PROCEDIMIENTO de Montaje de Transformadores de Potencia

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CÓDIGO:

P PE16TR06A

VERSIÓN:

A

PÁGINAS

11

PROCEDIMIENTOS DE MONTAJE DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA 1. DEFINICIONES: Este procedimiento es aplicable para trabajos de montaje de transformadores de potencia mayores a 60kV.

2. OBJETIVO: Este procedimiento tiene como objetivo describir y las responsabilidades para la recepción, instalación y montaje de transformadores de potencia, transportados llenos o parcialmente con nitrógeno, aplicando los controles en el desarrollo de todas las actividades, controlando los riesgos y previniendo los accidentes. Protegiendo el equipo que se encuentra en el área de trabajo y preservando el área y el medioambiente. 3. ALCANCE: El presente procedimiento ha sido diseñado para ayudar en mejorar la calidad, seguridad de los trabajos en la recepción e instalación de los transformadores. Esas instrucciones no pretenden cubrir todos los accesorios y variaciones del equipo, o prever cualquier posible contingencia que se presente durante su instalación, operación y mantenimiento. 4. RESPONSABILIDADES: 4.1 Supervisor de campo:

Es el responsable de la dirección y supervisión, del programa de trabajo y de las coordinaciones correspondientes. Cumple y hace cumplir, las Normas de Seguridad, antes, durante y hasta la terminación de los trabajos de Campo, verifica que el personal cuente con su equipo de seguridad personal y que, las herramientas y equipo de trabajo sean los requeridos para desarrollar los trabajos programados. Es el responsable de hacer cumplir los estándares de calidad, en la ejecución del trazo y replanteo de la obra y levanta los registros de la información de campo, con fines de información y de actualización de los planos como construido. NOMBRE:

FECHA: Herson Parhuana

ELABORADO POR: Hector Gonzales REVISADO POR: José Mendieta APROBADO POR:

MONTAJE DE TRASNFORMADORES DE POTENCIA

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4.1 Del Supervisor de Seguridad Antes del inicio de las actividades y/o tareas, verifica que el personal, esté capacitado y conozca la naturaleza del trabajo, las herramientas a utilizar, a que cuente con el equipo mínimo de seguridad para el trabajo a desarrollar y que el personal haya participado de la charla de 5 minutos. Forma parte del presente procedimiento, realizara la Plantilla de Evaluación y Control de Riesgos para el presente trabajo. También revisa los AST (Análisis de Seguridad en el trabajo), que se elaboran con la participación del personal antes del inicio de una actividad. Verificará que antes del inicio de los trabajos, el personal utilice los implementos de seguridad personal EPP, que los equipos y las herramientas se encuentren en buen estado de conservación, que el personal cuente con sus SCTR (Seguro Complementario de Trabajo de Riesgo) y que se haya demarcado y señalizado las áreas de trabajo, que eviten accidentes de terceros en el área de trabajo. 4.2 Del personal técnico Son responsables de utilizar el equipo de protección personal, de cumplir los procedimientos de seguridad para prevenir riesgos que atenten contra su integridad física, de cumplir con las normas de seguridad y de conducta establecidos en el Reglamento Interno de Seguridad, Salud y Medio. 5. RECURSOS: 5.1 PERSONAL Para realizar éste tipo de trabajos se necesita emplear personal calificado y experto, por lo cual se debe contar con el siguiente personal: El personal contratista a considerar para realizar el trabajo es:    

1 Supervisor de campo. 1 Supervisor de seguridad. 1 Técnico calificado. 4 Operarios calificados.

5.2 EQUIPOS DE PROTECCION PERSONALUTILIZADO PARA ESTE SERVICIO Los equipos, herramientas y materiales consumibles descritos a continuación son los mínimos requeridos para la actividad de este procedimiento: EQUIPOS: -Espinterómetro. -Tensiómetro (solo cuando se va hacer procesos de Regeneración). -Camión grúa


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-Planta generadora de Alto Vacío (para Transformadores que van sin aceite) -Planta de tratamiento por termovacío. -Equipo de medición de punto de rocío. -Gatas hidráulicas motorizadas y manuales (Solo en caso que la propuesta técnica índice Traslado de Transformador). -Multímetro. -Pinza Amperimétrica. -Revelador de tensión. -Tanque cisterna. -Piso antideslizante. -Montacargas manual. -Trampa contra burbujas. -Equipo de pruebas electricas. HERRAMIENTAS: -Escalera telescópica -Niples y acoples -Extensiones eléctricas -Torquímetro. -Kit básico de herramientas mecánicas. -Eslingas MATERIALES CONSUMIBLES Y OTROS: -Thiner. -Cilindros vacíos. -Botellas para extracción de muestras. -Tierra fuller. -Trapo industrial. 6. MEDIDAS DE SEGURIDAD: 6.1 CONDICIONES DE SEGURIDAD a) El OHS planifica y coordina los requisitos de seguridad para ingreso del personal a realizar cualquier trabajo operativo en las instalaciones del cliente, como charla de inducción, charla de medio ambiente, examen medico, etc. b) El Supervisor de Servicio, asesorados por OHS elaboran el Análisis de Seguridad en el Trabajo AST en el formato de ABB. Si el cliente tiene otro formato que tenga la misma función de este, entonces se realizara esto en el formato del cliente.


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c) El Supervisor de Servicio verifica que el personal, se encuentre con todos sus implementos de seguridad de acuerdo a la actividad a realizar. d) El Supervisor de Servicio realiza la inspección todas las herramientas e instrumentos a intervenir en los trabajos. e) El Supervisor de Servicio inspecciona, antes del uso, los arneses para trabajos en Altura. El OHS verifica esta actividad. f) El Supervisor de Servicio inspecciona las escaleras a utilizar ya sean de ABB o del Cliente, usando el formato de ABB. El OHS verifica esta actividad. g) El Operador señaliza la zona de trabajo con mallas, para alertar y evitar que el cliente o persona ajena al trabajo sufra algún accidente por ingresar a la zona demarcada. h) El Supervisor de Servicio y Operadores revisan el buen funcionamiento de los equipos eléctricos, mecánicos, etc. a utilizar en cada proceso. i) El Supervisor de Servicio verifican las áreas energizadas y trazan las distancias de seguridad para evitar inducción, además identifican las líneas y sistemas energizados. j) El Supervisor de Servicio y Operadores deben asegurarse que todos los productos químicos a utilizar cuenten con su Hoja MSDS. Debiendo asegurase que el personal conozca los principales riesgos del producto así como las medidas de seguridad, primeros auxilios, emergencia, etc. k) El Supervisor de Servicio y Operadores verifican que todos los envases donde contenga algún producto químico se encuentre debidamente etiquetado y rotulado. l) El Supervisor de Servicio y Operadores verifican que el cliente haya realizado el corte de energía, siguiendo los siguientes 7 pasos (seven steps).


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1. Identifique claramente el lugar de trabajo. Utilice sus sentidos – visión, audición, olfato – y su sentido común- para verificar que el lugar de trabajo se encuentre libre de condiciones inseguras. 2. Bloquee todos los puntos de desconexión. Los equipos deben ser desconectados de todos los puntos posibles de alimentación y luego protegidos mediante la Tarjeta de Bloqueo Personal y candado, para asegurar que no puedan volverse a energizar accidentalmente El no realizar el bloqueo podría hacer que ocurra un retorno de energía y provocar un incidente. 3. Proteja de toda otra parte de la instalación bajo tensión La protección puede ser en forma de señales de advertencia fijados en todos los paneles adyacentes que no están siendo trabajados, o barreras de protección sobre conductores energizados expuestos. 4. Tomar precauciones especiales al respecto de conductores o equipos cercanos bajo tensión. Hay situaciones en que equipos potencialmente energizados pueden estar próximos o suficientemente próximos para que ocurra un contacto accidental, inclusive cuando se esté colocando las barreras de seguridad y protección proyectadas para protegerlo. Use su EPP y equipos para actividades con tensión (guantes, manta, etc). 5. Realice el Revelado de tensión en los equipos, instalación, sistema sobre la que va a trabajar. Primero pruebe el revelador en un elemento con tensión, luego compruebe la ausencia de tensión en el equipo, instalación, sistema sobre la que va a trabajar. luego vuelva a probar el revelador en un elemento con tensión. 6. Aterrar y cortocircuitar, si el cliente lo realiza entonces verificar que lo haya realizado correctamente. Primero conecte la línea de tierra temporal al sistema de tierra de la instalación, posteriormente coloque la línea de tierra temporal a la línea a aterrar y cortocircuitar. m) El Supervisor de Servicio y Operadores verifican que todos los equipos eléctricos tengan su puesta a tierra con el fin de minimizar la inducción ya que se está trabajando en áreas energizadas. n) El Supervisor de Servicio y Operadores verifican que se cuente en el área de trabajo con un extintor de tipo PQS para atender un eventual incendio.


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6.2 CONDICIONES DE MEDIO AMBIENTE a) Supervisor de Servicio y Operadores aseguran de contar con contenedores adecuados (en buen estado y debidamente rotulados) para el almacenamiento temporal de los diferentes tipos de residuos y proceder posteriormente a su disposición final en los depósitos de residuos ubicados en las instalaciones del cliente. b) De emplearse algún tipo de sustancia química para realizar la limpieza de los equipos a probar, el Supervisor de Servicio deberá contar con un depósito para residuos de tipo peligroso. c) Al finalizar la jornada de trabajo, el Operador procederá a limpiar la zona. Por ningún motivo, los residuos tendrán como receptor final los cursos de agua. d) El Supervisor de Servicio deberá asegurarse de contar con un mecanismo de contención para el potencial derrame de sustancias químicas, para ello se emplearán bandejotas sobre las cuales se colocan los insumos químicos. En el caso se empleara grupos electrógenos es necesario contar con bandejotas para minimizar el riesgo de derrame del combustible empleado.

7. CONSIDERACIONES GENERALES Antes de iniciar las actividades se deberán cumplir las siguientes condiciones:  Charla general de seguridad por parte del cliente.  Charla de seguridad diariamente por ABB, antes del inicio de actividades.  Elaboración de hoja de control de riesgos (IPER) de cada actividad.  Aislar la zona de trabajo.  Revisión del buen funcionamiento de los equipos a utilizar y tomar datos de placa (marca y n° de serie) confrontar con el certificado calibración existente.  Inspección de todas las herramientas e instrumentos a intervenir en trabajos.

las

los de los

Los transformadores de potencia son transportados sin aceite aislante, con accesorios separados y en algunos casos en secciones modulares. Para preservación de los aislamientos y evitar la entrada de humedad de los mismos, durante su transporte el tanque se llena con nitrógeno o aire seco. El personal encargado de recibir el transformador para su instalación, deberá efectuar una minuciosa inspección exterior con el objeto de verificar que no haya signos de daños externos, se revisará las condiciones de presión, contenido de oxígeno y punto de rocío del nitrógeno o aire seco según el caso. Se revisará internamente el transformador para verificar y/o confirmar si no tiene daños; esta revisión se efectuará sólo en los casos aplicables y consistirá en lo siguiente:


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Antes de iniciar la revisión interna se tomarán precauciones para evitar riesgos de sofocación o contaminación por gas, para lo cual se deberá evacuar con bomba de vacío y sustituir con aire seco; si la presión del gas es “CERO” o “NEGATIVO”, y el contenido de oxígeno y punto de rocío mayores que los esperados, existe la posibilidad de que los aislamientos del transformador estén contaminados con aire y humedad de la atmósfera, por lo que será necesario someter el transformador a un riguroso proceso de secado después de su armado. El transformador no se deberá abrir en circunstancias que permitan la entrada de humedad (días lluviosos), no se dejará abierto por tiempo prolongado sino el tiempo estrictamente necesario para lo cual, se considera que son suficientes dos horas como máximo. Para prevenir la entrada de humedad al abrir el transformador, se realizará un llenado de aceite que cubra las bobinas, el aceite deberá ser desgasificado y deshidratado a una temperatura de 30º C, calentando el núcleo o bobinas para reducir la posibilidad de condensación de humedad. Para mayor seguridad de este llenado preliminar, puede hacerse utilizando el método de alto vacío. Se debe evitar que objetos extraños caigan o queden dentro del transformador, las herramientas que se usen deberán ser amarradas al tanque con cintas de algodón mientras que estén montando o verificando las conexiones. Verificación minuciosa sobre la sujeción del núcleo y bobinas, así como posible desplazamiento. Verificación del número de conexiones a tierra del núcleo; revisando su conexión y probando su resistencia a tierra. Inspección visual de terminales, barreras entre fases, estructuras y soportes aislantes, conexiones y conectores. Revisión de los cambiadores de derivaciones, verificando contactos y presión de los mismos en cada posición. Verificación de los transformadores de corriente y terminales de bushing, comprobando sus partes y conexiones. El personal encargado de recibir el transformador para su instalación, deberá efectuar una minuciosa inspección exterior con el objeto de verificar que no haya signos de daños externos, se revisará las condiciones de presión, contenido de oxígeno y punto de rocío del nitrógeno o aire seco según el caso. Se revisará internamente el transformador para verificar y/o confirmar si no tiene daños; esta revisión se efectuará sólo en los casos aplicables y consistirá en lo siguiente:


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8. DESARROLLO DE ACTIVIDADES EN SITIO El supervisor de servicio debe solicitar la información al cliente o al fabricante del transformador, dependiendo del contrato (esta información incluye planos, croquis de dimensiones, placa de características, caja de bornes, montaje, etc.) El supervisor de servicio verifica la presión del nitrógeno en tanque del transformador. El supervisor de servicio mide el punto de rocío sólo en casos que la presión del nitrógeno sea cero, a fin de verificar que no haya ingresado humedad al transformador. Si el transformador estuviera equipado con un registrador de impactos, el supervisor de servicio verifica y analiza la hoja de registros, para descartar daños internos por malas maniobras durante el transporte 8.1 Montaje de radiadores Los empaques y las zonas donde serán ubicados deberán estar limpios. Los radiadores deberán ser ubicados de acuerdo al plano emitido por la fábrica. 8.2 Instalación de bornes Esto se hará siempre en posición vertical y deberán estar limpios y secos externa e internamente, se tomarán precauciones especiales durante su montaje para evitar roturas y daños de la porcelana. Los empaques de “Corcho” que se usan para el montaje de los accesorios y en zonas planas (Que no tengas topes) deberán estar limpios, así como las superficies de alojamiento; su montaje se hará con cuidado, comprimiéndolos uniformemente para garantizar un sello perfecto. 8.3 Proceso de tratamiento del aceite al transformador 8.1 Actividades Previas Verificación y comprobación de la desenergización, aterramiento, bloqueo y tarjeteo del sistema de energía.  Señalización del área de trabajo.  Realizar inspección visual en el transformador para verificar la existencia de pérdida de aceite. 

8.2 Actividades del proceso 

Extracción de muestra de aceite iniciales al transformador, para el análisis fisicoquímico y cromatográfico, la cual será denominada como “antes del servicio”.


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Instalación y energizado del equipo de termovacío.  Verificar el nivel de aceite.  Verificar el deshumedecedor de aire (silicagel).  Colocar válvulas a las conexiones de las mangueras de entrada y salida del equipo de termovacio en el transformador como se indica en la siguiente grafica: 



Iniciar la circulación de aceite a través del circuito cerrado. Si hubiera fugas de aceite en las conexiones, corregir antes de continuar.



Verificar la temperatura de entrada y salida en el equipo de termovacio y presión en la cámara de vacío.


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

Al concluir los trabajos de termovacio, verificar la normalidad del nivel de aceite de transformador.



Después de un periodo de reposo, extraer muestras finales de aceite

En caso de presencia de lluvias se suspenderá la operación debido al riesgo de caídas a diferente nivel. aislante para análisis físico químico y/o cromatográfico, según requerimiento.  Todo procedimiento de seguridad que no sea especificado en el presente procedimiento y que implique la eliminación de un riesgo podrá ser implementada en el transcurso de las operaciones y será detallado en el AST. 

8.4 Proceso de vacío del transformador. Para eliminar la probable humedad que haya absorbido durante las maniobras de revisión interna y armado; para efectuar el alto vacío deberán aislarse y sellarse el tanque conservador, radiadores, tuberías y accesorios. El vacío deberá alcanzar una presión negativa, en estas condiciones se mantendrá durante 12 horas, más 1 hora adicional, por cada 8 horas que el transformador haya permanecido abierto y expuesto al ambiente durante su inspección y armado. Se romperá el vacío introduciendo aire o nitrógeno seco al transformador hasta lograr una presión cero.

8.5 Llenado del aceite dieléctrico Hasta alcanzar a cubrir el núcleo y devanado, si por alguna razón se interrumpe el proceso, se deberá y vaciar el transformador y reiniciar el llenado. El aceite aislante que se usará para el llenado definitivo del transformador, deberá ser un aceite previamente deshidratado y desgasificado. Para transformadores con sistemas de previsión de aceite con nitrógeno, el llenado se continuará hasta el nivel indicado como norma y para sistema de tanque conservador tan arriba como sea posible. Una vez terminado el llenado del transformador sobre el espacio libre, se mantendrán las condiciones de vacío durante 3 horas más antes de romper


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el vacío con aire o nitrógeno secos, con el objeto de expulsar al exterior, a través de la bomba de vacío, las burbujas de agua o gas provocadas por el propio vacío obtenido durante el llenado. Finalmente el aceite será obligado a recircular a través de la planta de tratamiento durante 8 horas continuas, o un equivalente a dos veces el volumen total del aceite del transformador; con objeto de eliminar la humedad residual y gases sueltos, durante éste proceso se tendrán operadas las bombas de aceite, al terminar esta operación se dejará el transformador en reposo por un mínimo de 24 horas para efectuar las pruebas y verificaciones. 8.6 Pruebas electricas y verificaciones finales  Prueba de resistencia de aislamiento de cada uno de los devanados a tierra y entre devanados.  Prueba de relación de transformación en todas las derivaciones  Monitoreo del contenido de agua y verificar la rigidez dieléctrica del aceite.  Verificación de operación de los dispositivos, indicadores y de control de temperatura del aceite y de imagen térmica.  Verificación de operación de los equipos auxiliares, como bombas de aceite, ventiladores e indicadores de flujo.  Verificación de alarmas y dispositivos de protección propias del transformador, así como los esquemas de protección diferencial y de respaldo. Este trabajo se realiza cuando el transformador se encuentra desenergizado. 7.1 Desconexión y conexión de sistema de barras en AT y BT, incluye retiro de tapa de cajuelas.  

   

Desconexión del sistema de barras de AT. BT y MT si fuese el caso. Se debe tomar todas las precauciones del caso para protege los bushing, ante golpes o impactos causados durante la desconexión y conexión. Se beben de colocar los pernos o los sistemas de conexión en un lugar adecuado y debidamente marcados. De ser el caso se retirará la tapa de las cajuelas Para la conexión de los sistemas se deberán efectuar también contorquimetros. Limpieza del lugar.

7.2 Pruebas de factor de potencia en tap nominal 

Cortocircuitar los terminales de los bushings como se indica en la siguiente figura.

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

Realizar la conexión del equipo de prueba al transformador, considerando una distancia mínima de 2 m.



Encender el equipo y el controlador presionando el switch del equipo, luego configurar los datos requeridos por el controlador, serie, marca, potencia del transformador a probar.



Configurar la tensión de prueba, verificar los datos, presionar los dos interruptores de seguridad y realizar la prueba, el equipo eleva gradualmente la tensión de prueba y automáticamente realiza las pruebas al valor de tensión fijado por el responsable de las pruebas.



El equipo automáticamente manda a tierra una vez desactivado los interruptores de seguridad desenergizando el Transformador.



Invertir los cables de alta y baja tensión y continuar con las pruebas, por el lado de baja tensión.



El procedimiento Standard para las pruebas de Overall, se resume en la siguiente tabla.

Con No de Modalidad Puesto a Circuito Energizar Prueba de prueba Tierra de Guarda 1 GST Alta Baja ---

UST

Parámetro a medir

---

CH+CHL

2

GST

Alta

---

Baja

---

CH

3

GST

Baja

Alta

---

---

CL+CHL

4

GST

Baja

---

Alta

---

CL

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5

UST

Alta

---

---

Baja

CHL

6

UST

Baja

---

---

Alta

CHL

CH : Se refiere a todo el aislamiento entre conductores de AT y las partes aterradas que incluyen bushings, aislamiento del devanado, miembros aislantes estructurales y el aceite. CHL: Referido a todo el aislamiento del devanado, separadores y aceite entre los devanados de alta y baja tensión. CL : Referido a todo el aislamiento entre los conductores de BT y las partes aterradas que incluyen bushings, aislamiento del devanado, miembros aislantes estructurales y el aceite.

7.3 Prueba de factor de potencia de Bushing Los bushings deben clasificarse según su diseño como tipo condensador y no condensador.


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7.4 Prueba de Corriente de Excitación en Tap Nominal. Las pruebas de corriente de excitacion monofásicas son muy usuales para localizar problemas en el campo magnético. Cambios en los bobinados o problemas en los taps de conmutación. El enfoque habitual de las pruebas de corriente de excitación es de compararlos con valores anteriores o valores similares de transformadores monofásicos. Para la gran mayoría de transformadores el patrón de medición es que las dos extremas fases tengan mayor medida que la fase central. Las pruebas iniciales recomendadas son con los taps del conmutador al tap central, la posición neutra y un paso en la dirección opuesta.

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Efecto del magnetismo residual El núcleo del transformador puede tener presente el magnetismo residual producto de la desconexión previa de la alimentación eléctrica o como resultado de las mediciones de resistencia de devanados. Es recomendable que la medición de la resistencia de devanados sea realizada después de la prueba de corriente de excitación. Procedimiento:  

Las pruebas se realizan por el lado de Alta tensión. Realizar las conexiones como se muestra en la figura siguiente.  Conexión Delta







Conexión estrella

Realizar las pruebas de acuerdo con la tensión indicada en el manual del fabricante, no sobrepasar la tensión de fase a neutro del devanado de alta. Luego de haberse tomado las lecturas de corriente y tensión, el equipo desenergizará el transformador y se procederá a cambiar a la siguiente fase; Se procederá del mismo modo y se cambiará a la siguiente fase. Se verificarán los valores, y se procederá a recoger los cables de pruebas.

7.4 Prueba de Relación de Tensión en todos los Taps.



Con la utilización módulo de pruebas primarias Omicron CPC 100, conectar los cables de dicho equipo entre los bornes del lado de AT y Neutro del transformador (L) y los bornes secundarios (H) de todos los


 

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TC´s,, con sus bornes libres en las Caja de bornes, de acuerdo a su disposición e instalación en el transformador. Repetir el mismo procedimiento para el lado de BT y sus bornes de los secundarios en la caja de bornes del transformador. Registrar en los Protocolos de pruebas todos los valores medidos y considerar la polaridad de dichos valores según el signo del resultado.

7.5 Prueba de resistencia de bobinados en todos los taps.  



   

Desconexión de los bushings en A.T, BT y M.T. Conectar cables de pruebas en los bornes (bushings) de enrollados a medir. Los cables de medición (Corriente y Tensión) deben ser conectados en forma correcta y segura, a modo de evitar potenciales daños a personas y/o equipos. Realizar medidas de resistencias de enrollados. Al momento de realizar las medidas eléctricas, ninguna persona debe estar sobre la cubierta del transformador. ANTES DE APAGAR Y/O DESENERGIZAR EL INSTRUMENTO DE MEDICIÓN, ESTE SE DEBERÁ DESCARGAR Los valores deben ser registrados en protocolos correspondientes. Retiro de cables de medición, antes de retirar los cables de medición del equipo, chequear que este se encuentre descargado. Reposición en terminales de bushings de A.T, BT, y M.T. Retirar herramientas y accesorios utilizados. (Limpieza de zona de trabajo).

Conexión de los bornes de la bobina bajo prueba para la resistencia de devanado.


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7.6 Prueba de Respuesta al barrido de la frecuencia en Tap Nominal. 

El análisis de frecuencia de respuesta es una técnica de diagnóstico sensible para detectar cambios en las características eléctricas de devanados del transformador de potencia. Tales cambios pueden resultar de diversos tipos de esfuerzos eléctricos o mecánicos (daños durante el transporte, las fuerzas sísmicas, la pérdida de presión de sujeción, las fuerzas de cortocircuito, etc.) La prueba no es destructiva y no intrusiva y puede ser utilizado como una herramienta independiente para detectar daños como una herramienta de diagnóstico para identificar los daños detectados en otras pruebas (por ejemplo, aislamiento del factor de potencia, análisis de gases disueltos, o cortocircuito las pruebas de impedancia).



SFRA consiste en medirla admitancia (corriente dividida por tensión) de los elementos capacitivos e inductivos que comprenden los devanados del transformador. La medición se lleva a cabo en un amplio intervalo de frecuencias y los resultados se comparan con una referencia "firma" o "huella digital" del arrollamiento para hacer un diagnóstico.



Conexión de los bornes de la bobina bajo prueba y los bornes de las demás bobinas abiertas.

Es te tipo de medición se observa en la Fig 1.

Figura 1.



Conexión de los bornes de la bobina sometida a prueba y los bornes de las otras bobinas cortocircuitadas.


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Es te tipo de medición se observa en la Fig 2.

Figura Nª 2

Conexión de los bornes con el equipo Ejecutar una prueba sobre un devanado de transformador, por ejemplo H1 H0, la forma de conectar se observa en la figura Nº 3

Figura Nº 3 

Criterio de conexión de prueba para transformadores de potencia de dos y tres devanados según procedimiento Doble Engineering



En el método de barrido por frecuencia para hacer mediciones de SFRA, la amplia gama de frecuencias requeridas se genera a través de un barrido de señales sinusoidales individuales inyectados en un terminal. La magnitud de la fuente de excitación se mantiene constante para todas las frecuencias utilizadas para la prueba.


A. Transformador de dos devanados.

B. Transformador de tres devanados AT Delta.

C. Transformador de tres devanados AT WYE.

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7.7 Resistencia de aislamiento

7.8 Verificación de protecciones propias hasta bornes de caja de agrupamiento de cada transformador.  El cliente debe proporcionar los respectivos planos eléctricos de la caja de agrupamiento.  Se comprueba mecánicamente la alarma y disparo del rele Buchholz, su accionamiento se verifica en la caja de agrupamiento.  Se comprueba mecánicamente el seteado de cada AKM tanto de imagen térmica y aceite, su accionamiento se verifica en la caja de agrupamiento.  Verificación de los contactos de accionamiento de la válvula de seguridad (si fuese el caso). 8.7 Tolerancias Como tolerancias en montaje se aplicará las indicadas en lo instructivos del fabricante por lo que respecta a las tolerancias en tratamiento de aceite; se ajustarán a lo indicado en estas especificaciones. No se admitirán pérdidas en herrajes, accesorios y conectores; si existen daños no imputables al Constructor se comprobarán con las piezas dañadas y las actas respectivas. 9. ANEXOS  Protocolo de Inspección y Pruebas en Campo: Instalación y montaje de Transformadores de Potencia.  Acta de Entrega.

FECHA NOMBRE ELABORADO POR: Luis Gonzales / Herson Parhuana REVISADO POR: APROBADO POR:

22-12-2011

PROCEDIMIENTO de Montaje de Transformadores de Potencia

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