Procedimiento de Trabajo Para Realizar El Mantenimiento de TX

PROCEDIMIENTO DE TRABAJO PARA REALIZAR EL MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN.


REVISIONES EDICIÓN No.

FECHA

1

11/08/2008

2

25/08/2008

3

05/08/2008

REFERENCIA

APROBACIÓN PREP AR ADO POR

Br. Eduard Machado REVISADO POR

CONFORM ADO POR

APRO BADO POR:

Ing. Jorge Sánchez Ing. Maryuri Meléndez Lic. Jennifer Pernia TEC. Israel Aponte T.S.U Cesar Barreto

T.S.U Hernández Rubén DOCUM ENTO D E APROBACIÓN N O.

FECH A DEL D OCUMENTO DE APROBACIÓN

VIGENCI A

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ÍNDICE 1 2 3 4 5

OBJETO. .......................................................................................................................................... 4 CAMPO DE APLICACIÓN................................................................................................................ APLICACIÓN................................................................................................................ 4 DOCUMENTOS DOCUMENTOS RELACIONADOS...................................................................................................4 RELACIONADOS...................................................................................................4 DEFINICIONES DEFINICIONES BÁSICAS................................................................................................................ 4 TRANSFORMADOR TRANSFORMADOR MONOFÁSICO................................................................................................5 MONOFÁSICO................................................................................................5 5.1. TRANSFORMADOR TRANSFORMADOR DE POTENCIA. POTENCIA. ....................................................................................... .......................................................................................55 5.1. 5.1.1. 1. Part Partee Activ ctiva .....................................................................................................................5 5.1.2. Aislamiento Aislamiento Interno. ........................................................................................................ ........................................................................................................55 5.1.3. Tanque o cuba y Tapa Principal. Principal. .................................................................................... ....................................................................................55 5.1.4. 5.1.4. Sistema Sistema de Enfri Enfriami amiento. ento. .......... ................. ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............. ............ ............ ............ ............ ............. ............ ....... 6 5.1.5. Sistema Sistema de Regulación.................................................................................................... Regulación.................................................................................................... 6 6 MANTENIMIENTO. MANTENIMIENTO............................................................................................................................ ...........................................................................................................................66 6.1. MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO PREDICTIVO. PREDICTIVO.............................................................................................. .............................................................................................66 6.2. MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO PREVENTIVO............................................................................................. PREVENTIVO............................................................................................. 7 6.3. MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO CORRECTIVO............................................................................................ 7 7 INSPECCIÓN INSPECCIÓN Y ENSAYOS DE RUTINA. RUTINA. ......................................................................................... .........................................................................................77 7.1. INS INSPECCI PECCIÓN ÓN DEL EQUIPO....... EQUIPO............ ........... ............ ............ ........... ............ ............. ............ ............ ........... ........... ............. ............. ............ ........... ........... ........ 7 7.1.1. 7.1.1. Inspecci Inspección ón Extern Externa. a...... ........... ............ ............ ............ ............ ........... ............ ............. ........... ............ ............. ........... ........... ............. ............ ........... ...........7 .....7 7.1.2. 7.1.2. Inspecci Inspección ón Intern Interna. a. ........... ................ ............ ............. ........... ............ ............. ........... ............ ............. ........... ............ ............. ............ ............. ............ ..........8 .....8 7.1.3. Procedimiento Procedimiento General....................................................................................................8 7.2. ENSAYOS ENSAYOS.. ................................................................................................................................ ................................................................................................................................88 7.2.1. 7.2.1. Ensayo Ensayo con con el el TILT TILT IIII (TRAN (TRANSFORM SFORMER ER TESTER TESTER).... ).......... ............. ............. ............ ............ ............. ............. ............ ..........9 ....9 7.2.2. Ensayo de relación de transformación. transformación. ...................................................................... ......................................................................10 10 7.2.3. Ensayo de rigidez dieléctrica dieléctrica del aceite....................................................................... 13 7.2.4. Ensaño de Corriente de excitación...............................................................................14 excitación...............................................................................14 8 MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO DEL TRASFORMADOR................................................................................... TRASFORMADOR................................................................................... 16 8.1. 8.1. PR PROCE OCEDI DIMI MIEN ENTOS TOS PA PARA RA REA REALIZA LIZAR R EL MANTE MANTENI NIMI MIENTO ENTO DEL TRA TRANS NSFORM FORMAD ADOR OR.. ...16 9 ENSA ENSAYOS YOS FINALES. FINALES. ........... ................. ............. ............. ........... ............ ............. ........... ............ ............. ........... ............ ............. ............ ............. ............ ........... ........... .........19 ....19 9.1. ENSA ENSAYO YO DE RELACIÓN RELACIÓN DE TRAN TRANSFORMA SFORMACIÓN CIÓN.. ........... ................. ............. ............. ............. ............. ........... ............ ............. ..........19 19 9.2. ENSA ENSAYO YO DE MEDICI MEDICIÓN ÓN DE RESISTE RESISTENCIA NCIA DE AISLAM AISLAMIENTO IENTO Y AB ABSORC SORCIÓN IÓN DEL DIELÉCTRICO (MEGADO)................................................................................................................. (MEGADO)................................................................................................................. 19 10 ANEXOS........... ANE XOS................. ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ........21 ..21 10.1. 10.1. ANEXOS ANE XOS 1. FLUJOG FLUJOGRAMA RAMA DEL PROCESO PROCESO...... ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ..........21 ....21 10.2. 10.2. ANEXOS ANE XOS 2. TABLAS TABLAS.. ............ .................. ............ ............ ........... ........... ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ..........22 ....22 10.3. 10.3. ANEXOS ANE XOS 3. FORMULAR FORMULARIOS IOS...... ............ ............ ............ ............ ........... ............ ............ ............ ............ ............ ............. ............ ............ ............ ...........24 .....24 .

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1 OBJETO.

El presente documento establece los pasos a seguir para llevar a cabo el mantenimiento correctivo, de manera eficiente y segura, de transformadores de distribución monofásicos, con el fin de establecer unos procedimientos claros claros de trabajo para obtener mayor mayor eficiencia en la realización realización de dicha actividad. 2 CAMPO DE APLICACIÓN.

Es aplicable a todo el personal que labora en el área de Laboratorio de pruebas y recuperación de equipos de CADAFE. 3 DOCUMENTOS RELACIONADOS. Ø

COVENIN 3172:95 Transformadores de d e Potencia. Métodos de d e Ensayos.

Ø

COVENIN 1128:91 Aceites minerales aislantes con inhibidor de oxidación para uso en transformadores e interruptores.

Ø

COVENIN 1403:79 Método de ensayo ensa yo para par a determinar dete rminar la tensión ten sión de ruptura mediante líquidos aislantes utilizando electrodos de disco.

Ø

COVENIN 1404:98 Aceite mineral aislante. Método de examen visual (2 da revisión).

Ø

CADAFE 375-05 Norma. Transformadores monofásicos de distribución.

4 DEFINICIONES BÁSICAS. •

Aceite no Inhibido: es un aceite mineral aislante que no contiene aditivos antioxidantes pero

que puede contener otros aditivos. •

Aceite inhibido: es un aceite mineral el cual se le agrega un aditivo antioxidante, tal como

2,6 Ditert-butil para cresol, (BHT) por encima de 0.08%. •

Cambiador de TAP: Es una pieza perteneciente al transformador que permite ajustar la

relación de transformación con la que se desea trabajar, para tener regulación en el voltaje del sistema. •

Medidor de relación de transformación TTR: Es un equipo utilizado para determinar las

relaciones de transformación de las bobinas de un transformador. 4/30


•

Rigidez dieléctrica: Es la tensión a la cual el aceite permite la formación de un arco eléctrico.

•

Aceite dieléctrico: Es una aceite capaz de soportar un gradiente eléctrico lo que le confiere

un una característica de aislante. 5 TRANSFORMADOR MONOFÁSICO. 5.1. TRANSFORMADOR DE POTENCIA.

Es un aparato estático, el cual mediante inducción electromagnética transfiere la energía eléctrica de un punto del sistema conectado a la fuente fuente de energía, a otro conectado conectado a la carga, carga, variando generalmente los parámetros de entrada para adaptarlos al centro de consumo. (CADAFE, 1987). Sus componentes básicos son: 5.1.1. Parte Activa.

Conformada por el núcleo, que es la parte fundamental del equipo, construida en acero laminado con granos de silicio orientados y revestidos por un material aislante; y los arrollados tanto de Alta Tensión (AT), como de Baja Tensión (BT), elaborados en cobre y recubiertos por material aislante, generalmente de papel Kraft, impregnado en aceite. 5.1.2. Aislamiento Interno.

Se presenta de acuerdo a las partes donde esté cumpliendo su función, si se trata de espiras (papel alrededor del conductor), entre capas de espiras (capas de papel), en las bobinas (tubo de papel aislante baquelizado y entre arrollados y masa (aceite mineral). mineral). 5.1.3. Tanque o cuba y Tapa Principal.

Forman el elemento de encubamiento de la parte activa del transformador. Sus formas generalmente son redondas. Y están construidas en láminas de acero.

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5.1.4. Sistema de Enfriamiento.

Tienen por finalidad transferir el calor desde las partes activas del transformador al medio ambiente, puede ser por radiadores (natural), por aire forzado (ventiladores), por aire forzado (bombas), o por una combinación de éstos tres sistemas. 5.1.5. Sistema de Regulación.

Tiene como función mantener constante los niveles de tensión, en una de las barras a la que se encuentra conectado el transformador y esta compuesto por el Cambiador de Tomas (TAP).

Figura 1. Partes del Transformador 6 MANTENIMIENTO.

Una definición simple de mantenimiento se puede referir como todas aquellas acciones y pasos que se toman para mantener en buen estado todos los equipos que así lo requieran. 6.1. MANTENIMIENTO PREDICTIVO.

Es el mantenimiento que tiene por objeto detectar fallas incipientes en los equipos, mediante medición, inspección y prueba. prueba. También se puede definir definir como la aplicación aplicación de la tecnología en el

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proceso de detención temprana para verificar y detectar cambio en condiciones, lo que permite intervenciones más oportunas y precisas. 6.2. MANTENIMIENTO PREVENTIVO.

Consisten en intervenciones periódicas, programadas con la finalidad de prevenir detectar o corregir defectos en los equipos, tratando de evitar fallas del servicio. 6.3. MANTENIMIENTO CORRECTIVO.

Es una actividad no planificada y se dirige a reparaciones por fallas ocurridas. El objetivo de este tipo de mantenimiento es llevar a los equipos a sus condiciones originales después de una falla por medio de la restauración o reemplazo de piezas, componentes, partes del equipo o instalaciones, debido al desgaste, daños o roturas. 7 INSPECCIÓN Y ENSAYOS DE RUTINA. 7.1. INSPECCIÓN DEL EQUIPO.

Antes de realizar cualquier trabajo sobre el equipo, se debe tener una clara visión de lo que se va realizar, para ello se observa detenidamente el equipo que se le va a aplicar el mantenimiento, todo con la intención de poder obtener la información que sea necesaria para poder hacer una mejor planificación y así garantizar que la actividad se desarrolle de manera optima. La manera de obtener información es a través de la inspección del equipo, para esto es conveniente establecer unos pasos. Esta inspección debe llevarse a cabo en dos etapas: A. Inspección Inspección externa. externa. B. Inspección Inspección interna. interna. 7.1.1.Inspección Externa.

En este punto de la inspección se observan todas las piezas externas del transformador para determinar el deterioro de las las mismas, ésta se realizar realizar dando respuesta a las preguntas del formulario 1 del anexo 3. 7/30


7.1.2.Inspección Interna.

Con ésta se busca verificar el deterioro interno que posee el transformador, para ello es necesario quitar la tapa del transformador y así poder observar. En esta etapa existe un punto importante, que es la apariencia del aceite, ésta según norma COVENIN 1404 debe ser clara y brillante tanto para aceites inhibidos como para los no inhibidos; teniendo en claro que para esto, es conveniente dar respuesta a las preguntas del formulario 1 anexo 3. 7.1.3.Procedimiento General.

La manera en que debe realizarse la inspección tanto externa como interna, es la siguiente:

a.

Primero se ubican lo equipos a inspeccionar.

b. Se anotan los datos del mismo, tales como marca, serial, capacidad, procedencia del equipo, etc. Para esto se utiliza la hoja de recolección de datos del anexo 3.

c.

Se realiza la inspección externa, se verifica y anotan las observaciones.

d. Se realiza la inspección interna, en esta se debe contar con las herramientas necesarias para destapar la cuba y verificar el interior del transformador, tales como: d.1. Juego de destornilladores. d.2. Juego de llaves. d.3. Alicates. d.4. Martillo.

e.

Con las observaciones realizadas se determina si es factible la recuperación del equipo, si lo es, se toma nota de los materiales que hagan falta para su restauración.

f.

Con estos requerimientos se elabora un plan de mantenimiento del transformador.

7.2. ENSAYOS.

Para poder realizar el mantenimiento al transformador es necesario que este sea primero expuesto a ensayos de rutina que determinen si el transformador todavía posee sus parámetros dentro de las normativas y requerimientos de la compañía, que en este caso están contenidos en la norma COVENIN 3172, existen muchas pruebas que se le realizan a los transformadores pero son cuatro (4) pruebas fundamentales las que deben ser aplicadas para dar la aprobación, como lo son: 8/30


Ø

Ensayo con el TILT con la finalidad de verificar la condición de la parte activa.

Ø

Ensayo de relación de transformación.

Ø

Ensayo de rigidez rigidez dieléctrica del aceite.

Ø

Ensayo de corriente de excitación.

7.2.1. Ensayo con el TILT II (TRANSFORMER TESTER).

Este es un ensayo donde se utiliza un equipo denominado TILT, el cual es un equipo sencillo que mide las impedancia e inductancia de las bobinas del transformador, con esto se busca verificar su condición, para así descartar que las bobinas del equipo estén en cortocircuito o abiertas. La manera de conectar el equipo es la que se muestra en el figura 2.

Figura 2. Conexiones del TILT II. Los criterios de aprobación son los siguientes:

a.

Si enciende la luz de indicación que dice “short”, quiere decir que la bobina esta en cortocircuito.

la luz de indicación que dice “open”, quiere decir decir que la bobina bobina esta en b. Si enciende la condición abierta.

c.

Si enciende la luz indicativa que dice “OK”, quiere decir que la bobina se encuentra en buen estado. 9/30


transformación. 7.2.2.Ensayo de relación de transformación. La finalidad de estas pruebas es determinar que las condiciones del transformador son adecuadas para que se le pueda recuperar, de no ser así este será enviado al almacén nodal a fin de ser recuperado a través de empresas externas. Ésta si se quiere es entonces la prueba principal que deben pasar los transformadores, con ella se determina si las condiciones para las que fue construido el transformador, es decir, sus relaciones de transformación para las distintas posiciones del TAP todavía están cumpliendo con lo que estipula el fabricante en la placa del equipo, además con esta prueba se puede determinar si la bobinas del transformador están en cortocircuito o abiertas. El cálculo teórico de la relación de transformación se hace a partir del valor de la tensión del primario con respecto a la tensión del secundario según característica de placa. TTR = Vp/Vs = Ip/Is =Np/N TTR=Voltaje del primario / Voltaje del secundario secu ndario Ej.: 13800V/ 240V= 57.500 Esta prueba se realiza siguiendo pasos como los descritos a continuación.

a.

Materiales: a.1. Medidor de relación de transformación (TTR). a.2. Destornilladores. a.3. Juego de llaves. a.4. Alicates. a.5. Cable para realizar puente.

b. Procedimiento: b.1. Lo primero es conectar el equipo TTR al Transformador a probar, (conexionado en los

bushing de alta y de baja, de no ser posible la utilización de estos se debe destapar el transformador bien sea quitando la tapa de la cuba o la tapa de inspección si la tiene). b.2. Se procede a colocar las pinzas del TTR en los puntos seleccionados, teniendo un especial

cuidado de que exista un buen contacto entre las pinzas y la pieza donde se esta conectando este para que no existan falsos contactos y se generen errores, figura 3 10/30


Figura 3. Conexión de las pinzas del TTR. b.3. Los tipos de conexión del TTR al transformador son los que se muestra en las figuras 4 y

5.

Figura 4. Conexión del TTR al transformador para relación 13.800V/120V 11/30


Figura 5. Conexión del TTR al transformador para relación 13.800V/240V b.4. Las especificaciones preestablecidas que trae el equipo en la placa y que van de acuerdo a

la tensión de funcionamiento del mismo, se muestran con su respectivo margen de tolerancia en las tablas 1 y 2 del anexo 2. b.5. Para realizar la prueba se coloca el transformador en un TAP definido, se hace gira

continuamente la manivela del generador en el sentido de las las agujas del reloj hasta que el voltímetro indique 8 V, para equipos electrónicos se activa la perilla del regulador de tensión hasta alcanzar el valor antes indicado. b.6. Observar si las agujas del detector esta en cero, en caso contrario, se mueven las perillas

de selección hasta que dicho detector indique cero, siempre sin dejas de dar vuelta a la manivela del generador. Una vez alcanzado el cero en el detector dejar de mover la manivela del generador en el equipo manual o regresar a cero la perilla en el equipo electrónico. b.7. Se hacen la anotaciones correspondientes para ello se utiliza el formulario 2 del anexo 3. b.8. Se procede a cambiar el TAP de posición y realizar nuevamente los pasos del 5 al 8, para

cada TAP. b.9. Una vez realizada la prueba el criterio de aceptación según normas COVENIN 3172 para

un ensayo satisfactorio es si no existe existe un tolerancia mayor a ± 0.5% o bien se puede hacer referencia a las tablas 1 y 2 del anexo 2, donde ya se tienen las relaciones con su margen de tolerancia.

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7.2.3. Ensayo de rigidez dieléctrica del aceite.

El objeto de esta prueba es determinar la tensión de ruptura del aceite empleado en el transformador. Todo esto debe realizarse para determinar si el aceite posee alguna clase de impurezas como agua o partículas conductoras y así concluir si puede seguir en operación o necesita un cambio. Esta prueba se realiza solo cuando no se haya decidido hacer cambio de aceite al transformador por aceite nuevo. Para efectuar este ensayo se deben consideran los siguientes pasos.

a.

Materiales: a.1. Un equipo para medir la tensión de ruptura de líquidos aislantes con electrodos de disco

(Chipometro). cronómetro. a.2. Un cronómetro. a.3. Un frasco de vidrio transparente con tapa de vidrio.

b. Generalidades Para realizar este ensayo deben tomarse en cuenta las consideraciones según norma COVENIN 1403, que resultan importantes para obtener un buen resultado, como son: b.1. La tensión de subida debe ser de 3000 V por segundo (3000V/seg.). b.2. La separación de los electrodos deberá ser de 2.54mm; dicha separación se verificará con

un calibrador patrón tipo redondo. Se admite una tolerancia de ± 0.013mm.

c.

Procedimiento: c.1. Se toma la muestra de aceite en un frasco de vidrio limpio y seco, figura 8.

Figura 8. Toma de muestra de aceite. 13/30


c.2. Se lava la celda de ensayo 2 veces con una parte del aceite de muestra. c.3. Se vierte el resto del aceite en la celda y se deja reposar por 5 minutos, figura 9.

Figura 9. Muestra lista para ensayo. c.4. Una vez transcurrido el tiempo de reposo, se realizan cinco (5) lecturas de tensión de

ruptura con un intervalo de un (1) minuto entre cada una de ellas. c.5. El promedio de cada uno de los cinco (5) valores se considera como la tensión de ruptura

de la muestra, siempre y cuando se cumpla el criterio de consistencia estadística el cual hace referencia a que si la resta del valor más elevado con el valor mínimo y su resultado multiplicado por tres (3) es menor que el valor siguiente al más elevado se puede considerar una sola muestra como suficiente, de lo contrario es necesario tomar otra muestra de cinco (5) valores y realizar el promedio de los diez (10) valores valores el cual será en definitiva la tensión de ruptura. c.6. El criterio de aceptación de este ensayo lo establece la norma COVENIN 1128 donde se

considera como satisfactorio todo valor de tensión de ruptura mayor a 30 KV tanto para aceites inhibidos como para los no inhibidos. c.7. La recolección de datos puede llevarse a cabo en el formulario 3 del anexo 3. 7.2.4. Ensaño de Corriente de excitación.

Este ensaño permite conocer la corriente de vacío del transformador, con ello se puede determinar el deterioro que presenta éste en su bobina. 14/30


Al igual que en todos los ensayos es necesario establecer la manera en que este se va a efectuar, para ellos se tienen los siguientes pasos:

a. Materiales: a.1. Equipo para la inyección de tensión (Doble)

b. Generalidades: b.1. El cálculo de la corriente de vacío en % de la corriente nominal de el equipo se

determina de la siguiente forma: Io%= Io1 /Inp Donde: I o%:

Corriente de vacío en porcentaje.

I o1 o1:

Corriente en vacío leída durante el ensayo en amperios.

I np np:

Corriente nominal del primario en amperios.

c. Procedimientos: c.1. Se deben hacer dos pruebas que se muestran el la siguiente tabla.

Nº de

Modo de

prueba

prueba

1 2

Energizado

UST

Flotante

I0

UST

H1

H2

X1X2

H1- H2

UST

H2

H1

X1X2

H2- H1

c.2. Se procede a realizar la conexión del equipo tal como se muestra en la figura 10.

Figura 10. Conexión para ensayo de corriente de vacío c.3. Se inyectan 10.000V en los terminales de alta del transformador. 15/30


c.4. Se toma la lectura del amperímetro. c.5. Se procede a calcular el porcentaje de la corriente en vacío. c.6. Se debe repetir los pasos c.1 al c.4 para cada posición del TAP. c.7. El criterio de aceptación de este ensayo lo establece la norma COVENIN 3172, según

se muestra en la tabla 4 del anexo 2. c.8. Todos los valores obtenidos deben ser registrados en el formulario 4 del anexo 3. 8 MANTENIMIENTO DEL TRASFORMADOR.

Esta es la etapa del proceso donde se pretende reparar el equipo con la intensión de dejarlo totalmente operativo, para ello al igual que en todos los procesos debe tenerse en cuenta una secuencia de trabajo, en ésta deben tomarse todas las normas de seguridad para los trabajadores que van a desempeñar la labor, incluso es necesario tomar las normas de seguridad ambiental, pues se debe considerar el hecho de que se van a manipular desperdicios, como los son el aceite dieléctrico y todas aquellas partes que puedan ser desechadas del transformador. 8.1. PROCEDIMIENTOS

PARA

REALIZAR

EL

MANTENIMIENTO

DEL

TRANSFORMADOR. Una vez ya terminada todas las pruebas y de haber determinado mediante la inspección cuales son los principales problemas que presenta el transformador, ya ubicado todo el material, herramientas y piezas a sustituir se procede a realizar el mantenimiento, la manera ideal de hacer esto es a través de los siguientes pasos: 8.1.1. Se debe ubicar el transformador en un lugar de trabajo destinado para tal fin, con la intención

del que el trabajador pueda realizar la labor con mayor comodidad, en vista de que el aceite dieléctrico se contamina o absorbe agua del ambiente, sobre todo si el clima esta húmedo o lluvioso; debe tomarse en cuenta que el lugar de trabajo debe estar acto para evitar estas condiciones desfavorables. 8.1.2. El trabajador debe colocarse todo su equipo de seguridad para resguardar su bienestar.

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•

Guantes.

•

Lentes.

•

Botas de seguridad.

•

Delantal.

8.1.3. Se procede a destapar el transformador, para esto se deben utilizar las herramientas

adecuadas. •

Juego de destornilladores.

•

Alicate.

•

Juego de llaves.

•

Martillo.

8.1.4. Se continua con el vaciado del aceite dieléctrico que posea el transformador, este debe

hacerse de la siguiente manera: 8.1.4.1. Lo primero es ubicar una zona para contener el aceite dieléctrico, para esto se pueden

utilizar envases o pipotes resistentes al aceite, estos deben ser ubicados en un lugar destinado para tal fin el cual debe contar con todas la medidas de seguridad de acuerdo a la clase de aceite que se este envasando. 8.1.4.2. El vaciado del aceite debe hacerse con una bomba manual o eléctrica especial para

aceites, teniendo siempre en cuenta la utilización de los guantes para evitar el contacto con la sustancia. 8.1.5. Se deben limpiar lo mejor posible el núcleo de transformador de todo el oxido o partículas de

tamaño considerado, si existe la presencia de objetos grandes dentro de la cuba como por ejemplo parte de los bushing, resortes, partes de empacaduras, estos se deben retirar. 8.1.6. Una vez hecho esto se procede con el cambio de las piezas que pudieran estar dañadas como

por ejemplo: 8.1.6.1. Los bushing de alta o baja tensión. 8.1.6.2. Herrajes. 8.1.6.3. El cambiador de TAP. 8.1.6.4. Las Espiras de alta o baja tensión. 8.1.6.5. La válvula de escape, etc. 17/30


8.1.7. Se ajustan todas estas piezas de manera tal de que no existan fallas posteriores o fugas de

aceite. 8.1.8. Lo siguiente es realizar la limpieza del la cuba del trasformador para sacar cualquier

impureza y permitir que el aceite que se encontraba anteriormente salga del todo, esto se puede hacer da la siguiente manera: 8.1.8.1. Se levanta el transformador utilizando un puente de grúa eléctrico o manual y se inclina

la cuba con mucho cuidado para no golpearla. 8.1.8.2. Se coloca el transformador sobre una zona o lugar destinado para recolectar aceite no

recuperable. 8.1.8.3. Se le aplica aceite al interior de la cuba con presión para que este saque todas las

impurezas y restos de aceite viejo, este lavado debe hacerse hasta que se tenga la certeza de que esta totalmente limpio. 8.1.8.4. Se deja escurrir el aceite unos cuantos minutos el aceite aplicado el la posición anterior.

8.1.9. Una ves hecho esto es necesario que se vuelva a llenar de aceite el transformador para esto

se realiza lo siguiente: 8.1.9.1. Con la bomba se le vuelve a aplicar aceite hasta la cantidad estipulada en la placa de

equipo, o hasta donde lo indique interiormente la cuba del mismo. 8.1.9.2. Se recomienda el uso de aceite nuevo, en todo caso se puede reutilizar el aceite anterior

siempre y cuando haya sido filtrado y haya pasado la prueba de rigidez dieléctrica explicada anteriormente. 8.1.10. Se procede a tapar el transformador, ya habiendo realizado el cambio de empacaduras de las

distintas tapas, estas deben quedar en la posición ideal para evitar que puedan ocurrir fugas de aceite. 8.1.11. Por ultimo se realiza la limpieza exterior de la cuba y la tapa, para luego ser pintados

nuevamente, para aplicar la pintura debe tenerse especial cuidado de cubrir los bushing, para evitar que les caiga pintura, pues esto afectaría el nivel básico de aislamiento del equipo (BIL) pudiendo provocar fallas severas al mismo al momento de entrar en operación.

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9 ENSAYOS FINALES.

Los ensayos finales deben realizarse una vez este totalmente reparado el equipo todo con el objeto de comprobar el buen funcionamiento del mismo, estas pruebas son básicamente dos (2): A. Ensayo Ensayo de relación relación de trasformaci trasformación. ón. B. Ensayo Ensayo de resistencia resistencia de aislamiento aislamiento (MEGADO). (MEGADO). 9.1.ENSAYO DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN.

Lo que se pretende con este ensayo es reafirmar el buen funcionamiento del equipo, es decir, que se quiere comprobar que durante la manipulación del equipo no ocurrió nada que perjudique el funcionamiento de la parte activa, como por ejemplo: a. Bobinas Bobinas en cortocircuito cortocircuito o abiertas debido debido a el desprendimiento desprendimiento de alguna espira espira o roce de partes vivas. b. Mala colocaci colocación ón del cambiador de TAP y por tal no da la la relación deseada, deseada, etc. Este ensayo se realizada de manera similar a como se explico en el apartado 5.2.2, cabe destacar que no es necesario realizar las pruebas en todos los TAP, ya que solo se desea comprobar el funcionamiento. 9.2. ENSAYO DE MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO Y ABSORCIÓN

DEL DIELÉCTRICO (MEGADO). El objeto de esta prueba es determinar la resistencia de aislamiento a las corrientes de fugas. El valor de esta resistencia es función del contenido de humedad, impurezas y temperatura del aislamiento; los valores dependen de la construcción y tamaño del transformador y de la intensidad del campo eléctrico durante las mediciones. La manera más idónea de realizar esta prueba es la siguiente:

a.

Materiales: a.1. MEGGER.

b. Generalidades: b.1. El cálculo de los dos índices se realiza de la siguiente forma:

IP= Lect. Megado (10 minuto)/Lect. Megado (1 minuto). 19/30


IA =Lect. Megado (1.0 minuto)/Lect. Megado (0.5 minuto). Donde: IP: Índice de polaridad. IA: Índice de adsorción.

c.

Procedimiento: c.1. La prueba debe realizarse midiendo el aislamiento entre la alta tensión y la de baja

tensión así como la también entre la alta y baja tensión con respecto a tierra. c.2. Las puntas (+) y (-) de tensión fija, en corriente continua, se colocan en los bushing y

tierra respectivamente para obtener tres valores posibles. trabajando, la tensión del lado alta c.3. Se aplica una tensión de acuerdo al lado donde se esta trabajando, es de 2500 a 5000 voltios voltios y la del lado lado de baja es de 500 voltios. voltios. c.4. Se deben hacer tres lecturas de la resistencia de aislamiento en función del tiempo, la

primera a los treinta (30) segundos de aplicada la tensión, la segunda una vez transcurrido sesenta 60 segundos y la ultima se realiza a los diez (10) minutos con esta culmina la prueba. c.5. El resultado obtenido debe ser corregido a 20ºC, aplicando para esto el factor indicado en

la tabla 3 del anexo 2 y que lo establece la norma CADAFE 375-05. c.6. Una vez se conoce este valor el criterio de aceptación para dicha prueba esta establecido

en las normas COVENIN 3172 donde se considera como satisfactoria la prueba sí: c.6.1. IA > 1.25 Se considera aceptable para transformadores usados. c.6.2. IP > 1,7 Se considera aceptable para transformadores usados. c.7. La recolección de los valores del ensayo se hacen en el formulario 5 del anexo 3.

Una vez ya realizada todas estas pruebas se puede decir que el equipo se encuentra operativo, éste debe ser almacenado hasta que sea necesaria su utilización.

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10 ANEXOS. 10.1. ANEXOS 1. FLUJOGRAMA DEL PROCESO.

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10.2. ANEXOS 2. TABLAS.

Relaciones de transformación preestablecidas para 13800V/120V nominal Tabla 1 Tensión Relación Error % Norma IEC TAP Nominal Nominal Error rror 0.5 % (Max ) Erro rror 0,5 % (Min) 1 14.440 120.000 120.600 119.400 2 13.800 115.000 115.575 114.425 3 13.200 110.000 110.550 109.450 4 12.870 107.250 107.785 106.714 5 12.540 104.500 105.023 103.978 Relaciones de transformación preestablecidas para 13800V/240V nominal. nominal. Tabla 2. Tensión Relación Error % Norma IEC TAP Nominal Nominal Erro Errorr 0.5 0.5 % (Ma (Maxx ) Erro Errorr 0.5 0.5 % (Mi (Minn ) 1 14.440 60.000 60.300 59.700 2 13.800 57.500 57.788 57.213 3 13.200 55.000 55.275 54.725 4 12.870 53.625 53.893 53.367 5 12.540 52.250 52.511 51.599 Factor de corrección de temperatura del aislamiento. Tabla 3. Temperatura Factor de (ºC) Corrección 0 0.25 5 0.36 10 0.50 15.6 0.74 20 1.00 25 1.40 30 1.98 35 2.80 40 3.93 45 5.60 50 7.85 55 11.20 60 15.85 65 22.40 70 31.75 75 44.70 22/30


Corriente máxima en vacío, en % de la corriente nominal. Tabla 4. Capacidad Io (%) (KVA) 15 25 1.2 37.5 50 1 75 100 16 7 0.8

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10.3. ANEXOS 3. FORMULARIOS. Formulario 1. Inspecciones.

Empresa

Divisió n

Fecha

Marca Serial Tensión Corriente

Inspección Externa Estado de los bushing de alta

Bueno

Malo

Estado de los bushing de baja

Bueno

Malo

Existen fugas de aceite:

Si

No

En las empacaduras

Si

No

En los herrajes de los bushing

Si

No

En el conmutador de TAP

Si

No

Si

No

En la tapa de inspección

Si

No

En la tapa principal

Si

No

La base del tanque o cuba

Si

No

Estado del conmutador de TAP

Bueno

Malo

Posee Herrajes

Si

No

Cambiar tapa principal

Si

No

Cambiar tapa de inspección

Si

No

Pintura

Si

No

Reparar golpes

Si

No

Soldadura de los soportes de

Si

No

En la costura de soldadura de la cuba

La cuba necesita

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sujeción de la cuba

Inspección Interna Nivel de aceite

Normal

Bajo

Aspecto del aceite

Claro

Oscuro

Posee impurezas el aceite

Si

No

Si

No

Buenos

Malos

Buenas

Malas

Bueno

Malo

El núcleo presenta oxidació n.

Si

No

El bobinado esta deteriorado.

Si

No

Si

No

La manilla del cambiador de TAP esta sumergida en aceite Condición de los conductores de salida de la bobina tanto de alta tensión como de baja tensión. Condición de las empacaduras de los bushing tanto de alta como de baja tensión Como se encuentra el cambiador de TAP internamente.

Pintura interior de la cuba esta rayada.

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Formulario 2. Prueba de relación de transformación.

Ensayo de Relación de Transformación Mes: V.Primario V.Secundario TAP 1 2 3 4 5

Supervisado por: 13800 13800 V V.Primario V.Secundario 120 120 V Tensión Relación TAP Nominal (V) Nominal 14.400 120,000 1 2 13.800 115,000 13.200 110,000 3 4 12.870 107,250 5 12.540 104,500

13800 13800 V 240 240 V Tensión Relación Err or % (+) Error % (-) Nominal (V) Nominal 14.400 60,000 60,300 59,700 13.800 57,500 57,788 57,213 13.200 55,000 55,275 54,725 12.870 53,625 53,893 53,357 12.540 52,250 52,511 51,989

Erro rrorr % (+) (+) 120, 600 115, 575 110, 550 107, 786 105, 023

Erro Er rorr % (-) (-) 119, 400 114, 425 109, 450 106, 714 103, 978

Planilla de Inspección a T ransformadore ransformadoress Objeto de la prueba: Este ensayo se realiza para verificar que la relación de espiras entre el devanado primario y el secundario cumplan con las especificaciones. A objeto de comprobar que el voltaje que suministrara el transformador sea el deseado. Comprobar la relación de espiras para una posición del taps o cambiador de tomas. Descubrir cortocircuitos o circuitos abiertos en la bobinas. Chequear el grupo vectorial y polaridad correspondiente. Detectar en el mecanismo de cambiador de tensión, en esta prueba se usa el instrumento llamada TTR, que consiste en aplicar tensión alterna por baja tensión y medir la de salida.

Tensión Tensión primaria (V) Secundaria (V)

Cap.

Marca

Serial

Procedencia

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

Prueba del TTR

Aprobación

Observaciones

No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación No Da R elación

Los valores de porcentaje obtenidos durante el ensayo, se encuentren dentro del rango establecido en la NORMA COVENIN 536 (5.10), que especifica: -0,50% mínimo del valor valor nominal 0,50% máximo del valor or nominal

% de error =

Valor medido-Valor Valor nominal

x 100

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Formulario 3. Prueba de rigidez dieléctrica.

Ensayo de Rigidez Dieléctrica EMPRESA DIVISION UBICACION DE LA PRUEBA MARCA TRANSF TRANS F TIP O SERIAL POTENCIA TENSIÓN

FE CHA AISLAMIENTO ACEITE GAS GA S AIRE OTROS

x -------------- --

TEMPERATURA ACEITE ºC AMBIENTE ºC % HUMEDAD

OTROS DATOS F.C 20 ºC CON SERVADOR CANT. ACEITE (Lt) ULTI MA PRUEBA

/

/

Objeto de la prueba: Determinar la tensión de ruptura del aceite dieléctrico con la intesión de comprobar sus propiedades como aislante Primera Muestra Nº De Desc scarg argas as

KV

Primera Segunda Tercera Cuarta Quinta Promedio

0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

T. Rep T. Aceite T Amb.

MI N ºC ºC ºC

Segunda Muestra Nº De Desc scarg argas as

KV

Primera Segunda Tercera Cuarta Quinta Promedio

0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Promedio Ambas Muestra

Criterio de Aprovación por Tr T. Rep T. Acei te T Amb. Amb.

0,00

MI N ºC ºC ºC

? 40KV Bueno 30KV y 50KV Dodoso ? 30KV Malo Resultado

Malo

KV

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Formulario 4. Prueba de corriente de vacío.

PRUEBA DE EXCITACION DE CORRIENTE PARA TRANSFORMADOR DE POTENCIA EMPRESA DIVISION UBICACION DE LA PRUEBA MARCA SERIAL TENSIÓN NOMINAL V POTENCIA KVA CORRIENTE NOMINAL A

FECHA AISLAMIENTO A CEI TE x G AS --- --A IRE --- --OTROS --- ----

13800 167

TE MPERATURA ACEITE ºC AMBI ENTE ºC % H UMEDAD

OTROS DATOS F.C 20 ºC CONSERVADOR CANT. ACEITE (Lt) ULTIMA PRUEBA /

/

Objeto de la prueba: Este ensayo se realiza para Determinar las per didas en el hierro del nucleo, las cuales comprenden: Perdidas por corrientes de foucalt y perdidas por h isterisis. Determinacion de la corriente de excitacion.

SINGLE PHASE ENERGIZE UST H1 H2(or H0) H2( or H0) H1

VOLTAJE DE PRUEBA

10

KV(2)

LECTURA LECTURA DEL EQUIPO MILIAMPERIOS TA P 1 2 3 4 5

LECTURA

MULTIPLI CA CA DO DOR

0 0 0 0 0

1 1 1 1 1

Criterio de Selección 0,000 Bueno 0,000 Bueno 0,000 Bueno 0,000 Bueno 0,000 Bueno

MILIAMPE RI RIOS

TAP 1 2 3 4 5

Tensión Nominal Corrientes (V) Nominales (A) 14. 400 11,597 13.800 12,101 13. 200 12,652 12. 870 12,976 12. 540 13,317

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Formulario 5. Prueba de aislamiento (MEGGER).

PRUEBA DE ENSAYO DE ABSORCION DEL DIELECTRICO - MEDICIONES DE LAS RESISTENCIAS DE AISLACIÓN Objeto de la prueba Determinar la resistencia de aislamiento a las corrientes de fugas. El valor de esta resistencia es funsión del contenido de humedad, impurezas y temperatura del aislamiento; los valores dependen de la construcción y tamaño del transformador y de la intensidad del campo eléctrico durante las mediciones. EMPRESA UBICACION DE LA PRUEBA MARCA TRANSF TIPO SERIAL POTENCIA TENSIÓN

DIVI SI ON

FECHA AISLAMIENTO ACEITE x GAS -- ---AI RE -- ---OTROS -- ----

TE MPERATURA ACEITE ºC AMBIENTE ºC % HUMEDAD

OTROS DATOS F.C 20 20 ºC CONSERVADOR CANT. ACEITE (Lt) ULTIMA PRUEBA /

/

RESISTENCIA DE AISLAMIENTO CONEXIÓN Energ En ergiza izado do Aterr Ate rrado ado AT(+) BT(+) BT(+) AT(+) AT(+)-BT(-)

KV

F.M.E

30 s 0 0 0

FT 0 0 0

MED ME DID IDA A

60 s 0 0 0

LECTURA Ohm FT MEDID ME DIDA A 0 0 0

10 MIN 0 0 0

FT 0 0 0

MEDIDA

Resultadopor Resultado por IA IP IA #¡D IV IV/0! #¡DI V/ V/0! #¡DIV/0! #¡DIV/ 0! #¡D IV IV/0! #¡DI V/ V/0! #¡DIV/0! #¡DIV/ 0! #¡D IV IV/0! #¡DI V/ V/0! #¡DIV/0! #¡DIV/ 0! IP

FT= FT= Corrección por factor de temperatura IP = INDICE DE POLARIDAD = Lect. Megado (10 minuto)/Lect. Megado (1 minuto) IA = INDICE DE ABSORCIÒN = Lect. Megado (1.0 minuto)/Lect. Megado (0.5 minuto) Punto 1a.- IA > 1.25 Se concidera aceptable para transf. Usado Punto 1b.- IP > 1,7 Se concidera aceptable para transf. Usado

Formularios para ensayos en TX.xls

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Formulario 6. Formato según EDC.

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Procedimiento de Trabajo Para Realizar El Mantenimiento de TX

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