ : _______________________ K.V. :___________________________ :___________________________ Año de fabricación :________________

3.1 ASPECTOS A CONSIDERAR ANTES DEL MONTAJE

TANQUE CONSERVADOR

Pruebas de dispositivo de protección

si

no

Prueba de hermeticidad de la bolsa neopreno

si

no

Pruebas a transformadores de corriente

si

no

Montaje de acuerdo al fabricante

si

no

Inspección y pruebas a válvulas y radiadores

si

no

BOQUILLAS

Pruebas a boquillas

si

no

Nivel de aceite correcto

si

no

Revisión del anclaje del equipo

si

no

Porcelanas en buen estado

si

no

Aterrizamiento del tap capacitivo

si

no

Fugas de aceite

si

no

Apriete de tornillería con torquímetro

si

no

Montaje co correcto di dispositivos de de pr protección

si

no

Montaje co correcto de bombas y ve ventiladores

si

no

Montaje del sistema de preservación

si

no

3.2 ASPECTOS A CONSIDERAR DURANTE EL MONTAJE

CAMBIADOR DE TAPS Revisar sincronismo mecanismo de mando

si

no

Diagramas de alambrado y control

si

no

Insp Inspec ecci ción ón y limp limpie ieza za

si

no

Revisión de contactos deslizantes

si

no

Rev. de valores de resistencia de transición

si

no

Montaje de acuerdo con el fabricante

si

no

En todas las actividades descritas, deberá cumplirse "estrictamente" con

Libre de objetos extraños (internos)

si

no

los Reglamentos de Seguridad e Higiene en el trabajo, así como el de

Prueba de hermeticidad

si

no

Protección al Medio Ambiente vigentes.

MONTAJE DE ACCESORIOS Y CONEXIÓN

RADIADORES

Observaciones :


1980 Tomo II


Aprobó : ______________________ (Nombre y Firma)





SUBD SUBDIR IREC ECCI CI N DE TRAN TRANSM SMISI ISI N 4 PROCESO DE SECADO LISTA DE VERIFICACION

Tipo de Equipo:


Fecha : _________________________ ________________________ _ Subestación:_____________________ Identificacion :____________________

si

no

Valor % de humedad residual 4.2 PREPARAC PREPARACII N DE LA MAQUINA MAQUINA DE DE VACIO Y PROCESO DE SECADO

Comunicación entre tanque principal y cuba de cambiador de derivaciones Comunicación entre tanque principal, tanque conservador y bolsa de neopreno

Autotransformador

Marca:___________________________ No. Serie :________________________ Potencia :________________________ K.V. :____________________________ Año de fabricaci n :______________ :_________________ ___

4.1 MEDICI N DE HUMEDAD RESIDUAL RESIDUAL (INICIAL) (INICIAL)

Presurizado y revisión de fugas

Reactor Trifásico

si

si

4.5 PROCESO DE LLENADO DE ACEITE AISLANTE Proceso de vacio para el llenado

si

no

Llenado por válvula inferior del tanque

si

no

Terminales, tanque, tuberias y equipo de tratamiento aterrizados

si

no

Monitoreo de nivel durante el llenado

si

no

Llenado de tanque conservador de acuerdo al fabricante

si

no

no

no Llenado de la cuba del cambiador de tap de acuerdo al fabricante

Conexión de válvulas y tubería de succión de acuerdo al procedimiento

si

no

Análisis de curvas de abatimiento

si

no

4.6 PURGADO Radiadores y cabezales

si

no

Válvulas de radiadores y cabezales abiertas

si

no

Torretas de boquillas

si

no

Buchholz

si

no

Cambiador de derivaciones

si

no

4.3 MEDICIÓN DE HUMEDAD RESIDUAL (FINAL)

Presurizar con nitrogeno de alta pureza

si

no

si

no

Valor % de humedad residual Es aceptable el valor 4.4 VALORES DE ACEPTACION DEL ACEITE AISLANTE ANTES DEL LLENADO

Valores de pruebas aceptables

En todas las actividades descritas, deberá cumplirse "estrictamente" con los Reglamentos de Seguridad e Higiene en el trabajo, así como el de

si

no


Observaciones :


1980


Aprobó : ___________________ (Nombre y Firma)

Diciembre 2007


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Continuación Anexo B… UBDIRE

Registro calidad: ________ ____________ ____ No. de Procedimiento: ST-CT-008 ST-CT-008

I N DE TRAN MI I N

5 PRUEBAS QUE DEBERAN REALIZARSE LISTA LISTA DE VERIFIC VERIFICAC ACII N

Tipo de Equipo:


Fecha : _________________________ Subestación:_____________________ Nomenclatura :____________________

Reactor Trifásico

Autotransformador

Marca:__________________________ No. Serie :_______________________ Potencia :_______________________ K.V. :___________________________ Año de fabricación :________________

5.1 DOCUMENTACI N PREVIA

OBSERVACIONES

5.1.1 Procedimientos actualizados de pruebas

si

no

5.1.2 Protocolos de fábrica o historiales de pruebas

si

no

5.1.3 Calibración vigente equipos de prueba

si

no

5.2.1 Relación de trtransformación en todos los Taps

si

no

5.3.1 Factor de potencia a devanados

si

no

5.4.1 Corriente de excitación directa y cruzado en todos los taps

si

no

5.5.1 Resistencia de aislamiento

si

no

5.6.1 Boquillas

si

no

5.7.1 Impedancia

si

no

5.8.1 Resistencia óhmica

si

no

5.9.1 Respuesta a la frecuencia

si

no

5.10.1 Pruebas de campo aceite aislante

si

no

5.10.2 Pruebas de laboratorio aceite aislante

si

no

5.11.1 Accesorios y equipo auxiliar

si

no

5.12.1 Sistema contra incendio

si

no

PRUEBAS


Observaciones :


1980 Tomo II


Aprobó : __ _____________________ (Nombre y Firma)


Procedimiento para recepción y puesta en servicio de transformadores de potencia


SUBD SUBDIR IREC ECCI CI N DE TRAN TRANSM SMIS ISII N

Registro calidad: ____________ ____________ No. de Procedimiento: Procedimiento: ST-CT-008


Continuación Anexo B…

6 ENER ENERGI GIZA ZACI CI N LISTA DE VERIFICACIÓN

Tipo de Equipo:


Fecha :_________________________ Subestación :____________________ Nomenclatura :___________________

Reactor Trifásico

Autotransformador

Marca:__________________________ No. Serie :_______________________ Potencia :_______________________ K.V. :___________________________ Año de fabricación :________________ :________________

6.1 ANTES DE ENERGIZAR

6.2 DESPU S DE ENERGIZADO

Recopilar información del equipo

si

no

Ruidos anormales

si

no

Reportes y análisis de pruebas de aceptación

si

no

Monitoreo de temperatura

si

no

Listas de verificación completas y avaladas

si

no

Termografía

si

no

Revisión de conexiones de terminales

si

no

Muestreo de aceite para análisis de cromatografía

si

no

Conexión sólida de tanque a tierra

si

no

Retiro de equipo de puesta a tierra

si

no

Limpieza general

si

no

Retiro de de ma materiales, eq equipos y herramientas

si

no

Revisar posición de Taps para operación

si

no

Revisión de posición de válvulas

si

no

Revisión de niveles de aceite

si

no

Revisión de temperaturas de aceite y devanados

En todas las actividades descritas, deberá cumplirse "estrictamente" con los Reglamentos de Seguridad e Higiene en el trabajo, así como el de Protección al

si

no no

Medio Ambiente vigentes.

Observaciones :


1980



Diciembre 2007


Tomo II



Guía para el llenado del formato del Anexo B para la recepción y puesta en servicio de transformadores de potencia (ejemplo) Registro calidad: _____1 _____1______ No. de Procedimiento: ST-CT-008


Tipo de Equipo


Reactor Trifásico

2 3

2 3

Fecha : ___________ _____________ Subestación Subestación : _______ _____________ Identificacion Identificacion : _______ _____________

Autotransformador

2

Marca :___________ ______________ No. Serie :_________ ______________ Potencia :_________ ______________ K.V. : ____________ ______________ Año de fabricación :_______4________

Placa de datos

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si


VERIFICACION ANTES DE LA DESCARGA DEL EQUIPO Y ACCESORIOS Desplazamientos del equipo en la plataforma

si

no


si

no


si

no


si

no

no


si

no

si

no



si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

VERIFICACIÓN DESPUÉS DE LA DESCARGA DEL EQUIPO Y ACCESORIOS Análisis de graficas del de detector de de impactos

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

Planos de mamparas

si

no


si

no


si

no


si

no


Lectura maxima registrada en posición final


Observaciones :

Realizó:____________10______________ (Nombre y Firma)

1980 Tomo II

Revisó : ___________10_____________ (Nombre y Firma)

Aprobó : ______________10___________ (Nombre y Firma)




Instrucciones para el llenado del formato de registro de datos: 1 2 3 4 5 6 7 8

Número de registro de control de calidad Se indica el tipo de equipo transformador, auto transformador o reactor Se indica si el equipo es monofásico o trifásico Datos de placa del equipo Fecha de realización de la prueba Información de la subestación Identificación del equipo Indicar “si” o “no”, se llevaron a cabo cada una de las actividades descritas y anotar los valores que se requieran 9 Se anotan las observaciones obtenidas de la prueba 10 Finalmente, se debe indicar el nombre y firma de la persona que realizó, revisó y aprobó la prueba

1980

Diciembre 2007


Tomo II

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento para la medición de impedancia a transformadores de potencia


PROCEDIMIENTO PARA LA MEDICIÓN DE IMPEDANCIA A TRANSFORMADORES DE POTENCIA


1983 Tomo II




ÍNDICE

Pág. 1 Objetivo

3

2 Alcance

3

3 Teoría general

3

3.1 Métodos de prueba

3

3.2 Cálculo de la impedancia

4

3.3 Factores que afectan la medición

6

3.4 Procedimientos de prueba

7

4 Circuitos de conexión

8

4.1 Equipo requerido

10

4.2 Cálculos de prueba

10


11

6 Bibliografía

11

Anexo A Resumen del procedimiento para la medición de impedancia

1983

13

Diciembre 2007


Tomo II


1 Objetivo

Verificar el valor de impedancia indicado en el dato de placa del equipo, con la finalidad de detectar variaciones o cambios en la geometría de los devanados. Esta medición se realiza en fábrica y es considerada como una prueba especial y no se realiza en campo. 2 Alcance La prueba de impedancia se realiza en fábrica y se aplica a transformadores, autotransformador y en reactores de potencia para determinar su reactancia. Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe contar con el criterio de protección ambiental, el cual es establecido por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma.


los devanados. Estas deformaciones pueden ocurrir después de haberse realizado las pruebas de fábrica. Las deformaciones en los devanados se producen debido a los esfuerzos mecánicos, provocados por corrientes de falla severas o por daño mecánico durante la transportación y/o instalación. Normalmente, las mediciones son efectuadas en cada fase y un cambio mayor al 3% de la impedancia de cortocircuito debe ser considerado significante. Se debe tener cuidado en el diagnóstico de los valores medidos cuando el transformador se encuentre magnetizado, como consecuencia de un corto circuito o por pruebas con corriente directa, ya que las mediciones pueden resultar afectadas. 3.1 Métodos de prueba

Existen dos métodos para la medición de impedancia en transformadores, autotransformadores y reactores de potencia. Estos son el método del wáttmetro-vóltmetroampérmetro y el método del puente de impedancia.

En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138ECOL y la especificación CFE L0000-58. 3 Teoría general

El método del wáttmetro-vóltmetro-ampérmetro se emplea para probar transformadores monofásicos y trifásicos. Este método consiste en aplicar un voltaje al devanado del cual se desea medir su impedancia, teniendo el otro devanado cortocircuitado. En fábrica el voltaje aplicado debe ser el necesario para hacer circular una corriente igual a la nominal a través del devanado. Se conecta un wáttmetro, un amperímetro y un vóltmetro en el devanado para medir la potencia, la corriente y la caída de tensión en él. Esta prueba podría realizarse utilizando una fuente de voltaje (440 V ó 220 V) de corriente alterna y ajustar la tensión por medio de un variac o un auto transformador, preferentemente regulada y sin distorsión de su forma de onda.

La impedancia de cortocircuito (%Z) de los transformadores de potencia medida se debe comparar con el valor de placa o los valores de prueba de fábrica. Cualquier diferencia entre estos valores, puede ser indicio de deformaciones en

El corto circuito en el devanado, se realiza con un conductor que soporte dicha corriente con una longitud lo más corta posible y estar completamente extendido. También debe mantenerse lejos de masas metálicas o materiales

En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata.

1983 Tomo II



magnéticos. Las conexiones deben garantizar un contacto sólido. Las recomendaciones anteriores deben ser consideradas para no inducir tensiones de impedancia, ni pérdidas adicionales en el corto circuito de medición. Deben utilizarse instrumentos de medición que midan valores medios cuadráticos verdaderos (rmc verdaderos) con precisiones de al menos 0,5%. En la medición de transformadores trifásicos, se puede emplear el método de los dos wattmetros. Sin embargo, los resultados obtenidos con este método pueden ser erróneos para las pruebas de pérdidas de carga en transformadores con bajo factor de potencia. Por lo tanto, no se recomienda el empleo de este método. El método de puente de impedancia, emplea una red eléctrica como la mostrada en la figura 1. En dicha red, se compara un voltaje producido por una corriente que circula a través del transformador bajo medición, con un voltaje de referencia que está en función con el voltaje aplicado. La comparación de voltaje se realiza ajustando una o más ramas del puente (Z1, Z2 y Z3), hasta que los voltajes entre Z2 y Z3 sean exactamente iguales en magnitud y fase. El balance de voltaje se indica mediante un detector de nulos (DET). La impedancia característica del transformador bajo medición, se calcula a partir de los valores de Z1, Z2 y Z3. Transformador baj o p rue ba

Z1 VT Z2

salida, ya que los arreglos para ajustar el balance de voltaje en el puente son dependientes de la frecuencia. En transformadores trifásicos, las mediciones de pérdidas usando una fuente trifásica se hacen conectando el puente en cada una de las fases y calculando las pérdidas para cada fase. 3.2 Cálculo de la impedancia

Para la medición con el método del wáttmetro– vóltmetro-ampérmetro, se debe cortocircuitar el devanado secundario. En el devanado primario se aplica un voltaje, el cual debe ajustarse hasta obtener una corriente en el devanado igual a la nominal. Una vez alcanzada dicha condición, se toman lecturas de voltaje, corriente y potencia con los equipos de medición instalados en el circuito de prueba. La impedancia serie del devanado primario, en ohms, se obtiene a partir de la siguiente formula: Z d =

V m I m

Ω

donde: Z d , es la impedancia medida (Ω) V m , es el voltaje medido (V) I m , es la corriente medida (A)

Para esta impedancia es necesario determinar su ángulo de defasamiento, por lo que se debe de considerar el factor de potencia en las mediciones: FP = cosθ =

DET

Z3


Pm V m I m

donde: FP , es el factor de potencia

Figura 1 Circuito básico de un puente de impedancia.

La fuente de excitación empleada en este tipo de puentes, debe tener una distorsión armónica baja y una excelente estabilidad en la frecuencia de 1983

P m , es la potencia medida (W)

Debido a que la impedancia es inductiva, el factor de potencia está retrazado. Así que el ángulo de corriente es negativo y el ángulo de impedancia θ es positivo:

Diciembre 2007


Tomo II


θ

= cos −1

corriente de prueba de manera que no se sobrecargue la fuente de alimentación y se distorsione la forma de onda. Durante la prueba puede usarse un osciloscopio para verificar lo anterior.

Pm V m I m

Por lo tanto, la impedancia es igual a: Z d =

V m / 0° I m / − θ

=

V m I m

/ θ

La impedancia serie es igual a: Z d = Req + jX eq

Para convertir la impedancia en ohms a por unidad, la impedancia medida (ZSE) debe dividir entre la impedancia base del transformador, como se muestra en la siguiente formula: Z p.u . =


Para obtener mediciones precisas, las terminales del vóltmetro deben ser conectadas directamente en las terminales del transformador para evitar caídas adicionales de tensión en los cables de corriente. Los intervalos de los instrumentos de medición deben ser escogidos de manera que las lecturas estén por encima de la mitad superior de la escala completa. La tensión y corriente deben ser medidas simultáneamente. El %Z de un transformador monofásico puede ser calculada mediante la fórmula siguiente:

Z SE Z base

⎛ 1 ⎞ ⎟ ⎝ 10 ⎠

donde:

% Z m = ⎜

Z p.u ,. es la impedancia en por unidad

⎡ ⎛ E m ⎞ ⎟⎟ ⎢ ⎜⎜ I ⎢⎣ ⎝ m ⎠

⎛ kVA r ⎞ ⎤ ⎜ ⎟ ⎜ (kV )2 ⎟ ⎥ r ⎝ ⎠ ⎥⎦

Z base , es la impedancia base del transformador

En donde:

La impedancia base del transformador es equivalente a:

%Z m , es la impedancia de corto circuito de un

transformador monofásico.

E m ,

es la tensión medida

I m ,

es la corriente medida en A

donde:

kVAr ,

es la capacidad del transformador en KVA

es el voltaje nominal del devanado energizado

kV r ,

es la tensión nominal del devanado energizado en kV

kVAr , es la potencia nominal del transformador

3.2.2 Impedancia de un transformador trifásico de dos devanados

2

Z base =

kV r

kVAr

kV r ,

El porcentaje de impedancia se obtiene a partir de: % Z = Z p.u . × 100

3.2.1 Impedancia de prueba transformador monofásico

de

un

El devanado de baja tensión del transformador es cortocircuitado con un conductor de baja impedancia. En el devanado de alta tensión se aplica un voltaje a frecuencia nominal. La tensión es ajustada hasta obtener la corriente máxima posible. Debe tenerse especial cuidado de limitar la 1983 Tomo II

En un transformador trifásico la impedancia puede ser medida utilizando una fuente monofásica sin importar la conexión de sus devanados. Las terminales del neutro, si existen, no son utilizadas. La prueba es efectuada cortocircuitando las tres terminales de línea del devanado de baja tensión y aplicando una tensión monofásica a frecuencia nominal a dos terminales del otro devanado. Es necesario tomar tres lecturas sucesivas por cada par de terminales (por ejemplo, H1 y H2, H2 y H3, H3 y H1), con la corriente de prueba ajustada al mismo nivel para cada lectura. El valor de %Z del transformador




trifásico es dado por la fórmula siguiente: E 12 + E 23 + E 31 ⎞ ⎛ kVA3r ⎞⎤ ⎛ 1 ⎞ ⎡⎛ ⎟ ⎜ ⎟⎟ ⎜⎜ ⎟ ⎢⎜ 2 ⎟⎥ 60 I ⎝ ⎠ ⎢⎣⎝ m ⎠ ⎝ (kV 1r ) ⎠⎥⎦

Z base =

8000 2 20000

= 3200

% Z t = ⎜

La impedancia en p.u. equivale a:

En donde:

Z p.u . =

%Zt , es la impedancia de corto circuito de un transformador de dos devanados.

es decir:

E 12 , E 23 , E 31 , son las tensiones medidas (V)

R p.u. = 0.012 p.u.

I m ,

es la corriente de prueba medida (A)

kVA3r , es la capacidad trifásica (KVA). kV 1r , es la tensión nominal de línea a línea de los

devanados energizados (kV).

(38.4 + j192) 3200

= 0.012 + j 0.06

X p.u. = 0.06 p.u.

La impedancia en por ciento es igual a: % Z = (0.012 + j 0.06) × 100 = 1.2 + j 6

es decir:

Ejemplo de cálculo

%R = 1.2%

Con la finalidad de ilustrar este concepto, se presenta el siguiente ejemplo práctico:

%X = 6%

Se requiere determinar la impedancia de un transformador de 33.33 MVA, 230/115/13.8kV, 60 Hz. En la prueba de corto circuito realizada en el primario se obtuvieron las siguientes mediciones:

3.3 Factores que afectan la medición

V m = 489 V I m = 2.5 A P m = 240 W

El factor de potencia es: FP =

240

(489) (2.5)

= 0.196(− )

La impedancia serie es igual a: Z d =

489 2.5

/ cos −1 0.196

Z d = 195.6/ 78.7° = 38.4 + j192Ω

Por lo tanto, la resistencia y reactancia equivalente son: R eq = 38.4 Ω X eq = 192 Ω

La impedancia base es igual a: 1983

La magnitud de la impedancia depende de la posición del tap . Esto se debe al cambio en la magnitud de la corriente de carga y del flujo disperso asociado. También existen otros factores que influyen en la magnitud de la impedancia, en los cuales se pueden explicar el origen de las variaciones en la impedancia del mismo transformador para diferentes condiciones de prueba y entre diferentes transformadores con diseño igual. Dichos factores son los siguientes: a) Diseño. Estos factores incluyen el material y las dimensiones del conductor, el diseño y arreglo del devanado, el diseño del blindaje y la selección de los materiales estructurales. b) Proceso. Estos factores incluyen la tolerancia en las dimensiones del material conductor, las dimensiones finales de los devanados completos, el montaje de las fases, las partes metálicas expuestas al flujo disperso y las variaciones en las propiedades del material conductor y otras partes metálicas. c) Temperatura. Los valores de pérdida de potencia dependen de la temperatura. La componente de pérdidas I2R incrementa con

Diciembre 2007


Tomo II


la temperatura, mientras que la componente de pérdidas debidas al flujo disperso disminuye. d) Para equipos que tienen bajos niveles de factor de potencia, se debe seleccionar adecuadamente el método de medición y los componentes adecuados para el circuito de prueba, lo cual es esencial para realizar mediciones precisas y reproducibles. El error del ángulo de fase en transformadores de instrumento, instrumentos de medición, puentes de medición y los accesorios afectan los resultados de la prueba de pérdida de potencia. 3.4 Procedimientos de prueba 3.4.1 Transformadores de dos devanados y autotransformadores

Para realizar la medición de impedancia en transformadores monofásicos de dos devanados, se debe cortocircuitar uno de los devanados y se aplica un voltaje a frecuencia nominal en el otro devanado. En fábrica el voltaje debe tener la magnitud suficiente y debe ser ajustado para hacer circular una corriente con un valor similar a la nominal del devanado energizado. Se deben tomar lecturas del wáttmetro, vóltmetro y ampérmetro simultáneamente. Si es necesario, se deben realizar las correcciones por pérdidas en las conexiones externas y en los instrumentos de medición conectados. El procedimiento de medición para transformadores trifásicos es muy similar, con la diferencia que todas las conexiones son trifásicas y se debe emplear una fuente de voltaje trifásica balanceada. Si las corrientes de línea no se pueden balancear, el valor deseado corresponde al valor rms promedio de las tres mediciones. Las mediciones en los wattmetros, vóltmetros y ampérmetros se deben realizar simultáneamente. Los autotransformadores monofásicos y trifásicos se pueden probar sin necesidad de modificar sus conexiones internas. La prueba se realiza en las 1983 Tomo II


conexiones del autotransformador. Es decir, los devanados en serie y los comunes deben tratarse como devanados independientes, es decir, no se cortocircuita y el otro se excita. Las terminales de entrada o de salida son cortocircuitadas y en las otras terminales se aplica un voltaje a frecuencia nominal. El voltaje debe ser ajustado para hacer circular una corriente de línea similar a la nominal a través del circuito de prueba. Las mediciones en los wattmetros, vóltmetros y ampérmetros se deben realizar simultáneamente. 3.4.2 Transformadores de tres devanados

En transformadores de tres devanados, ya sean monofásicos o trifásicos, se deben realizar tres mediciones de impedancia en cada par de devanados, siguiendo el mismo procedimiento que par el transformador de dos devanados. Las mediciones de impedancia Z12, Z23 y Z31 se obtienen entre los devanados 1, 2 y 3. Si las potencias de los diferentes devanados no son iguales, la corriente de prueba debe ser igual a la corriente nominal del devanado de menor potencia de los dos devanados bajo prueba. Por lo tanto, todos los datos deben convertirse a valores en por ciento y deben corregirse a la misma potencia base, de preferencia a la potencia del devanado primario. En la figura 2 se muestra la red de impedancia de los tres devanados equivalente, la cual se obtiene de las siguientes ecuaciones: Z 1 = Z 2 = Z 3 =

Z 12 − Z 23 + Z 31

2 Z 23 − Z 31 + Z 12

2 Z 31 − Z 12 + Z 23

2

= Z 12 − Z 1 = Z 31 − Z 1

donde Z12, Z23 y Z31 son las impedancias medidas entre los pares de devanados y están referidos a la misma potencia base. Estas ecuaciones involucran números complejos,



pero también pueden ser usadas para la componente de resistencia o la de reactancia de la impedancia. Las pérdidas totales de los tres devanados del transformador son equivalentes a la suma de las pérdidas en las tres ramas del circuito equivalente de la figura 2. Z2 2

Z1 1

3 Z3

Figura 2 Circuito equivalente de un transformador de tres devanados. 3.4.3 Medición de reactancias de reactores

Para la medición de la reactancia en reactores, se deben considerar los pasos anteriores, sin realizar el cortocircuito del devanado de baja tensión, dado que no existe. 3.4.4 Preparativos de la prueba

Antes de energizar el equipo bajo prueba, es necesario tomar en cuenta las siguientes consideraciones. a) Desenergizar el equipo a evaluar, o bien, si se trata de un equipo nuevo o que se encuentre en mantenimiento, debe retirarse cualquier conexión externa de la boquilla. b) Verificar que el tanque se encuentre aterrizado (en equipo nuevo o por entrar a operación). c) Verificar que el neutro se encuentre aterrizado (únicamente en equipos trifásicos). d) Colocar el cambiador de derivaciones en la posición superior, inferior y en la indicada en la placa de datos. e) Para determinar la temperatura de los devanados con suficiente precisión, se deben conocer las siguientes condiciones:


• Antes

de realizar la medición, los devanados deben estar desenergizados.

• La temperatura del líquido aislante debe

estabilizarse y la diferencia de temperatura entre las temperaturas superior e inferior del aceite no exceda 5 °C. • La

temperatura del devanado debe tomarse inmediatamente antes y después de realizar la medición. La temperatura de los devanados del transformador se obtiene del promedio de varias mediciones de temperatura hechas en los puntos más cercanos al conductor.

• En ningún caso la temperatura del aire

debe considerarse como la del devanado. f) Los conductores utilizados para realizar el cortocircuito en los devanados, debe tener una sección transversal igual o mayor a la sección transversal de la colilla del transformador. g) La frecuencia de la fuente de prueba empleada debe estar dentro del ± 0.5% del valor nominal. 4 Circuitos de conexión

La figura 3 muestra el circuito para la medición de impedancia en transformadores monofásicos. En la figura 4 se muestra el diagrama de conexión para la medición de impedancia en transformadores trifásicos, independientemente si el tipo de conexión es delta o estrella. En la figura 5 se muestra el diagrama de conexión para autotransformadores. En la figura 6 se muestra el diagrama de conexión para reactores monofásicos y trifásicos. Para realizar estas conexiones es necesario seguir los siguientes pasos. a) Conectar el ampérmetro y líneas de fuente de alimentación al equipo bajo prueba en el devanado de alta tensión b) Conectar el vóltmetro en las terminales (directamente a las boquillas) c) Conectar el wáttmetro

1983

Diciembre 2007


Tomo II


d) Conectar un interruptor de navajas, trifásico de tiro sencillo. También puede ser usado un interruptor termomagnético de características eléctricas apropiadas


e) Conectar en corto circuito el devanado de baja tensión f) Conectar el interruptor (en posición de abierto) a la fuente de alimentación

Figura 3 Circuito de conexión para un transformador monofásico

A

A

W1

V

N

Fuente de voltaje 480 V ó 220 V

B

B

H2 X 2

A W2

H3

V

N C

H1 X 1

C

A

W3

X3

Transformador bajo prue ba (pa ra cual quie r combinación ó Y)

V

N

A

Figura 4 Diagrama de conexiones para prueba a transformadores trifásicos.

1983 Tomo II




H1

H1

Y1

Y1 480 V ó 220 V

W

X1

V

480 V ó 220 V

W

V

X1

Y0

Y0 A

A

H0-X0

H0-X0

a) Primera prueba ZH-X.

b) Segunda prueba ZH-Y. H1 Y1

480 V ó 220 V

V

W

X1 Y0

A

H0-X0

c) Tercera prueba ZX-Y. Figura 5 Diagrama de conexiones para prueba a autotransformadores monofásicos.

Fuente de voltaje 480 V ó 220 V

a) Reactor monofásico.

W1

W

W2

W

W3

W

Reactor

b) Reactor trifásico con conexión en estrella.

Figura 6 Diagrama de conexión para prueba a reactores. 4.1 Equipo requerido

Para realizar la medición de impedancia se requiere el siguiente equipo: a) Fuente de alimentación (de 220 V de preferencia) b) Ampérmetro de escala múltiple

d) Autotransformador variable (variac), para prueba en TC´s e) Wáttmetro 4.2 Cálculos de prueba

Para cada tap se promedian las lecturas de los aparatos, el promedio es la base del cálculo.

c) Vóltmetro de escala apropiada a la fuente 1983

Diciembre 2007


Tomo II



Asimismo, se toman y anotan los valores de voltaje y corriente de cada uno de los taps que indica la placa de datos del equipo bajo prueba.

Una vez concluido el cálculo, se procede a comparar el valor obtenido en el tap nominal con el valor de placa.

La impedancia se obtiene mediante la Ley de Ohm:

Con la lectura del wáttmetro, se calcula la resistencia del devanado en el tap que se encuentre; este valor también se puede obtener mediante un puente de Wheatstone , sin utilizar el wáttmetro.

Z =

V

[Ω ]

I

donde:

La resistencia de corto circuito R CC se calcula mediante la siguiente ecuación:

Z , Impedancia (Ω) V , Voltaje (V)

RCC =

I , Corriente (A)

Se calcula la impedancia Z de cada uno de los tap’s con los valores promedio de voltaje y corriente que se obtuvo en las pruebas. Por comodidad, se denomina Z P como impedancia de prueba. Posteriormente, se calcula la impedancia Z de cada uno de los tap’s , con los valores de voltaje y corriente que vienen marcados en los datos de placa. A esta nueva impedancia, se le denomina impedancia de datos Z d y se calcula con la formula mostrada a continuación: Z d =

V n

P I

= Req

donde: R cc , Resistencia de corto circuito (Ω) R eq , Resistencia equivalente (Ω) P , Potencia (W) I,

Corriente (A).

Se debe aclarar que se están despreciando los siguientes conceptos: a) Pérdidas en el cobre, debidas a la corriente de excitación b) Pérdidas en el núcleo, debidas a la corriente de excitación c) Defasamiento entre circuito abierto y corto circuito (por ser centésimas de grado)

I n

donde:

d) La no linealidad magnética

Z d , Impedancia de datos (Ω)

e) Capacitancias distribuidas

V n , Voltaje nominal (V)


I n , Corriente nominal (A)

Cuando se detecta una variación mayor al ±3% en la impedancia medida con respecto a la calculada se debe investigar la causa.

Después, se calcula el porcentaje de impedancia (%Z) de acuerdo con la siguiente ecuación: % Z =

Z P × 100 Z d

6 Bibliografía

donde: %Z , % de Impedancia (%) 1983 Tomo II

Los valores obtenidos deben compararse con pruebas anteriores con la finalidad de verificar su tendencia. a) CFE K0000-06 Transformadores de potencia de 10 MVA y mayores.



b) IEEE Std. C57.12.90-2006 IEEE Standard test code for liquid immersed distribution, power y regulating transformers. c) IEEE Std. C57.125.1991 IEEE Guide for failure investigation, documentation and analysis for power transformer and shunt reactors. d) IEEE Std. C57.21-1990 IEEE Standard requirements, terminology and test code for shunt reactors rated over 500 kVA. e) Guía para el mantenimiento del transformador, M. Horning, J. Nelly, S. Myers, R. Stebbins, Transformer Maintenance Institute, 2005.

1983


f) Máquinas eléctricas, Stephen J. Chapman, Edit. Mc Graw Hill, Segunda Edición, 1993. g) Electrical power equipment maintenance and testing, Paul Gill, Ed. Pretince Hall. h) Service handbook for power transformers, ABB, January 2006. Autor de la procedimiento.

primera

versión

Ing. Héctor Vélez Mendoza, Transmisión Norte, CFE.

de

Región

este

de

Diciembre 2007


Tomo II



ANEXO A Resumen del procedimiento para la medición de impedancia. Procedimiento para la medición de impedancia ST-CT-009 En que consiste la medición Que detecta la medición

Equipo de medición

Este método consiste en aplicar un voltaje al devanado del cual se desea medir su impedancia, teniendo el otro devanado cortocircuitado. Detecta variaciones o cambios en la geometría de los devanados. Indicio de deformaciones en los devanados. Primer método: Se conecta un wáttmetro, un amperímetro y un vóltmetro en el devanado para medir la potencia, la corriente y la caída de tensión en él. Segundo método: puente de impedancia.


N/A


Normalmente, las mediciones son efectuadas en cada fase y un cambio mayor al 3% de la impedancia de cortocircuito debe ser considerado significante.

Correcciones

N/A Ecuación para transformadores monofásicos E m ⎞ ⎛ kVAr ⎞⎤ ⎛ 1 ⎞ ⎡⎛ ⎟ ⎜ ⎟ ⎢⎜ ⎟⎟ ⎜⎜ 2 ⎟⎥ 10 I ( ) ⎝ ⎠ ⎢⎣⎝ m ⎠ ⎝ kV r ⎠⎥⎦

% Z m = ⎜


En donde: %Z m , es la impedancia de corto circuito de un transformador monofásico. E m , es la tensión medida I m , es la corriente medida en A kVAr , es la capacidad del transformador en KVA kV r , es la tensión nominal del devanado energizado en kV E 12 + E 23 + E 31 ⎞ ⎛ kVA3r ⎞⎤ ⎛ 1 ⎞ ⎡⎛ ⎟ ⎜ ⎟⎟ ⎜⎜ ⎟ ⎢⎜ 2 ⎟⎥ 60 I ⎝ ⎠ ⎢⎣⎝ m ⎠ ⎝ (kV 1r ) ⎠⎥⎦

En un transformador trifásico % Z t = ⎜

En donde: %Zt , es la impedancia de corto circuito de un transformador de dos devanados. E 12 , E 23 , E 31 , son las tensiones medidas (V) I m , es la corriente de prueba medida (A) kVA3r , es la capacidad trifásica (KVA) kV 1r , es la tensión nominal de línea a línea de los devanados energizados (kV) Recomendaciones

1983 Tomo II

Se debe tener cuidado en el diagnóstico de los valores medidos cuando el transformador se encuentre magnetizado, como consecuencia de un corto circuito o por pruebas con corriente directa, ya que las mediciones pueden resultar afectadas.


SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento para la reparación de transformadores y reactores de potencia


PROCEDIMIENTO PARA LA REPARACIÓN DE TRANSFORMADORES Y REACTORES DE POTENCIA


1984 Tomo II




INDICE

Pág. 1 Objetivo

3

2 Alcance

3

3 Definiciones

3

3.1 Modernización

3

3.2 Reparación

3

4 Tipos de reparación 4.1 Aspectos generales

3

4.2 Reparación total

4

4.3 Reparación parcial

4

4.4 Reparación menor

5

5 Análisis de la falla, causa raíz y revisión del diseño

5

6 Procedimiento para definir el alcance de la reparación

5

7 Control de calidad

6

7.1 Pruebas de aceptación 8 Bibliografía

Anexo B

6 6

Anexo A Catálogo de conceptos para la reparación de transformadores

1984

3

Infraestructura mínima con la que deben cumplir los proveedores de servicios de reparación de transformadores para obtener la calificación de proveedor aprobado por el LAPEM

8 10

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Tomo II


1 Objetivo

3 Definiciones

Establecer los criterios técnicos para normalizar el proceso de reparación y/o modernización de transformadores, autotransformadores y reactores de potencia de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), para recuperar su operatividad y confiabilidad.

3.1 Modernización

2 Alcance

Este documento se aplica en transformadores y auto transformadores monofásicos y trifásicos con capacidad mayor a 1 MVA y 4.16 kV. Algunas de las consideraciones presentadas son aplicables a reparación de reactores de potencia. El término transformador se utiliza en este documento en forma indistinta para referirse a transformadores, reactores o auto transformadores. Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe cumplir con los criterios en materia de protección ambiental, el cual es establecido por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma. En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138ECOL y la especificación CFE L0000-58. 1984 Tomo II


Consiste en realizar las modificaciones necesarias del transformador e incluye el suministro de partes requeridas para su actualización tecnológica. Los requerimientos deben ser incluidos en el catálogo de conceptos de la reparación y/o modernización, ver Anexo A. 3.2 Reparación

La reparación consiste en la rehabilitación total y confiable de los daños ocasionados por una falla, sustituyendo parcial o totalmente todo lo relacionado a materiales, componentes y accesorios. 4 Tipos de reparación

De acuerdo con la guía de la CFE K0000-10, las reparaciones de transformadores, se clasifican en: a) Totales b) Parciales c) Menores 4.1 Aspectos Generales

Las reparaciones pueden llevarse a cabo por las siguientes razones: a) Recuperar los requerimientos funcionales perdidos como consecuencia de una falla permanente. b) Recuperar la confiabilidad como consecuencia de la detección de un defecto o falla incipiente. c) Modernización del equipo para: recuperar el desempeño funcional y la confiabilidad, cuando sea factible incrementar su capacidad mediante el rediseño del sistema de enfriamiento, actualizar accesorios o componentes por requerimientos operativas.

El alcance de la reparación se define mediante un previo acuerdo entre reparador y el usuario en el sitio de la reparación, realizando una inspección conjunta.



Independientemente del tipo de reparación, se debe llevar a cabo una revisión funcional de todos y cada uno de los componentes y equipos auxiliares del transformador. Esta revisión debe ser documentada por el reparador en una tabla que indique lo siguiente: a) Componente o accesorio b) Número de serie c) Estado en que se encuentra (Inspección Visual) d) Resultados de pruebas e) Nombre y firma de quien llevó a cabo las pruebas por parte del reparador f) Nombre y firma de quien revisó y/o atestiguó las pruebas por parte de la CFE o representante designado g) Fecha de revisión h) Conclusión ¿Sirve o no sirve?

Aún cuando algunos componentes no se encuentren dentro del alcance de la reparación se debe verificar la operación de los componentes siguientes: 4.1.1 Boquillas

La verificación de su estado funcional debe realizarse mediante pruebas que permitan evaluar su confiabilidad. Estas pruebas deben efectuarse en un laboratorio reconocido o en las instalaciones del reparador, atestiguadas por CFE. Cuando se realice una reparación total del equipo, deben incluirse boquillas nuevas, y efectuar las pruebas de impulso por rayo y maniobra, y potencial aplicado, al cien porciento. Las boquillas retiradas de servicio, deben ser evaluadas para determinar su estado y en su caso conservarse como refacción. 4.1.2 Cambiadores de derivación

En cambiadores de derivación con operación bajo carga, se debe realizar una inspección visual y una revisión para verificar el estado de sus contactos y el estado físico del tanque, incluyendo soldaduras. Si el número de operaciones se encuentra cerca del límite establecido, el historial 1984


de operación del cambiador debe ser revisado y debe incluirse su mantenimiento preventivo. Es responsabilidad del reparador en cualquier tipo de reparación, incluir los trabajos y materiales necesarios para el mantenimiento menor del cambiador de derivaciones bajo carga, dentro del alcance del suministro, el cual incluye: la limpieza del ruptor, el cambio de aceite y asegurar la estanqueidad del compartimiento. En todos los casos, el reparador es responsable del almacenamiento adecuado de los componentes del transformador en reparación. Todos los componentes deben estar en un mismo lugar cerrado y perfectamente identificados, de acuerdo con el transformador al que corresponden. 4.2 Reparación total

Esta reparación se aplica a: transformadores con 20 ó más años de servicio al momento de la falla, cuando la causa raíz de la falla tiene relación con el diseño, cuando existen condiciones críticas de servicio ó cuando las consecuencias de la falla no permiten una reparación parcial o confiable. El alcance de esta reparación comprende el reemplazo completo de todos los devanados y también incluye también todos los trabajos generales relacionados con esta actividad. Cuando se requiera, se debe incluir la revisión y reparación total o parcial del núcleo. Cada accesorio y componente del transformador debe ser probado, evaluado y dictaminado, con el fin de determinar el grado de confiabilidad del mismo. La reparación total es evaluada mediante el conjunto de pruebas completas, indicadas en la especificación correspondiente (CFE K0000-10, CFE K0000-06, CFE K0000-13 ó CFE Y1000-03). 4.3 Reparación parcial 4.3.1 Sustitución de una fase completa

Esta reparación comprende la reposición del devanado completo de una fase (alta y baja).

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Tomo II



4.3.2 Sustitución de un devanado

k) Pintura exterior

Esta reparación comprende la reposición de uno de los devanados de una fase (alta o baja). La reparación considera todos los trabajos relacionados con la reposición del devanado dañado.

l) Relevador de Buchholz

En la reparación parcial y total se incluyen todos los trabajos generales relacionados con esta actividad:

o) Indicadores de temperatura

•

Desensamble

•

Limpieza del núcleo y devanados

•

Llenado del tanque con aceite

•

Ensamble externo

•

•

•

Pruebas de rutina establecidas en las especificaciones que apliquen, según sea el caso Cambio de todos los aislamientos sólidos (papel, cartón, entre otros) Impregnación con aceite nuevo y cambio de empaques

4.4 Reparación menor 4.4.1 Reparaciones menores internas

En esta reparación se consideran los trabajos de rehabilitación, sustitución de partes y accesorios externos y que normalmente se realizan en sitio. Estas reparaciones implican el cambio de los componentes y accesorios siguientes: a) Boquillas b) Conectores de boquillas c) Radiadores y enfriadores

m) Sistema de conservación de aceite (Inertaire o por bolsa COPS ) n) Indicadores de nivel de aceite p) Relevadores de presión súbita q) Cambio del depósito de sílica gel 5 Análisis de la falla, causa raíz y revisión del diseño

En el análisis de la causa de falla se determina la causa raíz y en el alcance de la reparación. La causa puede deberse a defectos relacionados con el diseño, la manufactura, la instalación, la puesta en servicio, la operación y el mantenimiento del equipo. Cuando se presenta la falla de un transformador en un tiempo menor a cinco años, o cuando no hay evidencias de condiciones de servicios anormales, la revisión del diseño es un requisito fundamental para determinar la causa y el alcance de la reparación. Por otra parte, la reparación de transformadores adquiridos con especificaciones no vigentes (obsoletas) requiere de la revisión de diseño. Esto con la finalidad de garantizar la confiabilidad de la reparación del transformador y que cumpla con las especificaciones vigentes. 6 Procedimiento para definir el alcance de la reparación

d) Motobombas

El procedimiento para definir el alcance de la reparación es el siguiente:

e) Moto ventiladores

a) Identificar:

f) Mecanismos y cambiadores de derivación g) Válvulas h) Gabinete de control i) Dispositivos de protección y medición

•

La causa raíz de la falla

•

La magnitud de los daños

•

El riesgo de la falla de componentes o materiales expuestos a la condición de la falla

j) Fugas de aceite 1984 Tomo II



•

•

•

Componentes que por deterioro en la operación u obsolescencia requieren reemplazo Modificaciones necesarias de acuerdo con el resultado de la revisión del diseño Necesidades de modernización y/o aumento de la capacidad del transformador

b) Definir el catálogo de conceptos, de acuerdo con el Anexo A. Cuando se requiera efectuar una reparación menor, se elabora un catálogo de conceptos específicos, de acuerdo con las partes por rehabilitar o sustituir. c) El reparador determina los costos por concepto. d) La CFE evalúa las propuestas con base en los costos proporcionados y además considera el cumplimiento con el tiempo de entrega requerido por CFE. e) La CFE asigna los trabajos de reparación al reparador que tenga la propuesta solvente más económica y acorde a los requerimientos de reparación. f) El transformador se envía a la fábrica o taller de reparación para ser desensamblado. Se lleva a cabos la revisión del diseño y de las pruebas a los componentes, materiales y equipos auxiliares del transformador, de manera que el alcance es revisado y ratificado por escrito en una minuta.


según corresponda, con la excepción de que las pruebas dieléctricas de impulso por rayo y maniobra, y potencial aplicado, inducido deben realizarse al 85% del valor establecido en estas especificaciones, cuando se utilizan boquillas usadas. El nivel de descargas parciales en la fase reparada debe ser de acuerdo con la especificación de referencia de la CFE. No se aceptan propuestas con valores diferentes a los establecidos. 7.1.3 Reparaciones menores

Las pruebas para este tipo de reparaciones serán definidas en la junta de aclaraciones. 7.1.4 Accesorios y Componentes Todos los accesorios y componentes suministrados por el reparador dentro del alcance del contrato deben cumplir con lo establecido en las especificaciones, CFE K0000-10, CFE K000006, CFE K0000-13 ó CFE Y1000-03 según corresponda. 7.1.5 Contenido de Bifenilos Policlorados

La CFE debe efectuar el análisis de bifenilos policlorados en el transformador sujeto a reparación en un laboratorio, debiendo cumplir con lo establecido en la norma NOM-123-ECOL. 7.1.6 Aceite Aislante

Cuando en el alcance de suministro se incluya el aceite aislante para operación, debe cumplirse con lo establecido en la norma NMX-J-123-ANCE y la especificación CFE D3100-19.

7 Control de Calidad 7.1 Pruebas de Aceptación 7.1.1 Reparaciones totales

Las pruebas de aceptación deben cumplir con el 100% de las pruebas establecidas en las especificaciones CFE K0000-10, CFE K0000-06, CFE K0000-13 ó CFE Y1000-03 según corresponda. 7.1.2 Reparaciones parciales

Estas pruebas deben realizarse de acuerdo con lo indicado en las especificaciones CFE K0000-10, CFE K0000-06, CFE K0000-13 ó CFE Y1000-03, 1984

8 Bibliografía

a) NRF-001-2001; Empaque, Embalaje, Embarque, Transporte, Descarga, Recepción y Almacenamiento de Bienes y Muebles Adquiridos por CFE. b) CFE D3100-19 Aceite Aislante. c) CFE K0000-06-; Transformadores de potencia de 10 MVA y mayores. d) CFE K0000-10 Guía de reparación de transformadores de potencia.

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e) CFE 53000-95 Especificación Boquillas de alta tensión de 7.2 a 420 kV, CFE. f) CFE K0000-13-; Transformadores de potencia para subestaciones de distribución. g) CFE Y1000-03 Especificación Reactores de potencia, CFE. h) NMX-J-123/ANCE-1999; Productos Eléctricos – Transformadores – Aceites Minerales Aislantes para Transformadores – Parte 1.

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Anexo A Catálogo de conceptos para la reparación de transformadores No.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

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Descripción Unidad Cantidad Reparación total. Suministro de todos los Pza. devanados de AT y BT. Reparación Parcial. Suministro de todos los Pza. devanados de una fase, para el caso de transformadores trifásicos. Pza. Reparación Parcial. Suministro devanado de AT. . Suministro devanado de BT Pza. Reparación Parcial Suministro del devanado terciario Pza. Trabajos generales de acuerdo con 5.2 a) Lote Pruebas de aceptación conforme a la especificación Lote aplicable Actividades necesarias previas y posteriores a la ejecución de la prueba de corto circuito en el taller y Lote en laboratorio de pruebas Prueba de corto circuito Lote Reparación del núcleo Kg. Modificación de tapa del tanque para colocación de boquilla y conectar exteriormente entre el núcleo a Lote tierra Sistema de radiadores completo Jgo. Radiador Pza. Válvulas de radiador Pza. Boquilla de alta tensión Pza. Boquilla de baja tensión Pza. Boquilla del terciario Pza. Boquilla de neutro Pza. Cambiador de derivaciones bajo carga (definir el alcance de suministro y/o actualización), de acuerdo Pza. con la cláusula 4.1.2 de esta especificación Mantenimiento mayor del cambiador de derivaciones Lote bajo carga, de acuerdo con el manual del fabricante Cambiador de derivaciones p/operación Pza. desenergizado en alta tensión Transporte (sitio-taller-sitio) con maniobras de carga, incluyendo el desarmado en el sitio origen y la Lote preparación para el transporte de acuerdo con la NRF-001-CFE

PU

P. Total

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Anexo A Continuación… No.

23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46

Descripción Armado, secado, llenado con aceite y pruebas de puesta en servicio Aceite aislante Transporte (taller-laboratorio-taller) con maniobras de descarga; para la prueba de corto circuito de acuerdo con la NRF-001-CFE Sistema de preservación ( COPS ) incluye contenedor de material desecador (indicar si se requiere autoregenerable) Indicador de temperatura de devanados con 3 ó 4 contactos de alarma (indicar si son requeridas salidas a SCADA) Indicador de temperatura de aceite (indicar si son requeridas salidas a SCADA) Indicador de nivel de aceite (indicar si son requeridas salidas a SCADA) Válvula de sobrepresión (indicar si es requerida con guarda rotatoria para canalizar el derrame de aceite). Incluye adaptación y suministro Relevador Buchholz Adaptación y suministro de válvulas en extremos del relevador Buchholz Gabinete de control de acuerdo con la especificación aplicable Moto ventiladores Manovacuómetro Bombas para circulación forzada de aceite Bases para apartarrayos Conectores para boquillas de alta y baja tensión, terciario y neutro TC de neutro (X0) TC de imagen térmica (X 2) TC para protección y medición Alambrado de fuerza y control Reparación del tanque del transformador, incluyendo pintura interior y exterior de acuerdo con CFE D8500-02 Reparación de los radiadores, incluyendo pintura exterior de acerado a CFE D8500-01 y CFE D8500-02 Equipo inertaire Contenedor de material desecador (indicar si se requiere autoregenerable)

Unidad

Cantidad

PU

P. Total

Lote Litro Lote Jgo. Pza. Pza. Pza. Pza. Pza. Jgo. Lote Pza. Pza. Pza. Pza. Pza. Pza. Pza. Pza. Lote Lote Lote Pza. Pza.

NOTA: Todos los componentes y accesorios deben cumplir lo indicado en las especificaciones CFE K0000-10, CFE K0000-06, CFE K0000-13 y CFE Y1000-03, según corresponda. 1984 Tomo II




Anexo B Infraestructura mínima con la que deben cumplir los proveedores de servicios de reparación de transformadores para obtener la calificación de proveedor aprobado por el LAPEM B.1 Infraestructura para la construcción de los devanados

Forradora de conductores (de preferencia) Devanadoras manuales para la fabricación de bobinas cilíndricas Devanadoras para la fabricación de bobinas para transformadores acorazados Corte y sustitución de aislamientos Horno para secado de devanados Equipo mecánico e hidráulico diverso para dimensionamiento de bobinas y fases B.2 Infraestructura para la construcción de tanques y estructura de fijación del núcleo y devanados. (Los trabajos relacionados con este proceso pueden ser subcontratados a terceros que cuenten con la infraestructura indicada)

Cizallas para corte de lámina y placa de acero Sierra-cinta para cortes de perfiles Equipos de corte de oxiacetileno Taladros radiales y de columna Prensa de cortina para doblar paredes y partes del tanque Cabina para limpieza y granallado de tanques Roladora de placa de acero Soldadoras eléctricas para electrodo revestido Equipo diverso para ensamble y rehabilitación de tanques Estación para prueba hidrostática y fugas B.3 Infraestructura para la construcción de núcleos

Cizalla para el corte de acero al silicio Prensas para la sujeción de núcleos y paquetes de laminaciones Equipo para almacenamiento y manejo de acero al silicio cortado Equipo diverso para deslaminado y laminado de núcleos Bases y soportes estructurales para la información del núcleo B.4 Infraestructura para la adaptación y ensamble de aislamientos

Equipo diverso de carpintería (sierra de disco y de cinta, canteadoras, cepillos, taladros, entre otros) 1984

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Tomo II



B.5 Infraestructura para el manejo y rehabilitación de radiadores

Equipo de soldadura Equipo para manejo de radiadores Equipos para limpieza y rehabilitación de radiadores Caseta con cortina de agua para pintar radiadores (Los trabajos relacionados con este proceso pueden ser subcontratados a terceros que cuenten con la infraestructura indicada) B.6 Infraestructura para el ensamble final

Equipo para secado de fases, devanados y aislamientos Plataformas y equipo diverso para el ensamble del núcleo y devanados Línea de ensamble para operaciones de entancado, conexiones, ensamble de accesorios, radiadores y boquillas Equipo para impregnación del conjunto de bobinas Bomba de vacío con a capacidad que garantice el requerimiento de secado establecido en las especificaciones de CFE K0000-06, CFE K0000-13 ó CFE Y1000-03, según corresponda B.7 Infraestructura para la aplicación de recubrimientos (tanto interno como externo) B.8 Infraestructura para proceso y almacenamiento de aceites

Sistema para el manejo de aceites Tanques de almacenamiento para aceite nuevo, utilizado y de pruebas B.9 Infraestructura para manejo de materiales, componentes, tanques y radiadores

Montacargas Grúas Polipastos B.10 Infraestructura para el almacenamiento

Área de almacén cerrada para equipo nuevo Área de almacén cerrada de equipo utilizado (componentes de transformadores que se encuentran en proceso de reparación) B.11 Infraestructura de pruebas

Equipo para: Resistencia de aislamiento Factor de potencia de aislamiento 1984 Tomo II




Relación de transformación Rigidez dieléctrica del aceite Resistencia óhmica de devanados Pérdidas en vacío y debidas a la carga Impedancia Elevación de temperatura Impulso de rayo o maniobra Transformadores para potencial aplicado Transformadores para potencial inducido Descargas parciales (carga aparente) Nivel de ruido Nivel de vibración (aplicable a reactores) Hermeticidad Cromatografía de gases Partículas en aceite Respuesta a la frecuencia La infraestructura y recursos de pruebas pueden ser subcontratados a terceros.

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Tomo II

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento de pruebas a boquillas


PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS A BOQUILLAS


1985 Tomo II




ÍNDICE

Pág. 1 Objetivo

3

2 Alcance

3

3 Aspectos de construcción de boquillas

3

4 Métodos de medición

4

4.1 Medición de la capacitancia en C1

5


5

4.3 Medición con collar caliente

5

4.4 Medición con collar caliente múltiple

6

4.5 Prueba de hidrofóbisidad

6

5 Interpretación de resultados

7

6 Recomendaciones

8

7 Formatos de prueba

8

Anexo A Formato de datos de prueba Anexo B Resumen del procedimiento de pruebas a boquillas

1985

9 12

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Tomo II


1 Objetivo

Este procedimiento describe las mediciones realizadas en sitio por la CFE, para la determinar el estado de las boquillas de transformadores, autotransformadores y reactores de potencia. En el procedimiento se describen los aspectos de construcción, pruebas y diagramas de conexión e interpretación de resultados. 2 Alcance Este procedimiento aplica a boquillas Clase 69 kV y superiores instaladas en transformadores, autotransformadores y reactores de potencia de hasta 400 kV. Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe contar con el criterio de protección ambiental, el cual es establecido por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma. En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte Parte activa (núcleo) - OIP papel impregnado en aceite - RBP papel devanado con resina - RIP papel impregnado en resina

Colilla - Aceite-papel - Gas - Resina e óxica


del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138ECOL y la especificación CFE L0000-58. 3 Aspectos de construcción de boquillas Las boquillas son dispositivos que aíslan un conductor y permiten llevar una corriente a través de una pared conectada a tierra, como por ejemplo el tanque de un transformador, de un interruptor o de una subestación aislada en SF6. Actualmente existen diferentes tecnologías para la fabricación de boquillas. Éstas difieren en la forma y el tipo de material utilizado para la fabricación de las diferentes partes que la integran, y consisten básicamente de los siguientes ensambles: conductor central, aislamiento principal, aislamiento secundario, envolvente y colilla. Para cada uno ellos, se presentan los materiales que pueden utilizarse en su fabricación, ver figura 1. Aislamiento secundario - Aceite - Gas - Relleno de material seco

Aislador externo - Porcelana - Aislamiento compuesto (hule silicón)

Figura 1 Ensambles principales de una boquilla y materiales utilizados en su construcción. 1985 Tomo II



Un aspecto importante en el diseño y construcción de una boquilla es la forma de graduar el campo eléctrico, en la zona de la brida de montaje que está conectada a tierra. Lo anterior se logra utilizando capacitores cilíndricos concéntricos entre sí. Esta graduación de campo tiene como objetivo, aliviar la concentración de líneas de campo en la zona donde existe el mayor nivel de tensión cercano a un punto de tierra. Tap capacitivo de voltaje


finalidad de brindar una adecuada operación y mantenimiento, También es necesario conocer las pruebas eléctricas para evaluar su aislamiento. En términos generales, para voltajes menores de 34.5 kV, se utilizan boquillas del tipo sólido. Para voltajes hasta 69 kV, se utilizan boquillas que tienen como aislamiento aceite o compound . Para voltajes de 69 kV y mayores se utilizan boquillas del tipo capacitor llenas de aceite o sólidas.

Éste permite medir y diagnosticar la graduación capacitiva, aunque en operación normal está normalmente conectado a tierra. Dicha conexión se realiza de manera externa a través del tapón del tap capacitivo . Algunas de estas mediciones pueden ser: la medición de capacitancia, factor de potencia y descargas parciales. El tap capacitivo de la boquilla está localizado en la brida de sujeción. Ver figura 2.

Tap capacitivo

Tap de voltaje

Figura 2 Boquillas con tap capacitivo y de voltaje.

Figura 3 Identificación de capacitancias C1 y C2. 4 Métodos de medición

El valor típico de capacitancia entre el conductor de alta tensión y la terminal del tap capacitivo, es del orden de 400 pF y se conoce como C 1: La capacitancia entre la terminal del tap capacitivo y la referencia de tierra de la boquilla se conoce como C 2 y tiene un valor del orden de 2000 pF, como se muestra en la figura 3.

La finalidad de la medición de factor de potencia consiste en detectar el deterioro de la graduación capacitiva de la boquilla, que se manifiesta en un incremento en el valor de la capacitancia nominal, así como también de las pérdidas del sistema dieléctrico (papel-aceite) de la boquilla. Para realizar estas mediciones se utiliza un medidor de factor de potencia los cuales se describen en uno de los anexos del procedimiento de factor de potencia ST-CT-002.

El usuario debe estar familiarizado con la función, diseño, construcción de las boquillas con la

Las mediciones de factor de potencia en sitio que se aplican a boquillas son:

Capacitancias de una boquilla

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Esta medición permite determinar la capacitancia entre el conductor principal y el tap capacitivo de la boquilla. El valor obtenido se compara con el valor indicado en la placa de datos o con el valor inicial de puesta en servicio, si la medición indica una diferencia del 5% se deberá investigar la causa, con una diferencia del 10% se debe retirar de servicio e investigar la causa.

Esta medición permite determinar la capacitancia entre el tap capacitivo y la brida de la boquilla, como se observa en la figura 5 Cuando sea posible realizar esta medición, se debe aplicar una tensión máxima de 1000 V. Se recomienda realizar la medición a 500 V, el valor obtenido se compara con el valor de la capacitancia del valor de placa o de mediciones anteriores. Este valor también es utilizado en mediciones futuras realizadas a la misma tensión de medición.

El valor aceptable del factor de potencia para C 1 es del 0.5% corregido a una temperatura de 20°C. Para investigar la causa de posibles desviaciones en los valores de esta medición se recomienda realizar pruebas adicionales de laboratorio tales como: cromatografía de gases, pruebas físicoquímicas al aceite medición de descargas parciales, impulso, líquidos penetrantes, etc. En boquillas de más de 35 años de operación, se utilizó también un tap de voltaje, ver figura 4 que se conecta al penúltimo capacitor y permite medir el voltaje de línea. Generalmente, este tap tiene aceite aislante independiente al que utiliza internamente la boquilla, como medio aislante. Para boquillas que cuentan con éste tap de potencial (por ejemplo boquillas Mitsubishi) se debe de tener cuidado de no confundir este tap con el tap capacitivo.

Figura 5 Medición de la capacitancia C2. 4.3 Medición con collar caliente

Esta medición se debe realizar a boquillas llenas de aceite o compound y el collar caliente se coloca en el primer faldón superior, observándose así en la figura 6. Con esta medición se verifica el nivel de aceite, humedad interna, así como fisuras del aislamiento externo (tracking ). Los valores obtenidos en la medición deben ser ≤ 0.1 W a 10 kV. Si al realizar la medición los resultados se encuentran fuera del rango de aceptación, se debe realizar la medición con collar caliente múltiple.

Figura 4 Medición de C1. 1985 Tomo II




4.5 Prueba de hidrofóbisidad

Esta prueba se aplica a boquillas con aislamiento polimérico con la finalidad de verificar el estado del aislamiento externo y su nivel de contaminación.

Figura 6 Medición con collar caliente. 4.4 Medición con collar caliente múltiple

Esta medición se realiza a boquillas llenas de aceite o compound y se realiza colocando el collar faldón por faldón con la finalidad de determinar humedad interna, así como fisuras del aislamiento externo (tracking ). Ver figura 7. Las mediciones descritas anteriormente son las más comunes para determinar el estado de las boquillas.

La superficie de la porcelana es relativamente repelente al agua o hidrofóbica, cuando se encuentra limpia. La hidrofobicidad es la propiedad de un material de evitar la formación de películas de agua. Cuando un material hidrofóbico se moja, se forman gotas de agua y de esta manera, se evita que se extienda por toda la superficie. La hidrofobicidad de un material se mide de acuerdo con el ángulo que forma una gota de agua pequeña, al depositarse en la superficie. Cuando el ángulo es menor a 90°, el material NO es hidrofóbico. Cuando el ángulo que forma la gota excede 90°, el material es hidrofóbico. La figura 8 muestra el ejemplo de una porcelana hidrofóbica y una NO hidrofóbica. No hidrofóbico

hidrofóbico α>90

α<90

agua Porcelana

Figura 8 Ejemplo de medición de hidrofobicidad.

La hidrofobicidad es muy importante para determinar el comportamiento del aislamiento, en condiciones de alta humedad o lluvia, pues de eso depende que se formen o no películas de humedad que conducen la electricidad y pueden provocar un flameo por arrastre en la superficie de la boquilla. Para mantener la hidrofobicidad se recurre a técnicas de lavado en vivo, o a la aplicación de recubrimientos hidrofóbicos, como hule de silicón curado en frío o grasa de silicón figura 9. Figura 7 Medición con collar caliente múltiple. 1985

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Porcelana limpia hidrofóbica


Hule silicón limpio hidrofóbico

Porcelana contaminada no

Hule silicón contaminado

hidrofóbica

hidrofóbico

Figura 9 Comparación de hidrofobicidad entre porcelana y hule de silicón, antes y después de contaminación. 5 Interpretación de resultados

El factor de potencia para las boquillas del tipo condensador, se corrige a 20 ºC y es generalmente del orden del 0.5%. Las boquillas que presenta un incremento en los valores de factor de potencia pude deberse a problemas de contaminación o deterioro del aislamiento. Los valores de capacitancia para este tipo de boquillas deben estar entre el 5% y 10% del valor nominal indicado en la placa, el cual depende del número total de capas del condensador: Un incremento en los valores de capacitancia indica la posibilidad de que las capas de condensador estén en corto circuito; un decremento en el valor de la capacitancia indica la posibilidad de que haya un cable de tierra con falso contacto ó una conexión de prueba deficiente. En las mediciones con collar caliente simple, las pérdidas medidas deben ser menores o iguales a 1985 Tomo II

0.1 Watt. Si la corriente o las pérdidas en Watts tienen un incremento apreciable con respecto a lo normal, entonces se realiza una segunda medición después de mover el collar un faldón hacia abajo, hasta determinar que tan abajo ha progresado la falla. Cuando las pérdidas están entre 0.11 y 0.3 Watts se le da a la boquilla un rango de Investigar “I ”. Cuando las pérdidas sean superiores a 0.5 Watts con el collar en el faldón de arriba, y cuando el collar se encuentra en el segundo faldón y los valores son menores o iguales a 0.1 Watt es posible que exista un defecto en la cubierta de la porcelana. Los valores medidos de factor de potencia deben ser corregidos a una temperatura de 20 °C. En cuanto a los resultados de medición se pueden tomar como referencia los valores indicados en la tabla 1.



Tabla 1 Valores de referencia de factor de potencia en boquillas Factor de potencia Valores obtenidos kV Prueba 0.05 a 9 mW 2.5 9 a 19 mW 2.5 Mayor de 19 mW 2.5 0.01 a 0.15 mW 10 0.15 a 0.30 mW 10 Mayor de 0.30 mW 10


e) Service handbook for power transformers, ABB, January 2006.

Condición Bueno Investigar Retirar Bueno Investigar Retirar

6 Recomendaciones

Para obtener resultados confiables en mediciones de aislamiento a boquillas, se recomienda la limpieza de porcelana. Se debe verificar la operación y cables del equipo medición, con la finalidad de evitar errores en las mediciones. En mediciones con collar caliente de factor de potencia, se recomienda que los collares no coincidan con uniones de porcelana, con la finalidad de evitar pérdidas excesivas que conduzcan a resultados erróneos. Se recomienda al personal que efectúa las mediciones en sitio, que además de registrar los resultados en el formato de datos de prueba del Anexo A, dibuje el diagrama de conexiones de cada una de las mediciones realizadas. 7 Bibliografía

a) CFE 53000-95 Boquillas de alta tensión de 7.2 a 420 kV, CFE, Julio 2006. b) Facilities Engineering Branco Denver Office Denver, Colorado, Testing and maintenance of high voltage bushings, Volume 3-2, August 2000. c) Guía para el mantenimiento del transformador, M. Horning, J. Nelly, S. Myers, R. Stebbins, Transformer Maintenance Institute, 2005. d) Electrical power equipment maintenance and testing, Paul Gill, Ed. Pretince Hall. 1985

Diciembre 2007


Tomo II



Anexo A Formato de datos de prueba 2 0 0 T C T S


o d a : m r a a : : . h g : . l a o S c r T . e . l a O F P P F

: o : t d n e a i d i m l i a d C e e c d o r o r P t e s d i g . e o R N


n ó i o x e d a n o l o o b a d d u a C c a i i a l a n e e b i g l s v d 2 u ó o u / r l l o L S N 1 B o p t i a T m i l C & a b e u r P : s e n o : : : i o c e i t a v : e d d n i t a t e l n i a i e o e c n a v C b R A m e . D A . p . m . p u m p H e m e T m e T % T


Y Y




a m i t l Ú


o d a b o r p A

o d a z a h c e R

. S . P


a C m ° i t 0 l Ú 2

n n ó ó i i s s o i n n e e r a T T i a a j c t l a r e A B T

a i . C c n S . ° e P 0 t 2 o p e d r o t a C c r a r ° F o 0 2 C %


V V V k k k

s a l l i u q o B

r s o e t o o a g n n n l i e e a t o i i c m u M s e i v = d l a B = n n i I o s B M = I C A

: ó b o r p A

o d o M

W m

N Ó I S I

M S N A R A T 2 E 0 0 - a D T e r N C T b Ó I S u C S C E R I D B U S

A A A V V V M M M

s t t a W

o c i s á f i r T

e i r e S . o N

: a a a : o i n c i ó i : v c o r a t : e n r n S e b ó i i : i n l m P a i c e o C c M : a a c t d e n I e i i a r s e E r b d z e e a u i . : S l a V i a F a v t h n c . P h I r o o : : : U c c . e a m n F e o ñ Z Z Z ó u ñ F N M A A % i % % N c i d e M e d o o p i p i T u q E

1985 Tomo II


a c r a M

: o i r : a i : : a : . . c . r f r T T u . . e n t e A B T a l e : . . . c n d m m m e : e s o o o A s p a n n n m a T V V V o V l N M C # k k k


V k e n 0 d ó 1 a i c r s i u s e t d t a c e l n l e e i l L m u a v q i o u b q a e A a s m b a r e u t u r c P e L s r e o r d e a c p l i p m i t a l i l u i M M e n d ó i a c r i u t d c e e m L a b e u r P



: a b e u r p a m : i t e l : i ú o : r l e a a e c S h d r . A L I U Q O B c o a o L e M M N F

: ó s i v e R

V k o d o M

d d d d d d d d d d d d d d d d n T n n T n n T n n T n n T n n T n n n n n u S u u S u u S u u S u u S u u S u u u u u o r U o r o r U o r o r U o r o r U o r o r U o r o r U o r o r o r o r o r G G G G G G G G G G G G G G G G



A B E U R P

s r r r r r r r r r r a 1 2 l a a 1 2 l a a 1 2 l a a l a l a l a e l l l l n l l 1 2 l l 1 2 l l 1 2 l l l l o o C C o C C o C C o C C o C C o C C o o o o i C C C C C C C C C C c a v r 0 e 1 2 3 1 2 3 1 2 3 X s 0 X X X Y Y Y b H H H H O

: ó z i l a e R




Instrucciones para el llenado del formato de datos de prueba del procedimiento de pruebas a boquillas 2 0 0 1 T C T S

: o : t d n e a i d i m l a i C d e e c o d r o P r t e s i d g . e o R N

2

o j a b 7 7 a r T e d n e d o r d O a m : a r a : : . h g : . l a o . l T . c e r S a O F P P F 6


2

N Ó I S I M S N A R A T 2 E 0 0 - a D T e r N C - b T Ó u I S S C C E R I D B U S

2


6

Δ Δ Δ

6 6 6


n ó ) i o x p e d m a n o l A o o ( a d d b C 1 1 a c a l a u e 2 2 2 i i a e e b n i Y Y t g l s v n 1 1 1 u d ó o u 2 e / r l l S i o 1 B L p r o N r t i a o T C m i l C & a 6 6 6 6 b e u n n r ó ó i P i s s : o s n n e i r e e T a n T i c o : : a r : a i j t a o e c l a e : d i t i v A B T e d n t i a t e n i l a e n o e c a v C b R A e m . D A . p s . . o p m u m p ) d m H e V a e T m k e n T ( % T a e 2 2 2 v j 1 1 1 e a t d 3 l o s V V V o V k k k d e d r o 3 d 1 a 5 5 5 m r o f s n a r 0 5 T A A A 1 0 1 V V 5 V 0 M M M 1 5 5

o c i s á f i r T

5

5

5

e i r e 2 2 S 2 . 1 1 1 o N

: a a a : o i n c i ó : i v o r c t a n : e r n S e b ó i i : i n 5 5 5 l m P c e a i o C : a a M c t d e c e i n I i a r s e r b z d V E i e a e . : S l u i a a v a F t P h I n c r . o o : : : U c h c . a m e e o n F ñ Z Z Z ó u ñ F N M A A % i % % N c i d 3 e M e d o 2 2 2 o p i p i T 1 1 1 u q E

4

1985

n ó i c a c i r 2 2 2 b 1 1 1 a F o ñ A

8 8 8

r s o a e t o o g n n n l e e a i t o i i s c u M e i m = v d l a B = n n i s I M B o = I C A


5

5


s t t a W

a b e u r P 9

a m i t l Ú

8 2

. S . P

7 2

l a u t c A

6 2

a C ° m i t 0 l Ú 2

4 2

. ° C S . P 0 2

4 2

a C r r ° o 0 C 2

3 2

o d o M

2 2

W m

1 2


0 2

V k e n 0 d ó 1 a i c r s i u s e t d a t e c n l l e e i l L m u a v q i o b u q a e A s a a m b r e u t u c r e P L s r e o r d e a c p l i p m i t a l i l u i M M e n d ó i a c r i u d t c e e m L

5 5 5

5


9 9

a c r 2 2 2 a 1 1 1 : a M b e : u r o i p r : a a i : : a : . . r c . r f m i u n T t . T . e t l : e A B T a ú l e . . . : i e : c a r o : n d m m m l a e h e : e s o o o e S c A s p e a n n n d c r . A m L L I U Q O B F a T V V V o a o o V l N M C # k k k M M N

1 3

o d a b o r p A

o d a z a h c e R

: ó b o r p A

0 3


8 1

: ó s i v e R

7 1

6 1

5 1



A B E U R P

1 3


9 1

V k o d o M


9 2

a m r i f 2 y e 3 r b m o N

4 1

r r r r r r r r r r a a a a a a a a l a a l l 1 2 l l 1 2 l l 1 2 l l 1 2 l l 1 2 l l 1 2 l l l l l l l o C C o C C o C C o C C o C C o C C o o o o C C C C C C C C C C 1

H

2

H

3

H

1

X

2

X

3

X

0

1 2 3 X 0 Y Y Y H


: ó z i l a e R

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Tomo II



Instrucciones para el llenado del formato de registro de datos: 1 2 3 4 5

Número de registro de control de calidad Información de la gerencia, subárea y subestación donde se encuentra el equipo Se indica si el equipo es monofásico o trifásico Nomenclatura del equipo de acuerdo con el manual de operación del CENACE. Datos técnicos del equipo, en el caso de reactores, transformadores de instrumento, apartarrayos y cables se llenarán los datos que apliquen. 6 Condiciones de la medición y climatológicas 7 Orden de trabajo y fecha de realización de la medición 8 Si la causa de la prueba es programado por mantenimiento, por puesta en servicio o por salida o disparo del equipo (para confirmar que el equipo no esté fallado), en caso de disparo o salida se deberá de ampliar y aclarar la información en el punto 30 Observaciones 9 Datos del equipo de medición 10 Información de calibración del equipo de medición y número de inventario EIMP 11 En el caso de transformadores trifásicos, el tipo de conexiones en los diferentes devanados 12 Datos técnicos de las boquillas del equipo, estos datos solo serán llenados en los casos donde aplique 13 Se indica la fecha de la última prueba 14 Se indica el número de serie de la boquilla bajo prueba 15 Se indica el voltaje al cual se realizó la medición 16 Se indica la lectura de la medición para miliAmperes 17 Se indica el multiplicador 18 Se indica la lectura en miliAmperes 19 Se indica Indicar la lectura de la medición para miliWatts 20 Se indica el multiplicador 21 Se indica la lectura en miliWatts 22 Se indica el modo de prueba 23 Se indica el valor medido del porciento de factor de potencia corregido a 20 °C 24 Se indica el valor en % del factor de potencia medido y corregido a 20 °C durante la puesta en servicio 25 Se indica el valor de porciento de factor de potencia corregido a 20 °C medido en la última prueba 26 Se indica el valor medido de capacitancia 27 Se indica el valor de capacitancia medido durante la puesta en servicio 28 Se indica el valor de capacitancia medido en la última prueba 29 De acuerdo con los valores obtenidos y su comparación con los de puesta en servicio y la última prueba, indicar si las condiciones del aislamiento son buenas, malas o se debe investigar 30 Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o tendencias de la medición y las razones por la cual se realizó la prueba 31 Con base en las observaciones se determina si el equipo se acepta o se rechaza por no cumplir con los requerimientos de la medición 32 Finalmente, se debe indicar el nombre y firma de la persona que realizó, revisó y aprobó la prueba 1985 Tomo II




Anexo B Resumen del procedimiento de pruebas a boquillas Procedimiento de pruebas a boquillas En que consiste el procedimiento

La finalidad de la medición de factor de potencia consiste en detectar el deterioro de la graduación capacitiva de la boquilla, que se manifiesta en un incremento en el valor de la capacitancia nominal, así como también de las pérdidas del sistema dieléctrico (papel-aceite) de la boquilla.

Que detecta el procedimiento

Determinar el estado de las boquillas de transformadores, autotransformadores y reactores de potencia.

Equipo de medición

Medidor de factor de potencia.


N/A


El factor de potencia para las boquillas del tipo condensador, se corrige a 20 ºC y es generalmente del orden del 0.5%. Los valores de capacitancia para este tipo de boquillas deben estar entre el 5% y 10% del valor nominal indicado en la placa. En las mediciones con collar caliente simple, las pérdidas medidas deben ser menores o iguales a 0.1 Watt. Cuando las pérdidas están entre 0.11 y 0.3 Watts se le da a la boquilla un rango de Investigar “ I ”.

Correcciones

Los valores medidos de factor de potencia deben ser corregidos a una temperatura de 20 °C. Para corregir los valores medidos a una temperatura de 20 °C se multiplica el valor de factor de potencia medido por el factor de corrección indicado en la tabla 4 de este procedimiento.


N/A

Recomendaciones

Para obtener resultados confiables en mediciones de aislamiento a boquillas, se recomienda la limpieza de porcelana. Se debe verificar la operación y cables del equipo medición, con la finalidad de evitar errores en las mediciones. En mediciones con collar caliente de factor de potencia, se recomienda que los collares no coincidan con uniones de porcelana, con la finalidad de evitar pérdidas excesivas que conduzcan a resultados erróneos. Se recomienda al personal que efectúa las mediciones en sitio, que además de registrar los resultados en el formato de datos de prueba del Anexo A, dibuje el diagrama de conexiones de cada una de las mediciones realizadas.

1985

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Tomo II

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento para el embarque, transportación, recepción, manejo y almacenamiento de boquillas con tensión nominal de 69 kV y mayores


PROCEDIMIENTO PARA EL EMBARQUE, TRANSPORTACIÓN, RECEPCIÓN, MANEJO Y ALMACENAMIENTO DE BOQUILLAS CON TENSIÓN NOMINAL DE 69 kV Y MAYORES


1987 Tomo II




ÍNDICE

Pág.

1987

1 Objetivo

3

2 Alcance

3

3 Procedimiento

3

3.1 Embalaje

3

3.2 Transporte

4

3.3 Recepción

4

3.4 Maniobras con la boquilla

5

3.5 Almacenamiento

7

4 Inspección y recomendaciones para el cuidado de las boquillas almacenadas

8

5 Bibliografía

9

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Tomo II



1 Objetivo

3 Procedimiento

En este procedimiento se indican las recomendaciones para un adecuado manejo, recepción, almacenamiento, empaque y embarque de las boquillas de alta tensión.

3.1 Embalaje

La aplicación de las recomendaciones indicadas en este documento permitirá conservar las boquillas en condiciones apropiadas para su uso a futuro, evitando su deterioro y el decremento de su confiabilidad.

a) Características del embalaje

2 Alcance

Este procedimiento se aplica a boquillas con tensión nominal de 69 kV y mayores, con diferentes tecnologías de construcción del aislamiento interno o externo.

Preferentemente, las boquillas se deben embarcar en su embalaje original; sin embargo, a falta de éste se deben considerar los siguientes puntos: Se debe construir una caja o huacal con características similares al embalaje original, con los soportes necesarios para dar una inclinación mínima de 7° y máxima de 15° a la parte superior de la boquilla. Esta inclinación depende del tipo de boquilla, ver figura 1. Por otro lado, la caja debe tener la rigidez mecánica necesaria para soportar el peso de la boquilla.

Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe cumplir con los criterios en materia de protección ambiental establecidos por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT ), a través de sus leyes y reglamentos conducentes, para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma. En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138- ECOL y la especificación CFE L0000-58 .

1987 Tomo II

Figura 1 Embalaje de boquillas.

En las boquillas poliméricas se debe cuidar que los faldones no descansen sobre los soportes de madera para evitar dañarlos. La boquilla debe estar firmemente asegurada a la base de la caja, de tal forma que no tenga desplazamientos durante su transporte. b) Protecciones contra humedad

Se deben colocar protecciones contra humedad en la parte superior y en el cono inferior de la boquilla. Generalmente en la parte superior se



coloca un O-ring y en el cono inferior se coloca una bolsa de plástico hermética con deshumificadores e indicadores de humedad. c) Instructivos de la boquilla

En el empaque de la boquilla se debe incluir copia del reporte pruebas, informes y documentos generados durante el proceso de fabricación, así como su instructivo de instalación y manejo. Esta información debe estar debidamente protegida contra la intemperie. d) Tapa del embalaje

La caja del embalaje debe marcarse con señales adecuadas que indiquen su posición. En la tapa del embalaje se debe indicar si se pueden estibar cajas. e) Visibilidad de datos de placa

Los datos de placa de la boquilla deben estar al frente de la tapa de la caja, de tal forma que al retirar la tapa superior del embalaje se tenga fácil acceso para la revisión de sus características. El acomodo de las bridas y su sujeción al embalaje no deben obstruir la visibilidad de la placa de datos. 3.2 Transporte


traslado o manejo. Si se detectan evidencias de daños, se procede a realizar la reclamación a quien corresponda: al seguro, al transportista o al proveedor o dependencia de la CFE. Primeramente, se debe verificar que el empaque no esté aplastado, roto, astillado o con indicios de quemaduras y que los amarres o soportes que la fijan al transporte, se encuentren en buenas condiciones. Se debe descargar la caja o huacal del transporte, siguiendo las indicaciones mencionadas en el punto 3.4 de este procedimiento. Posteriormente, se procede abrir la caja, cuidando que no se destruya el empaque, con la finalidad de volverlo a utilizar en el almacenamiento y también para que no se dañe la boquilla. Se debe inspeccionar el estado de la boquilla verificando los aspectos siguientes: a) Daño físico

Se debe verificar que las boquillas no presenten daños físicos que afecten su integridad o confiabilidad, tales como roturas, grietas o rajaduras, deformaciones, golpes, partes fuera del empaque o soporte, desportilladuras, indicios de quemadura o rayones en la porcelana.

La colocación de la caja de embalaje en el medio de transporte debe realizarse de tal manera que el eje longitudinal de la boquilla corresponda con la dirección de movimiento del vehículo, manteniendo la parte superior de la boquilla hacia el frente del mismo.

b) Cubiertas protectoras y sellos

La caja de embalaje debe fijarse adecuadamente a la plataforma del vehículo de tal forma que no existan desplazamientos.

También debe verificarse que no existan escurrimientos o manchas de aceite en las juntas, soldaduras, uniones y empaques.

Verificar que no se estiben más cajas de las indicadas sobre la caja o huacal de embalaje de la boquilla.

c) Indicadores de humedad

3.3 Recepción

Verificar que las protecciones contra la humedad en la parte superior y en el cono inferior de la boquilla, se encuentren en buenas condiciones, en el lugar correcto y que realmente estén cumpliendo con su función de protección.

Cuando se incluyan indicadores de humedad en la bolsa de plástico que cubre el cono inferior, debe revisarse que no se encuentren saturados.

Durante la recepción de las boquillas se debe realizar una inspección visual para verificar la existencia de daños ocasionados durante el 1987

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Tomo II


d) Pintura

Se debe comprobar que la pintura de la brida y la cámara de expansión se encuentren en buen estado, sin ralladuras o desprendimiento de la película de pintura. En el caso de existir desprendimientos de pintura, y si la boquilla es nueva, se procede a realizar el reclamo correspondiente. En el caso de tratarse de una boquilla de refacción, se procede a realizar el mantenimiento correspondiente. e) Limpieza


fabricante, el cual normalmente se incluye en el embarque de la misma. Si no se cuenta con este instructivo, deben seguirse las recomendaciones que se describen a continuación: a) Maniobras de embalaje de la boquilla

Cuando se requiera mover una boquilla con su embalaje, con la finalidad de descargarla, subirla al transporte o cambiarla de lugar, se deben colocar estrobos asegurándolos a una grúa, como se indica en la figura 2.

Se debe verificar que las boquillas no tengan polvo, lodo, sal, arena, indicios de óxido provocado por agua de mar o lluvia, aceite o cualquier otro elemento contaminante. Si se presenta esta situación se procede a realizar una limpieza. f) Pruebas en la recepción

Todas las boquillas deben someterse a las pruebas mencionadas en el Procedimiento de Pruebas a Boquillas ST-CT-011 (GTT-A024S), antes de ser aceptadas. g) Inspección especial o pruebas

Si es necesario efectuar inspecciones o pruebas especiales, debido al estado de las boquillas durante su recepción, se debe avisar a quien corresponda para su realización y efectuar las reclamaciones pertinentes. h) Información de la boquilla

La boquilla debe traer la documentación indicada en el inciso c) del punto 3.1 de este procedimiento. i) Aceptación o rechazo

Una vez realizadas las verificaciones anteriores, se debe aceptar o rechazar la boquilla, apoyándose en el reporte de pruebas e inspección visual correspondiente. 3.4 Maniobras con la boquilla

Para realizar maniobras con las boquillas, deben seguirse las instrucciones del instructivo del 1987 Tomo II

Figura 2 Maniobras de embalaje de la boquilla.

Los estrobos deben ser lo suficientemente resistentes para soportar el peso de la boquilla y su embalaje. La caja o huacal debe elevarse despacio y con cuidado, evitando movimientos bruscos o golpes. La caja debe permanecer en forma horizontal o ligeramente levantada en el extremo en donde se encuentra la cámara de expansión. De esta forma, se evita que el aislamiento deje de impregnarse con aceite y se generen burbujas de gas o aire en los puntos en donde existe concentración de esfuerzos eléctricos. b) Extracción de la boquilla del embalaje

Cuando el embalaje se encuentra en su posición correcta y sobre una superficie horizontal y plana, se procede a quitar la tapa de la caja. Se remueven todos los flejes, abrazaderas y pernos



de la brida que sujetan a la boquilla con la base de la caja.


A dos de las orejas de izaje de la brida, que estén opuestas 180°, se les fija un estrobo no metálico por medio de grilletes u horquillas.

pernos de sujeción. Estos estrobos se enganchan a otra grúa o al malacate de la misma grúa, su función es mantener la inclinación de la boquilla durante el izaje, de acuerdo con lo indicado en el inciso “a” del punto 3.1. Se debe evitar que el cono inferior llegue a golpearse y que la boquilla sea balanceada durante su izaje.

Estos estrobos deben ser resistentes para cargar el peso de la boquilla. Se recomienda que los estrobos tengan una longitud mayor a la longitud de la boquilla.

Los barrenos se deben seleccionar de tal manera que no estorben a los pernos que primeramente se van atornillar y a la eslinga de izaje, ver figura 3a.

d) Anillo de cuerda o eslinga

g) Izaje

Los estrobos se llevan paralelos al eje longitudinal de la boquilla y se hacen pasar por adentro de un anillo de cuerda o eslinga, previamente atado alrededor del segundo o tercer faldón superior de la porcelana, ver figura 3a. En todos los tipos de boquilla se debe tener precaución de que los elementos de izaje no dañen los faldones.

Cuando los dos juegos de estrobos se encuentran seguros se procede a levantar la boquilla, izando los estrobos de tal manera que la boquilla se mantenga inclinada y evitando que el cono inferior se golpee con el piso, ver figura 3b.

c) Conexión de estrobos con las orejas de izaje

El anillo de cuerda debe estar sólidamente apretado, ver figura 3b, para que al poner la boquilla en la posición vertical, ver figura 3c, no se produzca un giro o desplazamiento.

La boquilla se eleva en esta posición hasta una altura que permita ponerla en posición vertical, evitando que el cono inferior se golpee contra partes metálicas o el piso. h) Colocación en posición vertical

Los estrobos se acoplan a una barra o ménsula separadora, colocada a 60 cm arriba de la boquilla, y se enganchan a una grúa o malacate.

Para poner la boquilla en la posición vertical, se debe levantar lentamente la parte superior de la misma, de tal forma que los estrobos sujetos a las orejas de izaje de la brida sean los que reciban el peso total.

La finalidad de la ménsula es mantener los estrobos paralelos y a 180° con respecto del eje longitudinal de la boquilla, ver figura 3c.

Cuando la boquilla se encuentra en posición vertical, se debe levantar hasta la altura de montaje en el transformador, ver figura 3c.

f) Conexión de los estrobos a los barrenos de la brida

i) Embalaje

e) Ménsula separadora

Por medio de horquillas, se sujetan otros dos estrobos o un estrobo doble, a dos de los barrenos de la brida en donde se colocan los

1987

Para desmontar la boquilla del transformador y colocarla en su embalaje, se deben seguir las mismas instrucciones pero en sentido inverso.

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Figura 3 Procedimiento para el izaje una boquilla. 3.5 Almacenamiento a) Boquillas aceptadas

Las boquillas aceptadas se deben almacenar y proteger dentro de su empaque original, tan pronto como sea posible. Se debe incluir la documentación propia de la boquilla como son: copia de los reportes de pruebas, informes y los documentos generados durante el proceso de fabricación, transporte y recepción. b) Boquillas rechazadas

Se debe informar el motivo del rechazo a las dependencias correspondientes de la CFE o externas, o al personal que deba estar informado para establecer responsabilidades y realizar de inmediato las reclamaciones que procedan. Se debe poner a disposición de las dependencias las actas, informes, reportes de pruebas, análisis y otros documentos que apoyen el rechazo. 1987 Tomo II

Las boquillas rechazadas también se deben guardar dentro de su empaque original y se debe colocar una marca en su empaque indicando que fue rechazada. c) Lugar para el almacenamiento

El local para el almacenamiento de las boquillas debe ser un lugar cubierto con las características indicadas en el siguiente párrafo. Considerando que una exposición prolongada a la humedad puede dañar la boquilla, el lugar debe estar seco, con una construcción totalmente cerrada y ventilación con aire limpio. Se debe evitar la entrada de agua, polvo y otros contaminantes. Debe contar con piso de cemento a prueba de inundaciones, drenaje adecuado, equipo contra incendio, acceso controlado y vigilancia. Asimismo, debe contar con energía eléctrica para conectar calefactores y eliminar la humedad en las boquillas, que así lo requieran.



3.5.1 Almacenamiento de boquillas nuevas a corto plazo (hasta un año) Observaciones almacenamiento

y

cuidados

en

el

Las boquillas deben conservarse almacenadas en condiciones óptimas para su uso inmediato. Con la finalidad de evitar su deterioro, se deben seguir las recomendaciones siguientes: Posición de la boquilla

Las boquillas deben colocarse en posición vertical sobre caballetes metálicos, sujetándolas por lo menos con dos tornillos utilizando los barrenos de la brida de sujeción de la propia boquilla. Se debe evitar su almacenamiento en posición horizontal, ver figura 4.


Durante el almacenamiento, transporte y manejo de la boquilla, debe tenerse la precaución de mantener el indicador del nivel de aceite con la alineación adecuada de acuerdo con su tipo: •

•

Hacia abajo, cuando el indicador sea del tipo magnético o flotador Hacia arriba, cuando el indicador sea del tipo prismático (mirilla)

En las boquillas sintéticas debe considerarse que la parte activa de papel impregnado en resina no tiene una protección adecuada para su almacenamiento por largo tiempo, por lo que pudiera absorber humedad. La protección de humedad de la colilla de la boquilla que se utilice debe ser sin perforaciones y con sílica gel. 4 Inspección y recomendaciones para el cuidado de las boquillas almacenadas a) Porcelanas

Se debe tener cuidado de no desportillar o astillar la porcelana, ni ponerla sobre superficies ásperas. b) Movimientos

Debe evitarse el cambio frecuente de lugar de las boquillas y su almacenamiento cerca de áreas de maniobras, para evitar riesgos de daño y exposición al polvo y al agua. Figura 4 Soporte para colocar las boquillas en posición vertical.

Para un almacenamiento temporal o instalación programada no mayor a 30 días, deben conservarse dentro de su empaque original, previendo que el aceite cubra de manera adecuada el capacitor. Se debe verificar que el eje longitudinal tenga la inclinación descrita en el punto 3.1. Esta inclinación tiene la finalidad de evitar que queden atrapadas burbujas de gas o aire en el aislamiento. Cuando el embalaje no cuente con la inclinación requerida para la boquilla, se debe proporcionar la pendiente requerida a todo el embalaje con ayuda de cuñas o polines de madera. 1987

c) Protecciones contra humedad

Cada seis meses se debe verificar que las protecciones contra humedad de la parte superior y del cono inferior se encuentren en buen estado. d) Juntas y empaques

Cada seis meses se debe verificar que las juntas y empaques se encuentren en buen estado, cerciorándose que no existan filtraciones de aceite o agrietamiento en las juntas que provoquen la entrada de humedad en la boquilla. e) Inspección visual

A las boquillas almacenadas por períodos largos deben ser inspeccionadas visualmente cada 6 meses.

Diciembre 2007


Tomo II


f) Pruebas

En boquillas almacenadas por un periodo mayor a un año, se debe verificar que les penetre humedad, para evitar deterioro de su sistema dieléctrico. Se deben realizar pruebas cada cuatro años o antes si se considera conveniente, de acuerdo con el Procedimiento de Pruebas a Boquillas ST-CT-011 (GGT-A024S). Se debe tratar de proveer un área y espacios adecuados para que las pruebas periódicas se realicen con facilidad en el mismo lugar de almacenamiento. g) Protecciones contra humedad

Se deben instalar las protecciones contra la humedad en el cono inferior; de ser posible sumergirlo en aceite. Siempre que sea posible, se deben dejar indicadores de humedad dentro de la bolsa protectora del cono inferior.


Westinghouse Instruction Leaflet 44-661. July 1, 1984. e) Instructions for installation, maintenance and storage of type “O PLUS” bushings 350 kV and below. Westinghouse Instruction Leaflet 44-660. Aug. 1, 1984. f) Testing and maintenance of high voltage bushings, Chapter 6, Power System Maintenance Manual, Dennis Schurman, February 1999. g) Testing and maintenance of high voltage bushings, Volume 3-2, Facilities Engineering Branch Denver Office Denver, Colorado. August 2000. h) Assembly and service instructions, bushings for outdoor transformers, type: UTxf and UTrf, Un < 300 kV- Micafil BVJ 4236/2, s/f.

Para boquillas de hule-silicón se recomienda que no se almacenen a la intemperie para evitar los efectos de los rayos ultravioletas. h) Pintura

La pintura se debe inspeccionar periódicamente para asegurarse que se encuentra en buen estado, con la finalidad de evitar la corrosión. 5 Bibliografía

a) NRF-001 Empaque, embalaje, embarque, transporte, descarga, recepción y almacenamiento de bienes adquiridos por CFE, 2001. b) ANSI/IEEE C57.11.12 Guide for installation of oil immersed transformers (10 MVA and Larger, 69-287 kV rating), 1980. c) Instructions for installation, maintenance and storage of type “O PLUS” bushings above 300 kV system voltage. Westinghouse Instruction Leaflet 44-662. May 1, 1984. d) Instructions for installation, maintenance and storage of type “O PLUS” bushings 115 kV (550 kV BIL) through 245 kV (1050 kV BIL) 1987 Tomo II


SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento para el diagnóstico del análisis de los gases disueltos en el aceite (DGA)

Hoja 1 de 19 Clave ST-CT-013 Revisión 1 Fecha de elaboración: Dic 2007

PROCEDIMIENTO PARA EL DIAGNÓSTICO DEL ANÁLISIS DE LOS GASES DISUELTOS EN EL ACEITE (DGA)

Esta edición sustituye a la versión del procedimiento GSE-028-S-1995

1995 Tomo II




ÍNDICE

Pág. 1 Objetivo

3

2 Alcance

3

3 Muestreo de aceite para cromatografía de gases

3

4 Guía rápida

3

5 Métodos de diagnóstico

6

6 Supervisión global

10

7 Revisión interna

11

8 Bibliografía

12

Anexo A Formato para el análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante

1995

17

Diciembre 2007


Tomo II


1 Objetivo

Este procedimiento es una guía para el personal de mantenimiento que participa en el diagnóstico y en la toma de decisiones, a partir de los datos reportados en el análisis de gases disueltos en el aceite dieléctrico, de los transformadores y reactores de potencia y autotransformadores. 2 Alcance Este procedimiento aplica al muestreo de aceites de transformadores, reactores y autotransformadores de potencia, con la finalidad de determinar el contenido de gases disueltos en el aceite aislante. Se debe cumplir con los lineamientos aplicables del Reglamento de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional, los procedimientos vigentes de protección ambiental y de seguridad en cada centro de trabajo. Cuando las muestras son enviadas a un laboratorio para su análisis, el usuario de la muestra, es el responsable del control, y disponibilidad de los recipientes, a través del personal correspondiente. Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe contar con el criterio de protección ambiental, el cual es establecido por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma. En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. 1995 Tomo II


En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138ECOL y la especificación CFE L0000-58. 3 Muestreo de aceite para cromatografía de gases El muestreo de aceite debe realizarse de acuerdo con el procedimiento ST-CT-006 (SGP-A009-S). 4 Guía rápida Primer paso. Sentido común

En el análisis de gases disueltos, lo primero que se debe visualizar es el contenido de tres gases clave: el hidrógeno, el etileno, y el acetileno. Estos gases proporcionan una indicación sencilla, rápida y clara de posibles condiciones anormales de operación del transformador. El hidrógeno: también denominado el gas de “alarma”. Es un compuesto inorgánico, poco soluble en el aceite y se presenta inmediatamente antes de cualquier indicación de anomalía, ya que es el primer compuesto que se obtiene por la descomposición de hidrocarburos. Este tipo de gas se presenta con cualquier tipo de falla, el valor límite es de 200 ppm, aunque una indicación de 100 a 200 ppm es alarmante, sobre todo si se trata de un transformador nuevo. En este caso se deben realizar muestreos mensuales hasta definir su tendencia de generación o tasa de generación de otro gas clave . Las descargas parciales se caracterizan por producir altas cantidades de hidrógeno, sin aumento notorio de otro gas orgánico. Las descargas parciales, en su etapa inicial, son difíciles de diagnosticar utilizando la técnica de cromatografía de gases. Las descargas parciales en función del tiempo, si logran generar una gran cantidad de gas. El hidrógeno también se produce por la reacción del aceite con ciertos metales como el acero inoxidable. Esto ocurre preferentemente en



transformadores nuevos, hasta con dos años de operación, cuando la superficie del acero inoxidable se encuentra expuesta al aceite, produciendo hidrógeno hasta alcanzar un nivel entre 500 y 600 ppm. La reacción denominada catálisis heterogénea se detiene cuando la superficie del metal se pasiva por la pátina que deja el aceite. Pátina es una especie de barniz verdoso que se forma en algunos metales, como cobre o bronce. Este fenómeno también se presenta en las tuberías de cobre o acero inoxidable que se instalan para probar el buchholz a nivel de piso. Cuando se toma la muestra, sin purgar correctamente, se corre el riesgo de que la pequeña cantidad de hidrógeno producida por la reacción de deshidrogenación, se concentre en el espacio de la tubería. La concentración se observa elevada debido a que sus unidades son una relación de volumen de gas a volumen de aceite y en la tubería hay muy poco aceite. El etileno: Cuando su contenido es mayor al doble de la cantidad de acetileno, es indicativo de puntos calientes, originado por el sobrecalentamiento de algún metal. Por lo general se presenta en conectores, tornillería y/o laminaciones. Aunque el valor límite reportado para el etileno es de 60 ppm, la experiencia ha comprobado que valores inferiores a 1000 ppm no son peligrosos. Los metales soportan altas temperaturas (por ejemplo 1083°C para el cobre) antes de fundirse, si además estas piezas son enfriadas por el aceite, un sobrecalentamiento de apenas 600°C no deforma ni fatiga la pieza de cobre. Pero para el aceite, esta situación no es nada agradable, ya que al servir como medio de enfriamiento a altas temperaturas se genera su descomposición, ya que el punto de inflamación del aceite Pemex es de tan solo 160°C. La decisión para atender esta situación depende del incremento de gas por día una vez declarado el etileno como indicador del problema es importante observar las indicaciones del segundo 1995


paso, que se menciona más adelante y realizar un estudio de termografía al transformador para ver la posibilidad de detectar un punto caliente. El acetileno: La presencia del acetileno es una condición más preocupante. La presencia de 5 ppm debe tomarse en cuenta, ya que indica la posibilidad de un arqueo, en partes con diferente potencial, o la separación de contactos, lo cual es sumamente destructivo. Se recomienda un muestreo semanal para verificar su tendencia. En caso de comprobar una tendencia ascendente, con un valor crítico de 15 a 100 ppm el diagnóstico puede ser dudosa, ya depende de la localización de la falla y de los elementos involucrados. Se recomienda una revisión interna a la brevedad posible y verificar con otras pruebas eléctricas alternas, observando las indicaciones del segundo paso. Segundo paso. La participación de la celulosa

La siguiente observación, después de encontrar un contenido anormal de un gas clave, es revisar las cantidades de monóxido de carbono y dióxido de carbono (CO y CO2). Los valores límites para estos gases son 350 y 2500 ppm respectivamente, pero una mejor indicación es la relación de CO2 /CO, si el contenido de CO es mayor a la décima parte del contenido de CO2 (CO2 /CO<10) es muy probable que encontremos carbón o papel quemado. Por lo general el origen de estos gases es la combustión del papel aislante, pero no hay que olvidar otros materiales de celulosa como el cartón, la madera, el lino, la baquelita, etc. El deterioro de la celulosa que genera el gas clave nos ayuda a detectar el lugar de falla. En caso de transformadores de reciente operación el contenido de CO y CO2 tiende a incrementarse los primeros días hasta estabilizarse en valores aproximadamente de 200 y 4000 ppm respectivamente. A continuación en la figura 1 se muestra un diagrama de flujo el cual contiene un ejemplo de los pasos descritos anteriormente.

Diciembre 2007


Tomo II



Figura 1 Diagrama de flujo para el diagnóstico rápido del análisis de gases en aceite.

1995 Tomo II



¿Desgasificar o no?

Después de reportar la presencia de gases combustibles, surge la preocupación infundada que los gases detectados son el origen del problema o que dichos gases son explosivos. La realidad es que los gases sólo son el medio para la detección de fallas y su eliminación no resuelve el problema. La preocupación de explosión del transformador solo es válida cuando la concentración de gases llega a nivel de porcentaje y no de partes por millón como normalmente ocurre. Cuando se desgasifica se presenta la desventaja de perder la tendencia de acumulación de gases originados únicamente por la falla. Es decir, al desgasificar el aceite existirán dos fuentes con tendencias diferentes, una es la absorción de gases normales en el aceite tratando de llegar aceleradamente a su punto de equilibrio original y la otra es la acumulación de gases originados por la falla. Por lo anterior, no es recomendable desgasificar el aceite en transformadores que manifiesten un defecto de tipo evolutivo. Sobresaturación con gases no combustibles (aire).

En ocasiones ocurre la operación de la protección de Buchholz causado por aceites que se encuentran sobresaturados con gases no combustibles. Esta situación se presenta cuando el aceite se encuentra con un contenido cercano o superior al 10% de gases disueltos. En estas circunstancias se puede tomar la acción de desgasificar el aceite. Con esto se evita la constante operación “en falso” del Buchholz y se le deja habilitado para su oportuna operación en caso de una verdadera falla. 5 Métodos de diagnóstico Se han desarrollado métodos de diagnóstico para evaluar el estado de un transformador a partir del análisis de gases disueltos en el aceite. Entre estos métodos se encuentran las acciones básicas sobre el total de gases combustibles disueltos 1995


(TGCD), los límites de gases disueltos, los límites de Doernenburg y Strittmater, la gráfica de relaciones logarítmicas de Doernenburg, el triángulo de Duval, el código de Rogers y el nomograma. Los resultados obtenidos en la medición se deben analizar con todos estos métodos de diagnóstico. Estos métodos no equivalen a una prueba de “pasa, no pasa”, ni son infalibles, están basados en estudios estadísticos obtenidos de la revisión de cientos de transformadores que presentaron fallas y se correlacionan con el contenido de gases. a) Acciones básicas sobre el TDCG

La tabla 1 indica las recomendaciones iniciales, los intervalos de muestreo y procedimientos de operación para varios niveles de TDCG (ppm). Un incremento en la generación de gases indica un problema severo, por lo que se recomiendan intervalos cortos de muestreo. b) Límites de concentraciones de gases disueltos

En la tabla 2 se indican las concentraciones individuales de gases disueltos y TGCD para las condiciones de 1 a 4. Estos valores se basan en la experiencia de algunas compañías. El operador del transformador decide el criterio de diferentes concentraciones particularmente del acetileno y del TGCD, con base en juicios de ingeniería y experiencias con otros transformadores similares. Las columnas sombreadas resaltan los gases de mayor trascendencia en el caso de una falla interna. c) Límites absolutos Strittmater

de

Doernenburg

Doernenburg y Strittmater establecieron una serie de valores máximos para transformadores considerados “normales”. Los transformadores con algún tipo de defecto mostraron concentraciones mayores a las establecidas en uno o varios gases. Estos

Diciembre 2007


y

Tomo II


límites se muestran en la tabla 3. Estos límites fueron estimados para un transformador de 20,000 litros. Debido a que las concentraciones están en unidades de ppm (v/v), el resultado es dependiente del volumen total del transformador. Es decir, una misma cantidad de volumen de gas mostrará mayores concentraciones en transformadores de menor volumen, por el contrario esa cantidad de gas mostrará concentraciones menores en transformadores de mayor volumen. Es decir, hay un efecto de dispersión del gas en el espacio disponible. d) Gráficas de relaciones logarítmicas Doernenburg. (ver figura 2)


Para eliminar la dependencia del volumen del transformador, presentada por los límites absolutos de Doernenburg, él mismo sugirió la relación de dos pares de gases: la relación de la concentración de metano entre la concentración de hidrógeno, y la relación de la concentración de acetileno entre la concentración de etileno. Ambas relaciones son presentadas en una gráfica XY con escalas logarítmicas. Doernenburg encontró que los transformadores con problemas se agrupan en tres diferentes áreas de la gráfica dependiendo del tipo de falla.

de

Tabla 1 Acciones básicas sobre el TDCG CONDICIÓN

4

3

2

1

1995 Tomo II

NIVELES DE TDCG (ppm)

>4630

1921-4630

721-1920

<720

CANTIDAD DE TDCG (ppm/día) >30

INTERVALO DE MUESTREO Diario

10-30

Diario

PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN

Considerar retirar de servicio Avisar al fabricante Tomar precauciones extremas Analizar los gases individuales Plan de paro Avisar al fabricante Tomar precauciones extremas Analizar los gases individuales Plan de paro Avisar al fabricante

<10

Semanal

>30 10-30

Semanal Semanal

<10

Mensual

>30 10-30

Mensual Mensual

<10

Trimestral

>30

Mensual

Tomar precauciones Analizar los gases individuales Determinar la dependencia de la carga

10-30

Trimestral

Continuar la

<10

Anual

Operación normal

Tomar precauciones Analizar los gases individuales Determinar la dependencia de la carga



R =

(S

)

− S O × V × 10

T


−6

T

donde: R , Razón (litros/día) S 0 , Primera muestra en ppm S T , Segunda muestra en ppm V, Volumen del tanque de aceite en litros T , Tiempo en días

Tabla 2 Concentraciones de gases clave disueltos (ppm) CONDICIÓN

H2

CH4

C2 H2

C2 H4

C2 H6

CO

CO2

TDCG

Uno

100

120

35

50

65

350

2500

720

Dos

101-700

121-400

36-50

51-100

66-100

351-570

2,500-4,000

721-1,920

Tres

701-1,800

401-1,000

51-80

101-200

101-150

571-1400

4,001-10,000

1,921-4,630

Cuatro

> 1,800

>1,000

>80

>200

>150

> 1400

> 10,000

> 4630

Es cierto que con la relación de pares de gases desaparece el problema de las unidades de volumen de gas a volumen de aceite, pero por otro lado se pierde el concepto de concentración y por lo tanto de magnitud de falla, o tendencia, ya que una relación de concentración 2 a 1 da el mismo resultado que una relación 20 a 10 ó 200 a 100. e) Triángulo de Duval.(Ver figura 3)

Duval usó únicamente las concentraciones de metano, etileno y acetileno para estimar una serie de condiciones del estado de un transformador. Para Duval la suma de las concentraciones de estos tres gases representa un 100%, y calcula el porcentaje en que cada uno de ellos contribuye a esta suma. Estos porcentajes son señalados en los lados de una gráfica en forma de triángulo equilátero en donde cada lado representa un gas con escala de 0 a 100%. A partir de cada punto se trazan líneas paralelas al lado anterior del triángulo, de manera que las tres coinciden en 1995

un punto en la gráfica. Este punto representa la contribución de cada gas para formar el 100% y el área en donde se encuentra el punto, representa la condición del transformador. Tabla 3 Limites de Doernenburg GAS LIMITE (ppm(v/v) Hidrógeno

H2

200

Metano

CH4

50

Etano

C2H6

15

Etileno

C2 H4

60

Acetileno

C2 H2

15

Monóxido de carbono

CO

1000

Dióxido de carbono

CO2

11,000

f) El Código de Rogers, (ver tabla 4)

El método de Rogers sigue el mismo procedimiento de relaciones que utiliza

Diciembre 2007


Tomo II



Doernenburg, pero además considera la participación del etano en el diagnóstico, proporcionando información para identificar los problemas térmicos y clasificarlos en varias categorías. Con el gas etano, Rogers propone además de las relaciones de metano/hidrógeno y acetileno/etileno; las relaciones de etano/metano y etileno/etano. Para cada relación Rogers fija varios límites y emplea la ayuda de claves o códigos para facilitar la localización de diagnóstico propuesto.

Figura 3 Triángulo de Duval.

La concentración de cada gas se marca en forma individual en cada escala y da una noción de la gravedad del estado del transformador. En cada escala Church señaló con triángulos blancos los límites máximos sugeridos por otros autores y además con triángulos negros marcó límites de su propia experiencia.

Figura 2 Gráfica de relaciones logarítmicas de Doernenburg. g) El nomograma, (ver figura 5)

El señor J. Orren Church, del Buró de Reclamaciones de Denver Colorado, ideó una manera de presentar en una gráfica, el valor absoluto de las concentraciones de cada gas, así como también la relación de pares de gases. Para cada gas Church trazó líneas verticales con escalas logarítmicas y las presentó paralelas a la escala de otro gas que deseaba comparar. En ciertos casos para acomodar todas las relaciones que él propuso, tuvo que repetir las escalas del hidrógeno y el acetileno.

La comparación o relación de pares de gases se realiza dibujando una línea que conecta las concentraciones de pares de gases en escalas adyacentes. La pendiente de esta línea (positiva, negativa o cero) es la indicación del diagnóstico. En el nomograma existen siete relaciones de pares de gases, estos son: •

Hidrógeno/Acetileno,

•

Acetileno/Etano

•

Etano/Hidrógeno

•

Hidrógeno/Metano

•

Metano/Acetileno

•

Acetileno/Etileno

•

monóxido de carbono/dióxido de carbono

Las escalas de diferentes gases se encuentran desplazadas unas con respecto a otras, es decir 1995 Tomo II




los orígenes no coinciden, esto es con la finalidad de que la comparación sea equitativa. Por ejemplo, para la comparación entre el etano y el hidrógeno (ver figura 4), si la pendiente de la línea que une ambas concentraciones es cero [(etano) = 10 veces (hidrógeno)] el diagnóstico es “comportamiento normal”, si la pendiente es positiva ([etano] < 10 veces [hidrógeno]), el diagnóstico es “arqueo”, y si la pendiente es negativa ([etano] > 10 veces [hidrógeno]) el diagnóstico es “pirólisis o calentamiento”. Los corchetes significan “la concentración de”. 1000

1000

Pirolisis

Para un grupo de transformadores de un área, o una subárea, se maneja una gráfica por cada uno de los gases claves, el hidrógeno, el etileno, el acetileno y el monóxido de carbono. En ellas el contenido de gas clave de cada transformador se representa por la distancia de una línea en escala logarítmica que parte del centro. Los transformadores presentados por estas líneas son distribuidos en 360º semejando una especie de erizo de mar. Dentro de la misma gráfica los transformadores se pueden agrupar en diferentes clasificaciones que el usuario desee, por ejemplo: por marca, subestación, subárea, voltaje, etc. La ventaja de estas gráficas es visualizar rápidamente aquellos transformadores cuyas líneas sobrepasen el perímetro marcado como condición crítica, y así mantenerlos en estado de alerta. 5

4

10 Normal

100

100

10 10

4

5

10

10

4

10

10

4

2

10 Arqueo

10 10

2

10 10

10

C H

2 6

H

2

Figura 4 Relación entre el etano y el hidrógeno. 6 Supervisión global

Cuando se tiene a cargo el cuidado de cantidad de muchos equipos, además de otras actividades, es fácil que se pueda descuidar la atención que requieren los transformadores en estado crítico. Para esto se puede recurrir a la ayuda de gráficas radiales de conjunto o gráficas regionales (ver figuras 6, 7, 8 y 9). En ellas se presenta el contenido de un solo gas clave.

1995

3

3

10

2

2

10

10 10

1

10

2

10

1 A D&H D&H A

H Hidrogeno

Etano Acetileno

1 H A

1 H A

4

10

5

10

3

10

10

6

10

4

10

10

10

1

4

10

2

10

10

10

3

3

10

3

10

10

4 3

5

5

10

3

10

4

10

2

10 10

1

1

A D&H

H A

D Metano Acetileno Hidrogeno

Etileno

2

3

10

10

10

10

1

2

10 CO CO2 A - Arqueo H - Pirolisis D - Corona

Figura 5 El nomograma.

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Tomo II



Tabla 4 Relaciones y códigos de Rogers COCIENTE DE GAS

INTERVALO

CH4

<0.1

H2

CÓDIGO

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

DIAGNÓSTICO

H2

CH4

C2H6

C2H4

5

0

0

0

0

Deterioro normal

>0.1<1.0

0

5

0

0

0

Descarga parcial

>1.0<3.0

1

1ó2

1

0

0

Sobrecalentamiento menor a 150°c

>3.0

2

1ó2

1

0

0

Sobrecalentamiento de 150 a 200°C

C2H6

<1.0

0

0

1

0

0

Sobrecalentamiento de 200 a 300°C

CH4

>1.0

1

0

0

1

0

Calentamiento general de conductores

C2H4

<1.0

0

1

0

1

0

Corrientes circulantes en el devanado

C2H6

>1.0<3.0

1

1

0

2

0

>3.0

2

0

0

0

1

Corrientes circulantes en el núcleo y tanque Descarga no sostenida

C2H2

<0.5

0

0

0

1ó2

C2H4

>0.5<3.0

1

0

0

2

>3.0

2

5

0

0

1 ó 2 Arqueo sostenido 2

Chisporroteo continuo

1 ó 2 Descarga parcial superficial

7 Revisión interna

CASO 2

En seguida se presentan diferentes resultados del análisis de gases para dar una sugerencia de las posibles partes involucradas y poner atención en el momento de una revisión interna.

Síntoma:

CASO 1

El contenido de etileno es mayor a dos veces el contenido de acetileno (C2 H /2 C2 H4 < 0.5) y el contenido de CO es menor a la décima parte del contenido de CO2 (CO2 /CO < 10).

Síntoma:

Causas:

El contenido de etileno es mayor a dos veces el contenido de acetileno (C2 H2 / C2 H4 < 0.5) y el contenido de CO es mayor a la décima parte del contenido de CO2 (CO2 /CO < 10).

a) Calentamiento por conexiones flojas o bimetálicas inadecuadas, sin encintar. Hay que revisar los empalmes en guías o conexiones hacia el cambiador de derivaciones, tornillería, tuercas y arandelas de las conexiones de las boquillas de baja tensión.

Causas: a) Calentamiento por conexiones flojas o bimetálicas inadecuadas, en ambos casos encintadas. Hay que revisar los empalmes en guías hacia el cambiador de derivaciones, las conexiones de las boquillas de baja tensión.

b) Falta de ajuste en los contactos móviles del cambiador de derivaciones. c) Calentamiento entre las laminaciones del núcleo.

b) Aterrizamiento múltiple del núcleo por pérdida de aislamiento en cinchos o tornillos de sujeción. 1995 Tomo II



b) Arqueo entre espiras o subconductores, sin papel como recubrimiento.

CASO 3

Síntoma: El contenido de acetileno es mayor a la mitad del contenido de etileno (C2 H /2 C2 H4 < 0.5) y el contenido de CO es mayor a la décima parte del contenido de CO2 (CO2 /CO < 10). Causas: Arqueo entre espiras o subconductores. Se buscan rastros de carbón y perlas de cobre en la parte superior e inferior de las bobinas. CASO 4

Síntoma: El contenido de acetileno es mayor que la mitad del contenido de etileno (C2 H /2 C2 H4 > 0.5) contenido de CO es menor a la décima parte del contenido de CO2 (CO2 /CO > 10). Causas: a) Arqueo por separación de contactos en el cambiador de derivaciones.

1995


8 Bibliografía

a) CFE D3100-19 Especificación Aceites Aislantes, CFE, Agosto 2005. b) IEEE Guide for the interpretation of gases generated in oil immersed transformers. Nueva York, NY, IEEE, 1991, (IEEE Std. C57.104), 27 p, 176 ref. Traducción L-0875 del IIE. c) Mitsubishi Electric Corp. M. Shirai, T. Ishii y Y. Makino IEEE Trans. Electr. Insul. Vol. EI-12 No 4, agosto 1977 "Evolution of Hydrogen from Insulating Oil Transformers". d) Méndez R., D. Bolaños. “Técnicas de detección de fallas incipientes en transformadores de potencia en CL y FC” Compañía de Luz y Fuerza del Centro, 34 p, 21 ref. (1988). e) Diogoro J, F. Jakob, T. J. Haupert. “Dissolved gas analisys of transformer oil”. Analytical Associates Inc. 22 p, 7 ref.

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HIDRÓGENO

Figura 6 Hidrógeno.

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ACETILENO

Figura 7 Acetileno.

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ETILENO

Figura 8 Etileno.

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MONÓXIDO DE CARBONO

Figura 9 Monóxido de carbono.

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Tomo II



Anexo A Formato para el análisis cronomatográfico de gases disueltos en aceite aislante SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN

Registro de calidad:____________ No. de Procedimiento: ST-CT-013

Nombre del laboratorio: _______________________________________________________________________________ Dirección: __________________________________________________________________________________________ ANÁLISIS CROMATOGRÁFICO DE GASES DISUELTOS EN ACEITE AISLANTE Procedencia: _________________________________ Subestación: _______________________ Equipo: _________________________ Marca: ________________________ Voltaje (kV): _______________________ Capacidad: ______________________ No. serie: ______________________ Carga (MW): _______________________ Vol. aceite: ______________________ ___ ___________________ Tipo de enfriamiento: ____________

% Total de de gases disueltos: ____________________________ Fecha de muestreo: ______________________________ % De gases combustibles: _____________________________ Fecha de recepción: ______________________________ Presión barométrica (mm hg): __________________________ No. de análisis: _________________________________ GAS

% COEFICIENTE DE VARIABILIDAD

CONCENTRACIÓN % EN VOL.

CONCENTRACIÓN ppm (v/v)

Hidrógeno Nitrógeno Metano Monóxido de carbono Dióxido de carbono Etileno Etano Acetileno Propano/Propileno Isobutano Gases Combustibles

LÍMITES MÁX. CRÍTICO

200

1000

120 700 10000 80 100 15

500 1000 15000 150 500 35 0.5%

Los límites específicos, no deben tomarse como norma, solo como referencia Equipo utilizado: Cromatógrafo de gases Métodos ASTM utilizados: D-2945, D-3613, Norma IEEE C.57.104.

RELACIONES DOERNENBURG Y ROGER Metano/hidrógeno = Etano/metano = Etileno/etano = Acetileno/etileno = Dióxido carbono./monóxido carbono =

PORCENTAJE DE DUVAL % Metano = % Etileno = % Acetileno =

Condiciones del equipo Aceptado Elabo Elaboró ró:__ :____ ____ _____ ______ _____ _____ ______ ______ ___ (Nombre y Firma)

NOTA: 1 NOTA: 2

1995 Tomo II

Revi Revisó só : ____ _______ _____ _____ _____ _____ ______ _____ ___ _ (Nombre y Firma)

Apro Aprobó bó : ____ ______ _____ _____ _____ _____ _____ _____ ___ _ (Nombre y Firma)

Rechazado

Este informe no deberá reproducirse parcialmente sin la aprobación por escrito del laboratorio. Estos resultados sólo amparan a la muestra sometida a prueba.




Guía para el llenado del formato para el análisis cronomatográfico de gases disueltos en aceite aislante Registro de calidad:_____1 calidad:_____1_____ No. de Procedimiento: ST-CT-013


Nombre del laboratorio: _______________________________2_______________________________________________ Dirección: __________________________________________2_______________________________________________ ANÁLISIS CROMATOGRÁFICO DE GASES DISUELTOS EN ACEITE AISLANTE

Procedencia: _______3 3 Subestación: ___ 4 Voltaje (kV): ____ Potencia (MW.): _ 4

Equipo: _______ Capacidad: ____ Vol. aceite: ____

% Total de gases disueltos: _______ 5_________ % De gases combustibles: ________5_________ Presión barométrica (mm hg): _____6_________ % COEFICIENTE DE VARIABILIDAD

GAS 9

Hidrógeno Nitrógeno Metano Monóxido de carbono Dióxido de carbono Etileno Etano Acetileno Propano/Propileno Isobutano Gases Combustibles

10

4 Marca: _______ 4 No. serie: _____ Tipo de enfriamiento: __

4 4 4

4

Fecha de muestreo: ___________7_____________ Fecha de recepción: ___________7_____________ No. de análisis: _______________8____________ CONCENTRACIÓN

CONCENTRACIÓN

% EN VOL.

ppm (v/v)

11

12

LÍMITES 13 MÁX. CRÍTICO

200

1000

120 700 10000 80 100 15

500 1000 15000 150 500 35 0.5%

Los límites específicos, no deben tomarse como norma, solo como referencia Equipo utilizado: Cromatógrafo de gases Métodos ASTM utilizados: D-2945, D-3613, Norma IEEE C57.104 .

RELACIONES DOERNENBURG Y ROGER 14 Metano/hidrógeno = Etano/metano = Etileno/etano = Acetileno/etileno = Dióxido carbono./monóxido carbono =

PORCENTAJE DE DUVAL 15 % Metano = % Etileno = % Acetileno =


Realizó:_________17____ ______ ____ ____ ____ __ (Nombre y Firma)

NOTA: 1 NOTA: 2

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Revi Revisó só : ___ _____ ____ ____ ___ _17____ ______ ____ ___ _ (Nombre y Firma)

Apro Aprobó bó : ___ _____ ____ ____ __17____________ (Nombre y Firma)

Aceptado

16

Rechazado

16

Este informe no deberá reproducirse parcialmente sin la aprobación aprobación por escrito del del laboratorio. laboratorio. Estos resultados sólo amparan a la muestra sometida a prueba.

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Instrucciones para el llenado del formato de registro de datos: 1 Número de registro de control de calidad 2 Nombre y dirección del laboratorio que realizará la medición 3 Información sobre la procedencia de la muestra de aceite del equipo y subestación donde se encuentra 4 Datos de placa del equipo. En el caso de equipos la potencia está indicada en MVAR. 5 Porcentaje de gases disueltos y gases combustibles 6 Presión barométrica 7 Fecha en que se efectuó el muestreo y fecha de recepción de la muestra 8 Número del análisis correspondiente 9 Tipo de gas detectado 10 Porcentaje del coeficiente de variabilidad en el gas 11 Porcentaje en volumen de concentración en el gas 12 Concentración del gas en partes por unidad 13 Límites máximo y crítico para los gases detectados 14 Relaciones de Doernenburg y Dogers obtenidas 15 Porcentaje de Duval obtenido 16 Con base en las observaciones indicadas en el formato se determina si el equipo se acepta o se rechaza por no cumplir con los requerimientos de la medición 17 Finalmente, se debe indicar el nombre y firma de la persona que realizó, revisó y aprobó la prueba

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SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento de embarque, transportación y recepción en sitio de transformadores y reactores de potencia


PROCEDIMIENTO PARA EL EMBARQUE, TRANSPORTACIÓN Y RECEPCIÓN EN SITIO DE TRANSFORMADORES Y REACTORES DE POTENCIA

Esta edición sustituye a la versión del procedimiento GSE-029-S-1995

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SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento de embarque, transportación y recepción en sitio de transformado transformadores res y reactores de potencia


ÍNDICE

1 Objetivo 2 Alcance 3 Definición de rutas, plan, programa de transporte y tipo de transporte 3.1 Transporte por carretera 3.2 Transporte por ferrocarril 3.3 Transporte marítimo 4 Actividades del embarque 4.1 Inventario físico de partes y componentes 4.2 Marcado, desempaque y embalaje de partes y componentes 5 Evaluación del transportista 5.1 Selección de la compañía transportista 5.2 Evaluación del personal transportista 5.3 Características del transporte 6 Actividades durante el transporte 6.1 Maniobras de carga 7 Supervisión de la comisión 7.1 Revisiones durante el trayecto 7.2 Informe del transportista (bitácora) 8 Recepción en sitio

9

9 Maniobras de descarga y colocación en sitio

9

10 Revisión interna

9

10.1 Reglas de seguridad

9

10.2 Puntos de verificación interna

9

11 Recepción documental y aprobación del equipo

10

12 Bibliografía

10

Anexo A Diagrama de flujo para recepción, almacenamiento, montaje y puesta en servicio de transformadores y reactores de potencia Anexo B Reporte de recepción de equipo de transformación

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Pág. 3 3 3 3 4 4 4 4 5 6 6 7 7 7 7 8 8 9

11 13

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1 Objetivo

El procedimiento tiene como objetivo definir las actividades básicas de supervisión y control, que deben efectuarse durante el embarque, transportación y recepción en sitio de transformadores y reactores de potencia.


transporte elaborado por el proveedor del servicio. Este plan debe incluir la descripción de: a) La ruta b) Los tiempos de recorrido c) Los sitios de pernocta d) Los medios utilizados

2 Alcance

Este procedimiento se aplica a transformadores, autotransformadores y reactores de potencia nuevos, reparados y reubicados, de 10 MVA o mayores. Desde el punto de vista de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación, puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe cumplir con los criterios establecidos por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma. En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de transformadores y reactores de potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138ECOL y la especificación CFE L0000-58. 3 Definición de rutas, plan, programa de transporte y tipos de transporte

3.1 Trasporte por carretera

El proveedor del servicio de transporte (PST), debe realizar un estudio, considerando los reglamentos establecidos por la Secretaría de Comunicaciones y Transportes (SCT), respecto a las posibles rutas alternativas. Se debe realizar un recorrido previo registrando tiempos, movimientos y distancias, para definir el programa de traslado, estimar el avance diario en kilómetros y los lugares elegidos para hospedaje del personal encargado del transporte. Durante el recorrido deben localizarse los puntos críticos en la trayectoria de la ruta: alturas, capacidades y dimensiones de los puentes, curvas con radios cortos o pendientes críticas, zonas de derrumbes y deslaves, dimensiones de puertas de acceso a las instalaciones y las posibles limitaciones de la ruta en zonas urbanas. Con estos datos se elabora el programa de traslado, indicando el avance diario en kilómetros, los lugares para hospedaje, dimensiones de puertas de acceso a las instalaciones y las limitaciones de la ruta en zonas urbanas. Además, el PST debe contar con un directorio actualizado de compañías arrendadoras de maquinaria para maniobras a lo largo de la ruta, a fin de prever cualquier imprevisto en la misma. El PST es responsable de satisfacer los requerimientos impuestos por el fabricante del transformador, en lo referente a los límites de amplitud de aceleración y frecuencia, para el traslado del equipo.

El área responsable de contratar el transporte, debe revisar y aprobar el plan y el programa de 1995 Tomo II


SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento de embarque, transportación y recepción en sitio de transformado transformadores res y reactores de potencia

3.2 Transporte por ferrocarril

Se debe realizar un estudio similar al efectuado en el transporte por carretera para localizar los puntos críticos en la trayectoria de la ruta: alturas, capacidades y dimensiones de puentes, limitaciones de túneles, ubicación de espuelas de carga y descarga para transportación adecuada ferrocarril-carretera y condiciones de las plataformas. EL PST es responsable de satisfacer los requerimientos impuestos por el fabricante del transformador en lo referente a los límites de amplitud de aceleración y frecuencia, para el traslado del equipo. 3.3 Transporte marítimo


deberán retirarse posteriormente, antes de efectuar el llenado de aceite del transformador. El responsable del transporte, debe tomar en cuenta la ubicación de los soportes y las recomendaciones del fabricante del transformador, para llevar a cabo la sujeción del equipo a la plataforma de transporte del barco. Esto último debe ser declarado explícitamente por el responsable del trasporte, además de estar indicado en el seguro contratado por el transportista. Para minimizar el riesgo de daños, el PTS es responsable de tomar las precauciones siguientes, descritas a manera enunciativa, pero no limitativa en el punto 4 de este procedimiento.

En el transporte marítimo es necesario considerar que el transformador está sujeto a fuerzas originadas por los movimientos del transporte y que producen aceleraciones en prácticamente todas direcciones. Para evitar esta situación es necesario reforzar la sujeción de la parte activa con soportes que se colocan provisionalmente, para realizar el transporte. Para sujetar el equipo a la plataforma de transporte del barco, el responsable debe tomar en cuenta la ubicación de los soportes instalados, siguiendo las recomendaciones del fabricante del transformador.

Tabla 1 Aceleraciones típicas que se presentan en el transporte marítimo

Para minimizar el riesgo de daños, el fabricante del transformador debe considerar los criterios de diseño con límites no menores a 0,61 g, en la estructura mecánica del transformador, ver Tabla 1.

4 Actividades antes del embarque

Los transformadores se embarcan en posición horizontal o vertical. Los grandes transformadores de tipo acorazado con tanque en campana se transportan en posición horizontal, puesto que su construcción permite trasladarlos así. Las bobinas y el circuito magnético están sujetos al tanque, por lo que no hay riesgo de deformación o desplazamiento durante la transportación. Generalmente es necesario instalar calzas interiores suplementarias, que 1995

Aceleración Rodamiento (X) Longitudinal (Y) Transversal (Z) Vertical Aceleración Cabeceo (X) Longitudinal (Y) Transversal (Z) Vertical

Desde 0,11 g 0 51 g 0,56 g Desde 0,18 g 0,26 g 0,65 g

Hacia 0,15 g 0,61 g 0,65 g Hacia 0,31 g 0,31 g 0,88 g

4.1 Inventario físico de partes y componentes

Se debe elaborar un inventario de las partes y componentes que integran el equipo que se desea trasportar, tales como: a) Tanque principal b) Tanque conservador c) Boquillas d) Tuberías de acoplamiento e) Relevador Buchholz f) Cambiador de derivaciones

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g) Válvulas h) Sistemas de enfriamiento (radiadores, motoventiladores, motobombas y controles) i) Gabinete de control j) Accesorios y partes de repuesto 4.2 Marcado, desempaque y embalaje de partes y componentes Los componentes y accesorios deben marcarse con letra de golpe y pintura indeleble para su fácil identificación, con la finalidad de facilitar el armado en sitio. a) Boquillas

Retirar las conexiones externas e internas, pantallas electrostáticas y anillos equipotenciales. Durante las maniobras de desmontaje se deben utilizar estrobos de materiales blandos y flexibles como lino, manila y polipropileno. Aflojar la tornillería de sujeción del tanque principal en forma cruzada (180º) para evitar esfuerzos mecánicos en las bridas. Durante el retiro de la boquilla del transformador, utilizar contravientos para mantener la inclinación de la torreta. Embalar en contenedores de madera con caballetes recubiertos con espuma de poliuretano, para evitar esfuerzos sobre la porcelana y repartir la carga de la boquilla a lo largo del contenedor. Ver procedimiento ST-CT-012. b) Tubería de acoplamiento

Se deben utilizar bridas ciegas en las uniones, protegerse y envolverse con plástico. Empacarse en contenedores rellenos con espuma de poliuretano o de algún material que evite que se golpeen o se deformen durante el trayecto de transporte. c) Relevador Buchholz

Deben utilizarse bridas ciegas en las uniones de ambos lados del relevador, y protegerse con material plástico. Deben empacarse en 1995 Tomo II


contenedores rellenos de espuma de poliuretano y colocar material desecante (sílica-gel). d) Relevador de presión súbita

Deben utilizarse bridas ciegas en las uniones de ambos lados del relevador y protegerse con material plástico. Deben empacarse en contenedores rellenos de espuma de poliuretano y colocar material desecante (sílica-gel). e) Válvulas

Deben utilizarse bridas ciegas en las uniones de ambos lados del relevador y protegerse con material plástico. Deben empacarse en contenedores rellenos de espuma de poliuretano y colocar material desecante (sílica-gel). f) Sistema de enfriamiento

Los radiadores deben protegerse con bridas ciegas en las uniones superior e inferior y cerrar las válvulas mariposa. Se deben embalar en grupos de cuatro piezas como máximo, separadas con madera y flejadas con cincho de acero. No deben colocarse directamente en el piso: motoventiladores y motobombas, controles de arranque y paro. g) Gabinetes de control (principal y mando del motor del cambiador de derivaciones).

En caso de requerirse su transportación en forma independiente del tanque principal, debe llevarse a cabo en forma similar a los incisos c) y d), del punto 4.2. h) Tanque principal •

•

•

•

Verificar la fijación de la estructura y herrajes. Verificar el apriete de las prensas mecánicas de sujeción de los devanados. Revisar el buen estado de los pasamuros de los TC´s. Colocar cuñas de madera en las partes que puedan presentar desplazamientos longitudinales y/o axiales durante el transporte, de acuerdo con lo indicado por el fabricante del transformador.



•

•

•

•

Colocar soportes de madera para la fijación del cuerpo del preselector y selector en el cambiador de derivaciones bajo carga. Esta observación es aplicable para los cambiadores de derivación que se instalan en compartimientos anexos al tanque principal y que deben transportarse en forma separada. Verificar que exista comunicación entre la cuba que contiene el ruptor del cambiador de derivaciones bajo carga y el tanque principal, ya sea a través de una válvula colocada en la parte inferior o con conexión externa prevista para ese fin. Marcar en la parte inferior del transformador los ejes longitudinal y transversal, y en la parte superior e inferior del conjunto tanquenúcleo-devanados, con el propósito de identificar desplazamientos. Anexar fotografías y planos con los acotamientos del marcado. Instalar bridas ciegas en todas las salidas de los componentes externos. Se debe aplicar vacío hasta alcanzar el nivel de humedad en el interior del transformador, de acuerdo con lo establecido en las especificaciones de transformadores de la Comisión y en el procedimiento ST-CT-004 y ST-CT-005. Posteriormente, el transformador debe presurizarse con aire seco o gas inerte (nitrógeno) extra seco. Se deben seguir las indicaciones del fabricante del transformador y las especificaciones de la Comisión. Se debe contar con un sistema que mantenga la presión del gas o aire seco en forma automática durante el transporte. Deben seguirse las normas de seguridad para el manejo de cilindros de gas, envasado con alta presión. Las indicaciones de seguridad deben ser claramente visibles.

•

Colocación de detectores de impacto. Deben instalarse en la parte central superior del tanque del transformador y estar protegidos de las condiciones del medio ambiente. La

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sujeción de estos detectores debe cumplir con lo indicado por el fabricante del transformador. Se debe nivelar y verificar su funcionamiento dos horas antes de iniciar el traslado. Debe registrarse en la bitácora el número de serie del detector de impacto. 5 Evaluación del transportista 5.1 Selección de la compañía transportista

En la evaluación para seleccionar la compañía transportista, debe tomarse en cuenta lo siguiente: a) Experiencia y número de servicios de transporte con equipos similares. Se debe proporcionar lista de referencia b) Infraestructura c) Tipo y características de la plataforma d) Modelo de la unidad de transporte e) Número de ejes f) Número de llantas por eje g) Dimensiones h) Masa muerta (tara) i) Capacidad de carga útil en toneladas j) Colocación y sujeción de la carga k) Distribución de la carga en toneladas por eje, por llanta y área (m2) l) Análisis de las características estáticas del transporte, márgenes de seguridad de la capacidad y dimensiones m) Análisis de las características dinámicas del transporte: márgenes de seguridad para la capacidad y dimensiones. Para verificar su comportamiento: márgenes de seguridad en curvas y máxima velocidad de desplazamiento n) Fuerza y capacidad de arrastre y/o empuje

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o) Margen de seguridad en pendiente máxima (indicarlo en por ciento por grado de pendiente) p) Diagrama de fuerzas del conjunto estructura del transporte-transformador, para el caso más crítico q) Indicar margen de seguridad


f) Equipo de comunicación móvil y portátil para mantener comunicados a los integrantes del convoy. Estos equipos de comunicaciones utilizarán una frecuencia única, con un uso restringido al grupo para evitar interferencias. 6 Actividades durante el transporte

5.2 Evaluación del personal transportista

6.1 Maniobras de carga

Deben satisfacerse los requisitos siguientes:

Debe determinarse previamente la posición para el traslado de los transformadores: horizontal o vertical. Esto depende de las instrucciones del fabricante del transformador. Posteriormente, se deben verificar las dimensiones para seleccionar la parte locomotora y determinar las características finales de longitud, altura, ancho, masa y volumen.

a) Examen médico general b) Documentación que ampare sus aptitudes, avalado por la Secretaría de Comunicaciones y Transporte (SCT) o quien esta designe c) Presentar currículum vitae, donde se muestren experiencias anteriores d) Presentar examen que demuestre el conocimiento de códigos vigentes o prácticas de aspectos de seguridad

La compañía transportista, debe proporcionar las facilidades necesarias al personal de la Comisión para llevar a cabo la verificación de lo anterior. 5.3 Características del transporte

El alcance de las características del trasporte debe consistir en lo siguiente: a) Plataforma para transporte, seleccionada de acuerdo al inciso 5.1. b) Tractocamiones para arrastre y retención. c) Dos vehículos ligeros (piloto) utilizados para la señalización delantera y posterior de la plataforma. d) Un vehículo apropiado para el traslado de herramientas ligeras, cilindros de gas inerte para mantener presurizado el transformador, equipo de primeros auxilios, etc. e) Un vehículo ligero para verificar el estado de las rutas, previo al paso del grupo de transporte principal. 1995 Tomo II

6.1.1 Traslado en posición vertical

Debe verificarse que se hayan retirado los accesorios y que el transformador está listo para las maniobras de embarque. Las grúas deben ser de la capacidad adecuada, considerando un margen de seguridad. Debe tenerse especial cuidado con las áreas energizadas de la subestación y colocar al transformador en forma perpendicular, dejando espacio para la plataforma. Si existen rieles para el movimiento del transformador, se deben utilizar para moverlo a una posición mas adecuada para el izaje. En caso de no existir, se colocarán planchas de acero en el piso previamente compactado. El movimiento se lleva a cabo deslizando el transformador y siguiendo las indicaciones del fabricante. Deben evitarse deslizamientos en el piso de la plataforma utilizando un bastidor, madera sólida o hule compacto. El área ocupada por el transformador en la plataforma debe ser limitada por medio de pintura de color amarillo brillante, para detectar cualquier desplazamiento respecto a la posición original de embarque.



El PTS debe tomar la precaución de contraventear con cable de acero flexible y/o varillas de acero con tensores, para asegurar la rigidez de la sujeción. Se debe proteger cualquier elemento que sobresalga de la superficie de las paredes del transformador, para evitar dañarlo durante las maniobras y el transporte. 6.1.2 Traslado en posición horizontal

Para esta posición de traslado, los planos e instrucciones del fabricante deben indicar los pasos a seguir, para hacer los giros necesarios para el embarque en posición horizontal. Deben indicarse claramente los puntos de apoyo que se localizan en la cara que servirá de base. Normalmente, para esta maniobra se requieren dos grúas, pero deben seguirse las indicaciones establecidas en el manual del fabricante. De manera similar al punto anterior, debe delimitarse el área del transformador con pintura amarilla para detectar desplazamientos respecto a la posición original del embarque. Las maniobras previas al giro del transformador para su acomodo en la plataforma de carga y los métodos de sujeción a la plataforma, son similares a las descritas en el punto anterior. 7 Supervisión de la comisión

El área técnica usuaria es responsable de designar a un supervisor o grupo de supervisores, para que estén presentes desde el inicio de los trabajos de desensamble, embalaje, embarque, transporte y entrega en sitio y/o armado del transformador. Las funciones del supervisor son las siguientes:


7.1 Revisiones durante el trayecto

Las revisiones se deben efectuar considerando lo siguiente: a) Deben estar presentes el fabricante (opcional), el usuario y el transportista. b) En caso de detectarse alguna condición anormal, se debe levantar un acta y notificar a la compañía aseguradora. c) Efectuar una inspección visual detallada para localizar daños externos. Deben revisarse los elementos de sujeción del transformador tales como: cables, tensores, cadenas, topes, placas de sujeción, soldaduras de fijación. Asimismo, debe verificarse que el transformador no haya sufrido desplazamientos en la plataforma. Se debe poner especial cuidado en la inspección del área delimitada, descrita en los incisos 6.1.1 y 6.1.2. d) Verificar la presión de gas inerte tres veces al día. Deben registrarse las lecturas en la bitácora. Si es necesario, sustituir los cilindros de gas inerte previstos para tal fin. Cada sustitución de cilindros también debe registrarse en la bitácora. Durante la noche, se debe poner especial cuidado en la revisión de las presiones, debido a los cambios de la temperatura ambiente.

Preferentemente el supervisor de la Comisión, debe contar con un vehículo ligero independiente, equipado con equipos de radiocomunicación en la misma frecuencia del grupo de transporte, además de los canales propios de la Comisión.

a) Llevar la bitácora de obra en forma conjunta con el transportista.

El supervisor, debe estar informado permanentemente de los reportes climatológicos.

b) Establecer con el transportista y con las áreas involucradas, los sitios, fechas y horarios de acuerdo con el programa, en los cuales deben llevarse a cabo revisiones del transformador durante el viaje.

En caso necesario, se deben acordar modificaciones a las rutas o tiempos pactados originalmente con el transportista. Esto último debe estar claramente indicado en el contrato de servicios.

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7.2 Informe del transportista (bitácora)


En la bitácora se deben describir las actividades diarias, los avances del trayecto y los registros de las lecturas de presiones del gas inerte, datos de las condiciones operativas del transporte. La bitácora, debe complementarse con reportes fotográficos y/o videográficos.

bomba de vacío, mismo que se romperá con aire seco. Esta operación se repite dos veces para asegurar que se tenga en el interior un ambiente con la cantidad adecuada de oxígeno. Deben mantenerse dos registros abiertos durante la inspección, para asegurar una circulación adecuada de aire. La inspección se debe realizar utilizando el reporte del Anexo B.

8 Recepción en sitio

10.1 Reglas de seguridad

En la recepción del equipo, el proveedor o contratista debe proporcionar las instrucciones de maniobras de carga y descarga.

Deben seguirse las siguientes reglas de seguridad de carácter general, antes de iniciar la inspección en el interior del transformador:

Antes de bajar el transformador de su medio de transporte, se debe efectuar una inspección externa, con la finalidad de verificar que no existan daños. En caso de existir se debe avisar al fabricante, al transportista y a la compañía aseguradora. Se deben revisar los registradores de impacto para asegurarse que el transformador sufrió aceleraciones o impactos superiores a los recomendados por el fabricante durante el transporte.

a) Realizar la revisión interna con un ambiente lo más seco posible; una humedad en el ambiente no mayor al 50%.

Durante la recepción se deben aplicar los procedimientos ST-CT-014 (GSE-029-S) y el procedimiento ST-CT-008 (GGT-A013-S) y el Manual de Campo ST-CT-016. 9 Maniobras de descarga y colocación en sitio

El personal que participe en las maniobras de descarga debe estar capacitado para esta actividad. Se deben seguir las instrucciones del fabricante del transformador. Debe verificarse la integridad de todo el material, equipo y accesorios utilizados durante la maniobra.

b) Limitar la inspección a un tiempo máximo de dos horas de exposición al ambiente. c) Inventariar la herramienta que se introduzca al interior. Posteriormente, al salir se debe verificar el inventario elaborado previamente. d) La herramienta y equipos utilizados deben ser sujetados al exterior mediante cintas de lino o algodón. e) El personal debe usar overol de algodón sin partes metálicas; no introducir objetos tales como plumas, relojes, monedas, medallas y cadenas. f) Deben utilizarse botines o cubiertas de lona sobre el calzado. 10.2 Puntos de verificación Interna

Los puntos que deben verificarse en la inspección interna son los siguientes:

Todas las maniobras deben planearse con detalle y ejecutarse siguiendo las recomendaciones de seguridad aplicables y las descritas en los manuales del fabricante del transformador.

a) Sujeción del núcleo y bobinas: deben buscarse desplazamientos, y las marcas de correspondencia del marcaje y acotamientos realizados previamente al embarque.

10

b) Verificar el número de conexiones a tierra del núcleo, para lo cual debe realizarse la prueba de resistencia de aislamiento.

Revisión interna

Antes de llevar a cabo la inspección interna, debe extraerse el gas inerte (nitrógeno), mediante una 1995 Tomo II



c) Deben revisarse las terminales de conexión, las barreras aislantes entre fases, las estructuras y los soportes aislantes. d) Debe retirarse el acuñado colocado por el fabricante para el transporte. e) Deben revisarse internamente el ruptor del cambiador de derivaciones bajo carga, así como sus terminales y guías. f) Debe revisarse el apriete de las prensas de los devanados. 11 Recepción documental y aprobación del equipo

Las actividades mencionadas en el punto 9, se complementan con el informe de inspección interna del Anexo B y la bitácora de obra que se utilizó durante todo el proceso, desde la obtención de la información descrita en el punto 4, hasta la inspección interna del transformador. Este conjunto de documentos es necesario e indispensable para formular el acta de entregarecepción, firmada y avalada de conformidad por las áreas involucradas.

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12 Bibliografía

a) NFR-001-2000-CFE Empaque, embalaje, embarque, transporte, descarga, recepción y almacenamiento de bienes muebles adquiridos por CFE. b) NRF-010-CFE-2001 Transportación especializada de carga. c) CFE K0000-06 Transformadores de potencia de 10 MVA y mayores. d) CFE K0000-10 Reparación de transformadores de potencia. e) CFE K0000-18 Embarque y transportación de transformadores de potencia y reactores. f) Reglamento de auto transporte federal, Secretaría de Comunicaciones y Transportes, enero 2001. g) Manual de transformadores y reactores de potencia, Tomo I, junio 2007, Comisión Federal de Electricidad. h) Sea transport of transformers, Engineering Conference, 1992.

Doble

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Anexo A Diagrama de flujo para recepción, almacenamiento, montaje y puesta en servicio de transformadores y reactores de potencia INICIO A

RECEPCIÓN

REVISIÓN DE DETECTORES DE IMPACTO

DA ÑOS

SI

NO

MEDICIÓN DE HUMEDAD

NO

REPORTAR AL FABRICANTE

VALOR ACEPTABLE

SI

INSPECCIÓN INTERNA Y REPORTE

INDICIO DE DA ÑOS

VERIFICAR HUMEDAD RELATIVA NO

CON

LEVANTAR ACTA

NO

C ALMACENAJE PERIODO: HASTA 3 MESES, NITROGENO PRESION POSITIVA MAYOR A 3 MESES, CON ACEITE

SI

MONTAJE INMEDIATO INSPECCIÓN INTERNA SI

VERIFICAR HUMEDAD RELATIVA

REPORTE

INSPECCIÓN INTERNA NO

REPORTE

SI

REPARACIÓN EN SITIO FORMULAR RECLAMACIÓN

SI

EXISTEN DA ÑOS

PROCEDE RECLAMACIÓN

NO

INSPECCIÓN SATISFACTORIA

SI

NO

NO

B

REPARACIÓN FÁBRICA

SI

C

ENVÍO FÁBRICA

B A D

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Continuación Anexo A…

D

ARMADO

TRATAMIENTO RESIDUAL

MEDICIÓN HUMEDAD RESIDUAL

SECO

NO

ST-CT-005 PROCEDIMIENTO DE SECADO PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA

SI

LLENADO

PRUEBAS Y VERIFICACIONES

REPORTE

PRUEBAS DE PUESTA EN SERVICIO

ST-CT-008 PROCEDIMIENTO PARA RECEPCIÓN Y PUESTA EN SERVICIO TRANSFORMADORES DE POTENCIA

REPORTE FINAL

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Anexo B Reporte de recepción de equipo de transformación Registro calidad: ____________ No. de Procedimiento: ST-CT-014

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN LISTA DE VERIFICACI N

Tipo de Equipo:


Reactor Trifásico


Autotransformador


Placa de datos

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si


VERIFICACI N ANTES DE LA DESCARGA DEL EQUIPO Y ACCESORIOS Desplazamientos del equipo en la plataforma

si

no


si

no


si

no


si

no

no


si

no

si

no



si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

Planos de mamparas

si

no


si

no


si

no


si

no




Observaciones :


1995 Tomo II







SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN 2 REVISIÓN INTERNA LISTA DE VERIFICACIÓN

Tipo de Equipo:


Fecha : _________________________ Subestación :____________________ Nomenclatura :___________________

Reactor Trifásico

Autotransformador

Marca :_________________________ No. serie :_______________________ Potencia :_______________________ K.V. :___________________________ Año de fabricación :________________

2.1 CONSIDERACIONES PREVIAS A LA REVISION INTERNA

2.4 REVISION DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y SUS CONEXIONES

Conexión a tierra del tanque principal

si

no


si

no

Terminales cortocircuitadas y aterrizadas

si

no

si

no


si

no

si

no


si

no

2.5 CAMBIADOR DE TAPS


si

no


si

no


si

no


si

no

Material compatible de conexiones y tornilleria

si

no

ujeci n e a ea o e

´s

Pruebas de TC´s

2.2 NÚCLEO


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

Valor de la medición del núcleo a tierra


Voltaje aplicado Reapriete de conexión del núcleo a tierra

si

no


si

no


si

no


si

no

Limpieza en General

si

no

2.3 BOBINAS

Desplazamiento de bobinas

si

no



si

no



si

no


Observaciones :


1995



Diciembre 2007


Tomo II




SUBDIRECCI N DE TRANSMISION 3 MONTAJE EN GENERAL LISTA DE VERIFICACI N Tipo de Equipo:



Reactor Trifásico

Autotransformador


3.1 ASPECTOS A CONSIDERAR ANTES DEL M NTAJE Pruebas de dispositivo de protección

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

BOQUILLAS

Pruebas a boquillas

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

Fugas de aceite

si

no


si

no

Montaje correcto dispositivos de protección

si

no

Montaje correcto de bombas y ventiladores

si

no


si

no

3.2 ASPECTOS A CONSIDERAR DURANTE EL MONTAJE CAMBIADOR DE TAPS Revisar sincronismo mecanismo de mando

si

no


si

no

Inspección y limpieza

si

no


si

no


si

no


si

no



si

no



si

no


MONTAJE DE ACCESORIOS Y CONEXI N

RADIADORES

Observaciones :


1995 Tomo II







SUBDIRECCI N DE TRANSMISI N 4 PROCESO DE SECADO LISTA DE VERIFICACION

Tipo de Equipo:



si

no

Valor % de humedad residual 4.2 PREPARACI N DE LA MAQUINA DE VACIO Y PROCESO DE SECADO


Autotransformador

Marca:___________________________ No. Serie :________________________ Potencia :________________________ K.V. :____________________________ Año de fabricación :_________________

4.1 MEDICI N DE HUMEDAD RESIDUAL (INICIAL)


Reactor Trifásico

si si


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

no no Llenado de la cuba del cambiador de tap de acuerdo al fabricante


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

Buchholz

si

no


si

no



si

no

si

no




si

no


Observaciones :


1995



Diciembre 2007


Tomo II




SUBDIRECCI N DE TRANSMISI N 5 PRUEBAS QUE DEBERAN REALIZARSE LISTA DE VERIFICACI N

Tipo de Equipo:



Reactor Trifásico

Autotransformador

Marca:__________________________ No. Serie :_______________________ Potencia :_______________________ K.V. :___________________________ Año de f abricación :________________


OBSERVACIONES


si

no


si

no


si

no

5.2. 1 Relación de transformación en todos los Taps

si

no


si

no


si

no


si

no

5.6.1 Boquillas

si

no

5.7.1 Impedancia

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

PRUEBAS


Observaciones :


1995 Tomo II


Aprobó : _____________________ (Nombre y Firma)





SUBDIRECCI N DE TRANSMISI N 6 ENERGIZACI N LISTA DE VERIFICACIÓN

Tipo de Equipo:



Reactor Trifásico

Autotransformador





si

no

Ruidos anormales

si

no


si

no


si

no


si

no

Termografía

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

Limpieza general

si

no

Retiro de materiales, equipos y herramientas

si

no


si

no


si

no


si

no



si

no


Observaciones :


1995



Diciembre 2007


Tomo II



Guía para el llenado del formato del Anexo B para el embarque, transportación y recepción en sitio de equipos de transformación y reactores de potencia (ejemplo) Registro calidad: _____1______ No. de Procedimiento: ST-CT-014


Tipo de Equipo


Reactor Trifásico

2 3

Autotransformador

2 3

Fecha : ___________ _____________ Subestación : _______ _____________ Identificacion : _______ _____________

2


Placa de datos

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si



si

no


si

no


si

no


si

no

no


si

no

si

no



si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

VERIFICACIÓN DESPUÉS DE LA DESCARGA DEL EQUIPO Y ACCESORIOS Análisis de graficas del detector de impactos

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

Planos de mamparas

si

no


si

no


si

no


si

no




Observaciones :


1995 Tomo II







Número de registro de control de calidad Se indica el tipo de equipo transformador, autotransformador o reactor Se indica si el equipo es monofásico o trifásico Datos de placa del equipo Fecha de realización de la prueba Información de la subestación Identificación del equipo Indicar “si” o “no”, se llevó a cabo cada una de las actividades descritas y anotar los valores que se requieran 9 Se anotan las observaciones obtenidas de la prueba 10 Finalmente, se debe indicar el nombre y firma de la persona que realizó, revisó y aprobó la prueba

1995

Diciembre 2007


Tomo II

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento para la medición de resistencia óhmica a equipo primario


PROCEDIMIENTO PARA LA MEDICIÓN DE RESISTENCIA ÓHMICA A EQUIPO PRIMARIO

Esta edición sustituye a la versión del procedimiento PT-SLA-09-1998

1998 Tomo II




ÍNDICE

Pág. 1 Objetivo

3

2 Alcance

3

3 Teoría general 3.1 Definiciones

3

3.2 Requisitos previos

4

3.3 Descripción de las actividades

4

3.4 Procedimiento de medición

4


5

5 Criterios de aceptación 5.1 Interpretación de resultados

8

5.2 Medidas correctivas de acuerdo con los resultados obtenidos 6 Bibliografía

1998

3

8 10 10

Anexo A Formato de datos prueba

11


15

Anexo C Resumen de procedimiento para medición de resistencia óhmica

23

Diciembre 2007


Tomo II


1 Objetivo

3 Teoría general

Este procedimiento establece los lineamientos para determinar la resistencia óhmica del devanado de equipo primario. En la medición interviene el cambiador de derivaciones, terminales, boquilla y las conexiones internas involucradas.

3.1 Definiciones

2 Alcance

El procedimiento se aplica a equipo eléctrico primario, tales como, reactores y transformadores reactores de potencia, de servicios auxiliares, autotransformadores. Este documento debe ser utilizado por todo el personal involucrado en la puesta en servicio, mantenimiento y en la determinación de fallas de estos equipos. Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe contar con el criterio de protección ambiental, el cual es establecido por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma. En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138-ECOL y la especificación CFE L0000-58.

1998 Tomo II


Resistencia óhmica

La resistencia eléctrica es la oposición al paso de la corriente en un circuito eléctrico cerrado. También se define como la propiedad de un objeto o sustancia para transformar energía eléctrica en calor u otro tipo de energía radiante. Esta prueba permite detectar falsos contactos entre conductores y terminales, espiras cortocircuitadas o alta resistencia de contacto en cambiadores de derivación. Por lo general, estas condiciones producen puntos calientes en el devanado y pueden generar gases. Para medir la resistencia óhmica de los devanados, se usa generalmente un puente de alta precisión, siendo los más comunes: a) Puente de Wheatstone b) Puente de Kelvin c) Método directo

Un puente de Wheatstone consta de cuatro resistencias conectadas en un dispositivo cuadrangular, como se muestra en la figura 1, donde R4 es la resistencia cuyo valor se quiere medir. Las resistencias R1 y R2 tienen un valor conocido. La resistencia R3 tiene un valor ajustable. Entre las terminales A y B, se conecta un galvanómetro con cero el centro. Si la relación de las dos resistencias del brazo conocido (R 3 /R1) es igual a la relación de las dos del brazo desconocido (R /R 4 2), el voltaje entre las terminales A y B es nulo. El puente de Kelvin es una modificación del puente de Wheatstone que utiliza resistencias muy pequeñas como elementos de comparación.




Figura 3 Método directo. Figura 1 Puente de Wheatstone.

Como se muestra en la figura 2, el puente de Kelvin presenta un par adicional, R3R4, que tienen la misma relación que R1 y R2. Donde R5 y R6, son las resistencias de valor pequeño que se utilizan como elementos de comparación y R7, es la resistencia desconocida. En la condición de equilibrio se cumple la siguiente condición: R5

= R6

R1

Cuando se realice la medición de resistencia con este método, el equipo de medición debe ser de alta precisión. 3.2 Requisitos previos

Es importante contar con un termómetro para registrar la temperatura ambiente y disponer de un higrómetro para medir el porcentaje de humedad del ambiente. 3.3 Descripción de las actividades 3.3.1 Preparación para la medición

R2

a) Desconectar los cables terminales de conexión de las boquillas

R 5

b) Aterrizar los cables terminales de las boquillas

R 1 R 3

R 7

c) Limpiar la conexión de las boquillas perfectamente, para que cuando se efectúe la conexión al equipo de medición, se asegure un contacto sólido d) Revisar el equipo de medición y los cables conexión que van a utilizar

R 4 R 2

e) Anotar los datos de placa del equipo bajo medición en el formato de prueba del Anexo A

R 6

Figura 2 Puente de Kelvin.

3.4 Procedimiento de medición

En la figura 3 se muestra el circuito de conexión del método directo o método del voltamperímetro. En este método se tiene una fuente de corriente directa conectada al devanado y se mide la corriente que circula por el devanado y la caída de tensión en él. La resistencia se calcula empleando la siguiente formula:

Para que las mediciones de resistencia con corriente directa (CD) sean lo mas precisas posible, deben tomarse en cuenta las siguientes recomendaciones:

R =

1998

V I

(1)

a) Cuando se realicen mediciones de resistencia en equipo frío, se debe anotar el tiempo requerido para que las lecturas se estabilicen. b) Para realizar las mediciones de resistencia con CD, la corriente utilizada no debe exceder el 15%

Diciembre 2007


Tomo II


de la corriente nominal. Si se utilizan valores de corriente mayores a este porcentaje, pueden obtenerse lecturas inexactas debido al calentamiento del devanado.

e) Para transformadores trifásicos con conexión en estrella, la resistencia en el devanado se mide de fase a neutro. f) Para obtener mediciones precisas en transformadores trifásicos con conexión delta, se deben realizar 3 mediciones de fase a fase por cada devanado. Ya que la resistencia medida en cada fase está compuesta por la combinación en paralelo del devanado bajo medición y la combinación en serie de los devanados restantes.

c) No deben registrarse las mediciones hasta después que se haya alcanzado estabilidad en la medición. d) Si se usa el método directo para la medición de resistencia con CD, deben considerarse las siguientes precauciones adicionales:

g) Antes de realizar las mediciones de resistencia, se recomienda dejar desenergizado el transformador hasta que su temperatura interna se estabilice.

Se puede obtener una mayor precisión con el uso de potenciómetros. Deben tomarse al menos cuatro mediciones de corriente y voltaje. El promedio de las resistencias calculadas con estas mediciones puede ser considerada como la resistencia del devanado.

H1

H2

X1



De la figura 4 a la 9, se muestran los diagramas de conexión empleados para realizar la medición de resistencia óhmica en transformadores con diferentes tipos de conexión.

H3

X2

X3

PUENTE DE WHEATSTONE O KELVIN T2 T1

CONEXIONES DE PRUEBA

PRUEBA

1 2 3

T1

T2

H1 (X1) H2 (X2) H3 (X3)

H2 (X2) H3 (X3) H1 (X1)

MIDE

r1 y (r2+r3) r2 y (r1+r3) r3 y (r1+r2)

Figura 4 Diagrama de conexión para un transformador de dos devanados, conexión delta/delta. 1998 Tomo II



H1

H2

H0/X0

X1


H3

X2

X3



PRUEBA

T1 H1 (X1) H2 (X2) H3 (X3)

1 2 3

T2 H0 (X0) H0 (X0) H0 (X0)

MIDE

r1 r2 r3

Figura 5 Diagrama de conexión para un transformador de dos devanados, conexión estrella/estrella.

H1

H2

H3

Y1 Y2

H0/X0 X1

X2

X3

Y3



PRUEBA

T1 H1 (X1) H2 (X2) H3 (X3)

1 2 3

T2 H0 (X0) H0 (X0) H0 (X0)

MIDE

r1 r2 r3

Figura 6 Diagrama de conexión para un transformador de tres devanados, conexión estrella/estrella. 1998

Diciembre 2007


Tomo II


H1

H2


H3

X1 X2

X0

X3



PRUEBA

T1 H1 H2 H3 X1 X2 X3

1 2 3 4 5 6

T2 H2 H3 H1 X0 X0 X0

MIDE

r1y (r2+r3) r2 y (r1 +r3) r3 y (r1 +r2) r1 r2 r3

Figura 7 Diagrama de conexión para un transformador de tres devanados, conexión delta/estrella.

H1

H0/X0

H2

X1

H3

X2

X3



PRUEBA

T1 H1 (X1) H2 (X2) H3 (X3)

1 2 3

T2 H0 (X0) H0 (X0) H0 (X0)

MIDE

r1 r2 r3

Figura 8 Diagrama de conexión para un autotransformador, conexión estrella/estrella. 1998 Tomo II



H1

H2


H3

H0

PUENTE DE WHEATSTONE O KELVIN

T2 T1


PRUEBA

T1 H1 H2 H3

1 2 3

T2 HO H0 H0

MIDE

r1 r2 r3

Figura 9 Diagrama de conexión para reactores. 5 Criterios de aceptación

R OHMICA , Resistencia óhmica del transformador.

5.1 Interpretación de resultados

R MEDIDA , Resistencia obtenida en medición.

a) Los resultados de las mediciones pueden cotejarse si se cuenta con un historial de mediciones. También se deben cotejar con mediciones realizadas durante la puesta en servicio o bien con mediciones subsecuentes.

R CABLES , Valor de resistencia de los cables de

b) Es conveniente que al efectuar esta medición, la temperatura del aceite del transformador sea igual a la temperatura ambiente. Se recomienda efectuar esta medición durante la puesta en servicio del transformador o reactor para tomarla como referencia. c) Para obtener los resultados exactos de la resistencia óhmica del transformador o reactor, se debe restar el valor de la resistencia de los cables de medición al valor de la resistencia obtenida en la medición, como se muestra en la ecuación (2). ROHMICA

=

R MEDIDA

− RCABLES

donde: 1998

(2)

medición.

Las mediciones de resistencia realizadas en frío normalmente son convertidas a una temperatura de referencia. De acuerdo con los fabricantes, la temperatura de referencia es igual a la elevación de temperatura del devanado (55° C o 65° C) más 20 C, (lo que daría 75 °C u 80 °C). Sin embargo en campo, los valores medidos deben ser corregidos a una temperatura de 20 °C. También, puede ser necesario convertir las mediciones de resistencia a la temperatura a la cual se realizaron las mediciones de impedancia y pérdidas. La formula empleada para realizar esta conversión se muestra en la ecuación (3). RS

⎛ T + T ⎞ = Rm ⎜⎜ S k ⎟⎟ ⎝ T m + T k ⎠

(3)

Diciembre 2007


Tomo II


donde: R S ,

Resistencia a la temperatura de referencia (generalmente valor de fábrica o de la última medición).

R m , Resistencia medida T S ,

Temperatura de referencia

T m ,

Temperatura del devanado durante la medición

T k ,

Constante equivalente a 234.5 para el cobre y 225 para el aluminio.

Ejemplo de corrección de resistencia óhmica a una temperatura a 75 ºC

Los datos del transformador son los siguientes: Marca Powell-Esco Tipo: OA No. serie: 96090375 Capacidad: 1500 kVA Fases: 3 Conexión: delta/delta Impedancia a 75°C: 3.7% Tabla 1 Valores de resistencia óhmica para el ejemplo 1 Terminales

H1-H3 H2-H1 H3-H2 x1-x3 X2-x1 x3-x2

2 Resistencia obtenida en mediciones anteriores a 75 C 0.9515 0.9598 0.9685 0.0060 0.0068 0.0062

3 Resistencia medida en (Rm)

4 Resistencia corregida a 75 C en (Rs)

0.8734 0.8701 0.8802 0.0056 0.0065 0.0060

0.9668 0.9632 0.9743 0.0061 0.0071 0.0066

T S,

Temperatura de referencia: 55 °C + 20°C=75°C

T m,

Temperatura del devanado durante la medición: 45°C

Tk,

234.5 para el cobre

Sustituyendo estos datos en la ecuación 3, se obtienen los valores indicados en la columna 4 de 1998 Tomo II


la tabla 1. Esta corrección es la que normalmente se realiza en fábrica. Ejemplo de corrección de resistencia óhmica a una temperatura de 20 ºC

El procedimiento que se debe realizar en campo consiste en considerar como temperatura de referencia 20 °C y corregir primeramente los valores medidos y posteriormente corregir a 20 °C. Por lo tanto, el primer paso será corregir los valores obtenidos en las mediciones, considerando los datos siguientes: Los datos medidos (R m ) son los indicados en la columna 3 de la tabla 1. La temperatura de referencia es 20°C. La temperatura del devanado es 45 °C, la constante equivalente es de 234.5 para el cobre. Sustituyendo estos datos en la ecuación 2, se obtienen los datos de la columna 2 de la tabla 2. Tabla 2 Corrección de valores a 20 ºC 1 Terminales

2 Resistencia medida corregida a 20 C en (Rs)

H1-H3 H2-H1 H3-H2 x1-x3 X2-x1 x3-x2

0.7952 0.7922 0.8014 0.0050 0.0059 0.0054

3 Resistencia obtenida en mediciones anteriores corregidas a 20 C en 0.7824 0.7892 0.7761 0.0041 0.0048 0.0044

El siguiente paso es corregir los valores de mediciones anteriores de la columna 2 de la tabla 1, que son los valores Rs a una temperatura de referencia de 20 ºC (TS). La temperatura del devanado (Tm) debe ser considerada como 75 ºC y el valor de Tk= 234.5 para el cobre. Sustituyendo, los valores en la ecuación 2 se obtienen las mediciones de la columna 3 de la tabla 2. d) La tolerancia permisible de esta medición en campo con respecto a las efectuadas en fábrica



debe ser ± 2%. En caso de no tener la medición de referencia del fabricante se compara con el valor de resistencia medida en la última medición o con la de puesta en servicio.


c) IEEE Standard Requirements, Terminology and Test Code for Shunt Reactors Rated over 500 kVA. IEEE Standard C57.21-1990(R2004).

e) En conexión delta de transformadores, el valor de la resistencia implica la medición de una fase en paralelo con la resistencia en serie de las otras dos fases.

Por lo anterior al realizar la medición, en las tres fases se obtienen valores similares. En caso de que se tenga un devanado fallado, dos fases dan valores similares. Para transformadores en conexión estrella el valor es similar en las tres fases, por lo que se puede determinar con precisión cual es la fase fallada. En transformadores monofásicos, se comprueba fácilmente el daño del devanado fallado. 5.2 Medidas correctivas de acuerdo con los resultados obtenidos a) Una resistencia medida en los devanados ligeramente mayor al valor aceptable de variación, puede deberse a un falso contacto interno. Por lo tanto es necesario efectuar una revisión interna y corregir estos falsos contactos. b) Un valor de resistencia alto puede deberse a bobinas abiertas o conexiones abiertas internamente, lo cual requiere también una inspección interna y reparación mayor. c) Para una evaluación eficaz del estado del equipo, para medición de resistencia óhmica debe compararse con los resultados obtenidos en las mediciones de relación de transformación y corriente de excitación. 6 Bibliografía

a) Service Handbook for Power Transformers, ABB Inc., TRES, North America, January 2006. b) Transformer Maintenance Guide, M. Horning, J. Kelly, S. Mayers, R. Stebbins. Transformer Maintenance Institute, 2004. 1998

Diciembre 2007


Tomo II



Anexo A Formato de datos prueba Registro de calidad: No. de Procedimiento:

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Gerencia Regional de Transmisión Tipo de equipo Monofásico: Nomenclatura: MVA: Clase de enf. # Taps ± kV nom A.T.: kV nom B.T.: kV nom Terciario:

SubÁrea Transformador Trifásico

Marca: Num. Serie Año Fabricación: % Año puesta en serv.: %Z a %Z a %Z a

Subestación Autotransformador Reactor Condiciones: Prueba & Climatológica Orden de trabajo Temp. Amb.: Soleado O.T.: % Hum. Relativa: Nublado Fecha: Temp. Aceite: Brisa Programado: Temp. Devanado: 1/2 nublado P.S. kV Lluvia Falla: kV Dibujar diagrama vectorial kV Tipo:

MVA MVA MVA

Equipo de Medición Utilizado Fecha Calibración: Modelo: Fecha Vencimiento: Marca: No Inv. EIMP: No. Serie: Fecha de la última prueba: Alta Baja Devanado: Devanado: Corriente RΩ RΩ TAP Corregida Dif % R Ω (20°C) prueba R Ω (20°C) P.S. Medida R Ω (20°C) P.S. Medida

Formula para corrección de temperatura a 20ºC Rs

SC-CT-015

Terciario Devanado: Corregida

Dif %

R Ω (20°C)

R Ω (20°C)

P.S.

RΩ Medida

Corregida

Dif %

R Ω (20°C)

⎛ T + T k ⎞ ⎟⎟ = Rm ⎜⎜ s + T T k ⎠ ⎝ m


Realizó:


1998 Tomo II


Rechazado

Nombre y firma




Diagramas de conexión

H1

H1 Y1

H0X0

N

R

X1 H0

Y2

N

R

N

R

N

Figura A1 Autotransformador monofásico Y-Δ.

X2

R

N

R

N

R

Figura A2 Transformador de dos devanados.

H2 H

H0

H3

N N

R

N

R

N

N

R

N

R

R

Figura A3 Transformador trifásico conexión Y.

1998

R

Figura A4 Medición de un devanado.

Diciembre 2007


Tomo II



Guía para el llenado del formato para la medición de resistencia óhmica a equipo primario Registro de calidad: No. de Procedimiento:


Gerencia Regional de Transmisión Tipo de equipo Monofásico: Nomenclatura: 5 MVA: 6 Clase de enf. 6 6 6 # Taps ± kV nom A.T.: 6 kV nom B.T.: 6 kV nom Terciario: 6

2

SubÁrea

Transformador 4 Trifásico Marca: 6 Num. Serie 6 Año Fabricación: 6 6 % Año puesta en serv.: %Z 6 a 6 MVA 6 %Z 6 a 6 MVA 6 %Z 6 a 6 MVA 6

16

17

18

19

20

17

Formula para corrección de temperatura a 20ºC R s

SC-CT-015 2

Subestación

3 4

Autotransformador 3 Reactor 3 Condiciones: Prueba & Climatológica Orden de trabajo Temp. Amb.: 7 Soleado 7 O.T.: 8 % Hum. Relativa: 7 Nublado 7 Fecha: 8 Temp. Aceite: 7 Brisa 7 Programado: 9 7 1/2 nublado 7 P.S. 9 Temp. Devanado: kV Lluvia 7 Falla: 9 kV Dibujar diagrama vectorial kV Tipo:

Equipo de Medición Utilizado Modelo: 10 11 Fecha Calibración: Fecha Vencimiento: Marca: 10 11 No Inv. EIMP: No. Serie: 10 11 Fecha de la última prueba: 14 Alta 14 Baja Devanado: Devanado: Corriente RΩ RΩ TAP R Ω (20°C) Corregida Dif % R Ω (20°C) prueba P.S. Medida R Ω (20°C) P.S. Medida

15

1

18

12 13

Corregida R Ω (20°C)

19

14 Terciario Devanado: RΩ Corregida Dif % R Ω (20°C) Dif % P.S. Medida R Ω (20°C)

20

17

18

19

20

⎛ T + T k ⎞ ⎟⎟ = Rm ⎜⎜ s ⎝ T m + T k ⎠ 21

Observaciones


Realizó:

23

Revisó:

Nombre y firma

1998 Tomo II

23 Nombre y firma

Aprobó:

23

Aceptado

22

Rechazado

22

Nombre y firma




Instrucciones para el llenado del formato de registro de datos: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Número de registro de control de calidad Información de la gerencia, subárea y subestación donde se encuentra el equipo Se indica el tipo de equipo transformador, autotransformador o reactor Se indica si el equipo es monofásico o trifásico Nomenclatura del equipo de acuerdo con el manual de operación del CENACE. Datos técnicos del equipo, en el caso de reactores se llenarán los datos que apliquen, la capacidad será dada en MVAR y el recuadro de por ciento de impedancia será la reactancia en ohms Condiciones de la prueba y climatológicas Orden de trabajo y fecha de realización de la prueba Si la causa de la prueba es programado por mantenimiento, por puesta en servicio o por salida o disparo del equipo (para confirmar que el equipo no esté fallado), en caso de disparo o salida se deberá de ampliar y aclarar la información en el punto 21 Observaciones Datos del equipo de prueba Información de calibración del equipo de prueba y número de inventario EIMP Dibujar el diagrama vectorial del equipo bajo prueba Se indica la fecha de la última prueba Se indica a que devanado se realizó la prueba Se indica el tap en que se realizó la prueba en caso de transformadores y autotransformadores, en reactores se omite este dato Se indica la corriente con que se realizó la prueba Corresponde a la resistencia óhmica medida en la puesta en servicio. Cuando este dato no se tiene, se hace una prueba inicial o se compara con la medición de fábrica Corresponde a la resistencia óhmica medida durante la prueba Corresponde a la resistencia óhmica corregida a 20° C Corresponde al porcentaje de diferencia entre el valor de puesta en servicio y la resistencia óhmica medida y corregida (se debe verificar que el valor de puesta en servicio esté corregida a la misma temperatura) Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o tendencias de la medición y las razones por la cual se realizó la prueba En base a las observaciones se determina si el equipo se acepta o se rechaza por no cumplir con los requerimientos de la medición Finalmente, se debe indicar el nombre y firma de la persona que realizó, revisó y aprobó la prueba

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Anexo B Operación de los equipos de medición utilizados. B1 Óhmetro modelo Multi-Amp, marca AVO B1.1 Panel de control y funciones de operación

7

3

5

2

4

1

6

15

8

12

9

14

17

13

11

16

10

Figura B1 Panel de control y funciones de operación.

1 Encendido

10 Entrada de voltaje B

2 Conexión del cable de alimentación

11 Selector de corriente

3 Selector de voltaje de alimentación

12 Selector de intervalo resistencia A

4 Control de corriente

13 Selector de intervalo resistencia B

5 LED indicador Listo

14 Selector del display

6 LED indicador Sobrecalentamiento

15 Display A

7 Indicador de corriente

16 Display B

8 Entrada de voltaje A

17 Tabla de intervalos de resistencia

9 Salida de corriente 1998 Tomo II



B1.2 Instrucciones generales de operación y autoprueba del instrumento a) Conectar el cable de alimentación y encender el equipo (asegurarse que el voltaje de alimentación seleccionado sea el correcto). b) Ajustar los siguientes controles:

Control de corriente (4): Posición media Selector del display (14): Posición superior Selector de intervalo de resistencia A (12): Última posición a la izquierda Selector de intervalo de resistencia B (13): Última posición a la derecha Selector de corriente (11): 5 mA c) Cortocircuitar la salida de corriente (9) y la entrada de voltaje A (8). d) Colocar el interruptor (1) en encendido. El LED indicador Listo debe iluminarse. e) Oprimir hacia arriba el interruptor de control de corriente (4) para iniciar el flujo de corriente. Soltar el interruptor cuando el indicador de corriente (7) se encienda. f) Observar el display A. El indicador debe mostrar un número ascendente con el LED “%” iluminado. g) La lectura debe normalizarse al 100% aproximadamente (±10%). Este valor no tiene efecto en la precisión de la lectura de resistencia.


l) Como método de medición alterno, en el paso c) conecte una resistencia de un valor conocido (inferior a 2000Ω) en la salida de corriente (9). Conecte las terminales de la entrada de voltaje A (8) en las terminales de la resistencia. m) Repetir los pasos del a) al j), con excepción del punto c). El valor de resistencia leído en el dislay A debe ser el valor de la resistencia conectada. NOTA: Cuando se realice la medición a un transformador, se debe aterrizar sólidamente el equipo bajo medición como se muestra en los diagramas de conexión.

B1.3 Procedimiento de medición transformadores monofásicos

para

Este procedimiento solo describe las conexiones básicas y los ajustes de los controles para probar un transformador monofásico de dos devanados. Para transformadores trifásicos se debe seguir el procedimiento y el diagrama de conexión correspondiente. El tiempo de medición depende del tipo y tamaño del transformador. No es necesario desconectar la tierra del transformador bajo medición, debido a que todas las terminales de entrada y salida del Óhmetro estás aisladas. B1.3.1 Medición de un solo devanado a) Conectar el cable de alimentación, asegurarse que el voltaje de alimentación seleccionado sea el correcto, y encender el equipo b) Ajustar los siguientes controles:

h) Colocar el selector del display (14) en la posición inferior.

Selector del display (14): Posición superior

i) El indicador debe marcar “000” y debe estar iluminado el LED ohms .

Selector de intervalo de resistencia A (12): Última posición a la izquierda

j) Bajar por un momento el interruptor de control de corriente (4). La corriente se debe descargar y el indicador de flujo de corriente (7) debe apagarse.

Selector de intervalo de resistencia B (13): Última posición a la derecha

k) Si lo desea, puede colocar el selector de corriente (11) en otra posición y proceder con los pasos del c) al j). 1998

Selector de corriente (11): 5 mA c) Conectar la salida de corriente (9) al devanado bajo medición como se muestra en la figura B2.

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d) Conectar la entrada de voltaje B (10) al devanado bajo medición. Colocar las conexiones de voltaje debajo de las conexiones de corriente, para evitar que en la medición se incluya la resistencia de contacto. Ver figura B2. e) Colocar el interruptor (1) en encendido. El indicador Listo debe debe iluminarse. LED indicador f) Oprimir hacia arriba el interruptor de control de corriente (4) para iniciar el flujo de corriente. Soltar el interruptor cuando el indicador de corriente (7) se encienda. g) El display A (15) indica la corriente de salida (en %). Cuando la corriente de salida se aproxime a un estado estable, en el display B (16) se indicará la resistencia del devanado bajo medición.


h) Para obtener una medición precisa, ajuste la perilla del selector B (13) en un intervalo de resistencia (11) más adecuado. i) La lectura debe normalizarse al 100% aproximadamente (±10%). Este valor no tiene efecto en la precisión de la lectura de resistencia. j) Cuando la medición esta completa, se debe bajar por un momento el interruptor de control de corriente (4). La corriente se debe descargar y el indicador de flujo de corriente (7) debe apagarse. NO DESCONECTE LOS CABLES DE CONEXIÓN HASTA QUE EL INDICADOR (7) ESTE APAGADO.

Aterrice una terminal del devanado bajo

Devanado bajo rueba

Figura B2 Diagrama de conexión para un solo devanado.

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B1.3.2 Medición de dos devanados

El siguiente procedimiento es para medir, tanto el devanado de baja, como el de alta en un transformador monofásico. En la figura B3 se muestra el diagrama de conexiones para esta medición. Para realizar la medición, se conecta un puente entre el devanado del alta y el de baja. Para obtener mejores resultados, se debe tener cuidado al conectar el puente en las terminales con polaridad puesta. Ver figura B3. Procedimiento: a) Conectar el cable de alimentación y encienda el equipo (asegurarse que el voltaje de alimentación seleccionado sea el correcto). b) Ajustar los siguientes controles:


puente, para evitar que en la medición se incluya la resistencia de contacto. Ver figura B3. f) Colocar el interruptor (1) en encendido. El LED indicador Listo debe debe iluminarse. g) Oprimir hacia arriba el interruptor de control de corriente (4) para iniciar el flujo de corriente. Soltar el interruptor cuando el indicador de corriente (7) se encienda.

Observar el display A. En el indicador se debe mostrar un número en aumento con el LED “%” iluminado. la lectura se estabilice h) Cuando (aproximadamente al 100% ±10%), el indicador se cambiará automáticamente a la indicación de ohms . Se desplegará la resistencia entre el devanado H1-H2.

Selector del display (14): Posición inferior

i) En el display B (16) (16) no se indicará la resistencia del devanado X1-X2.

Selector de intervalo de resistencia A (12): Última posición a la izquierda

j) Ajustar las perillas de los selectores (12) y (13) en un intervalo de resistencia adecuado. Con esto se obtendrá mejor precisión en las mediciones displays A y B . mostradas en los displays A

Selector de intervalo de resistencia B (13): Última posición a la derecha Selector de corriente (11): Corriente de medición deseada. Se obtienen mejores resultados en la corriente más alta. Observe la tabla de resistencia (17). c) Conectar la salida de corriente (9) al devanado bajo medición como se muestra en la figura B3. d) Conectar la entrada de voltaje A (8) en las terminales H1 y H2 del transformador bajo medición. Colocar las conexiones de voltaje debajo de las conexiones de corriente y del puente, para evitar que en la medición se incluya la resistencia de contacto. Ver figura B3.

k) Cuando la medición está completa, se debe bajar por un momento el interruptor de control de corriente (4). La corriente se debe descargar y el indicador de flujo de corriente (7) debe apagarse. NO DESCONECTE LOS CABLES DE CONEXIÓN HASTA QUE EL INDICADOR (7) ESTE APAGADO. B1.4 Procedimiento de transformadores trifásicos

medición

para

Para realizar mediciones en transformadores trifásicos, use el procedimiento de medición para un solo devanado, siguiendo los diagramas de conexión mostrados en las figuras B4 a B7.

e) Conectar la entrada de voltaje B (10) en las terminales X1 y X2 del transformador bajo medición. Colocar las conexiones de voltaje debajo de las conexiones de corriente y del

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Puente

H1

H2

X2

X1

Figura B3 Diagrama de conexión para dos devanados.

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B1.4.1 Transformadores trifásicos con conexión estrella.

* La resistencia medida corresponde al devanado C-N

Figura B4 Diagrama de conexión para transformadores conectados en estrella con neutro. .

* La resistencia r esistencia medida corresponde corresponde al devanado C-N Figura B5 Diagrama de conexión para transformadores conectados en estrella sin neutro. 1998

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B1.4.2 Transformadores trifásicos con conexión delta.

Figura B6 Diagrama de conexión para transformadores conectados en delta.

Considerando que la resistencia de los tres devanados es igual, la resistencia medida se debe multiplicar por 1.5 para obtener la resistencia en el devanado A - C. Esto debido a que los otros dos

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devanados (A-B + B-C) están en paralelo con el devanado (A-C). Para medir la resistencia en el devanado A-B, se conectan las puntas de corriente y voltaje en las boquillas de las fases A y B.




Figura B7 Diagrama de conexión para transformadores conectados en delta-delta. Método absoluto.

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Anexo C Resumen de procedimiento para medición de resistencia óhmica Procedimiento para medición de resistencia óhmica en equipo primario ST-CT-015 En que consiste la medición

La resistencia óhmica es la resistencia eléctrica que se opone al paso de la corriente en un circuito eléctrico cerrado. Consiste en medir la resistencia óhmica de los devanados, se usa generalmente un puente de alta precisión.


Esta prueba permite detectar falsos contactos entre conductores y terminales, espiras cortocircuitadas o alta resistencia de contacto en cambiadores de derivación. Por lo general, estas condiciones producen puntos calientes en el devanado y pueden generar gases en el aceite.

Equipo de medición

Puente de Wheatstone, puente de Kelvin o por método directo.


No aplica


La tolerancia permisible de esta medición en campo con respecto a las efectuadas en fábrica debe ser ± 2%.

Correcciones

⎛ T + T ⎞ = Rm ⎜⎜ S k ⎟⎟ ⎝ T m + T k ⎠ R S , Resistencia a la temperatura de referencia. Rm , Resistencia medida. T S , Temperatura de referencia T m , Temperatura en devanados devanados durante la medición. T k , Constante equivalente a 234.5 para el cobre y 225 para el aluminio.


No aplica

Recomendaciones

Cuando se realicen mediciones de resistencia en equipo frío, se debe anotar el tiempo requerido para que las lecturas se estabilicen. Para realizar las mediciones de resistencia con CD, la corriente utilizada no debe exceder el 15% de la corriente nominal. Valores de corriente mayores pueden dar lecturas inexactas debido al calentamiento del devanado. Si se usa el método directo para la medición de resistencia con CD, deben considerarse las siguientes precauciones adicionales: • Se puede obtener una mayor precisión con el uso de potenciómetros. • Deben tomarse al menos cuatro mediciones de corriente y voltaje. El promedio de las resistencias calculadas con estas mediciones puede ser considerado como la resistencia del devanado. Para transformadores trifásicos con conexión en estrella, la resistencia en el devanado se mide de fase a neutro. Para obtener mediciones precisas en transformadores trifásicos con conexión delta, se deben realizar 3 mediciones de fase a fase por cada devanado. Antes de realizar las mediciones de resistencia, se recomienda dejar desenergizado el transformador hasta que su temperatura interna se estabilice.

RS

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SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Manual de Campo


MANUAL DE CAMPO

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ÍNDICE

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Introducción Objetivo Alcance Definiciones Recepción en el lugar de la instalación Revisión interna Montaje en general Proceso de secado Pruebas Energización Aspectos de seguridad e impacto ambiental Bibliografía Anexo A Formato para recepción en el lugar de instalación

Pág. 3 4 4 4 8 10 12 14 14 17 18 19 21


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Introducción

El Ingeniero de campo que tiene a su cargo las actividades de puesta en servicio, operación y mantenimiento del equipo instalado en las subestaciones, así como el personal a su mando, se enfrentan cotidianamente con diversos problemas en el desempeño de sus labores. Por tal motivo, el presente Manual tiene como objetivo suministrar los elementos fundamentales de información normalizada, como orientación para facilitar sus labores con métodos similares de pruebas. En esta normalización se utilizan los procedimientos actuales aprovechando sus ventajas comprobadas en la experiencia adquirida. Estos documentos son susceptibles de cambio cuando se obtengan mejoras en ellos. Confiamos en que este Manual sea de utilidad para lograr un mayor rendimiento del personal encargado de trabajos de puesta en servicio y mantenimiento de Transformadores y Reactores de Potencia.





1 Objetivo

3 Definiciones

Actualizar y capacitar al personal técnico responsable de la operación y mantenimiento de los transformadores y reactores de potencia, en los conocimientos teóricos y prácticos de los procedimientos que aplican para la recepción y puesta en servicio.

Aislamiento: Barrera dieléctrica capaz de soportar las diferencias de potencial a que están sujetas las partes del transformador y así mantener el flujo de corriente principal por una trayectoria determinada, con el objeto de evitar trayectorias no deseadas (corto circuito).

También se desea despertar inquietud en el personal responsable de mantener los transformadores y reactores de potencia en las condiciones óptimas iniciales de puesta en servicio, y con ello disminuir los índices de salidas por falla y aumentar las expectativas de su vida útil.

Autotransformador: Es un transformador en el cual sus dos devanados están interconectados eléctricamente.

2 Alcance

Boquillas: Son dispositivos que aíslan un conductor y permiten llevar una corriente a través de una pared conectada a tierra, como por ejemplo el tanque de un transformador, de un interruptor o de una subestación aislada en SF6.

Este manual es aplicable a los transformadores, autotransformador y reactores de potencia. Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe contar con el criterio de protección ambiental, el cual es establecido por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes al aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma. En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138ECOL y la especificación CFE L0000-58.

Bombas de aceite: Se utilizan para forzar el aceite a través de los radiadores, logrando obtener una mayor capacidad de enfriamiento.

Cambiadores de Derivación: La finalidad del cambiador de derivaciones es modificar la relación del voltaje, de acuerdo con las necesidades del sistema. Existen dos tipos:

Cambiador de derivaciones con operación sin carga. Se opera manualmente con una manivela cuando el transformador se encuentra fuera de operación. Para evitar daños y accidentes, tiene un seguro que impide operarlo cuando el transformador está energizado. Cambiador de derivaciones con operación bajo carga. Se puede operar en cualquier condición de carga del transformador, estando energizado. La operación se puede hacer con un control local o remoto. También puede operarse en forma automática, si se fija el nivel de voltaje requerido. El cambiador bajo carga también se puede operar manualmente. Clasificación en función del sistema de enfriamiento

La clasificación de transformadores de potencia se hace en función de los sistemas de disipación de


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calor. Los transformadores de potencia se clasifican como se indica en los siguientes incisos: a) Sumergidos en líquido aislante, enfriados por aire

Auto enfriado (ONAN) Auto enfriado y enfriado por aire forzado (ONAN/ONAF) Auto enfriado y con dos pasos de enfriamiento por aire forzado (ONAN/ONAF/ONAF) b) Sumergidos en líquido aislante, enfriado por aire y por líquido aislante forzado (ONAN/OFAF)

Auto enfriado, enfriado por aire forzado y enfriado por aire y líquido aislante forzados (ONAN/ONAF/OFAF) Auto enfriado y con dos pasos de enfriamiento por aire y líquido aislante forzados (ONAN/OFAF/OFAF) c) Sumergidos en líquido aislante, enfriados por agua (ONWN)

Enfriado por agua forzada (ONWF) Enfriado por agua y líquido aislante forzados (OFWF) Enfriado por agua forzada y líquido aislante forzado y dirigido (ODWF) d) Sumergidos en líquido aislante, enfriados por aire y líquido aislante forzados (ONAFOF)

Enfriado por aire y líquido aislante forzados (OFAF) Enfriado por aire forzado y líquido aislante dirigido (ODAF) Conexión delta: Es la conexión en la que los devanados de un transformador trifásico o los de tres monofásicos asociados en un banco trifásico de la misma tensión, se conectan en serie para formar, un circuito cerrado simétrico. Conexión estrella: Es la conexión de devanados en la que un extremo de cada uno de los


devanados de fase de un transformador trifásico, o de cada uno de los devanados de la misma tensión nominal de transformadores monofásicos asociados en un banco trifásico, se conecta a un punto común (el neutro). Mientras que el otro extremo se conecta a su terminal de línea apropiada. Corriente nominal: Es la corriente que fluye a través de un devanado y se obtiene dividiendo la capacidad nominal del devanado entre la tensión nominal del mismo. Cromatografía de gases: Es una técnica aplicada para el análisis de gases disueltos en el aceite aislante. Derivaciones: Es una porción del devanado compuesta de una o más espiras, cuya finalidad es modificar la relación de tensiones y de corrientes. Devanado: Es un conjunto de espiras que forman un circuito eléctrico asociado con una de las tensiones asignadas al transformador. Devanado estabilizador: Es un devanado suplementario conectado en delta, especialmente usado en un transformador conectado en estrellaestrella, para reducir la impedancia de secuencia cero del transformador. NOTA: La reducción de esta impedancia puede ser necesaria, por ejemplo, para reducir la magnitud de la tensión de tercera armónica o para estabilizar las tensiones al neutro.

Un devanado se considera como estabilizador, si sus terminales no son llevadas al exterior para conectarse a un circuito externo. Sin embargo, se pueden sacar una o dos puntas (adyacentes), destinadas para conexión a tierra; por ejemplo, en un transformador trifásico, si se sacan las tres terminales de la delta, éste debe considerarse como un devanado. Devanado primario: Es el devanado por donde se alimenta el transformador. Para transformadores reductores es el de mayor tensión y para transformadores elevadores es el de menor tensión. Devanado secundario: Es el devanado en donde se conecta la carga. Para transformadores reductores




es el de menor tensión y para transformadores elevadores es el de mayor tensión. Devanado terciario: Devanado adicional de un transformador, el cual puede llevar sus terminales al exterior para conectarse a otro circuito, o bien permanecer interno para fines de operación en el sistema como devanado estabilizador. Diagrama vectorial: Es una notación convencional que indica las marcas de polaridad y las conexiones respectivas de los devanados de alta, media y baja tensión, y sus relativos desplazamientos de fase. Elevación de temperatura de los devanados: Es la diferencia entre la temperatura promedio de los devanados obtenida por el método de resistencia óhmica y la temperatura promedio del medio ambiente. Enfriamiento: La función de los sistemas de enfriamiento es la de disipar el calor generado por el núcleo y las bobinas (pérdidas) y mantener la elevación de temperatura promedio de las bobinas así como la elevación de temperatura superior del aceite de transformador en valor menor a 55 °C ó 65 °C (según lo requiera el cliente) sobre la temperatura ambiente del medio de enfriamiento. Fosa captadora de aceite: En el incendio de un transformador, el principal combustible es el aceite, por lo que es necesario tener un medio para desalojarlo del tanque en forma rápida y absorberlo para que no se contaminen las áreas adyacentes al mismo.

La fosa de absorción también sirve en situaciones en que el tanque se rompa durante alguna falla, o cuando en algunos casos opera la válvula de sobre-presión. Esta fosa deberá estar preparada en la base del tanque y deberá tener la capacidad para contener el 100% del aceite del transformador. Fosa recolectora de aceite: Esta fosa está conectada por medio de tubos a la fosa de absorción o captación de los bancos de transformadores. Generalmente se encuentra localizada a una distancia considerable y alejada del resto del equipo en operación, de tal modo que no ofrece peligro en caso de incendio. La fosa


colectora tiene la capacidad de almacenar el 125% (100% + 25% adicional) del aceite del banco de transformadores de mayor capacidad, instalado en una subestación eléctrica. Frecuencia nominal: Es la frecuencia de operación para la cual está diseñado el transformador. Gabinete de control: Tiene la finalidad de localizar en forma fácil y concentrada todas las terminales de los dispositivos de protecciones como el control de moto ventiladores y bombas de enfriamiento, conexión de transformadores de corriente, resistencias calefactoras propias del transformador, etc. Indicadores de flujo: Permiten verificar si las bombas de aceite están en operación normal, así como la correcta dirección del flujo. Indicador del nivel de aceite: Mide el nivel del aceite en el tanque conservador del transformador a través de un indicador de carátula. Indicador de temperatura del aceite: Tiene como función detectar la temperatura del aceite que se encuentra en la parte superior del tanque principal. Básicamente es un bulbo dentro de un termo pozo o tubo capilar que envía la señal a un termómetro. Indicador de temperatura de devanados: Indica la temperatura del punto más caliente al pasar la corriente eléctrica a través de los devanados, enviando la señal a un termómetro. Moto ventiladores: Incrementan el flujo de aire sobre la superficie de los radiadores, acelerando el proceso de convección del aceite en el interior del transformador. Nivel de aislamiento: Es la combinación de valores de tensión (a baja frecuencia e impulso) que caracteriza el aislamiento de cada uno de los devanados y sus partes asociadas, con respecto a su capacidad para soportar esfuerzos dieléctricos. Núcleo: Es la parte del transformador en la cual fluye el campo magnético. El material denominado “acero magnético” esta constituido de un alto porcentaje de hierro y un pequeño porcentaje de silicio.


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La mayoría de los núcleos magnéticos están fabricados con lámina rolada al silicio con un espesor de 0.0142” (calibre 29). Ambos lados de cada lámina están recubiertos con un material aislante (CARLITE ). El propósito de estas láminas delgadas, es el de reducir al mínimo las pérdidas y el calentamiento producido en el núcleo. Cuando se pierde este aislamiento se generan puntos calientes. Por ciento de impedancia: Es la relación de tensiones expresada en por ciento entre la tensión de impedancia y la tensión nominal. Radiadores: Estos dispositivos permiten disipar el calor generado en el transformador. El aceite se hace circular por convección natural o por circulación forzada del mismo. El aceite caliente ingresa en la parte superior de los radiadores, intercambia el calor con el medio ambiente y retorna nuevamente al tanque, en la conexión inferior de los radiadores con el tanque principal. Relé Buchholz: Es un dispositivo que aprovecha el incremento súbito de la presión del aceite o la generación de gases por una falla incipiente, para emitir una alarma o para accionar un disparo. Para cumplir su función, requiere que se instale en la tapa superior del tanque. Sistemas de preservación de aceite: Su función es evitar la oxidación y contaminación del aceite provocada por la humedad, el polvo y otros contaminantes sólidos que se encuentran en el medio ambiente. Los sistemas más utilizados son los siguientes:

Respiración a través del material deshidratante, usualmente sílica-gel, que es un material compuesto por aluminato de calcio con un indicador de color Con sello de gas inerte (generalmente nitrógeno) Con sello a través de una membrana o bolsa elástica Tanque conservador: La finalidad de este tanque es absorber la expansión térmica del aceite, que se produce al incrementar la temperatura en el tanque principal del transformador, originada por


un aumento de carga o de la temperatura ambiente. La capacidad de este tanque debe ser entre el 10% y el 20% de la capacidad del tanque principal. Tensión de impedancia: Es la caída de voltaje presente en el devanado cuando se encuentra en corto circuito a su corriente nominal. Transformador: Es un dispositivo que transfiere potencia eléctrica de un circuito a otro, en diferentes niveles de tensión. Está constituido por dos o más bobinas devanadas con alambre o solera de cobre, aisladas entre sí eléctricamente y enrolladas alrededor de un núcleo de material ferromagnético. Válvula de presión súbita: La válvula de presión súbita es un accesorio del transformador que se instala en la parte superior del mismo, está diseñada para operar en el momento de producirse una presión positiva en el interior del tanque del transformador, y poder liberarla sin mayor riesgo. Estas presiones pueden ser generadas por alguna falla en sus componentes internos, como son: devanados, cambiadores, aislamientos, papel, cartón, barniz, etc. Válvulas de radiadores: Permite el paso del aceite del tanque del transformador y viceversa. Cuando se presentan fugas en los radiadores, sirven para aislarlo, facilitando su desmontaje. Válvula de sobrepresión: Este accesorio tiene la función de aliviar cualquier sobrepresión que se presente en el transformador, evitando daños o deformaciones en sus componentes. Se calibra para operar a una presión determinada. Definiciones derivación

aplicables

a

reactores

en

Corriente nominal In: La corriente de línea de un reactor derivada de la tensión nominal, la potencia nominal. En un reactor trifásico la corriente nominal se obtiene dividiendo la corriente nominal entre 1.732. Potencia nominal Qn: Potencia reactiva especificada para operar a tensión y frecuencia nominal.





Reactancia Nominal Xn: Reactancia en ohms por fase a frecuencia nominal, especificada a la tensión nominal.

Planos con dimensiones, obra civil, red de tierras, alambrado y características en general

Reactor en derivación: Reactor construido para conectarse en paralelo al sistema eléctrico utilizado para compensar la corriente capacitiva.

Instructivo con información del equipo, accesorios y equipos auxiliares

Tensión máxima de operación Umáx: Es la tensión más alta a la frecuencia nominal en la cual el reactor debe ser capaz de operar continuamente, sin exceder los límites de temperatura especificados. Definiciones aplicables a reactores de neutro Corriente nominal de corta duración IKN: Es el valor eficaz de la componente simétrica de la corriente de corta duración en estado estable a frecuencia nominal, que fluye a través del devanado, con una duración específica, para la cual el reactor se diseña sin sufrir calentamiento indebido o esfuerzos mecánicos excesivos.

Reportes con los protocolos de las pruebas y de operación realizadas al equipo en fábrica Identificación de accesorios del equipo Copia del contrato de adquisición del equipo con el alcance determinado 4.3 Inspección de obra civil

Se debe verificar que las condiciones generales del sitio para la puesta en servicio del transformador cumplan con lo siguiente:

Los equipos y accesorios durante su transporte esta expuestos a tener daños por golpes o impactos, debido a un mal manejo o embalaje inadecuado.

La base de concreto debe estar construida de acuerdo con las especificaciones del fabricante, tomado en cuenta las dimensiones y peso del equipo, con un porcentaje de confiabilidad para soportar vibraciones y movimientos sísmicos. Debe contar con anclajes de maniobra y de fijación, y con placas de deslizamiento. Se debe verificar que las salidas de las conexiones de la red de tierras tengan las longitudes y calibres adecuados, así como los elementos diseñados para zonas sísmicas exigidos por el “Manual de Diseño de Obras civiles de la CFE”.

En este capítulo se documentan las recomendaciones que deben considerarse para realizar la recepción en campo del equipo y accesorios, procurando eliminar problemas posteriores que se puedan presentar durante el armado y puesta en servicio del equipo.

En las fosas captadoras y recolectoras de aceite deben revisarse los volúmenes de aceite del transformador. También se deben tomar en consideración las disposiciones que apliquen para evitar la contaminación del suelo y del subsuelo.

Reactores de neutro: Reactor utilizado para limitar los efectos de una falla de fase a tierra. Se conecta entre el neutro de un banco de reactores de potencia y tierra. 4 Recepción en el lugar de la instalación 4.1 Consideraciones previas

4.2 Recepción de la documentación

4.4 Maniobras de descarga

Antes de llegar el equipo al sitio de instalación, se debe recibir la siguiente documentación:

En la recepción del equipo y/o accesorios se deben realizar como mínimo las verificaciones siguientes:

Placa de datos

a) Revisar las condiciones de verificando los puntos siguientes:

transporte,


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Los ejes del centro de carga del equipo deben estar correctamente alineados con el centro de carga de la plataforma de traslado. Verificar los elementos de sujeción del equipo a la plataforma (cables, tensores, cadenas, topes), con la finalidad de localizar evidencias que indiquen que el equipo experimentó desplazamientos importantes durante su transporte. Deben instalarse detectores de impacto en el equipo que se desea transportar, los cuales debe estar funcionando al momento de su recepción. Se deben registrar lecturas en tres diferentes ejes o posiciones del equipo, siendo la lectura máxima permitida de 0.3 g (g es aceleración de la gravedad) en cualquiera de los tres ejes. Precaución: una

lectura mayor de 0.3 g indica un posible daño interno por golpes del equipo. Nota : Los registradores de impactos deben permanecer instalados y operando durante el tiempo de traslado del equipo, retirándolos hasta que el equipo este en su sitio de operación.

4.5 Inspección visual externa

Al realizar la inspección, se utiliza el formato del Anexo A y se indican las condiciones del sistema de presurización, el cual debe indicar una presión positiva. Se verifica la medición inicial antes del traslado, la cual debe ser registrada por el fabricante en tarjeta fechada y legible. También se realizará la inspección del correcto funcionamiento del sistema inertaire (sistema de presurización) así como la presión del cilindro y su sistema de regulación, el cual debe retirarse hasta finalizar el armado. Durante la inspección se debe verificar minuciosamente la existencia de daños externos al equipo, golpes en bridas y tornillería, cajas de conexiones, torretas y/o bases que rebasen las dimensiones generales de embarque.


Los equipos se deben transportar presurizados con nitrógeno de alta pureza o aire extra seco con un mínimo de 0.5 psi, con la finalidad de evitar la absorción de humedad en los aislamientos del transformador. 4.6 Inspección de accesorios

Se revisará el embalaje de los accesorios, boquillas, radiadores, sistema de enfriamiento, instrumentos de medición y control, gabinetes centralizadores, etc. Cuando aplique, se debe revisar el estado del mando a motor y las barras de transmisión del cambiador de derivaciones. Verificar que la cantidad de accesorios correspondan con el listado de embarque proporcionado por el fabricante. Nota: Las boquillas deberán estar embaladas en la posición recomendada por el fabricante, de lo contrario se debe elaborar el acta correspondiente avisando a la gerencia responsable para realizar el reclamo ante el fabricante o el transportista.

4.7 Medición de humedad residual

Realizar una medición del contenido de humedad residual en el tanque principal del equipo, utilizando el mismo gas de preservación y basándose en el procedimiento ST-CT-005 (SGPA005-S). 4.8 Lista de verificación

Registrar en el formato del Anexo A, los datos de mediciones y observaciones surgidas durante la recepción. Al detectarse daños durante la inspección externa, u obtener lecturas del registrador con valores superiores a 0.3 g, existiendo la posibilidad de daños internos en el equipo, se levantara un acta administrativa por daños durante el transporte. Posteriormente, se realizara una revisión interna en forma conjunta entre el personal de C.F.E. y el fabricante. En el procedimiento ST-CT-014 (GSE029-S) se describen los detalles para el




embarque, transportación y recepción en sitio de transformadores y reactores de potencia. 5 Revisión interna 5.1 Aspectos a considerarse en la revisión interna

Es obligatorio realizar la revisión interna a los equipos antes de su armado en sitio, debiendo realizarla personal con amplia experiencia y criterio suficiente para juzgar las condiciones que pudieran presentarse internamente. La finalidad de la inspección es detectar los daños ocurridos durante el traslado, en las maniobras de carga y descarga del equipo. Poner especial atención en los casos en donde se hayan detectado daños o impactos fuera de tolerancia que presenten una probabilidad de daño interno, además de localizar deficiencias en el diseño, fabricación de partes, armado en fabrica y en general, problemas por control de calidad. 5.2 Consideraciones previas a la revisión interna a) Aterrizar sólidamente el tanque del transformador y cortocircuitar las terminales de conexión de todas las boquillas y referirlas a tierra. b) Antes de efectuar la inspección interna del equipo, se debe sustituir el gas de preservación (N2) por aire extra seco, con el fin de evitar el riesgo de sofocación del personal. Esto se realizará efectuando la evacuación total del gas, mediante una bomba de vacío y posteriormente se deberá romper el vacío con aire extra seco. No se permitirá la entrada del personal hasta que se tenga la seguridad de que el contenido de oxigeno en el interior del equipo sea de 19.5%, previendo un suministro continuo de aire extra seco mientras dure la revisión. Durante la inspección se dejaran abiertos en forma permanente dos registros del tanque lo mas distanciados posibles para establecer un flujo de aire de acuerdo con el procedimiento ST-CT-008 (GGT-A013-S).


c) Mientras una persona se encuentre dentro del equipo debe haber por lo menos otras dos personas en el exterior, con la finalidad de tener comunicación y apoyar, en caso que se requiera, al personal que se encuentra dentro del equipo. d) Se deberá contar con equipo portátil de oxigeno para dar auxilio al personal que pudiera tener indicios de sofocación. e) La inspección se deberá realizar en días soleados, claros y limpios, con una humedad relativa en el ambiente que no sea superior al 65%. f) La inspección debe efectuarse sin aceite en el interior del transformador, con la finalidad de tener acceso a todas las partes internas. Se deberá limitar el tiempo de exposición de los devanados a 2 horas como máximo. g) El personal que ingrese al interior del equipo, deberá contar con la ropa y el calzado adecuado para la inspección. Debe limpiarse perfectamente el calzado y su ropa, para evitar ingresar polvo y partículas metálicas del piso de la instalación. La persona que ingrese al equipo deberá usar lo siguiente:

Ropa u overol limpio, de manga larga sin botones ni partes metálicas, los bolsillos deben estar totalmente vacíos, evitando la posibilidad de introducir cuerpos extraños o metálicos. Usar botines con cubierta de lona o tela gruesa sobre zapatos de suela suave. Usar gorras u otro tipo de tela para cubrirse la cabeza, evitando que escurran gotas de sudor sobre las partes internas del equipo. El personal que ingrese no deberá utilizar anillos, cadenas, relojes ni accesorios que puedan caerse y quedar en el interior del equipo. h) Para el uso de herramientas se deberán tomar en cuenta las siguientes consideraciones:


Tomo II


La herramienta y el equipo a ser utilizado debe ser seleccionado previamente e inventariado. Al final de la inspección y antes de cerrar el equipo, se debe verificar que la herramienta este completa y que no existan faltantes. Solamente la herramienta necesaria deberá estar sobre el transformador en una caja para que no se disperse. La herramienta que se introduzca en el equipo deberá estar amarrada desde el exterior y sujeta con cinta de lino o algodón. En caso de utilizar lámparas, estas deberán ser lámparas de batería, evitando las construidas con piezas metálicas. Antes y durante toda la inspección, debe mantenerse limpia el área alrededor y sobre el transformador. 5.3 Inspección interna

A continuación se describen los puntos que deben revisarse en cada uno de los elementos del equipo. Se sugiere realizar la verificación en el orden indicado. Deberá realizarse un registro fotográfico de cada elemento verificado. 5.3.1 Núcleo a) Realizar una revisión minuciosa de la adecuada sujeción y posibles desplazamientos del núcleo y bobinas. Verificar distancias y daños en las paredes internas del equipo o golpes en las esquinas del núcleo. b) Verificar el número de conexiones a tierra del núcleo, revisando conexiones y realizando pruebas de resistencia a tierra, aplicando el procedimiento ST-CT-008 (GGT-A013-S). c) Retirar bloques de madera y soportes utilizados únicamente para el transporte (ver instructivo del fabricante). d) Verificar apriete de tornillería, así como la instalación de seguros de todos los elementos de sujeción. Verificar que no haya vestigios de


humedad, polvo, partículas metálicas y cualquier material extraño o ajeno al equipo. 5.3.2 Bobinas a) Realizar la inspección visual de las terminales, barreras entre fases, estructuras y soportes aislantes, distancias dieléctricas, apariencia física del material aislante, conexiones entre bobinas y conectores. b) Verificar apriete de tornillería de soportes, barreras y conexiones de boquillas; verificar que no haya vestigios de humedad o partículas metálicas.

Verificar condiciones satisfactorias de conexiones entre fases y estructuras aislantes. Verificar condiciones satisfactorias de las guías (cortas, sueltas, rotas). Verificar que no exista daño en terminales de cables, conexiones y conectores. Verificar que el tipo de material de los tornillos, rondanas, tuercas y contratuercas sea el adecuado, para evitar par galvánico o aflojamiento por diferencias en los coeficientes de dilatación de los materiales, revisando de acuerdo con los planos del fabricante. Así como tornillos faltantes, rotos, flojos ó quebrados. Verificar alineamiento y apriete de tacones en los extremos de cada devanado. 5.4 Revisión de transformadores de corriente y sus conexiones a) Realizar pruebas de aislamiento y relación de transformación de acuerdo con los procedimientos ST-CT-001 (SGP-A001-S) y ST-CT-007(SGP-A011-S). También se debe realizar la prueba de saturación del núcleo. b) Verificar el alambrado de control interno hasta las cajas de terminales exteriores,





c) Verificar el estado de soportes, terminales y guías.

d) Al término de los trabajos de inspección interna, es importante la limpieza, retiro de materiales y herramientas utilizados durante la inspección.

5.5 Cambiadores de derivaciones

5.7 Lista de verificación

a) Revisión de cambiadores de derivaciones bajo carga:

Durante la inspección interna se deben registrar los datos en el formato del Anexo A. Si durante la inspección interna se encuentran o se confirma la presencia de daños internos, atribuibles a un manejo rudo, golpes o aceleraciones excesivas en el transporte o durante el armado en fábrica, se debe informar al transportista, a la Cía. Aseguradora y a la Gerencia responsable del equipo.

comprobando el apriete de conexiones y su correspondencia.

Revisar la unidad ruptora y el selector, verificando contacto, presión y alineamiento de los mismos en cada posición. Realizar pruebas de continuidad y registrar el valor de resistencias de paso. Verificar las conexiones de las terminales de la bobina reguladora y del selector de taps. Utilizar el procedimiento ST-CT-018.

6 Montaje en general

Verificar el retiro de los soportes y candados utilizados durante el transporte del equipo.

Tiene como finalidad obtener la óptima confiabilidad y máxima disponibilidad de los transformadores y reactores de potencia en operación, así como el mejor aprovechamiento de su vida útil, al realizarse un montaje adecuado basado en los procedimientos establecidos por la CFE y con las indicaciones de los fabricantes.

b) Revisión de cambiadores de derivación sin carga:

Revisar las transmisiones internas. Realizar el reapriete de conexiones del selector de taps, así como la correspondencia de las terminales. Verificar los contactos, presión y alineamiento en cada posición al realizar los movimientos de la transmisión. 5.6 Tanque principal a) Se debe realizar una inspección minuciosa de la pintura del interior del tanque principal para detectar problemas de corrosión, contaminación o golpes de la placa de acero. b) Para el caso que aplique, se deberán revisar las condiciones de los blindajes internos, cuya función es orientar el flujo magnético disperso o el campo eléctrico. c) Inspeccionar por el interior los sellos de las válvulas de los radiadores.

6.1 Aspectos a considerar en el montaje

6.2 Aspectos a considerar antes del montaje a) Prueba de dispositivos de protección

Todos los dispositivos deber ser inspeccionados, verificando su funcionamiento antes de ser montados, de acuerdo con los instructivos del fabricante. (Buchholz, válvula sobre presión, relé de flujo, indicadores de temperatura y nivel etc.), aplicando el procedimiento ST-CT-020. b) Prueba de Transformadores de Corriente

Antes de montar las boquillas se debe verificar el funcionamiento de los transformadores de corriente. c) Inspección y pruebas a válvulas y radiadores antes de su montaje, se deben considerar los siguientes puntos:

Verificación de hermeticidad.


Tomo II


Revisar que no existan objetos extraños en el interior del radiador, cabezales y bombas. Retirar obstrucciones en los espacios de ventilación. Evitar acumulación de agua en los cabezales interiores para prevenir corrosión. Verificar la posición de válvulas superior e inferior, eliminando con esto la posibilidad de que el vástago de la válvula se encuentre desacoplado. d) Revisión de Boquillas antes de su montaje

Verificar que la boquilla no se encuentre dañada (fracturas, grietas, deformaciones, etc.). Verificar que las cubiertas protectoras contra la humedad se encuentren en buenas condiciones. Revisar que las juntas y sellos no tengan fugas (verificar nivel). Revisión de anclaje del equipo de acuerdo con el fabricante. 6.3 Aspectos que deben considerarse durante el montaje a) Consideraciones previas (Ver punto 5.1) b) Cambiador de derivaciones bajo carga (Ver punto 5.5)

Los problemas más frecuentes se presentan en el ruptor Diverter Switch por lo que se recomienda: Revisar mecanismos de comprobando su sincronismo.

mando

Revisar el diagrama de alambrado de control.


En el caso de un equipo que ha estado en operación, se debe revisar en el cambiador el número de operaciones y/o años de servicio recomendados por el fabricante, para su mantenimiento correspondiente. c) Radiadores

Para el montaje de este componente se recomienda seguir el procedimiento recomendado por el fabricante. Se debe verificar que los empaques y la ranura en donde se alojan, estén libres de rebaba y corrosión. Las válvulas deben estar en posición abierta. También se debe verificar la ubicación y el montaje de ventiladores. d) Tanque Conservador

Verificar hermeticidad de la bolsa de neopreno. (ver procedimiento de montaje de acuerdo con los fabricantes) e) Boquillas

Para el embarque, transportación, recepción, manejo y almacenamiento de boquillas con tensión nominal de 69 kV y mayor, ver procedimiento ST-CT-012 (GGT-A024-S). Antes de proceder a su montaje, las boquillas deberán ser probadas de acuerdo con el procedimiento ST-CT-011 (GGT-A023-S). Precaución: Las

bridas de la boquilla son de una sola pieza fundida. No exceder los valores de torsión sugeridas por el fabricante ya que podría ocurrir daño permanente. Observación.- Siempre

apriete los tornillos de la brida en un patrón de secuencia cruzada.

f) Montaje de accesorios y conexión:

Inspección, limpieza y cambio de aceite.

Ver procedimiento de montaje de acuerdo con los fabricantes.

Revisión de contactos deslizantes.

6.4 Lista de verificación

Revisión de valores de resistencia de transición.

Utilizar el formato del Anexo A.




7 Proceso de secado 7.1 Procedimiento a seguir para el secado de transformadores

El objetivo de realizar el proceso de secado a un transformador o reactor de potencia, es eliminar la humedad y los gases que hayan quedado en el embobinado y el núcleo. Con el secado se logra que estos elementos se encuentren dentro de los límites aceptables para la operación confiable del transformador o reactor. Se proporcionan los elementos necesarios para efectuar el secado del equipo de una forma eficiente y se normalizan los procedimientos más adecuados, de acuerdo con los recursos disponibles de cada caso en particular. 7.2 Medición de humedad residual (inicio del proceso)

La medición del porcentaje de humedad residual debe realizarse de acuerdo con el procedimiento ST-CT-004 (SGP-A005-S). Los valores obtenidos se consideran como referencia y no como resultado del proceso.

7.6 Proceso de llenado del tanque con aceite aislante a) El llenado del tanque con aceite debe realizarse con alto vacío hasta cubrir todos los devanados durante el proceso de secado según procedimiento ST-CT-005 (SGP-A006-S). El aceite debe introducirse por la parte inferior del transformador, evitando que sea succionado por la bomba de vacío. b) El procedimiento para el llenado del tanque tipo cops, debe realizarse de acuerdo con el instructivo del fabricante. c) El llenado de la cuba del cambiador de taps, se llevará a cabo de acuerdo al instructivo del fabricante. 7.7 Purgado

Se deberá realizar el purgado de los siguientes elementos, para evitar falsas operaciones del relé buchholz: a) Radiadores y cabezales b) Torretas de boquillas

7.3 Preparación de la máquina de vacío y proceso de secado

c) Relé buchholz

El proceso de secado debe llevarse a cabo de acuerdo con el procedimiento ST-CT-005 (SGPA006-S). Se deben enlistar todas las consideraciones, conexiones entre cuba y tanque principal y bolsa de neopreno, aclarar la mejor opción para la conexión de la succión.

7.8 Lista verificación

7.4 Medición de humedad residual (final del proceso)

Debe llevarse a cabo de acuerdo con el procedimiento ST-CT-004 (SGP-A005-S). Los valores obtenidos son la referencia del resultado del proceso de secado y deberá evaluarse antes de iniciar el llenado de aceite. 7.5 Valores de aceptación del aceite aislante antes del llenado

Deberá llevarse a cabo de acuerdo con el procedimiento ST-CT-006 (SGP-A009-S).


d) Tubería de purga del tanque principal (araña)

Utilizar el formato del Anexo A. 8 Pruebas

El objetivo de esta sección es proporcionar los procedimientos y formatos normalizados para unificar los criterios en la metodología empleada para la realización de las pruebas, así como para la interpretación de los resultados obtenidos. 8.1 Documentos y consideraciones previas a) Asegurarse de contar con los procedimientos de pruebas actualizados. b) Se debe contar con el protocolo de pruebas de fábrica o historial de pruebas, para tenerlas como referencia para las pruebas de puesta en servicio.


Tomo II


c) Debe asegurarse que todos los equipos de medición y pruebas cumplan con la vigencia de calibración. 8.2 Medición de la relación de transformación (TTR) en todos los taps

Esta medición permite detectar los posibles cambios en la relación de transformación del transformador en las diferentes posiciones del cambiador de derivaciones, ocasionados por la presencia de corto circuito entre espiras o en las bobinas de los devanados. Los valores obtenidos en la prueba de relación de transformación son aceptables cuando no exceden el 0.5% del valor de la placa de datos, de acuerdo con el procedimiento ST-CT-007 (SGP-A011-S). 8.3 Prueba de factor de potencia a los devanados

La finalidad de esta medición es determinar el estado del aislamiento entre los devanados de alta y baja tensión; entre el devanado de alta tensión y tierra, y entre el devanado de baja tensión y tierra. Esta medición se efectúa con el equipo fuera de operación y generalmente se utiliza una fuente portátil de corriente alterna de 10 kV. El criterio de aceptación utilizado para los resultados de esta prueba es el siguiente: Un valor de FP menor a 0.5% y corregido a 20º C para devanados de transformadores nuevos. Un valor de FP entre 0.5% y 2.0% para devanados de transformadores que han estado en operación, dando seguimiento a la tendencia de los valores en función del tiempo (valor de puesta en servicio, valor de la prueba anterior y valor obtenido en la última prueba). Esta medición se debe realizar en boquillas de transformadores de acuerdo con el procedimiento ST-CT-002 (SGP-A-003-S).


8.4 Medición de corriente de excitación

La corriente de excitación se obtiene cuando se aplica un voltaje al devanado primario y el devanado secundario del transformador se encuentra sin carga, es decir, está en circuito abierto. La magnitud de la corriente de excitación depende del voltaje aplicado, del número de vueltas del devanado, de las dimensiones del devanado y de otras características geométricas y eléctricas del transformador. Un alto nivel de corriente de excitación puede deberse a un corto entre una o varias espiras del devanado, a defectos en el circuito magnético originados por fallas en el aislamiento de los tornillos de sujeción del núcleo o en el aislamiento entre laminaciones. El criterio de aceptación para esta medición es: si la corriente de excitación es menor a 50 mA, la diferencia entre las dos corrientes más altas para un transformador trifásico debe ser menor al 10%. Cuando la corriente de excitación es mayor a 50 mA, la diferencia entre las dos corrientes más altas debe ser menor al 5%. Para esta prueba se aplica el procedimiento ST-CT-003 (SGP-A-004-S). 8.5 Medición de resistencia de aislamiento

El objetivo de la medición es determinar la posible presencia de contaminantes o el envejecimiento del aislamiento. También se emplea como un medio de control para proceder a aplicar voltajes de prueba de corriente alterna. Con los valores obtenidos en esta prueba se calcula el índice de polarización, que se relaciona con la cantidad de humedad presente en el aceite y que será complementaria a las pruebas físico-químicas efectuadas a una muestra de aceite. Una vez concluidas las mediciones, se calcula el índice de polarización (IP) para cada uno de los arreglos y fases. Tomando como referencia la norma IEEE Std. C57.125, la calidad del aislamiento con base en el índice de polarización es la siguiente: Un IP menor a 1 indica un aislamiento peligroso




Cuando el IP se encuentra entre 1.0 y 1.1 el aislamiento es de calidad pobre Un IP entre 1.1 y 1.25 representa un valor cuestionable Un IP entre 1.25 y 2 indica un aislamiento en buenas condiciones En el procedimiento ST-CT-001 (SGP A-001-S), se describe con mayor detalle esta prueba. 8.6 Pruebas a boquillas

Las boquillas son dispositivos que aíslan un conductor y permiten llevar una corriente a través de una pared conectada a tierra, como por ejemplo el tanque de un transformador, de un interruptor o de una subestación aislada en SF6. Los equipos eléctricos sumergidos en aceite requieren de boquillas aire/aceite, para efectuar la conexión entre los componentes inmersos en el aceite y los ubicados en el circuito exterior. De manera similar ocurre con las subestaciones aisladas en gas SF6. El procedimiento que describe las pruebas a boquillas es el ST-CT-011 (GGT-A023-S). 8.7 Medición de impedancia

La medición tiene el propósito de determinar el valor de impedancia de corto circuito que es aproximadamente igual a la impedancia de plena carga o impedancia equivalente, mediante pruebas de campo que nos ayudan a determinar fallas del equipo antes de su puesta en servicio y durante su operación. El procedimiento que se debe aplicar es el ST-CT-009 (GGT-A017-S). 8.8 Resistencia óhmica

La finalidad de la prueba de medición de resistencia óhmica de los devanados es verificar la continuidad de las bobinas, conexiones y contactos. Adicionalmente, el valor obtenido sirve para calcular las pérdidas del cobre y las elevaciones en la prueba de temperatura. El procedimiento que se debe aplicar es el ST-CT015 (PT-SLA-09-19).


8.9 Respuesta a la frecuencia

El análisis de la impedancia en función de la frecuencia es una técnica que permite, con base en la comparación entre fases adyacentes de la misma muestra bajo estudio (unidades trifásicas) o de muestras con el mismo diseño (unidades monofásicas), la detección de posibles defectos, debidos a diferencias en la geometría de los devanados. El circuito equivalente de un transformador puede considerarse como un arreglo R-L-C , cuyos parámetros varían dependiendo de la frecuencia de medición. La inductancia L está relacionada con el número y forma de las espiras que tienen los devanados y con el circuito magnético. Mientras que la resistencia R está asociada a la longitud y resistencia del cobre, problemas de contacto en el cambiador de derivaciones y a las pérdidas del aislamiento. Por otro lado, la capacitancia C refleja la disposición física del devanado y su aislamiento. La capacitancia está definida por la forma y distancias entre devanados, entre capas de devanado y entre espiras, así como por las distancias al tanque y al núcleo. La prueba se realiza con un analizador de impedancias, que efectúa un barrido en un rango de frecuencia entre 40 y 100,000 Hz, obteniéndose una gráfica por fase como resultado. Esta gráfica deberá compararse con las obtenidas en los devanados de las otras fases o de muestras similares, para determinar diferencias asociadas a cambios en la geometría. El procedimiento ST-CT-019 describe el método de prueba. Esta medición generalmente es realizada por el LAPEM. 8.10 Pruebas al aceite aislante

El procedimiento que se debe aplicar es el ST-CT006 (SGP-A009-S). a) Pruebas de campo

Factor de potencia de acuerdo con el procedimiento ST-CT-002 (SGP-A003-S)


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Rigidez dieléctrica de acuerdo con el procedimiento ST-CT-006 (SGP-A009-S) b) Pruebas de laboratorio:

Cromatografía de gases Partículas en suspensión Rigidez dieléctrica Factor de potencia Resistividad Tensión interfacial Acidez Contenido de humedad 8.11 Pruebas a los accesorios y equipo auxiliar

Para la prueba de los accesorios y equipo auxiliar (dispositivos de protección) deberá aplicarse el procedimiento ST-CT-020 y el manual del fabricante para sus pruebas de operación. 8.12 Pruebas al sistema contra incendio a) Aplicar pruebas de acuerdo con el manual del fabricante. 8.13 Lista de verificación

Utilizar el formato del Anexo A. 9 Energización 9.1 Energizado del equipo

La correcta energización de un equipo es de vital importancia, por lo que se debe realizar una revisión detallada de todas sus características antes de su entrada en operación. A continuación se enlistan las consideraciones necesarias para realizar una correcta puesta en servicio, teniendo presente las condiciones generales y el análisis de resultados de las pruebas aplicadas al equipo, previendo el correcto funcionamiento y el mayor rendimiento durante su vida útil.


9.2 Recomendaciones antes de energizar a) Realizar la recopilación de la información general del equipo, el reporte y análisis de las pruebas dieléctricas y de operación b) Revisar las listas de verificación completa y avalada por el especialista c) Verificar la correcta conexión de los cables de alta tensión, baja tensión, terciario y neutro a tierra d) Verificar que exista una conexión sólida del tanque a tierra e) Verificar que no existan conexiones provisionales a tierra entre los cables de alta, baja y terciario f) Limpieza general del transformador o reactor haciendo énfasis en las porcelanas de las boquillas g) Retiro de material y equipo ajeno al transformador h) Verificación de la posición correcta de los taps, para obtener el voltaje correcto de operación i) Verificar que las válvulas de los radiadores, cabezales, tanque conservador y cambiador de derivaciones, estén abiertas j) Verificar los niveles de aceite y temperatura del transformador previo a su energización k) Coordinarse con las áreas de protección y control para energizar el transformador l) Probar las protecciones transformador

propias

del

m)Verificar la operación del sistema contra incendio, revisar el buen estado de los extinguidores, mangueras y bombas de agua n) Dejar el transformador o reactor operando en vacío por 24 horas antes de tomar carga 9.3 Recomendaciones después energización durante 24 horas

de

su

a) Verificar que el nivel de ruido del transformador o reactor sea uniforme y no se presente un ruido extraño o anormal




b) Verificar el incremento de la temperatura con respecto a la temperatura previa a su energización c) Tomar muestra de aceite para prueba de cromatografía de gases d) Realizar termografía 9.4 Lista de verificación

Utilizar el formato del Anexo A. 10 Aspectos de seguridad e impacto ambiental 10.1 Seguridad e impacto ambiental


En caso de falta, violación o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor durante la Puesta en Servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste por su cuenta debe ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. Además se debe cumplir con la norma NOMEM-138-ECOL y la especificación CFE L000058. b) Seguridad Industrial

La seguridad no la forman los reglamentos, los medios de protección, la señalización, ni los códigos; es una disciplina con la que se busca el óptimo desarrollo del trabajo, en donde el elemento humano acepta mantener una absoluta responsabilidad.

Cualquier actividad de montaje, instalación, operación, supervisión de mantenimiento o inspección relacionada con la Puesta en Servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, debe apegarse al Reglamento de Seguridad e Higiene de la CFE, en el capítulo correspondiente al tipo de proceso.

El equipo de seguridad tanto como el equipo de protección personal, no eliminan las condiciones ni actos inseguros; sirven para amortiguar un accidente ó una lesión y poder evitar daños mayores.

Cuando se tenga el sistema de preservación del aceite a base de Nitrógeno, éste debe incluir la Hoja de Datos de Seguridad (HDS) del nitrógeno, conforme al apéndice C de la NOM-018-STPS.

Durante los trabajos de mantenimiento de transformadores y reactores, deben seguirse las Normas Generales de Seguridad recomendadas para los trabajos en equipo eléctrico. Además, deben apegarse a los procedimientos aplicables para cada equipo, con la finalidad de proteger al trabajador y al propio equipo.

El tanque de nitrógeno debe ser identificado con el señalamiento que se establece en la norma NOM-018-STPS. Los transformadores y reactores de potencia, deben incluir señales o avisos de seguridad e higiene, éstos deben cumplir con la norma de referencia NRF-013-CFE.

10.2 Protección ambiental

10.3 Aspectos de seguridad

a) Cualquier actividad de instalación, puesta en servicio, operación o mantenimiento relacionada con Transformadores y Reactores de Potencia, debe cumplir con los criterios de protección ambiental establecidos por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales SEMARNAT, a través de sus leyes y reglamentos conducentes a controlar y reducir la generación de contaminantes al aire, agua y suelo, así como de la protección a la salud del personal de la Instalación y de los habitantes del entorno a la misma.

a) Todo trabajador deberá usar su Equipo de Seguridad Personal. b) Contar con extinguidores y/o sistemas contra incendio en buenas condiciones en el área de trabajo. c) Deberá proveerse de un botiquín de primeros auxilios completo. d) Es responsabilidad del jefe de la cuadrilla usar la herramienta adecuada y en buenas condiciones, para evitar actos inseguros.


Tomo II



e) Seguir el reglamento de seguridad e higiene capítulo 800.

Antes de entrar al transformador, éste deberá ser ventilado.

10.4 Recomendaciones de seguridad en campo

No debe permitirse, mientras el transformador esté abierto, que alguien se encuentre en la tapa registro-hombre, hasta que se haya quitado todos los objetos tales como: relojes, anillos, esclavas, medallas, monedas, etc.

a) El responsable de la licencia llevará a cabo una plática previa con el personal que realizará el trabajo, para indicarles con precisión en que va a consistir el mismo. b) El responsable y el grupo de trabajo verificará que el transformador esté debidamente desenergizado verificando lo siguiente:

Interruptores y cuchillas abiertas. Tarjetas de licencia (rojas) colocadas en cada equipo. Desconectar en el tablero de control la alimentación a motores y bombas. Delimitar el acordonándola.

área

de

trabajo,

Verificar que el tanque del transformador esté sólidamente aterrizado. Aterrizar los cables de conexión de las boquillas. Antes de efectuar cualquier prueba con aparatos, éstos deberán ser revisados, así como todos los cables de prueba que se utilicen. Verificar los voltajes de operación y alimentación de los aparatos de pruebas que se utilicen. Las conexiones de prueba deben quedar de tal forma que permitan en lo posible el desplazamiento seguro de las personas alrededor del transformador bajo prueba. Por ningún motivo deben tocarse las boquillas del transformador, cuando se estén efectuando las pruebas. c) Para la inspección interna, antes de retirar cualquier cubierta o accesorio del tanque del transformador, debe asegurarse de que la diferencia de presión entre el interior y el exterior del mismo sea cero.

Las personas que entrarán al transformador deberán usar ropa limpia, libre de polvo y partículas, y utilizar cubiertas de lona en los zapatos. Siempre que esté alguien en el interior del tanque, necesariamente debe permanecer otra persona en el exterior junto a la entrada de hombre, para que pueda auxiliar oportunamente al primero en caso de requerirse. d) Todas las herramientas deben asegurarse, amarrándolas con cintas limpias de lino ó algodón.

Las lámparas que se utilicen en la revisión, deben ser a prueba de explosión y tener conductores aislados resistentes al aceite. Verificar que no existan conexiones provisionales a tierra entre los cables de alta, baja y terciario. 11 Bibliografía

a) NRF-001-CFE-2000 Empaque, embalaje, embarque, transporte, descarga, recepción y almacenamiento de bienes adquiridos por la CFE. b) CFE K0000-06 Transformadores de potencia de 10 MVA y mayores., 2004. c) CFE K0000-10 Reparación de transformadores de potencia, 2004. d) CFE K0000-18 Embarque y transportación de transformadores de potencia y reactores, 1999. e) CFE Y1000-03 Reactores de potencia, 2004.





f) CFE 53000-95 Boquillas de alta tensión de 7.2 kV a 420 kV, 2006.

Transformers Maintenance Institute, S. D. Myers Inc., 2004.

g) CFE D3100-19 Aceites Aislantes, 2005.

m)Electric power engineering, James H. Harlow. CRC Press, 2004.

h) NMX-J-284-1998-ANCE.- Productos Eléctricos –Transformadores de potencia. Especificaciones. i) Electrical power equipment maintenance and testing, Paul Gill. Prentice Hall, 1997. j) The electric power engineering handbook. Leo L. Gribsby, Auburn University, 2000. k) Electric power substations engineering. John D. McDonald. CRC Press, 2003. l) Transformers maintenance guide, M- Horning, J. Nelly, S.Myers, R. Stebbins. Third Edition.

n) Transformers, Bharat Heavy Electrical Limited. McGraw Hill, New cork, 2005. o) Service handbook for power transformers, ABB Inc. TRES-Transformer Remanufacturing and Engineering Services North America January, 2006. p) The life of a transformer seminar (Doble Engineering), 2006. q) Manual de transformadores y reactores de potencia, Tomo I, CFE, Junio 2007.


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Anexo A Formato para recepción en el lugar de instalación Registro calidad: ____________ No. de Procedimiento: ST-CT-016

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN LISTA DE VERIFICACI N Tipo de Equipo:


Reactor Trifásico


Autotransformador


Placa de datos

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si


VERIFICACI N ANTES DE LA DESCARGA DEL EQUIPO Y ACCESORIOS Desplazamientos del equipo en la plataforma

si

no


si

no


si

no


si

no

no


si

no

si

no



si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

Planos de mamparas

si

no


si

no


si

no


si

no




Observaciones :








Continuación Anexo A… Registro calidad: ____________ No. de Procedimiento: ST-CT-016

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN 2 REVISI N INTERNA LISTA DE VERIFICACI N Tipo de Equipo:


Fecha : _________________________ Subestación :____________________ Nomenclatura :___________________

2.4 REVISION DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y SUS CONEXIONES si

no

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

erminales cortocircuita as y aterriza as

Autotransformador


2.1 CONSIDERACIONES PREVIAS A LA REVISION INTERNA Conexión a tierra del tanque principal

Reactor Trifásico


si

no

si

no

si

no


si

no


si

no

Material compatible de conexiones y tornilleria

si

no

ujeci n e a ea o e

s

Pruebas de TC´s 2.5 CAMBIADOR DE TAPS

2.2 N CLEO Retirar soportes y herrajes de transporte

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


Valor de la medición del núcleo a tierra Voltaje aplicado Reapriete de conexión del núcleo a tierra

si

no


si

no


si

no


si

no

Limpieza en General

si

no

2.3 BOBINAS Desplazamiento de bobinas

si

no



si

no



si

no


Observaciones :





Tomo II




SUBDIRECCI N DE TRANSMISION 3 MONTAJE EN GENERAL LISTA DE VERIFICACI N

Tipo de Equipo:



Reactor Trifásico

Autotransformador


3.1 ASPECTOS A CONSIDERAR ANTES DEL MONTAJE

TANQUE CONSERVADOR

Pruebas de dispositivo de protección

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

BOQUILLAS

Pruebas a boquillas

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

Fugas de aceite

si

no


si

no

Montaje correcto dispositivos de protección

si

no

Montaje correcto de bombas y ventiladores

si

no


si

no

3.2 ASPECTOS A CONSIDERAR DURANTE EL MONTAJE

CAMBIADOR DE TAPS Revisar sincronismo mecanismo de mando

si

no


si

no

Inspección y limpieza

si

no


si

no


si

no


si

no



si

no



si

no


MONTAJE DE ACCESORIOS Y CONEXI N

RADIADORES

Observaciones :









SUBDIRECCI N DE TRANSMISI N 4 PROCESO DE SECADO LISTA DE VERIFICACION

Tipo de Equipo:



si

no

Valor % de humedad residual 4.2 PREPARACI N DE LA MAQUINA DE VACIO Y PROCESO DE SECADO


Autotransformador

Marca:___________________________ No. Serie :________________________ Potencia :________________________ K.V. :____________________________ Año de fabricación :_________________

4.1 MEDICI N DE HUMEDAD RESIDUAL (INICIAL)


Reactor Trifásico

si si


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

no no Llenado de la cuba del cambiador de tap de acuerdo al fabricante


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

Buchholz

si

no


si

no



si

no

si

no




si

no


Observaciones :





Tomo II




SUBDIRECCI N DE TRANSMISI N 5 PRUEBAS QUE DEBERAN REALIZARSE LISTA DE VERIFICACI N

Tipo de Equipo:



Reactor Trifásico

Autotransformador



OBSERVACIONES


si

no


si

no


si

no

5.2.1 Relación de transformación en todos los Taps

si

no


si

no


si

no


si

no

5.6.1 Boquillas

si

no

5.7.1 Impedancia

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

PRUEBAS


Observaciones :



Aprobó : _____________________ (Nombre y Firma)






SUBDIRECCI N DE TRANSMISI N 6 ENERGIZACI N LISTA DE VERIFICACI N

Tipo de Equipo:



Reactor Trifásico

Autotransformador





si

no

Ruidos anormales

si

no


si

no


si

no


si

no

Termografía

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

Limpieza general

si

no

Retiro de materiales, equipos y herramientas

si

no


si

no


si

no


si

no



si

no


Observaciones :





Tomo II



Guía para el llenado del formato del Anexo A para el manual de campo (ejemplo) Registro calidad: _____1______ No. de Procedimiento: ST-CT-016

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN LISTA DE VERIFICACI N Tipo de Equipo


2 3

Reactor Trifásico

2 3

2

Autotransformador

Fecha : ___________ _____________ Subestación : _______ _____________ Identificacion : _______ _____________


Placa de datos

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si



si

no


si

no


si

no


si

no

no


si

no

si

no



si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

VERIFICACI N DESPUÉS DE LA DESCARGA DEL EQUIPO Y ACCESORIOS Análisis de graficas del detector de impactos

si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no


si

no

Planos de mamparas

si

no


si

no


si

no


si

no



En todas las actividades de scritas, deberá cumplirse "estrictamente" con los Reglamentos de Seguridad e Higiene en el trabajo, así como el de Protección al Medio Ambiente vigentes.

Observaciones :









Número de registro de control de calidad Se indica el tipo de equipo transformador, autotransformador o reactor Se indica si el equipo es monofásico o trifásico Datos de placa del equipo Fecha de realización de la prueba Información de la subestación Identificación del equipo Indicar “si” o “no”, se llevaron a cabo cada una de las actividades descritas y anotar los valores que se requieran 9 Se anotan las observaciones obtenidas de la prueba 10 Finalmente, se debe indicar el nombre y firma de la persona que realizó, revisó y aprobó la prueba


Tomo II

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Guía para el mantenimiento de boquillas de alta tensión


GUÍA PARA EL MANTENIMIENTO DE BOQUILLAS DE ALTA TENSIÓN





ÍNDICE

1 Objetivo 2 Alcance 3 Teoría general 3.1 Partes principales de una boquilla 3.2 Sistemas de compresión de resortes 3.3 Marcas de boquillas que se les puede dar mantenimiento 3.4 Causas de fallas que se presentan en las boquillas 4 Desarmado de boquillas 4.1 Preparativos 4.2 Herramientas 4.3 Material de consumo requerido 4.4 Equipo auxiliar 4.5 Proceso de rehabilitación 4.6 Desarmado de boquillas 4.7 Proceso de armado de la boquilla 4.8 Proceso de secado y llenado 5 Pruebas dieléctricas recomendadas 5.1 Pruebas de campo que se aplican en los procedimientos de calidad 5.2 Pruebas realizadas en el LAPEM después de su rehabilitación 5.3 Valores de referencia de acuerdo con la Norma IEC 60137 6 Estudio económico 7 Pruebas de campo para boquillas 8 Conclusiones 9 Bibliografía

Pág. 3 3 3 4 6 6 6 7 7 7 8 8 9 9 13 14 15 15 15 15 15 16 16 17


Tomo II


1 Objetivo

El objetivo es dar a conocer una guía generalizada que permita a todas las Gerencias de Transmisión capacitarse en el mantenimiento de boquillas tipo capacitivo de transformadores y reactores de potencia. Debido a la diversidad de boquillas instaladas en subestaciones eléctricas de la CFE, la guía menciona los pasos generales, pero el usuario será el responsable de aplicarlos adecuadamente, tomando en consideración la diversas formas de construcción de las boquillas. 2 Alcance

Esta guía se aplica en el mantenimiento de boquillas de tipo capacitivo con aislamiento de papel impregnado en aceite y envolvente de porcelana. El alcance de esta guía de mantenimiento comprende la rehabilitación superficial del papel aislante principal, la sustitución de empaques, la alineación del cuerpo de la boquilla y la rehabilitación de conexiones en tap capacitivo y de voltaje. Esta guía no aplica en boquillas con aislamiento sintético como hule de silicón o aislamiento sólido. Advertencia

La guía describe las maniobras de compresión de resortes que pueden alcanzar hasta 40 toneladas. En caso de falla de uno de los elementos los resultados son fatales. Esta guía deberá ser aplicada únicamente por personal capacitado en maniobras mecánicas de este tipo y que haya presenciado previamente su aplicación.

Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación, puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe contar con el criterio de protección ambiental, el cual es establecido por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la


instalación y de los habitantes en torno a la misma. En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138ECOL y la especificación CFE L0000-58. 3 Teoría general

Las boquillas son dispositivos que aíslan un conductor y permiten llevar una corriente a través de una pared conectada a tierra, como por ejemplo el tanque de un transformador, de un interruptor o de una subestación aislada en SF6. Un aspecto importante en el diseño y construcción de una boquilla es la forma de graduar el campo eléctrico, en la zona de la brida de montaje que está conectada a tierra. Lo anterior se logra utilizando capacitores cilíndricos concéntricos entre sí. Esta graduación de campo tiene como objetivo, aliviar la concentración de líneas de campo en la zona donde existe el mayor nivel de tensión cercano a un punto de tierra. La determinación analítica de la capacitancia para este tipo de arreglo de capacitores, utilizado en la construcción de una boquilla, se realiza tomando como ejemplo el análisis que se sigue para un capacitor cilíndrico de dos placas (ver capítulo 3 del Tomo I del Manual de transformadores y reactores de potencia). En una boquilla del tipo condensador se tiene que graduar el campo eléctrico, utilizando un arreglo de capacitores concéntricos, logrando obtener “n” capas concéntricas. Estas capas son fabricadas con papel aislante y papel aluminio (foil de aluminio) o antiguamente con tintas conductoras.





En la construcción de la graduación capacitiva se han utilizan tres tipos de aislamiento: a) Papel impregnado en resina, consiste en papel crepé poroso pero sin tratar, el cual es devanado en seco sobre el conductor con las capas conductoras intercaladas y posteriormente es impregnado al vacío con resina. Las boquillas de nueva tecnología emplean esta técnica denominada RIP. b) El papel recubierto de resina, es un papel con tratamiento de pre-impregnación de resina no curado y devanado sobre el conductor central e intercalando las capas conductoras, posteriormente todo el conjunto es curado en un horno. En este tipo de papel se generan cavidades sin impregnar que provocan descargas parciales y eventualmente la falla de la boquilla, por lo que esta descontinuado su uso. c) Papel impregnado en aceite, es papel no tratado y devanado sobre el conductor central e intercalando las capas conductoras, posteriormente es secado e impregnado al vacío con aceite aislante altamente desgasificado. Este tipo de papel es el de mayor aplicación en boquillas de alta tensión. En la presente guía se describe la rehabilitación de boquillas que utilizan este tipo de papel.

El aislamiento principal de la boquilla consiste en un cuerpo cilíndrico de papel impregnado en aceite con hojas de aluminio intercaladas (foil de aluminio ), figura 1. El diseño del aislamiento principal y su rehabilitación interna están fuera del alcance de la presente guía, por lo que solo se mencionan los cuidados que debe tenerse en su manejo.

Figura 1 Aislamiento principal de una boquilla.

El aislamiento principal es susceptible a dañarse por contaminación de polvo o suciedad, absorbe humedad rápidamente y puede deformarse o desenredarse si no se maneja con cuidado. El voltaje máximo que puede soportar depende de la calidad de aceite que lo rodea y la envolvente de porcelana de la boquilla provee un medio hermético para mantener el aceite limpio. Sin embargo, la porcelana, el aceite y el papel tienen diferentes coeficientes de expansión térmica, por lo que al calentarse cambian sus dimensiones y se pueden generar fugas de aceite. Para evitar estas fugas, la mayoría de las boquillas con aislamiento de papel impregnado en aceite y envolventes de porcelana utilizan un sistema de compresión de resortes, que ayuda a mantener todas las partes de la boquilla en su sitio. Al liberar la presión del sistema de compresión, todas las partes de la boquilla se aflojan y pueden desensamblarse para ser rehabilitadas o sustituidas. 3.1 Partes principales de una boquilla

A continuación se detallan cada una de las partes de una boquilla, (ver figura 2).


Tomo II



boquilla aparecerá en sus terminales, originando la falla y explosión de la boquilla. Este tap capacitivo se utiliza para evaluar eléctricamente todo el sistema aislante con pruebas de factor de potencia y eventualmente para instalar sistemas de monitoreo de descargas parciales.

Figura 2 Partes típicas de una boquilla con envolvente de porcelana.

En la cabeza o cerillo se encuentra la conexión del lado aire de alta tensión con la línea de transmisión. En este parte se localiza una mirilla o indicador del nivel de aceite y un espacio que generalmente se encuentra lleno de nitrógeno y permite la expansión del aceite por calentamiento. La geometría de la porcelana del lado aire es la que contribuye a soportar los voltajes de operación y sobre tensión aún en condiciones de alta contaminación o lluvia: Generalmente es hueca y en cada extremo tiene sello que evita fugas de aceite. Los faldones de porcelana son frágiles y se pueden romper durante el transporte de la boquilla. Se pueden reparar con resinas aislantes que soporten las condiciones ambientales, sin alterar su hermeticidad. El detalle de rehabilitación de faldones está fuera del alcance de esta guía. En la torreta se encuentra la conexión del tap capacitivo , ver figura 3, que generalmente está referido a la última capa externa de aluminio que envuelve el aislamiento principal. Para su conexión se utiliza un cable con una longitud lo más pequeña posible, con la finalidad de minimizar el efecto inductivo durante transitorios originados por descargas atmosféricas. Siempre está referido a tierra y en caso de desconexión durante operación normal, la tensión total de la

Algunas boquillas tienen un tap de voltaje que esta referido a la penúltima capa externa de aluminio. A través de este tap se obtiene una fracción del voltaje que se utiliza para alimentar equipos de medición o protecciones. En esta torreta también se encuentra ubicado el tapón de llenado de aceite y un tapón para purgado de gases, así como las perforaciones necesarias para fijar la boquilla al tanque del transformador. La cola de la boquilla es la parte que se sumerge en aceite y que se conecta a las terminales del devanado del transformador o reactor. Su longitud es considerablemente menor en comparación con el lado aire, debido a que está sumergida en aceite y no existe contaminación en esta zona.

Tap’s

Figura 3 Vista de dos tipos de tap’s capacitivos.




En esta zona de la boquilla existen dos tipos de conexión con el devanado del transformador: la conexión de colilla pasada y la tipo barra o conductor sólido. En la primera conexión, el final del devanado pasa a través del tubo central de la boquilla y llega hasta el cerillo o cabeza. La segunda conexión es del tipo barra o conductor sólido , el cual está en el conductor central y se encarga de transportar la corriente del devanado del transformador hasta el cerillo de la boquilla. En la figura 4 se presentan los dos tipos de terminales.


Este sistema proporciona la fuerza necesaria para mantener unido al conjunto del conductor central y el aislamiento principal con el resto de los elementos de la boquilla. Un arreglo típico se presenta en la figura 6.

Figura 6 Sistema de compresión de resortes. Figura 4 Boquillas con conductor central a) sólido y b) colilla pasada.

3.3 Marcas de boquillas que se les puede dar mantenimiento

3.2 Sistemas de compresión de resortes

La experiencia acumulada en más de 10 años, permite dar mantenimiento, con la ayuda de esta guía, a boquillas de las siguientes marcas: Micafil Haefely The Bushing Co Mitsubishi Boquilla marca Passoni Villa Boquilla marca NGK Boquilla marca ABB Boquilla marca Brush

Los sistemas de compresión de resortes varían de acuerdo con su diseño, tamaño, fuerza de compresión y número de resortes. Sin embargo, la gran mayoría funciona de la misma manera que se explica a continuación. Ver figura 5.

•

•

•

•

F1

F1

•

•

F2

F2

•

•

3.4 Causas de fallas que se presentan en las boquillas F3

F3

Figura 5 Dibujo esquemático que muestra las fuerzas de compresión durante el ensamble de una boquilla.

Esta guía de rehabilitación se aplica exitosamente cuando se presentan los tipos de fallas siguientes: •

Desconexión del tap-capacitivo

•

Por fuga de aceite en el tap-capacitivo


Tomo II


Corrección de fuga de aceite de las mirillas de aceite

•

Daño de empaque por desplazamiento de porcelanas ó por otras causas

•

Fuga de aceite por falla de la soldadura de la cabeza o cerillo

•

•

Cautín (300 W)

•

Martillo de goma

•

Arco con segueta

•

Vernier

•

Cambio de porcelana del lado aire o lado aceite

•

4 Desarmado de boquillas

Considerando la cantidad de boquillas instaladas de los diferentes fabricantes resultaría difícil dar a conocer cada uno de los detalles para realizar su desarmado en cada caso. Por tal motivo, en esta guía se indica en forma general las actividades que se realizan para comprimir los resortes y desarmar la boquilla para realizar su rehabilitación. 4.1 Preparativos

Preparar el área de trabajo, considerando que las dimensiones sean al menos dos veces el largo de la boquilla y que se encuentre cubierta, sin fuertes corrientes de aire y donde se pueda controlar la humedad. De preferencia se debe contar con una grúa viajera, para las maniobras de desarmado y armado. Para el desarmado de la boquilla se debe habilitar un contenedor de aceite y dos bases de 1 m de alto con capacidad de carga de 1 tonelada. Estas bases deben construirse preferentemente de madera, para evitar daños a la porcelana.


Un juego de herramienta menor (dados, llaves, brocas, machuelos, desarmadores, martillos, etc)

•

Compás

•

Llave stillson No. 36”

•

Dos llaves de correa para tubo

•

Un gato hidráulico de 30 ton

•

Un gato hidráulico de 100 ton, con acumulador y manómetro de presión

•

Corta empaques

•

Equipo de corte

• •

Un tornillo de banco Diversas herramientas elaboradas localmente, para el desarmado de boquillas

En la figura 7 se presenta una vista general de las herramientas utilizadas en el desarmado de boquillas. La figura 8 muestra los herrajes utilizados para comprimir los resortes. Posteriormente, en la figura 9 se presenta la llave utilizada para aflojar las tuercas que sujetan a los resortes de compresión.

4.2 Herramientas

A continuación se presenta una lista de las principales herramientas utilizadas. •

Un teclee de cadena con capacidad mínima 3 toneladas

•

Eslingas o cable de polipropileno

•

Tijeras para cortar papel

•

Cuchillo

Figura 7 Conjunto de herramientas utilizadas en el desarmado de boquillas.




•

•


Soldadura de estaño 90% x 10% Se recomienda aceite aislante tipo NAFTÉNICO (Densidad en rango de 0.8700.910 (20 °C/4°C) en boquillas por su bajo contenido de parafinas) con las características del aceite aislante eléctrico según las normas ASTM D-923

4.4 Equipo auxiliar Figura 8 Herrajes utilizados para la compresión de los resortes de compresión.

Máquina de vacío de baja capacidad

En caso de no contar con una máquina de vacío de baja capacidad (figura 10), se podrá utilizar una máquina de vacío que alcance un valor menor a 1 bar, una bomba de aceite para el llenado y un equipo para monitorear el vacío. •

Figura 9 Llave hexagonal utilizada para las tuercas que detienen al paquete de resortes o las rondanas cónicas. 4.3 Material de consumo requerido •

•

•

2 litros de alcohol 1 metro de cable calibre 18 AWG (resistente al aceite), para tap-capacitivo 1 litro de pegamento para madera 850

•

1 tanque de nitrógeno de alta pureza

•

•

•

•

•

•

•

5 litros de solvente

•

•

•

•

Gato hidráulico de capacidad de 30 ton ó 4 mayor, según sea el tipo de compresión de la boquilla que se rehabilitará Regulador con accesorios para botella de nitrógeno con indicador de presión de baja escala Medidor de factor de potencia 10 kV, 2.5 kV, con copa para prueba de aceite Medidor de rigidez dieléctrica para aceite y un multímetro Base metálica, para colocar la boquilla en forma vertical, durante el llenado de aceite, ver figura 11

10 metros de plástico de bolsa (para cubrir los capacitores) 10 metros de papel crepé seco 5 kilogramos de trapo limpio para secar derrames Cepillo de alambre Empaque de corcho (¼”, ½”, ¾”) según sea el caso

Figura 10 Máquina de vacío de baja capacidad.

Empaque de nitrilo (¼”, ½”, ¾”) según sea el caso


Tomo II



b) Otro sistema consiste en utilizar roldanas cónicas, colocadas opuestamente, ubicadas en la cabeza de la boquilla de tal manera que cuando se comprimen ejercen una fuerza hacia todo el cuerpo de la boquilla, logrando su hermeticidad, ver figura 13.

Figura 11 Base metálica para soporte de boquilla durante llenado de aceite. 4.5 Proceso de rehabilitación Generalidades

Considerando que las boquillas tienen dimensiones considerables se requiere de una base metálica para el soporte de la boquilla durante el llenado de aceite (figura 11) y un sistema especial para lograr la hermeticidad, por lo que existen dos sistemas comúnmente utilizados: a) Un sistema consiste en un paquete de resortes ubicado en la cabeza de la boquilla, los cuales ejercen una fuerza hacia todo el cuerpo de la boquilla, ver figura 12. El sistema está integrado de una barra principal que atraviesa la boquilla a lo largo y es sujetada en ambos extremos por una tuerca.

Figura 13 Vista del sistema de compresión con roldanas cónicas. 4.6 Desarmado de boquillas

Las tareas que se realizan durante esta actividad son las siguientes: a) Se coloca la boquilla en posición horizontal y se procede a drenar el aceite b) Se destapa la cabeza, según sea el caso: cortándola alrededor con una segueta, desoldándola con un soplete (figura 14a) o retirando los tornillos que la sujetan (figura 14b)

Figura 12 Vista del sistema de compresión con resortes. Diciembre 2007 Tomo II




a a

b

Figura 14 Diferentes formas de destapar la cabeza o cerillo de la boquilla. c) Drenar el aceite de la boquilla, dependiendo de la marca, puede tener el tapón de drenado al centro de la torreta como lo muestra la figura 15a, o en la cabeza de la boquilla como se indica en la figura 15b

b

Figura 15 Ubicación del tapón de drenado del aceite. d) Se coloca un medio de sujeción del extremo inferior de la boquilla con la finalidad que no existan movimientos del capacitor respecto a la brida, evitando que se desconecte el tap capacitivo, y para ir realizando su desarmado en etapas, ver figura 16

Figura 16 Sujeción del extremo inferior de la boquilla antes del desarmado. e) Liberar la presión del paquete de resortes ya sea comprimiéndolos con un gato hidráulico y un aditamento de fierro y tornillos. Las Diciembre 2007 Manual de transformadores y reactores de potencia

Tomo II


boquillas de la marca Haefely utilizan roldanas cónicas, ver figura 17a y 17b


a

a

b

b

Figura 18 Retiro del paquete de resortes y porcelana del lado aire. g) Desconectar el tap-capacitivo ya sea desatornillándolo o desoldándolo con un cautín. La punta del cautín se coloca en la punta de la parte externa del tap-capacitivo, hasta que se suelte el cable interior Figura 17 Vista de cómo liberar la presión en los diferentes sistemas de compresión. f) Retirar el paquete de resortes o el sistema de compresión que tenga la boquilla y la porcelana del lado aire hasta que el capacitor quede descubierto. Se procede a cubrir el capacitor con un plástico, ver figura 18a y 18b

h) Desconectar el tap-capacitivo ya sea desatornillándolo o desoldándose con un cautín, figura 19. La punta del cautín se coloca en la punta de la parte externa del tapcapacitivo, hasta que se suelte el cable interior

Figura 19 Desconexión del tap capacitivo. Diciembre 2007 Tomo II




i) Se deshabilita el sistema de sujeción que se instaló en el extremo inferior, concluyendo con el desarmado de la boquilla, ver figura 20

a

Figura 20 Desarmado del sistema de sujeción que se colocó en el lado aceite de la boquilla. j) Se realiza una revisión minuciosa de todos sus componentes para confirmar que se encuentran en buen estado k) Estando descubierto el capacitor se procede a realizar un encintado con papel crepé, con la finalidad de evitar descargas parciales causadas por papeles sueltos, ver figura 21

b

Figura 22 Vista del cambio de empaques. m) Efectuar el cambio de cable del tap-capacitivo, soldándose primeramente el lado hacia el capacitor. Se debe realizar un acabado de soldadura sin puntas, ver figura 23. Posteriormente, se debe soldar del extremo exterior del tap-capacitivo

Figura 21 Encintado del capacitor de la boquilla con papel crepé. l) Efectuar la limpieza de todos sus componentes y se realiza el cambio de empaques, ver figura 22a y 22b

Figura 23 Cambio de cable de conexión del tap capacitivo.


Tomo II



4.7 Proceso de armado de la boquilla

Una vez concluido el proceso de desarmado de la boquilla se procede a realizar las actividades siguientes: a) Se procede a realizar el armado del lado aceite y se coloca su medio de sujeción, con la finalidad de lograr la sujeción de sus otros componentes, ver figura 24a y 24b a

a b

b

Figura 25 Ensamble de porcelana del lado aire. c) Cuando la boquilla se encuentra en estas condiciones se procede a introducir el paquete de resortes y su tuerca de retención, conservando la distancia inicial, como se muestra en la figura 26. Esto asegura que la fuerza de compresión del sistema de resortes sea uniforme, evitando fugas o deformaciones innecesarias

Figura 24 Ensamble del lado aceite de la boquilla. b) Se introduce el capacitor a su porcelana del lado aire (exterior) así como su cabeza o cerillo, ver figura 25a y 25b

Figura 26 Ensamble del sistema de compresión con resortes. Diciembre 2007 Tomo II




Normalizar el paquete de resortes, retirando los tornillos o los mecanismos utilizados, figura 27. Se debe verificar que todos sus componentes se encuentren debidamente nivelados y por último se coloca la tapa de la cabeza

a

a

b

Figura 28 Aplicación de soldadura en la cabeza o cerillo de algunas boquillas e introducción de gas. 4.8 Proceso de secado y llenado

b

Figura 27 Vista de colocación de la tapa de la cabeza o cerillo.

Se coloca la boquilla en posición vertical y se somete a un proceso de secado aplicando vacío durante un tiempo de 8 a 24 hrs, con un nivel de vacío menor a un bar, ver figura 29. Durante el tiempo de secado se verifica que no existan fugas, lo cual ayuda a logar un secado correcto.

d) Manteniendo la boquilla en posición horizontal se verifica su hermeticidad, para ello se conecta la máquina de mantenimiento y se le introduce gas nitrógeno de alta pureza en un rango de presión de 1 a 3 libras. Se verifica que la boquilla se encuentre herméticamente sellada, ver figura 28a y 28b

Figura 29 Proceso de secado en boquilla. Diciembre 2007 Manual de transformadores y reactores de potencia

Tomo II


Concluido el secado, se procede a su llenado con aceite aislante, cuidando que sea del tipo Nafténico, y que cumpla con las normas ASTM D- 923 . Su valor de rigidez dieléctrica debe ser mínimo de 30 kV y el factor de potencia a 25 °C debe tener un valor máximo de 0.05 %, para aceites nuevos. Un vez concluido el vacío, se para la bomba de vacío, y con la bomba de aceite se realiza el llenado de la boquilla, utilizando una velocidad de aproximadamente 40 l/hr o por gravedad hasta alcanzar su nivel nominal. Posteriormente, se drena el aceite que contienen las mangueras y se realiza nuevamente secado por un periodo de 15 minutos. Se rompe el vacío con nitrógeno y se verifica nuevamente el nivel de aceite aislante. Desconectar la máquina de mantenimiento y utilizando sus conexiones y sin conectarla a la boquilla, únicamente pegándosela donde se realizó el llenado de aceite aislante, se introduce nitrógeno de alta pureza con una presión de tres libras aproximadamente. Se retira la conexión lo más rápido posible, para que la boquilla quede con el mayor volumen de nitrógeno atrapado. Se coloca el tapón y se verifica que no existan fugas de aceite aislante. Finalmente la boquilla se coloca en posición horizontal, quedando lista para su traslado al laboratorio de pruebas. 5 Pruebas dieléctricas recomendadas 5.1 Pruebas de campo que se aplican en los procedimientos de calidad

Estas pruebas se indican en el punto 7 de este procedimiento y de acuerdo con lo indicado en el procedimiento ST-CT-011 (GTT-A023-S). 5.2 Pruebas realizadas en el LAPEM después de su rehabilitación

El LAPEM realiza las pruebas siguientes con base en la Norma IEC 60137(1995), ver figura 30. a) Pruebas de tensión de aguante a 60 HZ


c) Factor de disipación d) Descargas parciales

Figura 30 Pruebas de boquillas en laboratorio. 5.3 Valores de referencia de acuerdo con la Norma IEC 60137-1995

El valor máximo de tangente delta a 1.05/Vn/1.73 es •

Papel impregnado de aceite 0.007

•

Papel adherido con resina 0.015

•

Papel impregnado con resina 0.015

•

Resina a 0.015

De acuerdo con la Norma Oficial Mexicana la capacitancia deberá ser medida a 1.05 Vn/1.73 y el valor que se obtenga no deberá variar el valor atribuible a la perforación de una capa. En los procedimientos establecidos para Comisión Federal de Electricidad el valor de capacitancia no debe de variar mas del 2 % del valor que se obtenga en campo comparado con el valor que manifiesta el fabricante en su protocolo de pruebas o bien el indicado en la placa de datos de la boquilla. 6 Estudio económico

El análisis es llevad o a cabo para la determinación de los costos aproximados por rehabilitación y la compra de una boquilla nueva.

b) Medición de capacitancia Diciembre 2007 Tomo II



Tabla 1 Costos aproximados de rehabilitación Costos aproximados por rehabilitación Descripción 400 kV 230 kV

Costo por rehabilitación boquilla (mano de obra y materiales) Costo de pruebas de laboratorio Tiempo de rehabilitación y pruebas ( días ) Costo total por boquillas rehabilitación en voltaje

$13,000

$11,500

$20,000

$20,000

$33,000

3 $31,500

Costos aproximados por la compra.

Tiempo de entrega (días) Costo unitario por boquilla Costos por adaptación al transformador

7

Las mediciones de factor de potencia en sitio que se aplican a boquillas son: •

120 $220000

120 $160 000

$30 000

$30 000

El nivel de aceite de la boquilla es ajustado en fábrica, antes de la expedición, para la posición de montaje especificado en el pedido. Con la finalidad de continuar asegurando la hermeticidad de la boquilla se recomienda no retirar el tapón de llenado, ya que por lo general contienen un colchón de gas nitrógeno. Se debe dejar la boquilla en reposo duran te 24 hrs como mínimo antes de la aplicación de la tensión. En condiciones normales de operación, las boquillas no requieren ningún mantenimiento. Solo basta con controlar periódicamente el nivel de aceite y la limpieza de la porcelana. El Procedimiento de pruebas a boquillas ST-CT0011 (GTT-A023-S) indica las pruebas que se realizan en sitio a boquillas. Se mide la capacitancia y las pérdidas dieléctricas de la boquilla a través del tap-capacitivo situado sobre la brida de sujeción, utilizando para estas mediciones el factor de potencia de 2.5 o 10 kV.

Medición de la capacitancia en C2

Esta medición permite determinar la capacitancia entre el tap capacitivo y la brida de la boquilla. •

Medición con collar caliente

Esta medición se debe realizar a boquillas llenas de aceite o compound y el collar caliente se coloca en el primer faldón superior. •

Pruebas de campo para boquillas


Esta medición permite determinar la capacitancia entre el conductor principal y el tap capacitivo de la boquilla. •

4


Medición con collar caliente múltiple

Esta medición se realiza a boquillas llenas de aceite o compound y se realiza colocando el collar faldón por faldón con la finalidad de determinar humedad interna, así como fisuras del aislamiento externo tracking . Prueba de hidrofóbisidad

Esta prueba se aplica a boquillas con aislamiento polimérico con la finalidad de verificar el estado del aislamiento externo y su nivel de contaminación. Al concluir con la pruebas de campo, se verifica que el aterrizamiento del tap-capacitivo de la boquilla, evitando que se produzca una falla por falta de referencia a tierra. 8 Conclusiones

Se concluye que es factible realizar el mantenimiento de boquillas que han presentado fallas por las causas siguientes: fugas de aceite en mirillas, cambio de empaques de bridas y porcelanas y desconexión de tap -capacitivo. Por otro lado, la experiencia de más de 10 años avala el éxito de esta guía de mantenimiento de boquillas.


Tomo II


Se concluye que el mantenimiento es una alternativa para disminuir los tiempos de restablecimiento de los transformadores. Los resultados obtenidos en rehabilitación de boquillas, desde 1995 a la fecha, han sido satisfactorios. Los tiempos por rehabilitación y pruebas en el LAPEM tienen una duración de aproximadamente 8 días. Los tiempos por adquisición de las boquillas son de aproximadamente 180 días, más los costos de montaje al transformador.

•

•

•


Dr. Vicente Rodolfo García Colon Hernández, Gerencia de Equipos Eléctricos del Instituto de Investigaciones Eléctricas. Ing. Ricardo Montes Fernández, Coordinación de Transmisión de la Comisión Federal de Electricidad. Ing. Oscar Escorsa Morales, Gerencia de Equipos Eléctricos del Instituto de Investigaciones Eléctricas.

9 Bibliografía

a) CFE-D3100-19 aislantes.

Especificación:

Aceites

b) CFE 53000-95 Especificación: Boquillas de alta tensión de 7.2 kV a 420 kV, CFE, Julio 2006. c) Evaluación en sitio de Boquillas de Transformadores afectados por el sismo en Manzanillo, IIE, Reporte Final IIE/03/32/5220/RF45/95, Edgar Robles P, V Rodolfo García C, Oscar Escorsa M, Inocente Rosales, Armando Nava, Diciembre 11-1995. d) Análisis de Boquillas de los Transformadores principales de la CG, Cerro prieto III. IIE, Reporte Final IIE/03/32/5220/RF-18/95, Edgar Robles P., Oscar Escorsa M. V. Rodolfo García C., Armando Nava G, Marzo 17-1995. e) Manual de Transformadores y Reactores de Potencia, Tomo I, CFE, Junio 2007. Autor de esta guía de rehabilitación de boquillas •

Ing. Enrique de J. Aguilar Palafox, Ingeniero Industrial en Eléctrica, Egresado del Instituto Tecnológico de Cd. Guzmán. Actualmente se desempeña como Coordinador del Sector Colima, de la CFE.

La edición de esta guía estuvo a cargo del personal siguiente:





GUÍA PARA EL MANTENIMIENTO DE BOQUILLAS DE ALTA TENSIÓN





ÍNDICE

1 Objetivo 2 Alcance 3 Teoría general 3.1 Partes principales de una boquilla 3.2 Sistemas de compresión de resortes 3.3 Marcas de boquillas que se les puede dar mantenimiento 3.4 Causas de fallas que se presentan en las boquillas 4 Desarmado de boquillas 4.1 Preparativos 4.2 Herramientas 4.3 Material de consumo requerido 4.4 Equipo auxiliar 4.5 Proceso de rehabilitación 4.6 Desarmado de boquillas 4.7 Proceso de armado de la boquilla 4.8 Proceso de secado y llenado 5 Pruebas dieléctricas recomendadas 5.1 Pruebas de campo que se aplican en los procedimientos de calidad 5.2 Pruebas realizadas en el LAPEM después de su rehabilitación 5.3 Valores de referencia de acuerdo con la Norma IEC 60137 6 Estudio económico 7 Pruebas de campo para boquillas 8 Conclusiones 9 Bibliografía

Pág. 3 3 3 4 6 6 6 7 7 7 8 8 9 9 13 14 15 15 15 15 15 16 16 17


Tomo II


1 Objetivo

El objetivo es dar a conocer una guía generalizada que permita a todas las Gerencias de Transmisión capacitarse en el mantenimiento de boquillas tipo capacitivo de transformadores y reactores de potencia. Debido a la diversidad de boquillas instaladas en subestaciones eléctricas de la CFE, la guía menciona los pasos generales, pero el usuario será el responsable de aplicarlos adecuadamente, tomando en consideración la diversas formas de construcción de las boquillas. 2 Alcance

Esta guía se aplica en el mantenimiento de boquillas de tipo capacitivo con aislamiento de papel impregnado en aceite y envolvente de porcelana. El alcance de esta guía de mantenimiento comprende la rehabilitación superficial del papel aislante principal, la sustitución de empaques, la alineación del cuerpo de la boquilla y la rehabilitación de conexiones en tap capacitivo y de voltaje. Esta guía no aplica en boquillas con aislamiento sintético como hule de silicón o aislamiento sólido. Advertencia

La guía describe las maniobras de compresión de resortes que pueden alcanzar hasta 40 toneladas. En caso de falla de uno de los elementos los resultados son fatales. Esta guía deberá ser aplicada únicamente por personal capacitado en maniobras mecánicas de este tipo y que haya presenciado previamente su aplicación.

Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación, puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe contar con el criterio de protección ambiental, el cual es establecido por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la


instalación y de los habitantes en torno a la misma. En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138ECOL y la especificación CFE L0000-58. 3 Teoría general

Las boquillas son dispositivos que aíslan un conductor y permiten llevar una corriente a través de una pared conectada a tierra, como por ejemplo el tanque de un transformador, de un interruptor o de una subestación aislada en SF6. Un aspecto importante en el diseño y construcción de una boquilla es la forma de graduar el campo eléctrico, en la zona de la brida de montaje que está conectada a tierra. Lo anterior se logra utilizando capacitores cilíndricos concéntricos entre sí. Esta graduación de campo tiene como objetivo, aliviar la concentración de líneas de campo en la zona donde existe el mayor nivel de tensión cercano a un punto de tierra. La determinación analítica de la capacitancia para este tipo de arreglo de capacitores, utilizado en la construcción de una boquilla, se realiza tomando como ejemplo el análisis que se sigue para un capacitor cilíndrico de dos placas (ver capítulo 3 del Tomo I del Manual de transformadores y reactores de potencia). En una boquilla del tipo condensador se tiene que graduar el campo eléctrico, utilizando un arreglo de capacitores concéntricos, logrando obtener “n” capas concéntricas. Estas capas son fabricadas con papel aislante y papel aluminio (foil de aluminio) o antiguamente con tintas conductoras.





En la construcción de la graduación capacitiva se han utilizan tres tipos de aislamiento: a) Papel impregnado en resina, consiste en papel crepé poroso pero sin tratar, el cual es devanado en seco sobre el conductor con las capas conductoras intercaladas y posteriormente es impregnado al vacío con resina. Las boquillas de nueva tecnología emplean esta técnica denominada RIP. b) El papel recubierto de resina, es un papel con tratamiento de pre-impregnación de resina no curado y devanado sobre el conductor central e intercalando las capas conductoras, posteriormente todo el conjunto es curado en un horno. En este tipo de papel se generan cavidades sin impregnar que provocan descargas parciales y eventualmente la falla de la boquilla, por lo que esta descontinuado su uso. c) Papel impregnado en aceite, es papel no tratado y devanado sobre el conductor central e intercalando las capas conductoras, posteriormente es secado e impregnado al vacío con aceite aislante altamente desgasificado. Este tipo de papel es el de mayor aplicación en boquillas de alta tensión. En la presente guía se describe la rehabilitación de boquillas que utilizan este tipo de papel.

El aislamiento principal de la boquilla consiste en un cuerpo cilíndrico de papel impregnado en aceite con hojas de aluminio intercaladas (foil de aluminio ), figura 1. El diseño del aislamiento principal y su rehabilitación interna están fuera del alcance de la presente guía, por lo que solo se mencionan los cuidados que debe tenerse en su manejo.

Figura 1 Aislamiento principal de una boquilla.

El aislamiento principal es susceptible a dañarse por contaminación de polvo o suciedad, absorbe humedad rápidamente y puede deformarse o desenredarse si no se maneja con cuidado. El voltaje máximo que puede soportar depende de la calidad de aceite que lo rodea y la envolvente de porcelana de la boquilla provee un medio hermético para mantener el aceite limpio. Sin embargo, la porcelana, el aceite y el papel tienen diferentes coeficientes de expansión térmica, por lo que al calentarse cambian sus dimensiones y se pueden generar fugas de aceite. Para evitar estas fugas, la mayoría de las boquillas con aislamiento de papel impregnado en aceite y envolventes de porcelana utilizan un sistema de compresión de resortes, que ayuda a mantener todas las partes de la boquilla en su sitio. Al liberar la presión del sistema de compresión, todas las partes de la boquilla se aflojan y pueden desensamblarse para ser rehabilitadas o sustituidas. 3.1 Partes principales de una boquilla

A continuación se detallan cada una de las partes de una boquilla, (ver figura 2).


Tomo II



boquilla aparecerá en sus terminales, originando la falla y explosión de la boquilla. Este tap capacitivo se utiliza para evaluar eléctricamente todo el sistema aislante con pruebas de factor de potencia y eventualmente para instalar sistemas de monitoreo de descargas parciales.

Figura 2 Partes típicas de una boquilla con envolvente de porcelana.

En la cabeza o cerillo se encuentra la conexión del lado aire de alta tensión con la línea de transmisión. En este parte se localiza una mirilla o indicador del nivel de aceite y un espacio que generalmente se encuentra lleno de nitrógeno y permite la expansión del aceite por calentamiento. La geometría de la porcelana del lado aire es la que contribuye a soportar los voltajes de operación y sobre tensión aún en condiciones de alta contaminación o lluvia: Generalmente es hueca y en cada extremo tiene sello que evita fugas de aceite. Los faldones de porcelana son frágiles y se pueden romper durante el transporte de la boquilla. Se pueden reparar con resinas aislantes que soporten las condiciones ambientales, sin alterar su hermeticidad. El detalle de rehabilitación de faldones está fuera del alcance de esta guía. En la torreta se encuentra la conexión del tap capacitivo , ver figura 3, que generalmente está referido a la última capa externa de aluminio que envuelve el aislamiento principal. Para su conexión se utiliza un cable con una longitud lo más pequeña posible, con la finalidad de minimizar el efecto inductivo durante transitorios originados por descargas atmosféricas. Siempre está referido a tierra y en caso de desconexión durante operación normal, la tensión total de la

Algunas boquillas tienen un tap de voltaje que esta referido a la penúltima capa externa de aluminio. A través de este tap se obtiene una fracción del voltaje que se utiliza para alimentar equipos de medición o protecciones. En esta torreta también se encuentra ubicado el tapón de llenado de aceite y un tapón para purgado de gases, así como las perforaciones necesarias para fijar la boquilla al tanque del transformador. La cola de la boquilla es la parte que se sumerge en aceite y que se conecta a las terminales del devanado del transformador o reactor. Su longitud es considerablemente menor en comparación con el lado aire, debido a que está sumergida en aceite y no existe contaminación en esta zona.

Tap’s

Figura 3 Vista de dos tipos de tap’s capacitivos.




En esta zona de la boquilla existen dos tipos de conexión con el devanado del transformador: la conexión de colilla pasada y la tipo barra o conductor sólido. En la primera conexión, el final del devanado pasa a través del tubo central de la boquilla y llega hasta el cerillo o cabeza. La segunda conexión es del tipo barra o conductor sólido , el cual está en el conductor central y se encarga de transportar la corriente del devanado del transformador hasta el cerillo de la boquilla. En la figura 4 se presentan los dos tipos de terminales.


Este sistema proporciona la fuerza necesaria para mantener unido al conjunto del conductor central y el aislamiento principal con el resto de los elementos de la boquilla. Un arreglo típico se presenta en la figura 6.

Figura 6 Sistema de compresión de resortes. Figura 4 Boquillas con conductor central a) sólido y b) colilla pasada.

3.3 Marcas de boquillas que se les puede dar mantenimiento

3.2 Sistemas de compresión de resortes

La experiencia acumulada en más de 10 años, permite dar mantenimiento, con la ayuda de esta guía, a boquillas de las siguientes marcas: Micafil Haefely The Bushing Co Mitsubishi Boquilla marca Passoni Villa Boquilla marca NGK Boquilla marca ABB Boquilla marca Brush

Los sistemas de compresión de resortes varían de acuerdo con su diseño, tamaño, fuerza de compresión y número de resortes. Sin embargo, la gran mayoría funciona de la misma manera que se explica a continuación. Ver figura 5.

•

•

•

•

F1

F1

•

•

F2

F2

•

•

3.4 Causas de fallas que se presentan en las boquillas F3

F3

Figura 5 Dibujo esquemático que muestra las fuerzas de compresión durante el ensamble de una boquilla.

Esta guía de rehabilitación se aplica exitosamente cuando se presentan los tipos de fallas siguientes: •

Desconexión del tap-capacitivo

•

Por fuga de aceite en el tap-capacitivo


Tomo II


Corrección de fuga de aceite de las mirillas de aceite

•

Daño de empaque por desplazamiento de porcelanas ó por otras causas

•

Fuga de aceite por falla de la soldadura de la cabeza o cerillo

•

•

Cautín (300 W)

•

Martillo de goma

•

Arco con segueta

•

Vernier

•

Cambio de porcelana del lado aire o lado aceite

•

4 Desarmado de boquillas

Considerando la cantidad de boquillas instaladas de los diferentes fabricantes resultaría difícil dar a conocer cada uno de los detalles para realizar su desarmado en cada caso. Por tal motivo, en esta guía se indica en forma general las actividades que se realizan para comprimir los resortes y desarmar la boquilla para realizar su rehabilitación. 4.1 Preparativos

Preparar el área de trabajo, considerando que las dimensiones sean al menos dos veces el largo de la boquilla y que se encuentre cubierta, sin fuertes corrientes de aire y donde se pueda controlar la humedad. De preferencia se debe contar con una grúa viajera, para las maniobras de desarmado y armado. Para el desarmado de la boquilla se debe habilitar un contenedor de aceite y dos bases de 1 m de alto con capacidad de carga de 1 tonelada. Estas bases deben construirse preferentemente de madera, para evitar daños a la porcelana.


Un juego de herramienta menor (dados, llaves, brocas, machuelos, desarmadores, martillos, etc)

•

Compás

•

Llave stillson No. 36”

•

Dos llaves de correa para tubo

•

Un gato hidráulico de 30 ton

•

Un gato hidráulico de 100 ton, con acumulador y manómetro de presión

•

Corta empaques

•

Equipo de corte

• •

Un tornillo de banco Diversas herramientas elaboradas localmente, para el desarmado de boquillas

En la figura 7 se presenta una vista general de las herramientas utilizadas en el desarmado de boquillas. La figura 8 muestra los herrajes utilizados para comprimir los resortes. Posteriormente, en la figura 9 se presenta la llave utilizada para aflojar las tuercas que sujetan a los resortes de compresión.

4.2 Herramientas

A continuación se presenta una lista de las principales herramientas utilizadas. •

Un teclee de cadena con capacidad mínima 3 toneladas

•

Eslingas o cable de polipropileno

•

Tijeras para cortar papel

•

Cuchillo

Figura 7 Conjunto de herramientas utilizadas en el desarmado de boquillas.




•

•


Soldadura de estaño 90% x 10% Se recomienda aceite aislante tipo NAFTÉNICO (Densidad en rango de 0.8700.910 (20 °C/4°C) en boquillas por su bajo contenido de parafinas) con las características del aceite aislante eléctrico según las normas ASTM D-923

4.4 Equipo auxiliar Figura 8 Herrajes utilizados para la compresión de los resortes de compresión.

Máquina de vacío de baja capacidad

En caso de no contar con una máquina de vacío de baja capacidad (figura 10), se podrá utilizar una máquina de vacío que alcance un valor menor a 1 bar, una bomba de aceite para el llenado y un equipo para monitorear el vacío. •

Figura 9 Llave hexagonal utilizada para las tuercas que detienen al paquete de resortes o las rondanas cónicas. 4.3 Material de consumo requerido •

•

•

2 litros de alcohol 1 metro de cable calibre 18 AWG (resistente al aceite), para tap-capacitivo 1 litro de pegamento para madera 850

•

1 tanque de nitrógeno de alta pureza

•

•

•

•

•

•

•

5 litros de solvente

•

•

•

•

Gato hidráulico de capacidad de 30 ton ó 4 mayor, según sea el tipo de compresión de la boquilla que se rehabilitará Regulador con accesorios para botella de nitrógeno con indicador de presión de baja escala Medidor de factor de potencia 10 kV, 2.5 kV, con copa para prueba de aceite Medidor de rigidez dieléctrica para aceite y un multímetro Base metálica, para colocar la boquilla en forma vertical, durante el llenado de aceite, ver figura 11

10 metros de plástico de bolsa (para cubrir los capacitores) 10 metros de papel crepé seco 5 kilogramos de trapo limpio para secar derrames Cepillo de alambre Empaque de corcho (¼”, ½”, ¾”) según sea el caso

Figura 10 Máquina de vacío de baja capacidad.

Empaque de nitrilo (¼”, ½”, ¾”) según sea el caso


Tomo II



b) Otro sistema consiste en utilizar roldanas cónicas, colocadas opuestamente, ubicadas en la cabeza de la boquilla de tal manera que cuando se comprimen ejercen una fuerza hacia todo el cuerpo de la boquilla, logrando su hermeticidad, ver figura 13.

Figura 11 Base metálica para soporte de boquilla durante llenado de aceite. 4.5 Proceso de rehabilitación Generalidades

Considerando que las boquillas tienen dimensiones considerables se requiere de una base metálica para el soporte de la boquilla durante el llenado de aceite (figura 11) y un sistema especial para lograr la hermeticidad, por lo que existen dos sistemas comúnmente utilizados: a) Un sistema consiste en un paquete de resortes ubicado en la cabeza de la boquilla, los cuales ejercen una fuerza hacia todo el cuerpo de la boquilla, ver figura 12. El sistema está integrado de una barra principal que atraviesa la boquilla a lo largo y es sujetada en ambos extremos por una tuerca.

Figura 13 Vista del sistema de compresión con roldanas cónicas. 4.6 Desarmado de boquillas

Las tareas que se realizan durante esta actividad son las siguientes: a) Se coloca la boquilla en posición horizontal y se procede a drenar el aceite b) Se destapa la cabeza, según sea el caso: cortándola alrededor con una segueta, desoldándola con un soplete (figura 14a) o retirando los tornillos que la sujetan (figura 14b)

Figura 12 Vista del sistema de compresión con resortes. Diciembre 2007 Tomo II




a a

b

Figura 14 Diferentes formas de destapar la cabeza o cerillo de la boquilla. c) Drenar el aceite de la boquilla, dependiendo de la marca, puede tener el tapón de drenado al centro de la torreta como lo muestra la figura 15a, o en la cabeza de la boquilla como se indica en la figura 15b

b

Figura 15 Ubicación del tapón de drenado del aceite. d) Se coloca un medio de sujeción del extremo inferior de la boquilla con la finalidad que no existan movimientos del capacitor respecto a la brida, evitando que se desconecte el tap capacitivo, y para ir realizando su desarmado en etapas, ver figura 16

Figura 16 Sujeción del extremo inferior de la boquilla antes del desarmado. e) Liberar la presión del paquete de resortes ya sea comprimiéndolos con un gato hidráulico y un aditamento de fierro y tornillos. Las Diciembre 2007 Manual de transformadores y reactores de potencia

Tomo II


boquillas de la marca Haefely utilizan roldanas cónicas, ver figura 17a y 17b


a

a

b

b

Figura 18 Retiro del paquete de resortes y porcelana del lado aire. g) Desconectar el tap-capacitivo ya sea desatornillándolo o desoldándolo con un cautín. La punta del cautín se coloca en la punta de la parte externa del tap-capacitivo, hasta que se suelte el cable interior Figura 17 Vista de cómo liberar la presión en los diferentes sistemas de compresión. f) Retirar el paquete de resortes o el sistema de compresión que tenga la boquilla y la porcelana del lado aire hasta que el capacitor quede descubierto. Se procede a cubrir el capacitor con un plástico, ver figura 18a y 18b

h) Desconectar el tap-capacitivo ya sea desatornillándolo o desoldándose con un cautín, figura 19. La punta del cautín se coloca en la punta de la parte externa del tapcapacitivo, hasta que se suelte el cable interior

Figura 19 Desconexión del tap capacitivo. Diciembre 2007 Tomo II




i) Se deshabilita el sistema de sujeción que se instaló en el extremo inferior, concluyendo con el desarmado de la boquilla, ver figura 20

a

Figura 20 Desarmado del sistema de sujeción que se colocó en el lado aceite de la boquilla. j) Se realiza una revisión minuciosa de todos sus componentes para confirmar que se encuentran en buen estado k) Estando descubierto el capacitor se procede a realizar un encintado con papel crepé, con la finalidad de evitar descargas parciales causadas por papeles sueltos, ver figura 21

b

Figura 22 Vista del cambio de empaques. m) Efectuar el cambio de cable del tap-capacitivo, soldándose primeramente el lado hacia el capacitor. Se debe realizar un acabado de soldadura sin puntas, ver figura 23. Posteriormente, se debe soldar del extremo exterior del tap-capacitivo

Figura 21 Encintado del capacitor de la boquilla con papel crepé. l) Efectuar la limpieza de todos sus componentes y se realiza el cambio de empaques, ver figura 22a y 22b

Figura 23 Cambio de cable de conexión del tap capacitivo.


Tomo II



4.7 Proceso de armado de la boquilla

Una vez concluido el proceso de desarmado de la boquilla se procede a realizar las actividades siguientes: a) Se procede a realizar el armado del lado aceite y se coloca su medio de sujeción, con la finalidad de lograr la sujeción de sus otros componentes, ver figura 24a y 24b a

a b

b

Figura 25 Ensamble de porcelana del lado aire. c) Cuando la boquilla se encuentra en estas condiciones se procede a introducir el paquete de resortes y su tuerca de retención, conservando la distancia inicial, como se muestra en la figura 26. Esto asegura que la fuerza de compresión del sistema de resortes sea uniforme, evitando fugas o deformaciones innecesarias

Figura 24 Ensamble del lado aceite de la boquilla. b) Se introduce el capacitor a su porcelana del lado aire (exterior) así como su cabeza o cerillo, ver figura 25a y 25b

Figura 26 Ensamble del sistema de compresión con resortes. Diciembre 2007 Tomo II




Normalizar el paquete de resortes, retirando los tornillos o los mecanismos utilizados, figura 27. Se debe verificar que todos sus componentes se encuentren debidamente nivelados y por último se coloca la tapa de la cabeza

a

a

b

Figura 28 Aplicación de soldadura en la cabeza o cerillo de algunas boquillas e introducción de gas. 4.8 Proceso de secado y llenado

b

Figura 27 Vista de colocación de la tapa de la cabeza o cerillo.

Se coloca la boquilla en posición vertical y se somete a un proceso de secado aplicando vacío durante un tiempo de 8 a 24 hrs, con un nivel de vacío menor a un bar, ver figura 29. Durante el tiempo de secado se verifica que no existan fugas, lo cual ayuda a logar un secado correcto.

d) Manteniendo la boquilla en posición horizontal se verifica su hermeticidad, para ello se conecta la máquina de mantenimiento y se le introduce gas nitrógeno de alta pureza en un rango de presión de 1 a 3 libras. Se verifica que la boquilla se encuentre herméticamente sellada, ver figura 28a y 28b

Figura 29 Proceso de secado en boquilla. Diciembre 2007 Manual de transformadores y reactores de potencia

Tomo II


Concluido el secado, se procede a su llenado con aceite aislante, cuidando que sea del tipo Nafténico, y que cumpla con las normas ASTM D- 923 . Su valor de rigidez dieléctrica debe ser mínimo de 30 kV y el factor de potencia a 25 °C debe tener un valor máximo de 0.05 %, para aceites nuevos. Un vez concluido el vacío, se para la bomba de vacío, y con la bomba de aceite se realiza el llenado de la boquilla, utilizando una velocidad de aproximadamente 40 l/hr o por gravedad hasta alcanzar su nivel nominal. Posteriormente, se drena el aceite que contienen las mangueras y se realiza nuevamente secado por un periodo de 15 minutos. Se rompe el vacío con nitrógeno y se verifica nuevamente el nivel de aceite aislante. Desconectar la máquina de mantenimiento y utilizando sus conexiones y sin conectarla a la boquilla, únicamente pegándosela donde se realizó el llenado de aceite aislante, se introduce nitrógeno de alta pureza con una presión de tres libras aproximadamente. Se retira la conexión lo más rápido posible, para que la boquilla quede con el mayor volumen de nitrógeno atrapado. Se coloca el tapón y se verifica que no existan fugas de aceite aislante. Finalmente la boquilla se coloca en posición horizontal, quedando lista para su traslado al laboratorio de pruebas. 5 Pruebas dieléctricas recomendadas 5.1 Pruebas de campo que se aplican en los procedimientos de calidad

Estas pruebas se indican en el punto 7 de este procedimiento y de acuerdo con lo indicado en el procedimiento ST-CT-011 (GTT-A023-S). 5.2 Pruebas realizadas en el LAPEM después de su rehabilitación

El LAPEM realiza las pruebas siguientes con base en la Norma IEC 60137(1995), ver figura 30. a) Pruebas de tensión de aguante a 60 HZ


c) Factor de disipación d) Descargas parciales

Figura 30 Pruebas de boquillas en laboratorio. 5.3 Valores de referencia de acuerdo con la Norma IEC 60137-1995

El valor máximo de tangente delta a 1.05/Vn/1.73 es •

Papel impregnado de aceite 0.007

•

Papel adherido con resina 0.015

•

Papel impregnado con resina 0.015

•

Resina a 0.015

De acuerdo con la Norma Oficial Mexicana la capacitancia deberá ser medida a 1.05 Vn/1.73 y el valor que se obtenga no deberá variar el valor atribuible a la perforación de una capa. En los procedimientos establecidos para Comisión Federal de Electricidad el valor de capacitancia no debe de variar mas del 2 % del valor que se obtenga en campo comparado con el valor que manifiesta el fabricante en su protocolo de pruebas o bien el indicado en la placa de datos de la boquilla. 6 Estudio económico

El análisis es llevad o a cabo para la determinación de los costos aproximados por rehabilitación y la compra de una boquilla nueva.

b) Medición de capacitancia Diciembre 2007 Tomo II



Tabla 1 Costos aproximados de rehabilitación Costos aproximados por rehabilitación Descripción 400 kV 230 kV

Costo por rehabilitación boquilla (mano de obra y materiales) Costo de pruebas de laboratorio Tiempo de rehabilitación y pruebas ( días ) Costo total por boquillas rehabilitación en voltaje

$13,000

$11,500

$20,000

$20,000

$33,000

3 $31,500

Costos aproximados por la compra.

Tiempo de entrega (días) Costo unitario por boquilla Costos por adaptación al transformador

7

Las mediciones de factor de potencia en sitio que se aplican a boquillas son: •

120 $220000

120 $160 000

$30 000

$30 000

El nivel de aceite de la boquilla es ajustado en fábrica, antes de la expedición, para la posición de montaje especificado en el pedido. Con la finalidad de continuar asegurando la hermeticidad de la boquilla se recomienda no retirar el tapón de llenado, ya que por lo general contienen un colchón de gas nitrógeno. Se debe dejar la boquilla en reposo duran te 24 hrs como mínimo antes de la aplicación de la tensión. En condiciones normales de operación, las boquillas no requieren ningún mantenimiento. Solo basta con controlar periódicamente el nivel de aceite y la limpieza de la porcelana. El Procedimiento de pruebas a boquillas ST-CT0011 (GTT-A023-S) indica las pruebas que se realizan en sitio a boquillas. Se mide la capacitancia y las pérdidas dieléctricas de la boquilla a través del tap-capacitivo situado sobre la brida de sujeción, utilizando para estas mediciones el factor de potencia de 2.5 o 10 kV.


Esta medición permite determinar la capacitancia entre el tap capacitivo y la brida de la boquilla. •

Medición con collar caliente

Esta medición se debe realizar a boquillas llenas de aceite o compound y el collar caliente se coloca en el primer faldón superior. •

Pruebas de campo para boquillas


Esta medición permite determinar la capacitancia entre el conductor principal y el tap capacitivo de la boquilla. •

4


Medición con collar caliente múltiple

Esta medición se realiza a boquillas llenas de aceite o compound y se realiza colocando el collar faldón por faldón con la finalidad de determinar humedad interna, así como fisuras del aislamiento externo tracking . Prueba de hidrofóbisidad

Esta prueba se aplica a boquillas con aislamiento polimérico con la finalidad de verificar el estado del aislamiento externo y su nivel de contaminación. Al concluir con la pruebas de campo, se verifica que el aterrizamiento del tap-capacitivo de la boquilla, evitando que se produzca una falla por falta de referencia a tierra. 8 Conclusiones

Se concluye que es factible realizar el mantenimiento de boquillas que han presentado fallas por las causas siguientes: fugas de aceite en mirillas, cambio de empaques de bridas y porcelanas y desconexión de tap -capacitivo. Por otro lado, la experiencia de más de 10 años avala el éxito de esta guía de mantenimiento de boquillas.


Tomo II


Se concluye que el mantenimiento es una alternativa para disminuir los tiempos de restablecimiento de los transformadores. Los resultados obtenidos en rehabilitación de boquillas, desde 1995 a la fecha, han sido satisfactorios. Los tiempos por rehabilitación y pruebas en el LAPEM tienen una duración de aproximadamente 8 días. Los tiempos por adquisición de las boquillas son de aproximadamente 180 días, más los costos de montaje al transformador.

•

•

•


Dr. Vicente Rodolfo García Colon Hernández, Gerencia de Equipos Eléctricos del Instituto de Investigaciones Eléctricas. Ing. Ricardo Montes Fernández, Coordinación de Transmisión de la Comisión Federal de Electricidad. Ing. Oscar Escorsa Morales, Gerencia de Equipos Eléctricos del Instituto de Investigaciones Eléctricas.

9 Bibliografía

a) CFE-D3100-19 aislantes.

Especificación:

Aceites

b) CFE 53000-95 Especificación: Boquillas de alta tensión de 7.2 kV a 420 kV, CFE, Julio 2006. c) Evaluación en sitio de Boquillas de Transformadores afectados por el sismo en Manzanillo, IIE, Reporte Final IIE/03/32/5220/RF45/95, Edgar Robles P, V Rodolfo García C, Oscar Escorsa M, Inocente Rosales, Armando Nava, Diciembre 11-1995. d) Análisis de Boquillas de los Transformadores principales de la CG, Cerro prieto III. IIE, Reporte Final IIE/03/32/5220/RF-18/95, Edgar Robles P., Oscar Escorsa M. V. Rodolfo García C., Armando Nava G, Marzo 17-1995. e) Manual de Transformadores y Reactores de Potencia, Tomo I, CFE, Junio 2007. Autor de esta guía de rehabilitación de boquillas •

Ing. Enrique de J. Aguilar Palafox, Ingeniero Industrial en Eléctrica, Egresado del Instituto Tecnológico de Cd. Guzmán. Actualmente se desempeña como Coordinador del Sector Colima, de la CFE.

La edición de esta guía estuvo a cargo del personal siguiente:



SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento para el mantenimiento menor y pruebas a cambiadores de derivación bajo carga


PROCEDIMIENTO PARA EL MANTENIMIENTO MENOR Y PRUEBAS A CAMBIADORES DE DERIVACIÓN BAJO CARGA





ÍNDICE

Pág. 1 Objetivo

3

2 Alcance

3

3 Teoría general

3

4 Inspección de los cambiadores de derivación

4

4.1 Comprobación del estado del aceite

4

4.2 Sincronización del mando motor y gabinete

4

4.3 Verificación de los contactos fijos, móviles y cambio de trenza conductora

5

4.4 Equipos de protección e indicación del cambiador

5


5

6 Bibliografía

6

Anexo A Valores de referencia para control de calidad del aceite

7

Anexo B Formato de rigidez dieléctrica del aceite de cambiadores de derivaciones

8

Anexo C Formato de verificación de cambiadores de derivaciones

11


Tomo II



1 Objetivo

3 Teoría general

Este procedimiento tiene como objetivo establecer los criterios básicos para verificar las condiciones operativas de los cambiadores de derivación bajo carga y sumergidos en aceite. Esta verificación tiene como la finalidad de asegurar la confiabilidad de operación de los transformadores de potencia y brindar una herramienta de análisis para evitar fallas futuras.

Los cambiadores de derivación bajo carga (figura 1) permiten regular el voltaje, variando la relación de transformación, sin interrumpir la corriente de carga. Para lo cual se emplean dos principios básicos: a) Conmutación rápida a través de resistencias b) Conmutación a través de reactor

2 Alcance

Este procedimiento aplica a todos los cambiadores de derivación bajo carga sumergidos en aceite dieléctrico, instalados en los transformadores de potencia de la CFE.

c) Conmutación a través de botellas de vacío

Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe cumplir con los criterios de protección ambiental establecidos por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma. En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138ECOL y la especificación CFE L0000-58.

Figura 1 Cambiador de derivación bajo carga.

Estos principios de conmutación varían la relación de transformación, sumando o restando vueltas; al devanado primario o secundario, según donde esté conectado. Para ello, los transformadores se diseñan con un devanado de regulación, el cual se conecta a las terminales del cambiador de derivaciones. Los pasos de voltaje para los que se diseñan los cambiadores de derivaciones, varían del orden de 0.8 a 2.5 % de la tensión nominal del transformador.




La instalación de los cambiadores de derivación bajo carga se clasifican en: tipo compartimiento (figura 2) y tipo dentro de tanque (figura 3).


Sin embargo, aún con el uso de limitadores de corriente se generan arqueos de baja energía en los contactos de la unidad ruptora, siendo el aceite el medio de extinción más común. Existen otros medios de extinción como el SF6 y el vacío. El aceite se degrada debido a los arqueos internos, formando residuos de carbón, lo que disminuye su rigidez dieléctrica. En la tabla del Anexo A se mencionan los niveles de tensión dieléctrica para los diferentes tipos de cambiadores de derivación. 4 Inspección de los cambiadores de derivación

Para realizar esta inspección se debe utilizar el formato del Anexo C. 4.1 Comprobación del estado del aceite Figura 2 Instalación tipo compartimiento de un cambiador de derivaciones.

Figura 3 Instalación tipo dentro del tanque de un cambiador de derivaciones.

El empleo de impedancias de transición o reactores permite realizar la conmutación sin afectar el sistema, y simultáneamente se limita la corriente circulante, durante el tiempo que dos de las derivaciones están conectadas, disminuyendo considerablemente los arqueos producidos en los contactos del cambiador.

Se debe realizar una inspección visual del aceite de la unidad ruptora, para verificar que no existan residuos de aceite carbonizado. También, se debe obtener una muestra de aceite directamente de la tubería de drenado de la cuba del cambiador siempre que sea accesible, y si es posible verificar su rigidez dieléctrica. Aún cuando los fabricantes establecen periodos de mantenimiento con base en el número de operaciones, la experiencia de campo ha demostrado que el aceite dieléctrico se deteriora con menor número de operaciones. Por lo que es necesario realizar el cambio del aceite de la unidad ruptora cuando menos cada 4 años, verificando que el aceite nuevo tenga un valor de rigidez dieléctrica de acuerdo con lo recomendado en la tabla del Anexo A y lo establecido en la norma NMX-J-123-ANCE-2005. Para registrar los valores de rigidez dieléctrica se debe utilizar el formato del Anexo B. 4.2 Sincronización gabinete

del mando motor y

Se debe verificar la sincronización del mando motor con el cambiador de derivaciones, realizando conmutaciones en forma manual y asegurándose que el número de vueltas


Tomo II


seleccionado coincida con lo establecido por el fabricante. Esta conmutación debe realizar en varios pasos hacia arriba y hacia abajo. El gabinete del mando motor debe estar herméticamente cerrado y con resistencias calefactoras, con la finalidad de evitar: condensaciones por humedad, sulfatación de tablillas y conexiones, así como polvos abrasivos que dañan tanto los contactores, como los mecanismos y levas de accionamiento. 4.3 Verificación de los contactos fijos, móviles y cambio de trenza conductora

Los contactos fijos y móviles deben revisarse para determinar la condición operativa del cambiador de derivaciones, figura 4. El desgaste máximo permitido está establecido en los instructivos de operación y mantenimiento de los fabricantes. Sin embargo, es conveniente observar físicamente el grado de deterioro o desgaste en el juego de contactos. De la misma manera, se debe inspeccionar la trenza conductora y verificar que no existan rasgos de corto circuito, arqueos o puntos calientes. En caso que se presente alguna anomalía, esta deberá reemplazarse.


4.4 Equipos de protección e indicación del cambiador

La inspección a la que se someten estos accesorios consiste en realizar las siguientes actividades: a) Verificar las condiciones operativas del relevador de flujo súbito de aceite y comprobar que los micro-interruptores de mercurio envíen las señales de disparo correspondientes. b) Comprobación del funcionamiento de la válvula de sobre presión, operando de forma manual el micro-interruptor y comprobando la señal de disparo. c) Operando en forma manual el indicador de nivel de aceite del tanque conservador del cambiador de derivaciones, para verificar las señales de alto y bajo nivel, de tal forma que operen sobre los dispositivos indicados (alarmas). d) Apoyo en los manuales del fabricante y en el procedimiento ST-CT-020. 5 Criterios de aceptación a) Se toman como valores de aceptación en la prueba de rigidez dieléctrica al aceite los indicados en la norma NMX-J-123-ANCE-2005. b) Se establece como criterio de aceptación para la medición de la resistencia de transición, una diferencia de ± 10% del valor de placa (consultar manual del fabricante). Para esta prueba se deberá extraer la unidad ruptora de la cuba del cambiador y medir directamente el valor de la resistencia.

Figura 4 Sistema de contactos de la unidad ruptora.

c) Para verificar el funcionamiento correcto del cambiador de derivaciones y la conmutación de pasos, se debe realizar la prueba de relación de transformación (TTR) en todas las posiciones del cambiador, comprobando que el porcentaje de error entre el valor teórico y el valor medido sea de ± 0.5%. Ver procedimiento ST-CT-007.





d) Comprobar que el desgaste de los contactos fijos y móviles de la unidad ruptora no excedan el valor recomendado por el fabricante, el cual es de 4 mm (pueden ser 2 mm en el contacto fijo y 2 mm en el contacto móvil, ó 1 mm en el fijo y 3 mm en el móvil o viceversa). En caso contrario, se deben reemplazar.

c) Norma ASTM D-877-77 (1995), Standard test method for dielectric breakdown voltage on insulating liquids using disk.

e) Inspeccionar visualmente que no existan objetos extraños, puntos calientes, marcas de arqueo o alguna otra anomalía que ponga en riesgo la operación del cambiador. En caso de encontrar alguna anomalía se procederá a su sustitución o reparación.

e) Manual de cambiadores de derivación bajo carga, MR.

6 Bibliografía

a) CFE D3100-19 Especificación Aceite aislante, CFE, Agosto 2005.

d) Norma ASTM D-924-99e1 Standard test method for AC loss characteristics and relative permittivity (dielectric constant) of electrical insulating liquids.

f) Curso de capacitación cambiadores de derivaciones de transformadores. CFE. g) Manual de operación y mantenimiento de transformadores de potencia, Tomo I, junio 2007 h) Service handbook for power transformers. ABB Inc., January 2006.

b)NMX-J-123-ANCE-2005, Aceites minerales aislantes para transformadoresespecificaciones, muestreo y métodos de prueba.


Tomo II



Anexo A Valores de referencia para el control de la calidad del aceite Cambiador

Contenido de agua*

Rigidez Dieléctrica**

M III 350 Y, M III 500 Y, M III 600 Y

< 40 ppm

> 30 kV/2,5 mm

M I 351…M I 1800

< 30 ppm

> 40 kV/2,5 mm

M II 352, M II 502, M II 602

< 30 ppm

> 40 kV/2,5 mm

M III 350 D, M III 600 D

< 30 ppm

> 40 kV/2,5 mm

* Medido según el método de Karl Fischer de acuerdo con la publicación IEC 814 ** Medida según la norma DIN VDE 0370 Teil 1





Anexo B Formato de rigidez dieléctrica del aceite de cambiadores de derivaciones SUBDIRECCI N DE TRANSMISI N

Registro calidad: ____________ No. de Procedimiento: ST-CT-018

FORMATO DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE DE CAMBIADORES DE DERIVACIONES S.T. Transformador marca: MVA: Imp. % Z: Cambiador marca: Equipo de prueba marca: Fecha de calibración Fecha de vencimiento

No.

Subestación

Equipo Tipo: kV: Temperatura ambiente: Tipo: Tipo:

Prueba KV/S

Fase A

Interpretación de resultados

Elaboró:_____________________ (Nombre y Firma)

Fecha No. serie: Conexión: Humedad: No. serie: No. serie:

Fase B

Fase C

Observaciones

Revisó : _______________________ (Nombre y Firma)



Tomo II



Guía para el llenado del formato de rigidez dieléctrica del aceite de cambiadores de derivaciones Registro calidad: _____1______ No. de Procedimiento: ST-CT-018

SUBDIRECCI N DE TRANSMISI N FORMATO DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE DE CAMBIADORES DE DERIVACIONES 2 S.T.: _______2_________ Subestación Fecha: _________3_________ Transformador marca: _________4_______ Tipo: _________4_________ No. serie: _______4________ MVA: _______________4______________ kV: __________4__________ Conexión: _______4________ Imp. % Z: _________4________________ Temperatura ambiente: _______4________ Humedad: _______4________ Cambiador marca: ___________5________ Tipo: _________4_________ No. serie: _______4________ Equipo de prueba marca: ________6____________ Tipo: _________4_________ Fecha de calibración: ___________6___________ Fecha de vencimiento: _____________6___________________

No.

Prueba KV/S

Fase A

Fase B

Fase C

7

8

9

9

9

Interpretación de resultados

Observaciones

10

Realizó:________12___________ (Nombre y Firma)

11

Revisó : ____________12_________ (Nombre y Firma)

Aprobó : ________12_________ (Nombre y Firma)





Instrucciones para el llenado del formato de registro de datos: 1 Número de registro de control de calidad 2 Información de la subestación de transmisión y subestación donde se encuentra el equipo 3 Fecha de realización de la prueba 4 Datos de placa del transformador 5 Información del cambiador de derivaciones 6 Información del equipo de prueba 7 Numero consecutivo de la medición 8 Se indica el voltaje de prueba 9 Se indica a que fase se realizó la prueba 10 Se anota la interpretación de los resultados obtenidos en la prueba 11 Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o tendencias de la medición y las razones por la cual se realizó la prueba 12 Finalmente, se debe indicar el nombre y firma de la persona que realizó, revisó y aprobó la prueba 13 Se indica la fecha de la última prueba


Tomo II



Anexo C Formato de verificación de cambiadores de derivaciones Registro calidad: _____________ No. de Procedimiento: ST-CT-018

SUBDIRECCI N DE TRANSMISI N FORMATO DE VERIFICACIÓN DE CAMBIADORES DE DERIVACIONES S.T.: ________________

Subestación: __________________

Fecha: ___________________

Transformador marca: ________________

Tipo: __________________

No. serie: _________________

MVA: _____________________________

kV: ____________________

Conexión: ________________

Imp. % Z: _________________________ Cambiador marca: ___________________ No. operaciones: ____________________

Temperatura ambiente: _______________ Humedad: ________________ Tipo: __________________ No. serie: _________________ Resistencia de transición: ________________________________ ohms

REVISIÓN DE CONDICIÓN DEL CAMBIADOR DE DERIVACIONES si

Actividades 1.-

Inspección visual del aceite

2.-

Cambio de aceite de cuba

3.-

Medición de resistencias de transición

4.-

Revisión de trenza conductora

5.-

Revisión de desgaste de contactos

6.-

Revisión de válvula de sobrepresión

7.-

Revisión de relevador de flujo súbito

8.-

Revisión de nivel de aceite del tanque conservador

9.-

Revisión de sistema de preservación de aceite (silica gel)

no

Observaciones/Acciones correctivas

10.- Revisión de flecha del cambiador 11.- Revisión de varillaje de maniobra 12.- Revisión de sincronización de mando motor 13.- Revisión de conmutación paso a paso y fin de carrera automático 14.- Sellado de gabinete de mando motor 15.- Resistencia calefactora 16.- Limpieza de gabinete de mando motor 17.- Revisión general de componentes de gabinete de mando motor NOTA:

En caso de requerir alguna actividad correctiva, refiérase al manual de operación y mantenimiento del fabricante para reparación o sustitución de elementos dañados. La revisión de los equipos de protección se debe hacer en conjunto con el departamento de protecciones para comprobar la operación de los sistemas de protección.

Elaboró:_____________________ (Nombre y Firma)

Revisó : _______________________ (Nombre y Firma)






Guía para el llenado del formato de verificación de cambiadores de derivaciones Registro calidad: _____1_______ No. de Procedimiento: ST-CT-018

SUBDIRECCI N DE TRANSMISI N FORMATO DE VERIFICACIÓN DE CAMBIADORES DE DERIVACIONES S.T.: _______2_________ Subestación: _______2___________ Transformador marca: _________4_______ Tipo: _________4_________ MVA: _______________4______________ kV: __________4__________ Imp. % Z: _________4________________ Temperatura ambiente: _______4________ Cambiador marca: ___________5________ Tipo: _________4_________ No. operaciones: _________5___________

Fecha: _________3__________ No. serie: _______4_________ Conexión: _______4________ Humedad: _______4________ No. serie: _______4_________

Resistencia de transición: _______________5_________________

ohms

REVISIÓN DE CONDICIÓN DEL CAMBIADOR DE DERIVACIONES Actividades

6

si

no

Observaciones/Acciones correctivas

7

1.- Inspección visual del aceite 2.- Cambio de aceite de cuba 3.- Medición de resistencias de transición 4.- Revisión de trenza conductora 5.- Revisión de desgaste de contactos 6.- Revisión de válvula de sobrepresión 7.- Revisión de relevador de flujo súbito 8.- Revisión de nivel de aceite del tanque conservador 9.- Revisión de sistema de preservación de aceite (silica gel) 10. Revisión de flecha del cambiador 11. Revisión de varillaje de maniobra 12. Revisión de sincronización de mando motor 13. Revisión de conmutación paso a paso y fin de carrera automático 14. Sellado de gabinete de mando motor 15. Resistencia calefactora 16. Limpieza de gabinete de mando motor 17. Revisión general de componentes de gabinete de mando motor NOTA:

En caso de requerir alguna actividad correctiva, refiérase al manual de operación y mantenimiento del fabricante para reparación o sustitución de elementos dañados. La revisión de los equipos de protección se debe hacer en conjunto con el departamento de protecciones para comprobar la operación de los sistemas de protección.

Elaboró:_________8___________ (Nombre y Firma)

Revisó : __________8____________ (Nombre y Firma)

Aprobó : _________8_________ (Nombre y Firma)


Tomo II




Número de registro de control de calidad Información de la subestación de transmisión y subestación donde se encuentra el equipo Fecha de realización de la prueba Datos de placa del transformador Información del cambiador Indicar si se realizaron o no cada una de las actividades descritas en este punto Se anotan las observaciones y las acciones correctivas que se llevaron a cabo durante la prueba Finalmente, se debe indicar el nombre y firma de la persona que realizó, revisó y aprobó la prueba



SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento para medición de respuesta a la frecuencia


PROCEDIMIENTO PARA MEDICIÓN DE RESPUESTA A LA FRECUENCIA





ÍNDICE

Pág. 1 Objetivo

3

2 Alcance

3


3

4 Métodos de medición de respuesta a la frecuencia (RF)

4

4.1 Método de barrido (Sweep)

5

4.2 Método de impulso (LVI)

6

4.3 Medición directa de la impedancia en RF

8

5 Procedimiento de prueba

9

5.1 Recomendaciones

9

5.2 Preparativos de prueba

9

5.3 Conexiones de prueba

10

6 Resultados de prueba

13

7 Diagnóstico

14

8 Bibliografía

15


Tomo II


1 Objetivo

Este documento tiene como objetivo dar a conocer los conceptos básicos, teóricos y prácticos de la medición de respuesta a la frecuencia, así como la interpretación de resultados y criterios de evaluación, con la finalidad de verificar la integridad geométrica de los equipos. 2 Alcance

El Análisis de Respuesta a la Frecuencia (ARF) es una técnica de medición que se aplica a transformadores, autotransformadores y reactores de potencia, para determinar desplazamientos o deformaciones en los devanados y núcleo. Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, debe cumplir con los criterios en materia de protección ambiental, el cual es establecido por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma. En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138ECOL y la especificación CFE L0000-58.


La respuesta en frecuencia (RF) ayuda a detectar diversos tipos de daños, de manera similar a otras técnicas de medición, tales como: relación de transformación, corriente de excitación, reactancia de dispersión, factor de potencia y capacitancia, entre otras. Algunas de las ventajas de la medición de respuesta en frecuencia es la cantidad de puntos de medición y su sensibilidad para identificar pequeñas desviaciones. Las cuales están relacionadas con las propiedades eléctricas, mecánicas y con la integridad del transformador, y que no son posibles de detectar con las pruebas normalizadas de campo. El circuito equivalente de un transformador puede considerarse como un arreglo R-L-C , cuyos parámetros varían dependiendo de la frecuencia de medición. La inductancia L está relacionada al número y forma de las espiras que tienen los devanados y al circuito magnético. Mientras que la resistencia R está asociada a la longitud y resistencia del cobre, y que puede reflejarse en problemas de contacto en el cambiador de derivaciones y a las pérdidas del aislamiento. Por otro lado, la capacitancia C refleja la disposición física del devanado y su aislamiento. La capacitancia está definida por la forma y distancias entre devanados, entre capas de devanado y entre espiras, así como por las distancias al tanque y al núcleo. Los resultados de medición obtenidos la primera vez deben permanecer constantes durante la operación y vida útil del transformador, y no deben existir variaciones en mediciones futuras. Se debe garantizar que los equipos de medición utilizados son capaces de repetir los ensayos sin variaciones que puedan afectar el diagnóstico. Es recomendable obtener el patrón de comportamiento, también denominada huella digital del transformador, al salir de fábrica o lo antes posible. Esta huella debe ser comparada con los resultados de mediciones futuras.

3 Teoría general de la medición Diciembre 2007 Tomo II



La detección de asimetrías en los espectros obtenidos con respecto a su huella digital nos indica que los componentes RLC, que representa la geometría interna, han sufrido modificaciones. Los cambios en las propiedades mecánicas como dieléctricas, reflejan deformaciones de los devanados y núcleo. Las deformaciones que se presentan debilitan el sistema de sujeción, soportes y separadores, haciéndolos vulnerables a fallas debidas a esfuerzos térmicos, mecánicos y dieléctricos, o una combinación de ellos. Estos esfuerzos generalmente están presentes en condiciones normales de operación. Con esta medición se puede verificar la existencia de deformaciones, espiras en corto o devanados desplazados antes de existir una falla franca. Los devanados están sujetos a varios tipos de desplazamientos o deformaciones: el axial, el radial, por compresión y expansión, entre otros. En la figura 1 se muestra un ejemplo de los cambios en la geometría los cuales afectan los valores de capacitancia. HV Devanado LV Devanado

a

LV Devanado HV Devanado

b

Figura 1 Fuerzas ejercidas en un transformador a) Fuerzas axiales entre los devanados de alta y de baja tensión sujetos a un corto circuito, b) Fuerzas de radiales entre los devanados de alta y de baja tensión durante una falla externa.


Se recomienda realizar la prueba de RF en los siguientes casos: a) En fábrica antes y después de su traslado y después de pruebas de corto circuito b) Antes de su puesta en servicio c) En mantenimiento predictivo d) Después de eventos de falla e) Carácter de Investigación: comparación de equipos similares, condiciones de ruido, concentración de hidrógeno y gases combustibles, etc. f) Antes y después de la reubicación de los equipos. g) Después de eventos sísmicos.

Es posible obtener la RF cuando los transformadores se encuentran sin aceite y sin boquillas. Este caso, se debe considerar como una evaluación especial, ya que el resultado del espectro obtenido muestra un corrimiento natural de las frecuencias de resonancia por el cambio en la capacitancia. Esta medición se debe realizar antes y después del traslado del equipo. Se debe de tener cuidado con las desviaciones en los espectros cuando: •

Se realizan las mediciones en forma contraria al diagrama vectorial

•

Cuando por alguna razón no se refiera el sistema de medición correctamente a tierra

Existen diferentes métodos para obtener la respuesta en frecuencia y diferentes formas para presentar los resultados obtenidos. Los cuales varían de acuerdo con el equipo de medición utilizado, pero todos representan la función de transferencia de la impedancia de la geometría interna de los devanados del transformador. 4 Métodos de medición de respuesta a la frecuencia (RF)

Existen dos métodos para la medición de RF:


Tomo II


•

Barrido (Sweep)

•

Impulso (LVI)

•

También existe uno alterno o de laboratorio a 4 puntos basado en el método de barrido, denominado: Fuente


Medición directa de la impedancia en RF

El circuito de la figura 2 representa el arreglo típico de medición de RF.

Objeto bajo prueba Punta de medición

Z 12

Impulso LVI

Barrido WEET

V IN

o r

Impedancia de referencia

Z 11

Z 22

Impedancia V OUT de acoplamiento

Fuente de Exitación Z 21

Figura 2 Circuito eléctrico típico medición respuesta en frecuencia. 4.1 Método de barrido (Sweep)

En este método se emplea en un generador de señales puntuales de tensión. Los valores registrados se grafican en una escala dentro de un rango de frecuencias de 10 Hz hasta 1 ó 2 MHz, el cual se conoce como V a una tensión de 10 V como mínimo, y un circuito de medición de tensión, denominado V . El tiempo empleado para una medición es de aproximadamente 10 minutos dependiendo de los puntos que se desean medir. in

out

La función de transferencia se representa en el domino de la frecuencia por la variable de Fourier H (j ω) , donde (j ω) representa la función de frecuencia y ω = 2 πf . La función Fourier para la función de transferencia incluyendo la impedancia de acoplamiento de 50Ω, queda como: H ( jw) =

V out ( jw) V in ( jw)

=

50 Z ( jw) + 50

Para determinar la magnitud (dB) y ángulo de la función H (j ω, ) se tiene :

A( dB) = 20 log10 ( H ( jw)) A (θ ) = tan − ( H ( jw)) 1

La función de transferencia se presenta como la caída de tensión en dB de la señal de referencia con respecto a la frecuencia de medición. Hasta la fecha, las frecuencias a las cuales se realiza cada medición dependen de cada fabricante, de los equipo de prueba, pero debe tener una cantidad significativa de puntos en el rango de frecuencia de 20 Hz a 1 ó 2 MHz y graficados en una escala logarítmica. Los datos deben de ser almacenados en una base de datos en forma de caracteres ASCII, donde la primera columna es la frecuencia y las siguientes las mediciones. El sistema de medición debe garantizar la repetibilidad de las mediciones. La figura 3, muestra una gráfica de respuesta en frecuencia por el método de barrido.





dB

___H1H0

____H2H0

____H3H0

Figura 3 Ejemplo de respuesta a la frecuencia, método de barrido, transformador trifásico, AT. 4.2 Método de impulso (LVI)

El método de impulso de baja tensión esta integrado con un generador de impulso normalizado de 1.2x50 µs y de 200 a 300 V. Cuenta con una tarjeta de adquisición de datos de alta velocidad, que obtiene los parámetros de la tensión de entrada y la tensión de salida (V /V ) autocontenido en un mismo sistema. Tiene una interfase (serie/paralelo, etc) que conecta a una computadora portátil (Laptop ) con un sistema que realiza la conversión de las señales adquiridas a la transformada rápida de Fourier, obteniendo el espectro en función de la frecuencia. La información se almacena en una base de datos en formato ASCII, donde la primera columna out

in

representa la frecuencia y las siguientes las mediciones, resultando un sistema ligero y rápido para el diagnóstico. La impedancia de acoplamiento normalmente es de 50Ω. El tiempo empleado para una medición es de aproximadamente 30 s. El sistema LVI debe garantizar la confiabilidad y repetibilidad de las mediciones y se deben eliminar las posibles desviaciones ocasionadas por los cables de prueba y las terminales que pueden influir en la forma de los espectros. La figura 4 muestra la relación existente entre el impulso de entrada y el de salida.


Tomo II



Vout

Vin

Figura 4 Tensiones Vin y Vou de la prueba por el método impulso.

En la figura 5 se muestra la descomposición de la transformada rápida de Fourier (FFT) de las tensiones de salida vs entrada.

dB

___X1X2

____X2X3

____H1H3

Figura 5 Ejemplo de respuesta a la frecuencia, método de impulso, transformador trifásico, BT. Diciembre 2007 Tomo II



4.3 Medición directa de la impedancia en RF

El método de medición directa, con puente autobalanceado de la impedancia en función de la frecuencia, consiste en la medición puntual de la impedancia en 2 o 4 puntas a 20 V en el rango de frecuencias de 20 Hz hasta 1 ó 2 MHz y graficadas en una escala logarítmica. Normalmente se utiliza un puente RLC de precisión con un sistema de adquisición de datos, el cual despliega el valor de la impedancia en función de la frecuencia. Tiene una base de datos que permite registrar los


valores de Impedancia, Inductancia y reactancia para cada una de las frecuencias medidas. Por ser equipos de precisión y de uso general normalmente su uso se limita para laboratorio, debido al cuidado que requieren. Los valores obtenidos no necesitan de una modificación matemática y refieren en forma directa al %Z del transformador y a la función de transferencia buscada. En la figura 6 se muestra las conexiones en respuesta a la frecuencia.

HC

HP Objeto bajo prueba

20 Hz a 1 MHz 20 Volts V

Objeto bajo prueba

LP

LC A

Figura 6 Circuito eléctrico y conexiones medición directa de la impedancia en respuesta a la frecuencia.

El tiempo empleado para una medición es de aproximadamente 10 minutos dependiendo de los puntos que se desean medir. Las figura 7 muestran la función con respecto a la frecuencia de la impedancia mediante los arreglos de corto circuito y circuito abierto, además de la

comparación entre ellos, donde a frecuencias mayores a 10 kHz en ambas mediciones en circuito abierto y en corto circuito son prácticamente iguales.


Tomo II


___H1H2cc

____H2H3 cc

____H3H1cc

___H1H2ca

____H2H3 ca

____H3H1ca


Figura 7 Comparación de los espectros obtenidos con el método de corto circuito y circuito abierto, donde se observa que en ambos métodos CC y CA son similares en el rango de frecuencias de los 10 kHz en adelante. 5 Procedimiento de prueba 5.1 Recomendaciones

Dependiendo del equipo de medición utilizado, será el método empleado (barrido o impulso). El arreglo de medición recomendado por CFE, es el de circuito abierto. Cuando se traten de transformadores nuevos se deben efectuar ambas pruebas: corto circuito y circuito abierto.

La medición debe realizarse en el rango de frecuencia de 10 Hz a 2 MHz. Existen equipos de prueba con rangos de frecuencia de hasta 20 MHz, lo cual no es recomendable debido a la alta sensibilidad y no existen criterios de diagnóstico caracterizados. Se debe tener cuidado de referir correctamente las terminales de prueba del equipo a la tierra física.

Cuando ya se tenga una medición de referencia, se deben realizar las mismas conexiones de prueba para que los resultados se puedan comparar.

Para cada uno de los equipos bajo prueba se debe respetar el diagrama fasorial con la finalidad de determinar la correcta posición de las terminales de prueba, indicado en la placa de datos.

Los datos obtenidos durante la medición RF, son almacenados en una base de datos en código ASCII, con la finalidad de homologar la información de las diferentes bases de datos de los propietarios de los equipos.

5.2 Preparativos de prueba

Antes de efectuar una conexión, se deben considerar los preparativos de prueba, los cuales consisten en: a) Desenergizar el equipo





b) Desconectar todas las terminales

5.3 Conexiones de prueba

c) Limpieza de todas las terminales

Las conexiones de prueba son las siguientes:

d) Poner en corto y a tierra todas las fases tanto de alta como de baja tensión con el propósito de drenar tensiones remanentes por lo menos 2 ó 3 horas antes de la prueba

Conexiones de prueba por tipo de conexión para transformadores monofásicos y trifásicos, Tabla 1 y 2. Las figuras 8 y 9 muestran el arreglo para las conexiones de prueba.

No se deben efectuar mediciones de corriente directa previas a la prueba, dado que puede magnetizar el núcleo o dejar remanentes. Por lo que se deben de dejar para después las pruebas de: resistencia óhmica, resistencia de aislamiento, tensión de recuperación, etc .

e) Quitar las conexiones del punto anterior f) Antes de iniciar una medición, se debe verificar el estado del equipo de prueba y de las terminales de prueba, efectuando: •

Calibración de terminales: mediante la medición de las propias puntas de prueba en circuito abierto y en corto circuito

•

Verificación de las condiciones del equipo mediante la medición de un objeto bajo prueba patrón y comparación de resultados

g) Las puntas de prueba deben de colocarse directamente en las terminales de las boquillas. En caso de que no sean accesibles, deberá subirse el equipo a la parte superior del transformador h) El cambiador de derivaciones del transformador debe estar en la posición que abarque a todo el devanado


Tomo II



Tabla 1 Conexiones de prueba para transformadores Monofásicos Puntos de Conexión

H1

x2

H0

x1

H0

Fuente Referencia

Medición

(H1-H0)

H0

H1

x2 x1

(x2-x1)

x1

x2

H0 H1

(H1-H0)

H0

H1

x1 x0

(x1-x0)

x0

x1

H1 H0

Terciario

(Y2-Y1)

Y1

Y2

H1 H0

Alta Tensión

(H1-H0)

H0

H1

x1 x0

Baja Tensión

(x1-x0)

x0

x1

H1 H0

Terciario

(Y2-Y1)

Y1

Y2

H1 H0

Alta (H1-H0) Tensión

H0

H1

-

Medición

Fasorial

H1

Fase

Cto. Circ.

x1

Y2

x0

Y1

Alta Tensión Baja Tensión Alta Tensión Baja Tensión

H1 Y2

x1 H0

Y1

x0 H1 H0

Tabla 2 Conexiones de prueba para transformadores trifásicos. Puntos de Conexión Fasorial

Identificación

H2

H2

x2 x1

x0

H1 x3

H3

H1

x2 H3

x1 x3 H2

x2

H2

H0

x1

x2

H1 H0

H1

Medición

H3

x3

x1

H

x3 H2

Y2

H2 x2

Y1

x3

H1

x3

H1

H0x0

x1

H0x0

x1

x2

Y3

H3

y1

x2

H2

y2 y3

H2 x2

x1

x0

H0

H1

x3 y2

H3

H3

H1 x1

H0

H3 x0

x3 y2

y1 y3

y1

y3

Fase Fuente Referencia A (H1 -H2) H2 Alta B (H2-H3) H3 Tensión C (H3-H1) H1 a (x2-x0) x0 Baja b (x3-x0) x0 Tensión c (x1-x0) x0 A (H1 -H0) H1 Alta H2 Tensión B (H2-H0) H3 C (H3-H0) a (x1-x2) x1 Baja b (x2-x3) x2 Tensión c (x3-x1) x3 A (H1 -H0) H1 Alta B (H2-H0) H2 Tensión H3 C (H3-H0) a (x1-x0) x1 Baja b (x2-x0) x2 Tensión x3 c (x3-x0) a (Y1-Y2) Y1 Terciario b (Y2-Y3) Y2 c (Y3-Y1) Y3 A (H1 -H0) H1 Alta B (H2-H0) H2 Tensión H3 C (H3-H0) a (x1-x0) x1 Baja b (x2-x0) x2 Tensión x3 c (x3-x0) a (Y1-Y2) Y1 Terciario b (Y2-Y3) Y2 c (Y3-Y1) Y3

Medición H1 H2 H3 X2 x3 x1 H0 H0 H0 x2 x3 x1 H0 H0 H0 x0 x0 x0 Y2 Y3 Y1 H0 H0 H0 x0 x0 x0 Y2 Y3 Y1

Cto. Circ. x2 x3 x1 H1 H2 H1 x1 x2 x1 H1 H2 H3 x1 x2 x3 H1 H2 H3 H1 H2 H3 x1 x2 x3 H1 H2 H3 H1 H2 H3

x0 x0 x0 H2 H3 H3 x2 x3 x3 HO H0 H0 x0 x0 x0 H0 H0 H0 H0 H0 H0 x0 x0 x0 H0 H0 H0 H0 H0 H0





Conexión delta-estrella H2-H1

H1-H3 Barrido/LVI

Barrido/LVI

Vo

Vo

Vi

H1

H3

H2

X1

X2

H3-H2

X3

H1

X1

X0

Barrido/LVI

Vo

Vi

H2

X2

H3

X3

Vi

H1

X0

X1

H3

H2

X2

X3

X0

Medición en alta tensión

Figura 8 Conexiones típicas para medición devanado de alta tensión de transformadores delta-estrella.

Conexión delta-estrella H1

H2

H3

H1

X1-X0 Barrido/LVI Vi

X1

H3

H1

X2-X0 Barrido/LVI

Vo

X2

H2

Vi

X3

X0

X1

X2

H3

X3-X0 Barrido/LVI

Vo

X3

H2

Vi

X0

X1

X2

Vo

X3

X0

Medición en baja tensión

Figura 9 Conexiones típicas para medición del devanado de baja tensión de transformadores delta-estrella. Diciembre 2007 Manual de transformadores y reactores de potencia

Tomo II


Para observar el diagrama fasorial y conexiones específicas referirse al procedimiento de prueba de relación de transformación.


Tabla 3 Referencia de los dB medidos 20 log10

×

V out

6 Resultados de prueba

dB

Los espectros obtenidos dependen de las características propias de cada autotransformador, transformador o reactor, tales como: tipo de bobinas, %Z o reactancia, capacitancias acopladas, conexión de los devanados, conexiones internas, posición del cambiador de derivaciones, etc. Por lo que cada huella espectral obtenida depende directamente de los materiales empleados, calidad de la mano de obra en la construcción y del diseño.

60

1000 Vin

40

100 Vin

20

10 Vin

0

Vin

-20

0.1 Vin

-40

0.01 Vin

-60

0.001 Vin

Por lo anterior, es posible comparar un banco de transformadores o reactores monofásicos similares, debido a que tienen el mismo diseño, construcción y tipo. Para emitir un diagnóstico asertivo es necesario contar con una medición previa comúnmente llamada huella la cual no debe de variar con los años de uso del transformador. Si al efectuar la comparación de las huellas se encuentra que una de sus fases es asimétrica, es muy seguro que el transformador tuvo un esfuerzo de tal manera que cambiaron sus parámetros de construcción y es posible que se encuentre dañado y con riesgo de falla. Los resultados se pueden presentar en forma de gráficas lineal-lineal, lineal-logarítmica o logarítmica-logarítmica, dependiendo del análisis que se realiza. Generalmente, se utilizado la forma logarítmica para la frecuencia debido a que no se pierde de vista las frecuencias bajas o medias, y se observan con una excelente calidad las décadas del barrido en frecuencia.

V in

De manera similar a la medición de corriente de excitación uno de los espectros, del devanado intermedio, es diferente al de las otras dos fases y la primera frecuencia de resonancia se encuentra cuando la reactancia capacitiva es igual a la reactancia inductiva (XL=XC). Existen patrones característicos para cada uno de los compones ideales RLC, ver figura 10. •

Puramente Resistivo: Se observa como una línea en todo el rango de frecuencias.

•

Puramente Inductivo: En frecuencias bajas se comporta como corto circuito y en altas como circuito abierto.

•

Puramente Capacitivo: En frecuencias bajas se comporta como circuito abierto y en altas como corto circuito.

La magnitud de las mediciones se muestra en dB y refieren a la ganancia o a la relación existente en la tensión de entrada V in y a la tensión medida V out , ver Tabla 3.





. Figura 10 Comportamiento ideal RLC en respuesta a la frecuencia. Observando los patrones característicos se puede deducir que existen zonas definidas cuando se analizan los resultados de respuesta en frecuencia. •

Frecuencia baja (20 Hz a 1 kHz): predomina la inductancia.

•

Frecuencia media (1 KHz a 10 KHz): empieza a observase el efecto de la capacitancia, y se presenta la primer resonancia.

•

Frecuencia media-alta (10 KHz a 100 KHz): desaparece el efecto inductivo, y se

observan las frecuencias de resonancia de las capacitancias acopladas. •

Frecuencia alta (100 KHz en adelante MHz): aparecen todas las capacitancias: distribuciones geométricas, puntas de prueba, terminales, etc.

7 Diagnóstico El diagnóstico de la prueba se pondera de acuerdo con el rango de frecuencias donde se presentan las variaciones, ver Tabla 4, para determinar las acciones a seguir de la prueba de respuesta en frecuencia a circuito abierto.


Tomo II



Tabla 4 Diagnóstico de acuerdo con las variaciones de los espectros Rango de frecuencia

20 Hz-1 kHz

1 KHz-10 kHz

10 kHz-100 kHz

100 kHz-1 MHz

Sensibilidad

Sensibilidad baja

Sensibilidad

Poco sensible

Sensible Sensible a Pequeños cambios en la geometría

Detecta

Tomar acción

Núcleo Bobinas

Devanado Capacitancia

Capacitancia entre espiras

Posible magnetización

Primer resonancia

(Verificación significativa)

Programar nueva prueba

Determinante tomar acción

Verificación

Seguimiento

Mayor a 1 MHz Muy sensible Muy sensible a variaciones geométricas (Capacitivo, dieléctrico) Terminales, puntas Seguimiento a menos que sea muy significativo

Nota: Esta tabla de diagnóstico está elaborada con las primeras experiencias obtenidas y deberá ser enriquecida por el personal de campo de acuerdo con las nuevas experiencias y diagnósticos que se generen al realizar esta medición

8 Bibliografía

a) Luwendran Moodley, Brian de Klerk, Swep frequency response analysis as a diagnostic tool to detect transformer mechanical integrity, Ethekwini Electricity. b) Electrical Power Equipment Maintenance and Testing. Chapter 5, Transformers, Paul Gill, Ed. Pretince Hall. c) Noonan T.J. Power Transformers Condition Assessment and Renewal, Frequency Response Analysis Update; Proceedings of the Sixty Fourth

Annual International Conference of Doble Clients, 1197, Sec 8-5. d) Guía del usuario del instrumento SFRA M5100, Marca Doble Engineering Company, 2000. e) Service Handbook for Power Transformers, ABB Inc., TRES, North America, January 2006. Autores de este procedimiento: Ing. Manuel Guzmán Villagómez del LAPEM. Ing. Filiberto Zazueta Rubio del LAPEM.



SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento para inspección y prueba de los dispositivos de protección de transformadores y reactores de potencia


PROCEDIMIENTO PARA INSPECCIÓN Y PRUEBA DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES Y REACTORES DE POTENCIA





ÍNDICE

Pág. 1 Objetivo

3

2 Alcance

3

3 Teoría general

3

4 Metodología de inspección y pruebas de los dispositivos de protección.

4

4.1 Válvula de sobrepresión

4

4.2 Indicador del nivel de aceite

4

4.3 Relevador de flujo de gas (Buchholz)

5

4.4 Relevador de flujo de aceite

7

4.5 Indicador de temperatura de aceite

8

4.6 Indicador de temperatura de devanados

9

5 Bibliografía Anexo A Formato de prueba

10 11


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1 Objetivo

3 Teoría general

El presente procedimiento tiene como objetivo, proporcionar una guía práctica para realización de inspección y pruebas de los dispositivos de protección de transformadores y reactores de potencia.

En la práctica se realizan pruebas a los transformadores y reactores de potencia, fuera de servicio, en donde participan los dispositivos de protección. Entre estas mediciones e inspecciones se encuentran las siguientes:

2 Alcance

El procedimiento se aplica a los dispositivos de protección siguientes: Válvula de sobre presión Indicador del nivel de aceite Relevador de flujo de gas (Buchholz) Relevador de flujo de aceite Indicador de temperatura de aceite Indicador de temperatura de devanados Para los aspectos de impacto ambiental, cualquier actividad de instalación puesta en servicio, operación y/o mantenimiento relacionado con Transformadores y Reactores de Potencia, se debe contar con el criterio de protección ambiental, el cual es establecido por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), a través de sus leyes y reglamentos conducentes para controlar y reducir la generación de contaminantes del aire, agua y suelo, así como la protección a la salud del personal, de la instalación y de los habitantes en torno a la misma. En caso de falta, violación y/o incumplimiento de las leyes ambientales en que se incurra por parte del proveedor, durante la puesta en servicio de Transformadores y Reactores de Potencia, éste tendrá que ejecutar los trabajos de limpieza o restauración de manera inmediata. En esta sección se aplicará el Reglamento de Seguridad e Higiene, Capítulo 800 (secciones 801 a 821), así como las Reglas de Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Además se debe cumplir con la norma NOM-EM-138ECOL y la especificación CFE L0000-58.

a) Medición de resistencia de aislamiento del cableado de control. Esta medición se realiza desde la tablilla localizada en el gabinete de control del transformador contra tierra y entre los diferentes conductores de cada dispositivo. Se debe utilizar un medidor de resistencia de aislamiento de 500 V. Para esta medición, se debe desconectar el cableado de control que sale de la tablilla del gabinete del transformador y que conecta con los tableros de control de la subestación. Con esta medición se evalúa el aislamiento del cableado de control, tablillas, y micro interruptores de cada dispositivo. Se debe considerar un valor mínimo aceptable de 200 Megaohms. b) Medición de resistencia de contactos de los microinterruptores. Esta medición se realiza con un medidor de resistencias común como por ejemplo un multímetro. La medición comprende desde la tablilla del gabinete de control para verificar las condiciones del cableado, tablillas o conexiones intermedias y el propio micro interruptor. Se debe considerar un valor máximo aceptable 0.4 ohms. c) Verificación de la operación de los micros interruptores de los dispositivos de protección mediante simulaciones dinámicas de cada uno de los dispositivos. d) Posterior a la verificación del funcionamiento de cada uno de los dispositivos de protección, se debe verificar que todos los conectores y registros del cableado estén perfectamente sellados contra la entrada de humedad. Este aspecto es una de las problemáticas más comunes y que provocan gran incidencia de operaciones incorrectas. Por lo que provocan la salida de operación de los transformadores y




reactores de potencia, poniendo en riesgo la operación de la Red Eléctrica. 4 Metodología para la inspección y pruebas de los dispositivos de protección 4.1 Válvula de sobrepresión

La válvula de sobrepresión de los transformadores y reactores de potencia es un dispositivo diseñado para liberar la presión interna originada por una falla interna. Básicamente consiste en un diafragma de acero inoxidable que mediante un resorte puede liberar la presión del aceite. Mediante un micro interruptor se envía una señal eléctrica para sacar de servicio al transformador a través de la apertura de los Interruptores de potencia conectados a sus diferentes devanados. Para el caso transformadores potencia de gran capacidad es posible encontrar más de una válvula de sobre presión y además también son utilizadas en los compartimientos o cubas de los cambiadores de derivación con carga. Semaforo de disparo

Cubierta protectora

Resorte

Canales de alarma

Diafragma

Juntas

Restablecedor de palanca

Figura 1 Válvula de sobrepresión.

Como se puede observar en la figura 1, se tiene un microinterruptor, normalmente se encuentra en posición abierto y al levantarse el diafragma de acero inoxidable se acciona y cambia a posición cerrada y activa una señal eléctrica que se utiliza para la apertura de los Interruptores de potencia de todos los devanados del transformador. Es normal que se tenga un relevador auxiliar, denominado 86T que se encuentra en el tablero de control de la subestación y se encarga de la


apertura de los interruptores de potencia y la operación de alarmas luminosas y remotas. El cableado de control hacia los tableros de control de la subestación se desconecta para la prueba, las alarmas de disparo quedan inhabilitadas permitiéndonos accionarlo las veces que sea necesario para verificar su funcionamiento. Como no es posible realizar una prueba real, la válvula se opera mediante la presión del aceite, y se acciona el microinterruptor en forma manual para cambiar de posición abierto a cerrado y poder realizar las pruebas de resistencia de aislamiento, resistencia de contactos y operación. Una vez realizadas las pruebas anteriores se conecta el cableado al tablero de control y se verifica que durante su operación se abran los interruptores de los devanados y operen las señales de alarmas. Al terminar las pruebas se debe verificar que el microinterruptor quede en posición de abierto. 4.2 Indicador del nivel de aceite

Básicamente los indicadores de nivel de aceite consisten en una varilla con un flotador que mediante un mecanismo de accionamiento magnético se acopla una aguja indicadora del nivel al exterior del tanque conservador, ver figura 2. También contiene uno o varios microinterruptores que nos permiten obtener señales de alarma. Estos indicadores pueden ser con señal para alarma de bajo nivel, alto nivel y en algunos casos hasta con señales de disparo por bajo nivel. Es importante aclarar que para el caso de las instalaciones de CFE, solamente debe emplearse la señal de bajo nivel de aceite y salvo en condiciones muy específicas, todas las demás señales deben inhabilitarse. Existen otros tipos de mecanismos de accionamiento de la aguja indicadora pero no son presentados en este procedimiento.


Tomo II


Alto Alto 25º

Nivel del liquido

25º

Nive l de l liquido

Bajo Bajo

Figura 2 Indicador del nivel de aceite.

Existen dos metodologías de prueba para verificar la operación de este tipo de indicadores de nivel. La primera y que es considerada como la más correcta, consiste en bajar el nivel de aceite del transformador y verificar que opere el microinterruptor. Sin embargo, esta operación normalmente no es posible por los tiempos de licencias que se otorgan para trabajos de mantenimiento. Pero esta prueba, es obligatoria durante la puesta en servicio o trabajos de mantenimiento en donde se extrae el aceite del transformador. La segunda metodología es la más práctica, cuando se tienen licencias con tiempos reducidos, y consiste en desacoplar la carátula del indicador y girar la aguja indicadora hacia alto o bajo nivel. De esta forma se logra operar el microinterruptor interno, posteriormente se realizan las pruebas de resistencia de aislamiento, resistencia de contacto y operación para verificar las alarmas en tableros de control de la subestación. El contacto se encuentra normalmente abierto y cambia a posición de cerrado cuando nos indica bajo nivel de aceite. Esta operación, se debe realizar a todos los indicadores de nivel que tenga el transformador o reactor de potencia. También es obligatorio verificar el nivel de aceite del transformador en forma real, mediante la utilización de métodos como el de utilizar una manguera transparente que mediante la ley de vasos comunicantes.


4.3 Relevador de flujo de gas (Buchholz)

En las pruebas para verificar las condiciones de operación del relevador de flujo de gases (Buchholz ) es necesario que se tengan identificados plenamente los componentes del relevador, como se muestran en la figura 3a y 3b. En condiciones normales, el relevador se encuentra lleno de aceite del transformador, por lo cual los flotadores se mantienen con sus contactos normalmente abiertos. En estas condiciones, podemos realizar las pruebas de resistencia de aislamiento entre cada uno de sus conductores a tierra y entre conductores, desde la tablilla de control del transformador hasta los contactos del relevador, previamente se debe desconectar el cableado hacia el tablero de control de la subestación. Valvula de Señal de Señal de disparo alarma purga 1 2 3 4

a Flotador con contacto de alarma Flotador con contacto de disparo

Valvula de drenado

Conservador 3 x D

b

Buchholz 5 x D

º 7 a º 3

Tanque

D = Diámetro de la tuberia

Figura 3 Relevador de flujo de gas (Buchholz).

Para verificar la operación de los contactos del relevador se deberán seguir los siguientes pasos: a) Cerrar la válvula de paso ubicada entre el relevador y el tanque conservador.




b) Colocar un recipiente debajo de la válvula de drenado del aceite del interior del relevador. El recipiente deberá tener una capacidad máxima de 20 litros.


desplazando el aire para que salga por la válvula de purga.

e) Abrir la válvula de drenado del relevador y controlar el flujo de aceite para detenerlo en el momento que el contacto de alarma se cierre. En esta condición se puede medir la resistencia del contacto.

Asegurar que expulse el aire atrapado en el relevador, permitiendo que salga aceite por la válvula de purga hasta que se observe que no salgan burbujas de aire. Al terminar, se verifica que la válvula de purga quede correctamente cerrada. Este punto se considera crítico ya que debe asegurarse que el relevador quede perfectamente purgado, de lo contrario, el aire atrapado puede provocar la incorrecta operación de alarma o disparo, cuando el transformador regresa al servicio.

f) Verificar que el contacto de disparo continué en posición de abierto. Este punto es muy importante para verificar que primero baje el flotador de la alarma.

Verificar mediante el medidor de resistencia de contactos que ambos contactos, alarma y disparo hayan quedado en posición abierto.

g) Cambiar la conexión del medidor de resistencia de contactos o multímetro en la tablilla del gabinete de control del transformador para medir la resistencia del contacto de disparo que en este momento debe encontrarse abierto.

Abrir completamente la válvula de paso entre el relevador y el tanque conservador. Este punto también es crítico ya que se debe asegurar el paso del aceite hacia el tanque conservador para evitar una sobrepresión en el tanque principal, al no permitirse el incremento del nivel de aceite por la expansión por temperatura.

c) Abrir la válvula de purga del relevador. d) Conectar el medidor de resistencia de contactos o multímetro para medir la resistencia del contacto de la alarma desde la tablilla del gabinete de control.

h) Continuar drenando el aceite del relevador hasta que nos indique que el contacto de disparo se cierra y se pueda medir su resistencia.

Con las actividades anteriores se verifica la operación correcta del relevador. Para restablecer las condiciones de operación normal del relevador, se siguen los siguientes pasos: Cerrar la válvula de drenado. Verificar que la válvula de purga se encuentre abierta. Abrir lentamente la válvula de paso entre el relevador y el tanque conservador controlando el flujo de aceite que empezara a llenar de aceite al relevador

Verificar que no hayamos alterado el nivel del aceite extraído durante la prueba. Para la correcta operación del relevador se recomiendan valores de resistencia de aislamiento mayores a 200 Megaohms y de resistencia de contactos menores a 0.4 ohms. Para verificar la operación de los interruptores y alarmas en el tablero de control de la subestación, se tiene que conectar el cableado de la tablilla del gabinete del control de transformador hacia el tablero de control de la subestación y repetir todas actividades nuevamente para asegurarnos del funcionamiento del relevador y sus esquemas de disparo y alarmas. Normalmente el disparo de


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interruptores de todos los devanados del transformador es a través del relevador auxiliar 86 T. Es práctica común que una vez verificado el correcto funcionamiento del relevador buchholz, no se vuelvan a repetir las actividades mencionadas para las pruebas de disparo de interruptores y alarmas en el tablero de control y solamente se simule el cierre de contacto de alarma y cierre de contacto de disparo colocando un puente auxiliar que simule su cierre. 4.4 Relevador de flujo de aceite

Normalmente el relevador de flujo de aceite, figura 4, se encuentra colocado entre la cuba del cambiador de derivaciones bajo carga y el tanque conservador para el aceite del cambiador, se tienen dos metodologías para verificar su operación: Interuptor de mercurio

Orificio Del cambiador de tap´s

Al conservador Palanca de disparo

Terminales del circuito de disparo

Contra peso Placa de soporte

Figura 4 Relevador de flujo de aceite.

La primera es la que se realiza en las pruebas rutinarias a transformadores de potencia en donde no es posible retirar el relevador para pruebas. Esta metodología se limita a la prueba de disparo por operación de relevador de flujo mediante el cierre del contacto de disparo a través de los botones de prueba que tienen estos relevadores (prueba y reset). Los pasos que siguen para la prueba son los siguientes:


a) Se identifican los cables del relevador de flujo en la tablilla del gabinete de control del transformador y se desconectan los cables que van hacia el tablero de control de la subestación. b) El relevador de flujo tiene únicamente un contacto de disparo normalmente abierto, por lo que puede realizarse la prueba de resistencia de aislamiento de su cableado a tierra y entre conductores. Se verifica que el contacto se encuentre abierto mediante el medidor de resistencia o multímetro. c) Se coloca el medidor de resistencia de contactos o multímetro en la tablilla y se procede a cerrar el contacto mediante la operación del botón de prueba del relevador, verificando su cierre y valor de resistencia de contactos. El botón de prueba está ubicado en el registro del cableado del mismo relevador. d) Se restablece el relevador mediante el botón de reset y se verifica que el contacto haya quedado en posición de abierto. e) Se conectan nuevamente los cables hacia el tablero de control de la subestación y se repite la operación de prueba del relevador para verificar el disparo de interruptores y alarmas. f) Al final de las pruebas debe verificarse que el botón de prueba quede restablecido.

La segunda metodología se aplica cuando se puede retirar el relevador para pruebas ya sea por mantenimiento al cambiador o por puesta en servicio. Esta metodología de prueba del relevador de flujo es la más correcta y consiste en los pasos siguientes: a) Se requiere conseguir dos depósitos llenos con aceite dieléctrico con capacidad de aproximadamente 100 litros. b) Instalar una bomba con capacidad aproximada de ¼ de caballo con válvula reguladora de la misma capacidad a la tubería de descarga.




c) Instalar el relevador de flujo con tubería en medio de los dos depósitos. d) Instalar en serie y a la salida del relé de flujo, un medidor de flujo con rango similar a los valores de operación del relevador. e) Energizar la bomba y regular con la válvula el flujo, de tal forma que el aceite circule de un depósito al otro con un flujo suficiente para hacer operar el contacto de disparo del relevador de flujo. f) Verificar el cierre correcto del contacto de disparo midiendo su resistencia. 4.5 Indicador de temperatura de aceite

En las pruebas de los indicadores o termómetros de temperatura del aceite de transformadores y reactores de potencia se deben tomar en cuenta las siguientes consideraciones: a) Existen dos tipos de indicadores de temperatura: los que cuentan con un sensor de temperatura tipo bulbo con elementos bimetálicos, en donde la aguja indicadora se acopla directamente al bulbo y a su vez acciona sus contactos para el envío de señales. Y los que funcionan con un termopar que a través de un conductor, permiten colocar la carátula indicadora a una distancia considerable del sensor de temperatura y cerca del gabinete de control del transformador. b) El sensor tipo bulbo de temperatura siempre se coloca en la parte superior del transformador ya que es donde se encuentra el punto más caliente del aceite. Este sensor, no se encuentra directamente en contacto con el aceite del transformador sino que existe una funda (termo-pozo) que nos permite retirar el sensor sin que se derrame el aceite. c) Se requiere que los indicadores de temperatura del aceite tengan dos contactos uno de alarma ajustado a 65 ºC y otro de disparo ajustado a 95 ºC. Algunos indicadores cuentan hasta con 4 contactos pero son para usos especiales.


Aún cuando no se usen todos los contactos, siempre deberán ser probados para verificar su funcionamiento y deben ajustarse a 55 y 65 ºC. En condiciones normales estos contactos son normalmente abiertos. Cabe aclarar que el arranque del sistema de enfriamiento es a través de los indicadores de temperatura de devanados. Procedimiento para prueba del indicador de temperatura del aceite: a) Desconectar el cableado de la tablilla del gabinete de control del transformador hacia el tablero de control de la subestación. b) Medir la resistencia del aislamiento desde la tablilla del gabinete de control del transformador entre cada conductor a tierra y entre conductores. c) De acuerdo con la temperatura que indique en ese momento, se verifica que los contactos se encuentre en la posición correcta. d) Para la prueba de la operación de los contactos del indicador de temperatura, se requiere retirar el indicador del transformador para poder calentar el sensor de temperatura tipo bulbo hasta que operen los contactos. Para esta actividad se requiere contar con los siguientes elementos: un recipiente metálico para calentar aceite dieléctrico del mismo transformador y que nos permita introducir el sensor de temperatura y un termómetro auxiliar debidamente calibrado. Para esto se requiere una parrilla eléctrica y al menos dos soportes universales para sujetar el termómetro auxiliar y el indicador de temperatura dentro del recipiente con aceite. e) Se procede a calentar el aceite de tal manera que el incremento de temperatura se logre apreciar en el indicador de temperatura del transformador y en el termómetro auxiliar, además de permitirnos verificar el cierre de los contactos y medir su resistencia.


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f) Si el cierre de los contactos no es de acuerdo con los valores de temperatura deseados, se deben ajustar y se vuelve a repetir el punto e para asegurarnos de su operación correcta. g) Para enfriar el sensor tipo bulbo después de las pruebas, se debe dejar enfriar a temperatura ambiente y nunca deberá emplearse solvente o alcohol ya que un enfriamiento brusco puede dañar su sensibilidad. h) Reinstalar el indicador de temperatura en el transformador verificando la posición de los contactos de alarma y disparo y nuevamente conectar el cableado al tablero de control de la subestación. i) Para verificar que la señal de alarma y disparo llegue correctamente a los esquemas de alarmas y disparo de interruptores se puede simular el cierre de los contactos utilizando puentes auxiliares, debido a que no puede realizarse esta prueba en forma real. 4.6 Indicador de temperatura de devanados

Para las pruebas de los indicadores o termómetros de temperatura de devanados de transformadores y reactores de potencia se deberán tomar en cuenta las siguientes consideraciones: a) Los indicadores de tipos de indicadores de temperatura de devanados son similares a los indicadores de temperatura del aceite. Por lo que su descripción se indica en el punto anterior en los incisos a y b . b) A diferencia del indicador de temperatura del aceite, el indicador de temperatura del devanado cuenta con una resistencia de caldeo, que envuelve al sensor de temperatura tipo bulbo, que a su vez es alimentada por una señal de corriente a través de un transformador de corriente del devanado del cual se requiere tener la indicación de temperatura. Es posible que se encuentren transformadores que tengan varios indicadores de temperatura de devanados. La resistencia de caldeo tampoco


se encuentra en contacto con el aceite por lo cual existe una funda que nos permite retirarla sin que se derrame el aceite. c) Se requiere que los indicadores de temperatura del devanado tengan cuatro contactos: uno de alarma ajustado a 95 ºC, otro de disparo ajustado a 105 ºC y dos más los sistemas de enfriamiento ajustados a 55 y 65 ºC. En condiciones normales estos contactos son normalmente abiertos.

La prueba del indicador de temperatura de devanados se realiza en dos pasos diferentes: El primero paso consiste en probar el indicador de temperatura de manera similar al indicador de temperatura de aceite (ver procedimiento para prueba del indicador de temperatura del aceite). El segundo paso consiste en hacer una inyección de corriente a través del circuito que alimenta la resistencia de caldeo del indicador, realizando las actividades siguientes: a) Desconectar las terminales que conectan al transformador de corriente con el circuito de alimentación a la resistencia de caldeo. b) Para la inyección de corriente a este circuito deberá verificarse el valor de corriente de acuerdo con las indicaciones del tipo de circuito empleado por el fabricante. c) Al hacer la inyección de corriente, la resistencia de caldeo empezará a elevar la temperatura con lo cual se verifica la operación de los contactos de alarma, disparo y arranque de sistemas de enfriamiento. d) Al terminar la prueba se debe verificar que las terminales del transformador de corriente queden debidamente conectadas, de lo contrario se pueden ocasionar daños al transformador de corriente si se energiza con sus terminales sueltas. e) Para las pruebas de alarmas y disparos al tablero de control de la subestación, se requiere repetir las actividades anteriores con




los cables de control hacia el tablero de control de la subestación conectados. 5 Bibliografía

a) CFE G0000-62 Esquemas Normalizados de Protecciones para Transformadores de Potencia, Septiembre 2002. b) Manual de transformadores y reactores de potencia. Tomo l, CFE, Junio 2007.


c) Fist 3-30 Facilities Instructions, Standard and Techniques, Transformer Maintenance, Hydroelectric Research and Technical Service Group, October 2000. d) Service handbook for power transformers, ABB Inc. TRES-Transformer Remanufacturing and Engineering Services North America January, 2006.


Tomo II



Anexo A Formato de datos prueba SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN

Registro de calidad: _____________ No. de Procedimiento: ST-CT-020

Gerencia Regional de Transmisión SubÁrea Subestación Tipo de equipo Transformador Autotransformador Reactor Monofásico Trifásico Condiciones: Prueba & Climatológicas Orden de trabajo Nomenclatura: Marca: Temp. Ambiente: Soleado O.T. MVA: Núm. Serie: % Hum. Relativa: Nublado Fecha: Clase de enf.: Año Fabricación: Año puesta en serv.: Brisa Programado: # de Taps: Temp. Aceite: kVnom A.T.: %Z a MVA kV Temp. Devanado: 1/2 Nublado P.S.: kVnom B.T.: %Z a MVA kV Lluvia Falla: kVnom Terciario: %Z a MVA kV Fecha última prueba: Equipo de medición utilizado Marca Modelo Fecha calibración Fecha vencimiento No. Serie No. Inv. EIMP. MEGGER Multímetro Termómetro Resistencia de Identificación de Prueba de Prueba de Sellado de Resistencia de aislamiento entre Función funcionamiento funcionamiento conectores y terminales en A: Alarma aislamiento a conductores con medidor de de alarmas en registros de Dispositivo tablillas de D: Disparo tierra MEGGER a MEGGER a 500 V gabinete de resistencia de tableros de cableado de 500 V (anotar lectura E:Enfriamiento control contactos control control mínima) Válvula de sobrepresión tanque principal D Válvula de sobrepresión D cambiador Tap Indicador de nivel de aceite tanque A principal Indicador de nivel cambiador de Tap

A A D

Relevador Bucholtz Relevador de flujo aceite cambiador Temperatura aceite paso 1

D °C

Temperatura aceite paso 2

°C


°C


°C

Temperatura devanado paso 1

°C

Temperatura devanado paso 2 Temperatura devanado paso 3 Temperatura devanado paso 4

°C °C °C Otros dispositivos de protección

Valor mínimo aceptable de resistencia de aislamiento: 200 megaohms Observaciones:

Realizó:

Valor máximo aceptable de resistencia de contactos: 0.4 ohms



Nombre y firma





Guía para el llenado del formato de datos de prueba Registro de calidad: ______1_______ No. de Procedimiento: ST-CT-020


Gerencia Regional de Transmisión SubÁrea Subestación 2 2 2 Tipo de equipo Transformador 3 Autotransformador 3 Reactor 3 4 Trifásico 4 Monofásico Condiciones: Prueba & Climatológicas Orden de trabajo Nomenclatura: Marca: 5 6 Temp. Ambiente: Soleado 7 7 O.T. 9 6 6 MVA: Núm. Serie: % Hum. Relativa: Nublado Fecha: 7 7 9 Clase de enf.: Año Fabricación: 6 6 # de Taps: Año puesta en serv.: Temp. Aceite: Brisa 6 6 7 7 Programado: 10 kVnom A.T.: %Z 6 a 6 MVA kV Temp. Devanado: 6 6 1/2 Nublado 7 P.S.: 7 10 kVnom B.T.: %Z 6 a 6 MVA kV 6 6 Lluvia 8 7 Falla: 10 kVnom Terciario: %Z 6 a 6 MVA kV Fecha última prueba: 6 6 Equipo de medición utilizado Marca Modelo Fecha calibración Fecha vencimiento No. Serie No. Inv. EIMP. 11 MEGGER Multímetro 12 12 13 13 12 13 Termómetro Resistencia de Identificación de Prueba de Prueba de Sellado de Resistencia de aislamiento entre Función terminales en funcionamiento funcionamiento conectores y Dispositivo aislamiento a conductores A: Alarma tablillas de con medidor de de alarmas en registros de tierra MEGGER a MEGGER a 500 V D: Disparo 14 gabinete de resistencia de tableros de cableado de 500 V (anotar lectura E:Enfriamiento control contactos control control mínima) Válvula de sobrepresión tanque principal D Válvula de sobrepresión D cambiador Tap Indicador de nivel de aceite tanque A principal Indicador de nivel cambiador de Tap A Relevador Bucholtz Relevador de flujo aceite cambiador emperatura aceite paso 1 15 Temperatura aceite paso 2

A D 16

17

18

D 19

20

21

22

°C °C


°C

Temperatura aceite paso 4 emperatura devanado paso 1 23 Temperatura devanado paso 2 Temperatura devanado paso 3 Temperatura devanado paso 4

°C °C °C °C °C Otros dispositivos de protección

24

Valor mínimo aceptable de resistencia de aislamiento: 200 Megaohms 25 Valor máximo aceptable de resistencia de contactos: 0.4 ohms 26 27 Observaciones:

Realizó:

28 Nombre y firma

Revisó:

28 Nombre y firma

Aprobó:

28 Nombre y firma


Tomo II



Instrucciones para el llenado del formato de registro de datos: 1 Número de registro de control de calidad 2 Información de la gerencia, subárea y subestación donde se encuentra el equipo 3 Se indica el tipo de equipo transformador, autotransformador o reactor 4 Se indica si el equipo es monofásico o trifásico 5 Nomenclatura del equipo de acuerdo con el manual de operación del CENACE 6 Datos técnicos del equipo, en el caso de reactores se llenarán los datos que apliquen, la capacidad será dada en MVAR y el recuadro de por ciento de impedancia será la reactancia en ohms 7 Condiciones de la prueba y climatológicas 8 Se indica la fecha de la última medición 9 Orden de trabajo y fecha de realización de la medición 10 Si la causa de la prueba es programado por mantenimiento, por puesta en servicio o por salida o disparo del equipo (para confirmar que el equipo no esté fallado), en caso de disparo o salida se deberá de ampliar y aclarar la información en el punto 24 Observaciones 11 Tipo de equipo utilizado en la medición 12 Datos del equipo utilizado en la medición 13 Información sobre la calibración del equipo de medición y número de inventario EIMP 14 Tipo de dispositivo a analizar 15 Anotar la temperatura del aceite en cada uno de los pasos de prueba 16 Identificación de terminales en tablillas de gabinete de control de los dispositivos indicados en la columna 14 17 Resistencia de aislamiento a tierra MEGGER a 500 V de los dispositivos mencionados en el punto 14 18 Resistencia de aislamiento entre conductores MEGGER a 500 V de los dispositivos mencionados en el punto (anotar lectura mínima) 19 Función del dispositivo ya sea alarma, disparo o enfriamiento 20 Prueba de funcionamiento con medidor de resistencia de contactos de los dispositivos mencionados en el punto 14 21 Prueba de funcionamiento de alarmas en tableros de control de los dispositivos mencionados en el punto 14 22 Sellado de conectores y registros de cableado de control de los dispositivos mencionados en el punto 14 23 Anotar la temperatura del devanado en cada uno de los pasos de prueba 24 Espacio para anotar algún dispositivo diferente a los que están escritos anteriormente (punto 14) 25 Valor mínimo aceptable de resistencia de aislamiento (200 Megaohms) 26 Valor máximo aceptable de resistencia de contactos (0.4 ohms) 27 Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o tendencias de la medición y las razones por la cual se realizó la prueba 28 Finalmente, se debe indicar el nombre y firma de la persona que realizó, revisó y aprobó la prueba Diciembre 2007 Tomo II


SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN Procedimiento de reclamo al seguro por daños ocurridos a autotransformadores, transformadores y reactores de potencia para recuperación de pago en especie

Hoja 1 de 20 Clave ST-CT-021 Revisión 0 Fecha de elaboración: 30/07/07

HOJA DE FORMALIZACIÓN CLAVE DEL ÁREA: W8000 DÍA MES AÑO 30 07 2007

SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN GERENCIA DE SUBESTACIONES AUTORIZACIÓN

Ing. Juan Bautista Flores

Lic. Alfonso Ramos Cardona

Coordinador de Transmisión

Jefe de la Unidad de Administración de Riesgos

Ing. Héctor Sánchez Camacho

Jefe de la Unidad Administrativa de la Subdirección de Transmisión VIGENCIA: A partir de que sea aprobado y autorizado, permanecerá vigente hasta en tanto no se presenten cambios y/o modificaciones a la estructura orgánica. OBSERVACIONES: CRÉDITOS: Lic. María de los Ángeles Maldonado Ruiz Ing. Héctor Lara Covarrubias C.P. Miguel Carrillo Dorantes Ing. Ricardo Montes Fernández

Subjefe de Unidad de Recursos Materiales Subgerente de Subestaciones Jefe de Oficina Jefe de Departamento

CONTROL DE ACTUALIZACIONES Revisión No. Motivo o causa: Hoja(s) No. Elaboración de procedimiento de reclamo al seguro por daños 00 ocurridos a autotransformadores, transformadores y reactores de Todas potencia para recuperación de pago en especie.

231007 Tomo II




ÍNDICE

CAPITULO I

1

PRÓLOGO

3

2

MARCO JURÍDICO

3

CAPITULO II

3

OBJETIVO

4

4

ALCANCE

4

5

POLÍTICAS

4

6

NORMAS

4

7

DESCRIPCIÓN DEL PROCESO

6

8

DIAGRAMA DE FLUJO

10

9

MECANISMOS DE CONTROL

13

10

FORMATOS

15

11

HOJA DE CONTROL DE CAMBIOS

19

CAPITULO III

12

GLOSARIO

20

231007 Manual de transformadores y reactores de potencia

Tomo II



1 PRÓLOGO

Las Gerencias Regionales de Transmisión dependientes de la Subdirección de Transmisión, con base en sus necesidades en el reclamo de siniestros ocurridos a autotransformadores, transformadores y reactores de potencia, notificados a la Unidad de Administración de Riesgos, para su trámite de pago en especie ante la compañía aseguradora y que se presentan de forma continua con diversas problemáticas en el desarrollo del reclamo como son el tiempo de entrega, documentación incompleta y seguimiento inadecuado. Por tal motivo, se elabora este procedimiento con la finalidad de homologar criterios, optimizar tiempos de ejecución, uniformizar documentación y dar un adecuado seguimiento a los reclamos de los siniestros para su trámite de pago en especie y la conformidad en el cumplimiento de los mismos. 2 MARCO JURÍDICO LEYES

Ley General de Instituciones y Sociedades Mutualistas de Seguros DOF 31-VIII- 1935, última reforma DOF 17-V-1999 Ley Sobre el Contrato de Seguros DOF 31-VIII-1935 Ultima reforma DOF 02-I-2002 Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica DOF 22-XII-1975, Última reforma DOF 25-VII-1997 Ley General de Bienes Nacionales DOF 8-I-1982, Última reforma DOF 31-XII-2001 Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público DOF 04-I-2000, Última reforma DOF 13-VI-2003 Ley Federal de Procedimiento Administrativo DOF 30-V-2000, Última reforma DOF 1-VI-2001 REGLAMENTOS

Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica DOF 31-V-1993, Última reforma DOF 24-V-2001 Reglamento Interior de la Comisión Nacional de Seguros y Fianzas DOF 5-III-1998 Art. 46 Reglamento de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público DOF 20-VIII-2001 231007 Tomo II




Reglamento de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental DOF 11-VI-2003 ACUERDOS

Acuerdo que establece las Reglas de Operación del Fondo de Desastres Naturales (FONDEN) DOF 15-III-2002 LINEAMIENTOS

Lineamientos para la contratación de seguros de bienes patrimoniales, a cargo de las dependencias y entidades de la Administración Pública Federal DOF 2-V-1994, Última reforma DOF 20-V-1994 Lineamientos relativos a la contratación de seguros sobre bienes patrimoniales y de personas que realicen las dependencias y entidades de la Administración Pública Federal DOF 24-X-2003 3 OBJETIVO

Tramitar en tiempo, forma, de manera eficaz y eficiente los reclamos de siniestros de autotransformadores, transformadores y reactores de potencia que se encuentran en el ámbito de la Subdirección de Transmisión, para recuperación de pago en especie ante la compañía aseguradora. Así mismo, homologar ante las Gerencias Regionales de Transmisión, el trámite de reclamo de siniestro de autotransformadores, transformadores y reactores de potencia, el seguimiento de recuperación de pago en especie y de conformidad en el cumplimiento a los mismos y de la documentación soporte requerida para la recuperación de los equipos primarios dañados. 4 ALCANCE

El presente instructivo aplica a todo el personal de las Coordinaciones, Gerencias o Unidades usuarias adscritas a la Subdirección de Transmisión, que requieran presentar reclamos a través de la Unidad de Administración de Riesgos, para cumplir en tiempo y forma el resarcimiento en especie de los bienes dañados (Autotransformadores, Transformadores y Reactores de potencia). 5 POLÍTICAS

Dar atención y seguimiento adecuado a las reclamaciones de equipos dañados durante un siniestro presentados a la Unidad de Administración de Riesgos para su indemnización en especie ante la compañía aseguradora. 6 NORMAS

6.1 Aplicación del apéndice “A” de la especificación CFE-K0000-10 para cotización de equipos dañados cuando sean reparables. 231007 Manual de transformadores y reactores de potencia

Tomo II



6.2 Aplicación de especificación y formatos para cotización de equipos nuevos de acuerdo con la especificación CFE-Y1000, CFE-K0000-06. 6.3 Aplicación de especificación y formatos para cotización de autotransformadores, transformadores y reactores de potencia según especificación o norma de referencia que aplique. ( anexo formato B ). 6.4 Elaborar la minuta de trabajo durante la visita de inspección en la planta del reparador para la determinación del alcance de la reparación que corresponda a los daños ocurridos a consecuencia del siniestro. ( anexo formato C ). 6.5 Elaboración del Convenio Técnico de Reparación entre el reparador y la Gerencia Regional de Transmisión responsable, en tres tantos originales. 6.6 Elaboración de Convenio de Ajuste de Pérdidas entre la Unidad de Administración de Riesgos y la compañía aseguradora enviando copia al responsable de Administración de Riesgos de la Gerencia Regional de Transmisión que corresponda. 6.7 El área afectada deberá solicitar al prestador de servicio designado en tiempo y forma, la documentación siguiente: a) Cotización de reparación ó reposición del bien siniestrado, conforme a las especificaciones mencionadas anteriormente (para transformadores y autotransformadores la CFE-K0000-06 y CFEY1000, ó la CFE-K0000-10, según aplique). b) Factura original de anticipo a nombre de la compañía aseguradora vigente, una vez que haya sido aceptado el pago en especie. c) Documentos para dar cumplimiento al Art. 140 de la LGISMS. d) Reportes mensuales de avance de reparación. e) Factura original de finiquito a nombre de la compañía aseguradora vigente.

231007 Tomo II




7 Descripción del procedimiento: 7.1 Procedimiento para la formalización del reclamo del siniestro No. 7.1.1

7.1.2

7.1.3

7.1.4 7.1.5 7.1.6 7.1.7

7.1.8

7.1.9

7.1.10 7.1.11

RESPONSABLE Subárea Afectada

DESCRIPCIÓN Se percata de la ocurrencia del siniestro, y adopta las medidas necesarias para minimizar la perdida. Subárea Afectada Envía el reporte de la falla (a más tardar 1 día hábil) posterior a la ocurrencia del siniestro al responsable de la administración de riesgos de la Gerencia Regional de Transmisión que corresponda. Responsable de administración de riesgos Emite Aviso de Siniestro (especificando forma de de la GRT afectada. pago) a través del sistema ARIES para notificar a la Unidad de Administración de Riesgos, a más tardar a los 5 días hábiles posteriores a la fecha en que tiene conocimiento del siniestro. Unidad de Administración de Riesgos Recibe aviso de siniestro, asigna número de expediente y notifica a la aseguradora vía correo electrónico. Aseguradora Recibe el aviso del siniestro y, en su caso designa Despacho Ajustador notificando a la Unidad de Administración de Riesgos. Unidad de Administración de Riesgos A través del sistema ARIES, asigna al siniestro número de expediente, y solicita al área afectada documentación soporte para sustentar el reclamo. Responsable de administración de riesgos Solicita a la Subárea afectada, mediante oficio de la GRT afectada. documentación soporte requerida por la UAR para ser entregada dentro los siguientes 20 días posteriores a la solicitud de la misma UAR. Subárea afectada En el caso de reparación de equipos, la subárea afectada gestionará cotización(es) a precios fijos, de acuerdo con el Apéndice “A” de la especificación CFE-K0000-10. Subárea afectada Remite al responsable de administración de riesgos de la GRT afectada, la documentación soporte solicitada por la aseguradora. Previo a su envío, la(s) cotización(es) deberán ser a precios fijos y evaluadas técnicamente por el área afectada, de acuerdo con el Apéndice “A” de la especificación CFE-K0000-10. Responsable de administración de riesgos Recibe documentación soporte y la remite mediante de la GRT afectada. oficio a la UAR. Unidad de Administración de Riesgos Recibe la documentación soporte y la remite a la aseguradora para su análisis.


Tomo II


7.1.12

Aseguradora

7.1.13

Unidad de Administración de Riesgos

7.1.14

Subárea Afectada


Analiza la documentación soporte y, en su caso, solicita a la UAR información adicional, y si así lo requiere solicitara a la UAR la realización de una visita de inspección física en las instalaciones de CFE donde se encuentra equipo siniestrado. Recibe solicitud de la reunión e informa a la Subárea afectada. Recibe la notificación por parte de la GRT para la realización de la reunión con la aseguradora, UAR, GRT y Subárea afectada, donde se aclararan todas las dudas de la aseguradora.

7.2 Procedimiento para reparación de autotransformadores, transformadores y reactores de potencia. No. 7.2.1

7.2.2 7.2.3 7.2.4 7.2.5

7.2.6

7.2.7

RESPONSABLE Responsable de administración de riesgos de la GRT afectada. Unidad de Administración de Riegos Responsable de administración de riesgos de la GRT afectada

DESCRIPCIÓN Informa mediante correo electrónico a la UAR que el equipo será trasladado para su inspección en planta. Recibe aviso de traslado e informa a la aseguradora. Una vez que se encuentra el equipo en planta, coordina fecha para la inspección en planta, e informa a la UAR la fecha propuesta. Unidad de Administración de Riesgos Coordina la visita a la planta con la aseguradora y confirma al área afectada la fecha de la visita. Responsable de administración de riesgos Se realiza inspección física al equipo y se determina de la GRT afectada, UAR y aseguradora. el alcance de los daños (a precios fijos) de acuerdo con el Apéndice “A” de la especificación CFE-K000010, así como el tiempo de reparación. Se elabora minuta de acuerdos. Aseguradora Con base en la determinación del alcance de daños, la(s) cotización(es) a precios fijos y la información soporte proporcionada por el área afectada, elabora propuesta de determinación de pérdidas y/o convenio de ajuste final, y lo envía a la UAR para su trámite. Unidad de Administración de Riesgos Recibe de la aseguradora propuesta determinación de pérdida y/o convenio de ajuste final, y lo remite al área afectada (con copia al responsable de administración de riesgos de la GRT afectada) para su análisis y, en su caso, aprobación.

231007 Tomo II



7.2.8

Área afectada.

7.2.9


7.2.10

Responsable de administración de riesgos de la GRT afectada

7.2.11

Aseguradora

7.2.12


7.2.13


7.2.14

Prestador de servicios

7.2.15


7.2.16


7.2.17

Subárea Su bárea Afectada


Recibe de la UAR propuesta determinación de pérdida y/o convenio de ajuste final, y procede a su análisis y, en su caso, aprobación. Remite a la UAR la aprobación y/o comentarios sobre la propuesta de determinación de pérdidas y/o convenio de ajuste final (con copia al responsable de administración de riesgos de la GRT afectada). Recibe del área afectada aprobación y/o comentarios sobre la propuesta determinación de pérdida y/o convenio de ajuste final y lo remite a la aseguradora. Elabora convenio técnico de reparación para su firma con el reparador (en tres tantos originales) y procede a su formalización con el reparador, para lo cual se requiere la factura de anticipo y, en su caso, los documentos para dar cumplimiento al Art. 140 de la LGISMS documentación que deberá ser enviada a la UAR dentro de un plazo de hasta 20 días naturales. Emite cheque de anticipo correspondiente a la indemnización de acuerdo con las condiciones del Programa Integral de Aseguramiento de CFE, y lo envía a la UAR. Recibe cheque por parte de la aseguradora y lo remite mediante comunicación oficial al responsable de administración de riesgos de la GRT afectada. Recibe cheque de anticipo por parte de la UAR y lo entrega al prestador de servicios previa firma del convenio técnico de reparación y entrega del programa de reparación. Recibe cheque y expide recibo por concepto de anticipo y copia del convenio técnico de reparación. Solicita al reparador de manera mensual el reporte de avance de reparación vía correo electrónico y realiza visitas de avance así como pruebas de LAPEM. Coordina el traslado del equipo reparado a sitio e informa a la Subárea afectada para el inicio de la puesta en servicio. Recibe del prestador de servicios el equipo reparado y puesto en servicio. (elabora acta-entrega recepción).


Tomo II



7.3 Procedimiento para indemnización del siniestro No. 7.3.1

7.3.2 7.3.3 7.3.4

7.3.5 7.3.6 7.3.7

RESPONSABLE DESCRIPCIÓN Responsable de administración de riesgos Solicita copia del acta entrega-recepción del equipo de la GRT afectada reparado y puesto en servicio a la Subárea afectada y la factura original del reparador correspondiente al finiquito y lo remite a la UAR. Unidad de Administración de Riesgos Recibe del Responsable de administración de riesgos de la GRT afectada el acta entrega-recepción y factura original para su trámite ante la aseguradora. Aseguradora Emite cheque de indemnización final y lo envía a la UAR. Unidad de Administración de Riesgos Recibe cheque de indemnización final y/o en su caso, transferencia bancaria a favor de CFE y lo envía mediante comunicación oficial al responsable de administración de riesgos de la GRT afectada. Responsable de administración de riesgos Recibe cheque de indemnización final y/o en su caso de la GRT afectada transferencia a favor de CFE. Responsable de administración de riesgos Entrega cheque de indemnización final al prestador de la GRT afectada de servicios. Prestador de servicios Recibe cheque y expide recibo por concepto de indemnización final.

231007 Tomo II




8 DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCEDIMIENTO: 8.1 Diagrama de flujo para la formalización del Siniestro

SUBÁREA AFECTADA

RESPONSABLE DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS DE LA GRT AFECTADA

UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS

ASEGURADORA

RECIBE AVISO Y ASIGNA NÚMERO DE SINIESTRO Y NOTIFICA A LA ASEGURADORA

RECIBE AVISO

INICIO DETECTA EVENTO

ENVÍA REPORTE RECIBE SOLICITUD Y GESTIONA DE ACUERDO CON ESPECIFICACIÓN ESPECIFICACIÓN CFEK0000-10 LA(s) COTIZACIÓN(es)

REMITE LA DOCUMENTACIÓN SOPORTE SOLICITADA POR LA ASEGURADORA

EMITE AVISO DE SINIESTRO

RECIBE SOLICITUD DE LA UAR Y ENVÍA

RECIBE LA DOCUMENTACIÓN SOPORTE Y ENVÍA

RECIBE NOTIFICACIÓN DE LA ASEGURADORA Y ASIGNA NÚMERO DE EXPEDIENTE Y SOLICITA DOCUMENTACIÓN SOPORTE

ASIGNA AJUSTADOR Y NOTIFICA A LA UAR

RECIBE LA DOCUMENTACIÓN SOPORTE Y ENVÍA

RECIBE LA DOCUMENTACIÓN SOPORTE

ANALIZA DOCUMENTACIÓN

* REUNIÓN CON LA UAR, GRT, ASEGURADORA

*

SOLICITA REUNIÓN CON LA UAR PARA ANALIZAR EN CAMPO

NO

DOCUMENTACIÓN CORRECTA

SI

FIN


Tomo II



8.2 Diagrama de flujo para reparación de autotransformadores, transformadores y reactores de potencia

ASEGURADORA


RESPONSABLE DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS DE LA GRT

SUBÁREA AFECTADA

PROVEEDOR DE SERVICIOS

INICIO

RECIBE INFORME DE TRASLADO DE EQUIPO A TALLER REPARADOR

RECIBE INFORME DE TRASLADO DE EQUIPO A TALLER REPARADOR E INFORMA

INICIO

FIN

RECIBE FECHA VISITA A TALLER DE REPARACIÓN

INFORMA DEL TRASLADO DE EQUIPO A TALLER REPARADOR

RECIBE INFORME Y COORDINA VISITA A TALLER REPARADOR

COORDINA FECHA DE INSPECCIÓN EN TALLER REPARADOR E INFORMA REALIZA VISITA A TALLER REPARADOR

DETERMINA EL ALCANCE DE LOS DAÑOS

ELABORA PROPUESTA DE DETERMINACIÓN DE PERDIDAS

RECIBE PROPUESTAS DE DETERMINACIÓN DE PERDIDAS O CONVENIO DE AJUSTE FINAL Y REMITE

RECIBE PROPUESTAS DE DETERMINACIÓN DE PÉRDIDAS O CONVENIO DE AJUSTE FINAL Y REMITE

RECIBE PROPUESTAS DE DETERMINACIÓN DE PÉRDIDAS O CONVENIO DE AJUSTE FINAL Y ANALIZA

* RECIBE AUTORIZACIÓN

RECIBE AUTORIZACIÓN Y REMITE

AUTORIZA SI NO

*

231007 Tomo II




8.2 Diagrama de flujo para reparación de autotransformadores, transformadores y reactores de potencia

ASEGURADORA


RECIBE FACTURA

RECIBE CONVENIO Y FACTURA Y ENVÍA

EMITE CHEQUE

RECIBE CHEQUE Y ENVIA

RESPONSABLE DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS DE LA GRT

SUBÁREA AFECTADA

PROVEEDOR DE SERVICIOS

ELABORA CONVENIO TÉCNICO Y ENVÍA FACTURA PREVIA FIRMA DE CONVENIO

RECIBE CHEQUE Y ENTREGA

RECIBE CHEQUE

INICIA Y ENTREGA PROGRAMA DE REPARACIÓN Y AVISO DE AVANCES

RECIBE INFORME DE AVANCES AVANCES RECIBE NOTIFICACIÓN DE REPARACIÓN FINAL Y COORDINA PUESTA EN SERVICIO

INFORMA DE CONCLUSIÓN DE REPARACIÓN

PUESTA EN SERVICIO DE EQUIPO REPARADO


Tomo II



9 MECANISMOS DE CONTROL ACTIVIDAD DE CONTROL INSTRUMENTO DE CONTROL Envía el reporte de la falla o evento ocurrido al Responsable de Oficio siniestros de GRT Recibe el reporte y elabora el aviso de siniestro para la Unidad de Formato “A” Administración de riesgos. Bitácora de control de Recibe aviso de siniestro, lo asignación de números de registra y crea expediente. expediente Remite la documentación soporte de reclamación a la UAR que incluye las cotizaciones de acuerdo Formato “B” con el Apéndice “A” de la especificación CFE-K0000-10 Envía a la Aseguradora la documentación soporte y se Oficio formaliza la reclamación del siniestro Notifica la designación del reparador ganador y solicita Oficio traslado de equipo a planta Elabora la Minuta de determinación Formato “C” de alcance de reparación Elabora Convenio Técnico de Formato “D” reparación Envía factura original a la UAR para pago de anticipo al reparador vía Factura transferencia bancaria. Envía evidencia de pago del anticipo al proveedor vía Oficio y/o Correo Electrónico transferencia bancaria

Envía determinación de pérdidas elaborada por la Aseguradora para Oficio y/o Correo Electrónico visto bueno del Responsable de siniestros de la GRT Acepta la determinación de perdidas propuesta por la Oficio Aseguradora

RESPONSABLE DE LA ACTIVIDAD

Subárea de Transmisión afectada Responsable de siniestros de GRT Unidad de Administración de Riesgos

Subárea de Transmisión afectada

Unidad de Administración de Riesgos Unidad de Administración de Riesgos Responsable de siniestros de GRT Responsable de siniestros de GRT Responsable de siniestros de GRT Unidad de Administración de Riesgos Unidad de Administración de Riesgos Responsable de siniestros de GRT

231007 Tomo II



Envía Convenio de Indemnización firmado por la Aseguradora y la UAR Envía a la UAR factura finiquito para pago al reparador vía transferencia bancaria. Envía al responsable de siniestros de la GRT evidencia de pago finiquito al proveedor vía transferencia bancaria Envía la factura original al Responsable de siniestros de la GRT expedida por la Aseguradora de la cesión de derechos de los equipos nuevos


Oficio y/o Correo Electrónico

Unidad de Riesgos

Administración

Factura

Responsable de siniestros de GRT

Oficio y/o Correo Electrónico

Unidad de Riesgos

Administración

de

Factura

Unidad de Riesgos

Administración

de


Tomo II

de



10 FORMATOS FORMATO A

AVISO DE SINIESTRO COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD LIC. J. AL FONSO RAMOS CARDONA Jefe de la Unidad de Administ ración d e Riesgos Thiers No.- 251 4° Piso C.P. 11590, México, D.F. Informo que el día _______________, se presentó un siniestro consistente en: ___________________________________________________________ ___________ ____ ( asalto, robo, daños, explosión, incendio, inundación, etc.), hechos ocurrido en _________________________, causando daños a:_____________________, estimando inicialmente el monto por la cantidad de : $________________. Posteriormente se enviará la documentación soporte para sustentar la reclamación ante la Compañía Aseguradora. Para cualquier duda o aclaración, dirigirse con el Sr.____________________________, categoría_________________________, Domicilio:________________________________, Teléfono:________________________ . Sociedad __________. Centro Gestor ___________ Núm. de partida abierta _______________. Correo electrónico: ______________________. A T E N T A M E N T E

231007 Tomo II




FORMATO B GUÍA CFE K0000-10

REPARACIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA

8 de 12

APÉNDICE A CATÁLOGO DE CONCEPTOS REPARACIÓN DE TRANSFORMADORES No.

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20 21 22

Descripción Reparación total. Suministro de todos los devanados de AT y BT Reparación Parcial. Suministro de todos los devanados de una fase, para el caso de transformadores trifásicos

Unidad

Pza Pza Pza Lote

Pruebas de aceptación conforme a la especificación aplicable Actividades necesarias previas y posteriores a la ejecución de la prueba de corto circuito en el taller y el laboratorio de pruebas. Prueba de corto circuito Reparación del núcleo Modificación de tapa de tanque para colocación de boquilla y conectar exteriormente la tierra al núcleo. Sistema de radiadores completo Radiador Válvulas de Radiador Boquilla de alta tensión Boquilla de baja tensión Boquilla del terciario Boquilla de neutro Cambiador de derivaciones bajo carga (definir Al alcance del suministro y/o actualización),de Acuerdo a la cláusula 5.1.2 de esta especificación Mantenimiento mayor del cambiador de Derivaciones bajo carga, de acuerdo al manual Del fabricante Cambiador de derivaciones p/operación Desenergizado en alta tensión Transporte (sitio-taller-sitio)con maniobras de Carga y descarga, incluyendo el desarmado en sitio origen y preparación para el transporte de acuerdo a la NRF-001CFE.

920130 010608

P. Total

Pza

Trabajos generales de acuerdo con 5.2 a )

Rev.

PU

Pza

Reparación Parcial. Suministro devanado de AT Reparación Parcial. Suministro devanado de BT Suministro del devanado terciario

870303

Cantidad

Lote Lote Lote Lote Lote Jgo Pza Pza Pza Pza Pza Pza Pza

Lote Pza Lote

041015


Tomo II


REPARACIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA


GUÍA CFE K0000-10 9 de 12

CATÁLOGO DE CONCEPTOS REPARACIÓN DE TRANSFORMADORES No.

Descripción Unidad Cantidad PU P. Total Armado, secado, llenado con aceite y pruebas de 23 Lote puestas en servicios 24 Aceite aislante Litro Transporte (taller-laboratorio-taller) con 25 maniobras de carga y descarga; para prueba Lote De corto circuito de acuerdo a la NR-001-CFE Sistema de preservación (COPS) incluye 26 contenedor de material descargador ( indicar si Jgo se requiere autoregenerable) Indicador de temperatura de devanados con tres 27 o cuatro contactos alarma (indicar si son Pza requeridas, salidas a SCADA) Indicador de temperatura de aceite (indicar si 28 Pza son requeridas, salidas a SCADA) Indicador de nivel de aceite indicar si son 29 Pza requeridas, salidas a SCADA) Válvula de sobre presión (indicar si es requerida 30 con guarda rotatoria para canalizar el derrame de Pza aceite)incluye adaptación y suministro 31 Relevador “ buchholz “ Pza Adaptación y suministro de válvulas en extremos 32 Jgo del relevador “buchholz” Gabinete de control de acuerdo a especificación 33 Lote aplicable 34 Motoventiladores Pza 35 Monovacuómetro Pza 36 Bombas para circulación forzada de aceite Pza 37 Base para apartarrayos Pza Conectadores para boquillas de alta y baja 38 Pza tensión, terciario y neutro 39 TC de NEUTRO (X0) Pza 40 TC de imagen térmica (X2) Pza 41 TC para protección y medición Pza 42 Alambrado de fuerza y control Lote Reparación del tanque del transformador, 43 incluyendo pintura interior y exterior de acuerdo Lote a CFE-D8500-01y CFE D8500-02 Reparación De los radiadores ,incluyendo 44 pintura exterior de acuerdo a CFE D8500-01 y Lote CFE D8500-02 45 Equipo inertaire Pza Contenedor de material desecador (indicar si se 46 Pza requiere autogenerable) NOTA: Todos los componentes y accesorios deben cumplir lo indicado en las especificaciones CFE K0000-06, CFE K0000-13 o CFE K0000-03, según corresponda.

870303

Rev.

920130 010608 041015

231007 Tomo II




FORMATO C

MINUTA DE LA REUNIÓN DE TRABAJO CELEBRADA EL DIA_____________________________, 2006, A LAS _____ HORAS, EN ____________________________________________________________________________________ ______, CON EL OBJETO DE VERIFICAR FÍSICAMENTE LOS DAÑOS OCASIONADOS EN EL SINIESTRO___________________________________OCURRIDO EN_________________________________CON EXPEDIENTE___________________ ASISTENTES Se anexa la lista de asistencia debidamente firmada por los participantes de la reunión. Se lleva a cabo la revisión de los componentes dañados y se determina la causa de la falla. La GRT solicita al reparador lo siguiente: 1. Reporte detallado y fotográfico de la revisión funcional de los componentes y equipos auxiliares del transformador. 2. Alcance de reparación de acuerdo con el Apéndice A de la Especificación CFE-K0000-10 3. Las pruebas eléctricas deberán ser atestiguadas por personal de LAPEM. 4. La fecha de esta Minuta será el inicio del periodo para la entrega del equipo en sitio. 5. Programa de reparación para programar visitas de seguimiento. No habiendo más asuntos que tratar, se dio por terminada la reunión a las ____ horas del mismo día, firmando al calce los participantes de la misma.


Tomo II



11 CONTROL DE CAMBIOS

CLAVE

Revisión Nº Fecha 0 02-07-07

Motivo o causa:

ELABORÓ

Hoja Nº

Descripción

REVISÓ

Vo. Bo.

231007 Tomo II




12 GLOSARIO

CFE: Comisión Federal de Electricidad UAR: Unidad de Administración de Riesgos Proveedor: Prestador de Servicios GRT: Gerencia Regional de Transmisión Aseguradora: Compañía de Seguros SHCP: Secretaria de Hacienda y Crédito Público LGISMS: Ley General de Instituciones y Sociedades Mutualistas de Seguros Subárea: Subárea de Transmisión y Transformación ARIES: Sistema de Administración de Riesgos LAPEM: Laboratorio de Pruebas a Equipos y Materiales


Tomo II

Manual de Transformadores y Reactores de Potencia Tomo 2

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