Manual Instruções (Espanhol)

Transformador de Fuerza MANUAL

WEG Transformadores

1

SUMARIO

1. INTRODUCCION ................................ ................................ ................................ ................................ ........................ 5

2. INSTRUCCIONES GEN ERALES ................................ ................................ ................................ ............................... 5

3. RECECEPCION ................................ ................................ ................................ ................................ ........................... 5

3.1. CONDICIONES DEL DESPACHO ................................ ................................ ................................ .............................. 5

3.2. TRANSPORTE ................................ ................................ ................................ ................................ ............................ 5

3.2.1. Cilindro de Nitrógeno con Presurizador Automático ................................ ................................ ........................... 6

3.2.2. Registrador de Impacto ................................ ................................ ................................ ................................ ...... 7

3.3. LUGAR DE EMPLAZAMIENTO ................................ ................................ ................................ ................................ 8

3.4. INSPECCION DE RECEPCION ................................ ................................ ................................ ................................ ..9

3.5. DESCARGA Y MANIPULACION ................................ ................................ ................................ .............................. 9

3.6. VERIFICACIÓN DE LA PRESION................................. ................................ ................................ ............................. 9

3.7. TIEMPO ADMISIBLE DE EXPOSICION DE LA PARTE ACTIVA ................................ ................................ ............. 9

3.8. ANORMALIDADES ................................ ................................ ................................ ................................ ................. 10

4. ALMACENAJE ................................ ................................ ................................ ................................ .......................... 10

5. INSTALACION ................................ ................................ ................................ ................................ .......................... 11

5.1. CONSIDERACIONES GENERALES ................................ ................................ ................................ ........................ 11

5.2. COLOCACION EN LA BASE DEFINITIVA ................................ ................................ ................................ ............. 11

5.2.1. Instala ción del Transformador con Ruedas Lisas en la Cana leta ................................ ................................ ....... 12

5.2.2. Instal ación del Transformador con Ruedas en el Riel ................................ ................................ ........................ 13

5.2.3. Instala ción del Transformador con Base de Arrastre sobre el Concreto ................................ ............................ 15

5.3. ALTITUD DE INSTALACION ................................ ................................ ................................ ................................ .. 16

5.4. PUESTA A TIERRA DEL TANQUE................................ ................................ ................................ .......................... 17

5.5. COMPONENTES DE PROTECCION Y MANIOBRA................................ ................................ ................................ 17

6. MONTAJE DEL TRANS FORMADOR ................................ ................................ ................................ ..................... 17

6.1. APLICACION DE GUARNICIONES ................................ ................................ ................................ ......................... 17

6.2. RADIADORES DESMONTABLES ................................ ................................ ................................ ........................... 18

6.2.1. Montaje de los Radiadores ................................ ................................ ................................ ............................... 19

6.2.2. Izamiento de los Radiadores ................................ ................................ ................................ ............................ 20

6.2.3. Desmontaje de los Radiadores ................................ ................................ ................................ ......................... 21

6.3. CONSERVADOR DE ACEITE ................................ ................................ ................................ ................................ .. 21

6.3.1. Preparación para el Montaje del Conservador ................................ ................................ ................................ . 21

6.3.2. Conservador con Bolsa de Nitrilo ................................ ................................ ................................ .................... 22

6.3.3. Conservador con Membrana de Nitrilo ................................ ................................ ................................ ............. 22

6.4. ACCESORIOS ................................ ................................ ................................ ................................ .......................... 23

6.5. BUSHINGS ................................ ................................ ................................ ................................ ............................... 24

6.5.1. Bushing DIN ................................ ................................ ................................ ................................ .................... 24

WEG Transformadores Manual 7410.2726

Rev 2 –10/2003

2

6.5.2. Bushing Condensivos (ABB) ................................ ................................ ................................ ............................. 25

7. ACCESORIOS ................................ ................................ ................................ ................................ ............................ 26

7.1. INDICADOR DEL NIVEL DEL ACEITE ................................ ................................ ................................ ................... 26

7.2. TERMOMETRO DE ACEITE................................ ................................ ................................ ................................ .... 27

7.2.1. Fijación y Advertencias ................................ ................................ ................................ ................................ ... 27

7.2.2. Mantenimiento ................................ ................................ ................................ ................................ ................. 28

7.3. TERMOMETRO DE ARROLLAMIENTO CON IMAGEM TERMICA ................................ ................................ ...... 29

7.3.1. Ajuste del Term ómetro del Arrollamiento ................................ ................................ ................................ ......... 30

7.4. CONTROLADORES MICROPROCESADOS DE TEMPERATURA ................................ ................................ .......... 33

7.4.1. PT100 ................................ ................................ ................................ ................................ ............................. 35

7.5. RELE BUCHHOLZ ................................ ................................ ................................ ................................ ................... 35

7.6. SECADOR DE AIRE ................................ ................................ ................................ ................................ ................. 38

7.6.1. Sílica Gel ................................ ................................ ................................ ................................ ........................ 38

7.7. DISPOSITIVO DE ALÍVIO DE PRESION ................................ ................................ ................................ ................. 39

7.7.1. Detalles Constructivos ................................ ................................ ................................ ................................ ..... 40

7.8. RELÊ DE PRESION SÚBITA ................................ ................................ ................................ ................................ .... 42

7.9. REGULADOR DE TENSION ................................ ................................ ................................ ................................ .... 42

8. CONMUTADORES ................................ ................................ ................................ ................................ .................... 43

8.1. CONMUTADOR DE DERIVACION SIN TENSION TIPO ROTATIVO – ACCIONAMIENTO MANUAL................. 43

8.2. CONMUTADOR DE DERIVACION LINEAL SIN TENSION ................................ ................................ ................... 45

8.3. CONMUTADOR DE DERIVACION BAJO CARGA – ACCIONAMIENTO A MOTOR ................................ ............ 46

9. ACEITE MINERAL AI SLANTE ................................ ................................ ................................ ............................... 46

9.1. TRANSFORMADOR PROVISTO DE GAS SECO Y CONSERVADOR NO RESISTENTE AL VACIO ..................... 49

9.2. TRANSFORMADOR PROVISTO DE GAS SECO Y CONSERVADOR RESISTENTE AL VACIO ........................... 50

9.3. TRANSFORMADOR CON NIVEL DE ACEITE REBAJADO. ................................ ................................ ................... 50

9.4. CONSIDERACIONES GENERALES ................................ ................................ ................................ ........................ 51

9.5. FILTRADO DEL ACEITE ................................ ................................ ................................ ................................ ......... 53

9.6. DRENAJE DEL ACEITE ................................ ................................ ................................ ................................ ........... 54

10. SANGRIA (PURGA) ................................ ................................ ................................ ................................ ................ 55

11. VERIFICACION DEL ESTADO DE CONSERVACION DEL TRANSFORMADOR DE POT ÊNCIA ANTES

DEL FUNCIONAMIENTO ................................ ................................ ................................ ................................ ............ 55

11.1. ENSAYOS DE INSPECCION EN EL TRANSFORMADOR ANTES DE INICIAR EL FUNCIONAMENTO ............. 61

12. ENERGIZACION ................................ ................................ ................................ ................................ ..................... 61

13. MANTENIMIENTO ................................ ................................ ................................ ................................ ................. 62

13.1. PROBLEMAS EMERGENTES Y SOLUCIONES ................................ ................................ ................................ .... 62

ANEXO A. TERMINO DE GARANTIA PRODUTOS SE RIADOS Y ELABORADOS ................................ ............... 63

ANEXO B. MÉTODO PARA LA PRE SURIZACION DEL TRANSFORMA DOR................................ ...................... 64


Rev 2 –10/2003

3

ANEXO C. SERVICIO DE VACIO ................................ ................................ ................................ ............................... 66

ANEXO D. TOMA DE MUE STRAS DE LIQUIDOS AI SLANTES PARA TRANSFO RMADORES ......................... 67

ANEXO E. INSPECCIONE S PERIODICAS SEMESTR ALES Y TRIENALES ................................ .......................... 71

ANEXO F. RECOMENDACI ONES ................................ ................................ ................................ .............................. 74

ASISTENTES TECNICOS AUTORIZADOS WEG TRAN SFORMADORES ................................ ............................. 75


Rev 2 –10/2003

4


Rev 2 –10/2003

5

1. INTRODUCCION

Este manual tiene por objeto dar informacion es necesarias a la recepción, instalación y mantenimiento

de transformadores de potencia sumergidos en aceite aislante.

La observación a éstas instrucciones proporcionará un buen desempeño del transformador, además de

prolongar a s u vida útil.

Los trans formadores WEG son proyectados y construidos rigurosamente según normas ABNT en sus

últimas ediciones, estando por tal razón, los datos de este manual sujetos a modificaciones sin previo aviso.

Recomendamos, a aquellos que desearen interiorizarse en el te ma, la lectura de las siguientes normas:

• NBR 7037 – Recepción, instalación y m antenimiento de transformadores de potencia en aceite

aislante mineral: Procedimiento;

• NBR 5416 – Aplicación de cargas en transformadores de potencia: Procedimiento.

Es muy importante también, disponer de las publicaciones sobre instalaciones de transformadores

emitidas por las concesionarias de energía de la región, considerando que muchas de ellas tienen carácter

normativo. Para mayores esclarecimientos, consulte nuestra Secc ión de Asistencia Técnica.

IMPORTANTE: Solicitamos, también, verificar las condicion es de ga rantía establecidas por la WEG para sus transformador es conforme ANEXO A.

OBS.: Algunas de las informaciones o recomendaciones contenidas en este manual pueden n o

aplicarse a determinados transformadores, pues son de carácter genérico. Por lo tanto, se deberán desconsiderar las siempre que no sean aplicables.

2. INSTRUCCIONES GENERALES

Todos los que trabajan en instalaciones eléctricas, sea en montaje, operación o mantenimiento, deberán

ser permanentemente informados y actualizados sobre las normas y prescripciones de seguridad que rigen el

trabajo, y aconsejados a seguirlas. Cabe al responsable certificarse, antes del inicio del trabajo, de que todo fue

debidamente observado y alertar a su personal de los peligros inherentes a la tarea propuesta. Se recomienda

que estos servicios sean efectuados por personal calificado.

Equipos para combatir incendios y avisos sobre primeros auxilios no deberán faltar en el lu gar de

trabajo, siempre en lugares bien visibles y accesibles.

3. RECECEPCION

3.1. CONDICIONES DEL DESPACHO

Los transformadores, antes de su expedición, son ensayados en la fábrica, garantizando así, su perfecto

funcionamiento. Los transformadores pue den ser transportados total o parcialmente montados, considerándose

la aplicación de componentes especiales para la seguridad de los equipos hasta su llegada a destino.

Incluyendo la carga y descarga.

3.2. TRANSPORTE

Los límites dimensionales para el transporte y algunas características de los transformadores definen

las condiciones par a el embarque de éstos equipos:


Rev 2 –10/2003

6

• Totalmente montados (transformadores menores a 3MVA), considerando la aplicación de radiadores

directamente soldados al tanque. Excepto para el secador de aire y las ruedas, cuando las hubiere, los

cuales serán embalados separadamente.

• Parcialmente desmontados, siempre que sus dimensiones extrapolen los límites para transporte, y

necesariamente, siempre que los radiadores sean del tipo de smontable.

El transport e de transformadores de potencia es realizado con la utilización de los siguientes accesorios:

• Cilindro de nitrógeno con presurizador automático;

• Registrador de impacto o indicador de impacto (sin registrad or).

3.2.1. Cilindro de Nitrógeno con Presurizador Automático

Siempre que el transformador fuere transportado parcialmente desmontado, una de las si guientes

condiciones es observada respecto al transporte del tanque principal:

• Aceite rebajado a 150mm bajo la tapa, con la cámar a arriba de la superficie del aceite presurizada

con nitrógeno, a 0,2kgf/cm 2 a 25°C, sin la utilización de cilindro de nitrógeno y regulador automático

de presión. Aplicación: Todos los casos en que el peso del tanque principal, incluído el aceite

rebajado, sea menor o igual a 40 toneladas y/o igual o inferior a la clase de tensión 145kV;

• Aceite rebajado a 150mm bajo la tapa (FIGURA 1), con la cámara arriba de la superficie

presurizada con nitrógeno y conectada a cilindro(s) de nitrógeno y regulador automát ico de presión,

ajustado a 0,2kgf/cm 2 a 25°C. Aplicación: Siempre que sea soli citado por el cl iente, limitado al peso

de 40 toneladas del tanque principal, incluyendo el aceite ya rebajado y/o superior a la clase de

tensión 145kV;

• Tanque completamente vac ío, presurizado con nitrógeno súper seco y conectado a cilindro(s) de

nitrógeno y regulador automático de presión (FIGURA 2), ajustado a 0,2kgf/cm 2, a 25°C. Aplicación:

Para todos los casos en que el peso del tanque principal, incluyendo el aceite ya rebaj ado a 150mm

bajo la tampa, sea superior a 40 tonel adas, justificando, entonces el completo drenaje del líquido

aislante (transport e sin aceite), o c uando el cliente lo solicita e xpresamente.

IMPORTANTE: En las tapas de inspección del transformador es fij ado un adhesivo orientativo re lativo al

peligro del nitrógeno contenido en el interior del tanque


Rev 2 –10/2003

7

FIGURA 1

FIGURA 2 – REGULADOR AUTOMATICO DE PRESION

(PRESSÃO INTERNADO CILINDRO)

MANÔMETRO DEBAIXA PRESSÃO

MANÔMETRO DEALTA PRESSÃO

(PRESSÃO INTERNADO TANQUE)

3.2.2. Registrador de Impacto

Existen dos tipos de registradores de impacto:

• Indicador de impacto es utilizado en todos los transformadores de potencia igual o mayores de

30MVA y/o de clase de tensión igual o superior a 230kV, para el mercado interno. Y para

exportaciones, es utilizado en todos los transformadores de potencia igual o mayores a 5MVA.

Además son utilizadas 4 piezas, fijadas en los laterales del tanque.

• Registrador de impacto tridimensional, es utilizado solam ente cuando es solicitado por el cliente

y/o la compañía aseguradora. Este es fijado en la tapa principal del transformador, por medio de

tornillos, lo más próximo posible de su centro geométrico. El registrador es conectado antes de ser

cargado por la WEG y debe per manecer conecta do hasta el final de la descarga de la unidad.

Sirven para indicar la ocurrencia de choques y vibraciones en l os sentidos tra nsversal, longitudinal y

vertical durante el transporte, carga y descarga. La amplitud de las vibraciones y choques son registradas en

unidades "g" (múltiplos de la aceleración de la gravedad), conforme TABLA 1. Son analizados los límites del

indicador de impacto después de la descarga del transformador y enviados a la WEG Transformadores, caso que

esté fuera de los lí mites, la Sección de Asistenc ia Técnica tomará las medidas necesarias. Pero si los límites de


Rev 2 –10/2003

8

aceleración recomendados fueran extrapolados, no significa que hubiesen daños en el transformador. Caso

ocurra este extrapolación, el Departamento Tecnico tendrá que realizar una analise mas criteriosa de la

ocurrencia, definindo la necessidad o no de una evaluación interna o, eventualmente, la adopción de otra acción

específica. Es necesario observar que, no solamente el valor máximo es importante, también la can tidad de

veces que éste valor fue alcanzado durante el transporte.

TABLA 1 – VALORES ACEPTABLES DE ACELERACION DURANTE EL TRANSPORTE

TRANSPORTE SENTIDO Rodoviario ou marítimo Ferroviario

Longitudinal 1,0g 4,0g Transversal 1,0g 1,0g

Vertical 3,0g 3,0g NOTA: g = Aceleración de la gravedad (9,81m/s²)

Para la desconexión y retiro del registrador de impacto, se debe adoptar el siguiente procedimiento:

• Retirar la protección contra intemperie;

• Verificar si el lacre de la caja es tá intacto, caso contrario, comunicar inmediatamente a la WEG

Transformadores;

• Remover la tapa de la caja, en caso de lluvia no dejar penetrar hu medad en el interior del

registrador;

• Desconectar el registrador;

• Marcar el punto donde se finalizó el proceso de transporte;

• Conectar el registrador;

• Cerrar la tapa de la caja;

• Descargar el transformador;

• Remover la tapa de la caja;

• Desconectar el registrador;

• Marcar el punto donde se finalizo el proceso de descarga;

• Retirar la base del registrador de impacto de la unidad;

• Recolocar la tapa de la caja del registrador;

• Cerrar la caja con el lacre que se encuentra dentro de la misma y envia r el registrador de impacto

conteniendo el rollo de registros para el Departamento de Ventas de la WEG Transformadores, de

preferencia, utilizando la misma transportadora para el retorno.

IMPORTANTE: Caso el transporte y la descarga hayan sido realizados por la misma empresa, no hay

necesidad de desconectar el registrador y cambiar su posición entre una operación y otra.

3.3. LUGAR DE EMPLAZAMIENTO

Siempre que fuera posible, el transform ador debe ser descargado directamente sobre su base definitiva.

Cuando fuera necesaria la descarga en lugar provisorio, se debe verificar que el terreno ofrezca plenas

condiciones de seguridad y adecuada distribución de esfuerzos, así como lo relativo a limpieza y nivelación del

mismo. El equipo nunca debe ser colocado en contacto directo con el suelo.


Rev 2 –10/2003

9

3.4. INSPECC ION DE RECEPCION

Antes de la descarga, deberá realizarse una inspección preli minar en el transformador con el objeto de

identificar eventuales daños provocados durante el transporte, en la cuál deben ser verificadas sus condiciones

externas (deformaciones, pérdidas de aceite y estado de la pintura) y averías y/o falta de accesorios y

componentes. Verificar el contenido de cada caja, conforme check list contenido dentro de la misma.

Si alguna parte estuviese faltando o estuviese danmificada, notificar a la WEG Transformadores

(Sección de Asistencia Técnica), informa ndo el nombre y la cantidad de partes faltantes y fotografías o bosquejos

de las partes danmificadas.

3.5. DESCARGA Y MANIPULACION

Todos los servicios de descarga y manipulación del transformador deben ser ejecutados y supervisados

por personal especializado, observan do las normas de seguridad y utilizando los puntos de apoyo indicados en

los planos. La utilización de otros puntos provocará graves daños al transformador.

Durante la descarga se debe evitar:

• Desequilibrio del transformador (máximo 10°);

• Movimientos repe ntinos;

• Impacto contra el suelo;

• Impacto lateral.

3.6. VERIFICACIÓN DE LA PRESION.

Cuando la presión en el cilindro llegue a 0,15kgf/cm² (15kPa) el conductor del vehículo deberá entrar en

contacto con WEG Transformadores – Sección de Asistencia Técnica.

3.7. TIEMPO ADMISIBLE DE EXPOSICION DE LA PARTE ACTIVA

El transformador es embarcado, normal mente, lleno de aire seco o gas nitrógeno, a baja presión.

Servicios como inspección interna (realizada solamente por personal autorizado), instalación de bushi ng,

conexión interna, entre otros, son ejecuta dos en el transformador con l a tapa abiert a, de ésa forma el núcleo y

las bobinas absorben humedad por estar expuestos a la atmósfera. Por esta razón, el tiempo de exposición del

núcleo y de las bobinas debe se r limitado dentro del alcance mencionado en el GRÁFICO 1.

El tanque del transformador no debe ser abierto cuando este lloviendo, amenazando tempestad o

cuándo la humedad relativa exceda 80%.

Cerrar y sellar la abertura de inspección y aberturas, inmedi atamente después de la suspensión o

finalización del servicio interno. Por lo tanto, no solamente el tiempo de trabajo con la tapa abierta, como

también el tiempo en el cuál el transformador permanece cerrado y lleno de aire deben ser considerados como

tiempos de exposición, ya que el núcleo y las bobinas absorberán humedad durante este período. Si el tiempo en

que el transformador queda cerrado con aire fuera menor que 4 horas, considérese como tiempo de exposición.

De otra forma, debe considerarse apenas 4 horas como tiempo de exposici ón, s i el tiempo en que el

transformador queda cerrado con aire fuera mayor que 4 horas.

En el caso de transformadores cuya tensión superior es menor o igual a 362kV, se ilustra en el

GRAFICO 1, el tiempo admisible total d e exposición.


Rev 2 –10/2003

10

GRÁFICO 1

50

40

30

20

10

Tem

po T

otal

de

Expo

siçã

o[h

oras

]

Umidade Relativa Méd ia [%]

50 80 100

48 ho ras

24 ho ras

3.8. ANORMALIDADES

Cualquier tipo de anormalidad que ocurra durante o después del transporte debe ser inmediatamente

comunicado a la Sección de Asistencia Técnica de la WEG T ransformadores.

En esas circunstancias la transportadora debe:

• Informar la localización precisa del transformador para eventual inspección;

• Informar sobre el tipo de daño causado al equipo;

• Anormalidades: accidente o caída de la presión de nitrógeno o ai re seco.

4. ALMACENAJE

Para transformadores transportados sin aceite, recomendamos almacenarlo con conserv ador y s u

respectiva tubería. Llenarlo con aceite aislante hasta el nivel normal e instalar el secador de aire con silica gel,

tan pronto sea recib ido, aunque el mismo no entre en operación INMEDIATAMENTE en el momento de la

RECEPCIÓN. Deberán realizarse inspecciones regulares.

Para intervalos de corto tiempo (máximo 6 meses) el transformador puede ser almacenado sin aceite,

siempre y cuando perma nezca presurizado con gas seco (entre 0,05 y 0,2kgf/cm²). En éste caso se deberá

realizar inspecciones diarias de la presión del gas, de modo de detectar pérdidas en tiempo hábil y evitar la

penetración de humedad.

Los componentes y accesorios, al momento de recibidos y almacenados aparte, deben observar lo

siguiente:

• Los accesorios deben ser almacenados en lugares adecuados;

• Los radiadores deben ser almacenados próximos al transformador, evitando su contato con el

suelo;

• Los bushing deben ser almacenados, si es posible en lugares cubiertos y secos;

• El aceite puede ser almacenado en tambores, que deben permanecer en la posición horizontal,

con los tapones alineados horizontalmente y, si fuera posible protegidos por lonas, además de

evitar su contacto con e l suelo;


Rev 2 –10/2003

11

• Transformadores con conmutador bajo carga deben seguir las mismas orientaciones de

almacenamiento del equipo.

Transformadores provistos de paneles de circuitos auxiliares, deben ser mantenidos con los resistores

de calentamiento conectados, coman dados por termostatos regulados para la temperatura recomendada de

30°C.

5. INSTALACION

5.1. CONSIDERACIONES GENERALES

Transformadores de potencia, normalmente a partir de potencias de 3000kVA, son transportados

parcialmente desmontados. En este caso, después del posicionamiento del transformador sobre la base

definitiva, adicionalme nte a las recomendaciones he chas en est e item 5.1 y NBR 7037, se deberá observar las

orientaciones especí ficas que son detalladas en el item 6, MONTAJE del TRANSFORMADOR.

Para la instalación del transformador, es de fundamental importancia la disponibilidad de personal

calificado, así como de equipos y herramientas adecuadas. No montar los transformadores en días lluviosos.

Antes del montaje del transformador, se deberá :

• Hacer una inspección visual, principalmente en lo relativo al correcto nivelado de la base y en la

parte externa del tanque del transformador, a fin de constatar la no ocurrencia de daños durante la

manipulación;

• Confirmar que los datos de placa sean co mpatibles con la especificación técnica del equipo;

• Para transformadores reconectables, verificar que la conexión de despacho (expedición) cumpla

con lo especificado;

• Verificar las conexiones de puesta a tierra del transformador (observar el item 5.4).

En el caso de instalaciones al interior, el recinto en el cuál será colocado el transformador debe ser bien

ventilado de manera que el aire caliente pueda salir libr emente, siendo substituido por aire fresco. Deben

evitarse obstáculos de cualquier natural eza al fluj o de aire dentro de la cabina. Por l o tanto, las aberturas de

entrada de aire deben estar próximas del piso y distribuidas de manera eficiente, preferentemente en la parte

baja de los transformadores y poseer las dimensiones máximas de los trans formadores. Las aberturas de salida

deberán estar lo mas altas que permita la construcción. El número y tamaño de las salidas depende de sus

distancias encima del tra nsformador, del rendimiento y del ciclo de carga. Que deberá ser de 15 a 20% mayor

que la abertura de entrada.

5.2. COLOCACION EN LA BASE DEFINITIVA

Para la colocación de la unidad en su base definitiva:

• Lugar definitivo de instalación deberá estar terminado en lo que se refiere a obras civiles, evitando

polvo, barro y eventuales caídas d e materiales en el equipo;

• La base de la unidad deberá estar nivelada (inclinación máxima: 1,5°);

• Concreto de la base deberá estar curado y sus fundacion es deberán tener resistencia suficiente para

soportar el peso de la unidad;

• Para el izamiento del trans formador, las eslingas a ser ut ilizadas deberán fijarse en los ganchos u

ojales existentes para esa finalidad.


Rev 2 –10/2003

12

5.2.1. Instalación del Transformad or con Ruedas Lisas en la Canaleta

Debe ser instalado en el siguiente orden:

1º. Colocar la rueda en el transfor mador, utilizando gatos hidrául icos cada uno dimensionado para por lo

menos 50% del peso de la pieza a ser erguida;

2º. Antes de apoyar las ruedas, verificar si las mismas están ajustadas en la canaleta;

3º. El transformador deberá descender por la acción de los gatos hasta que las ruedas apoyen en el

fondo de la canaleta, pero jamás con una inclinación como se indica en la FIGURA 3 (b).

FIGURA 3

(a) (b)

Después de haberse completado el montaje, verificar:

• Si hay deformación y grietas en las ruedas;

• La existencia de flexión en el eje;

• Las fijaciones de las ruedas;

• Nivelado del transformador instalado ( FIGURA 4 y TABLA 2).


Rev 2 –10/2003

13

FIGURA 4

TABLA 2

ALTURA DE TRAFO [mm] α 0 – 2000 0 - 1,5°

2001 – 5000 0 - 0,5° > 5001 0 - 0,08°

5.2.2. Instalación del Transforma dor con Ruedas en el Riel


1º. Colocar la rueda en el transformador, utilizando gatos hidráulicos cada uno dimensionado para por lo

menos 50% del peso de la pieza a ser erguida;

2º. Antes de apoyar las ruedas, verificar si las mismas están aj ustadas en los rieles;

3º. Descender por la acción de los gatos hasta apoyar en los rieles, conforme FIGURA 5 (a) y jamás

inclinado como en la FIGURA 5 (b).


Rev 2 –10/2003

14

FIGURA 5

(a)

(b)


Rev 2 –10/2003

15

Después de haberse completado el montaje, verificar:

• Si hay deformación y grietas en las ruedas;

• La existencia de flexión del eje;

• La fijación de las ruedas;

• Nivelado del transformador instalado (refer encia a la FIGURA 4 y TABLA 2).

5.2.3. Instalación del Transf ormador con Base de Arrastre sobre el Concreto


1º. Antes de apoyar la base de arrastre, verificar si la misma está aj ustada a la base de concreto;

2º. Descender por la acción de los gatos hasta apoyar en el concreto, c onforme FIGURA 6 y jamás

inclinado.

FIGURA 6

Después de haberse completado el montaje, deberá ser realizada la verificación conforme los items

indicados abajo:

• Verificar la existencia de deformaci ón, grieta y flexión en la base;

• Verificar el nivelado del transformador instalado (refer encia a la FIGURA 4 Y TABLA 2).


Rev 2 –10/2003

16

5.3. ALTITUD DE INSTALACION

Los transformadores son proyectados conforme normas ABNT, por lo tanto adecuados para

instalaciones hasta 1000m sobre del nivel del mar. En altitudes superiores a 1000m, el transformador tendrá su

capacidad reducida o necesitará de un sistema de refrigeración más eficaz. Para funcionamiento en altitudes

superiores a ésta, no deben ser excedidos los límites de temperatura especificados en la TABLA 3.

TABLA 3 – LIMITES DE ELEVACIO N DE TEMPERATURA

Limites de elevación de temperatura [°C] (A) De los enrollamientos De las partes metálicas Método de la variación de la resistencia

Tipos de transformadores

Circulación del aceite natura l o forzada s in flujo de aceite dirigido

Circulación forzada de aceite con flujo dirigido

el punto más caliente

Del aceite

En contacto con la aislación sólida o adyacente a ella

No en contacto con la aislación sólida y no adyacente a ella

Sin conservador o sin gas inerte encima del aceite

55 60 65 50 (B)

En aceite Con

conservador o con gas inerte encima del aceite

55

65 (D)

60

70 (D)

65

80 (D)

55 (C)

65 (D)

No deben alcanzar temperaturas superiores a la máxima especificada para el punto mas caliente de la aislación adyacente o en contacto con ésta

la temperatura no debe alcanzar, en ningún caso, valores que damifiquen estas partes, otras partes o materiales adyacentes

(A) Los materiales aisla ntes, de acuerdo con experiencia práctica y ensayos, deben ser adecuados para el límite de elevación de temperatura en que el transformador es encuadrado.

(B) Medida próxima a la superficie del aceite. (C) Medida próxima a la parte superior del tanque, cuá ndo éste tenga conservador, y próxima a la superficie del

aceite, en el caso de gas inerte. (D) Cuando es utilizada aislación de papel, éste debe ser termoestabilizado.

La reducción de la potencia nominal para altitudes superiores a 1000m se determina mediante la

siguiente ecuación:

−⋅−⋅=

10010001 HkPP nr

siendo:

Pr = potencia reducida, en kVA

Pn = potencia nominal, en kVA

H = altitud, en m (redondeando, siempre, para la centena de metros siguiente)

k = factor de reducción, de ac uerdo con la TABLA 4


Rev 2 –10/2003

17

TABLA 4 – REDUCCION DE LA POTE NCIA NOMIN AL PARA ALTITUDES SUPERIORES A 1000m

Tipo de enfriam iento (en liquido aislante) Factor de REDUCCIÓN k

Enfriamiento natural (ONAN) 0,004

Ventilación forzada (ONAF) 0,005 Circulación forzad a del líquido aislante y con ventilación forzada (OFAF) 0,005

Circulación forzada del líquido aislante y con enfriamiento de agua (OFWF) 0,000

5.4. PUESTA A TIERRA DEL TANQUE

El tanque deberá ser efectivamente y permanentemente puesto a tierra a trav és del conector de puesta

a tierra. Una malla de tierra permanente de baja resistencia es esencial para una protección adecuada. En el

tanque está previsto uno o dos conectores para puesta a tierra . La malla de tierra deberá ser conectada a estos

conectores por medio de un cable de cobre desnudo con sección adecuada.

5.5. COMPONENTES DE PROTECCION Y MANIOBRA

Los transformadores deben ser protegidos contra sobrecargas, corto -circuito e irrupciones de tensión.

Normalmente son usadas llaves fusible, disyu ntores, seccionadores, pararayos, entre otros. Todos esos

componentes deberán ser adecuadamente dimensionados para ser coordinados con el transformador y

ensayados antes de hacer las conexiones. Deben ser instalados lo más próximo posible del transformador . Los

eslabones utilizados en las llaves -fusibles deben estar de acuerdo con la demanda y potencia del transformador.

La puesta a tierra de los pararayos debe ser realizada con cables independientes de la puesta a tierra del neutro

del transformador.

6. MONTAJE DEL TRANSFORMADOR

Para los transformadores entregados parcialmente desmontados, es imprescindible la utilización de

profesionales calificados para su remontaje en campo, preferentemente bajo supervisión de la WEG

Transformadores.

Sugerimos observ ar la secuencia de montaje abajo detallada, prestando especial cuidado en lo

mencionado en la NBR 7037:

• Guarniciones;

• Radiadores desmontables;

• Conservador de aceite;

• Accesorios;

• Bushing.

6.1. APLICACION DE GUARNICIONES

Todas las guarniciones utilizadas para las chapas de cierre temporarias deberán ser substituídas por

nuevas, suministradas separadamente.


Rev 2 –10/2003

18

Remover enteramente toda mancha y materiales adheridos en la superficie de las bridas y ranuras

hasta que la superficie este limpia de pintura. Limpie con un paño, antes de usar las guarniciones nuevas. Se

deberá tomar cuidado para que no caigan partículas dentro del tanque durante los trabajos.

Para comprimir uniformemente la guarnición, apriete los tornillos, avanzando poco a poco, en el orden

numérico ilustrado en la FIGURA 7, repitiendo este procedimiento varias veces.

Al montar los bushing principalmente, este proceso debe ser cumplido rigurosamente, a fin de proteger

la porcelana contra agrietamientos o rotura.

Utilice llaves con medidor de torq ue, para apretar los tornillos. En la TABLA 5, se indica el torque

requerido para cada tornillo.

FIGURA 7

11

7

4

10

6

212

8

3

9

51

TABLA 5

ACERO 5,6 8,8 LATON Ø

NOMINAL SECCION

mm² kgf.m N.m kgf.m N.m kgf.m N.m M6 20,1 0,6 5,9 0,9 8,8 0,2 1,97 M8 36,6 1,5 14,7 2,3 22,7 0,4 3,9 M10 58,0 3,0 29,5 4,6 45,3 0,8 7,9 M12 84,3 5,0 49,3 8,0 78,9 1,5 14,8 M16 157,0 12,5 123,2 20,0 197,2 3,8 37,5 M20 245,0 24,5 241,6 39,0 384,5 7,3 71,9 M24 353,0 42,0 414,1 67,0 660,6 12,0 118,3

6.2. RADIADORES DESMONTABLES

Los radiadores son desmontados para el transporte, y para evitar la entrada de impurezas, humedad y

otros elementos que puedan contaminarlos, son colocadas tapas en las bridas, las cuáles d eberán ser retiradas

durante el montaje. Son embalados apilados sobre un pallet de madera y amarrados con cintas (FIGURA 8 (a)) o

bien en una caja de madera (FIGURA 8 (b)) para el caso de exportación. Para el movimiento de éste conjunto de

radiadores utili zar montacargas o cintas que envuelvan toda la estructura de madera.

Cuando el transformador posea sistema de ventilación forzada (radiadores más un conjunto de

motoventiladores) fijados en la parte inferior de los radiadores, éstos motoventiladores deber án ser desacoplados

de los radiadores para el transporte. En este caso y después de montarse los radiadores deberán fijarse los

motoventiladores , y realizar las conexiones de los cables de alimentación que se encuentran en”espera”.


Rev 2 –10/2003

19

FIGURA 8

(a) (b)

El pasaje de aceite de los radiadores al tanque es a través de las bridas d e conexión (FIGURA 9 (1))

soldados al tanque. Los radiadores son fijados a las bridas de conexión (1), por medio de las bridas de los

radiadores (4), intercalándose en algunos casos, una válvula “mariposa” (2) que permite el desmontaje sin que

sea necesario vaciar el aceite del tanque de la unidad. Estas válvulas existentes en los tubos superiores e

inferiores, son accionadas por medio de palancas (3). El radiador posee un robinete superior (9) para llenado del

aceite y para purga del aire localizado en el tubo colector superior y un robinete inferior (8) para drenaje del

aceite. Para facilitar el izamiento individual del radiador, existen dos ojales de suspensión (10 e 11), uno soldado

en el tubo colector inferior y el otro en el superior.

6.2.1. Montaje de los Radiadores

• Lavar el radiador internamente con aceite mineral aislante limpio y preferentemente calentado

(máximo 50°C), en caso que se haya identificado el ingreso de humedad.

• Todas las guarniciones utilizadas para las tapas de cierre temporarias, deberán ser substituidas por

las nuevas suministradas separadamente (item 6.1).

• Colocar las nuevas guarniciones en las ranuras de la válvula “mariposa” de los radiadores. En caso

de dificultad de fijación aplicar cuatro puntos de adhesivo a base de silicon a, después comprimir

manualmente la guarnición en la ranura.


Rev 2 –10/2003

20

FIGURA 9

donde:

1. Brida de co nexión al tanque 2. Válvula de intercepción tipo mariposa 3. Palanca 4. Brida del radiador 5. Tubo colector 6. Soporte antivibratorio 7. Elementos

8. Robinete inferior 9. Robinete superior 10. Ojal de suspensión inferior 11. Ojal de suspensión superior 12. Fondo del tubo colector 13. Tanque 14. Guarnición

6.2.2. Izamiento de los Radiadores

En el izamiento individual de los radiadores se deberá operar con cuidado, evitando choques,

abolladuras, para esto separe cada uno de los elementos de traba y coloque la eslinga de acero en los ojales de

suspensión (item 10 e 11 de la FIGURA 9), conforme FIGURA 10.

FIGURA 10


Rev 2 –10/2003

21

6.2.3. Desmontaje de los Radiadores

El siguiente procedimiento debe ser adoptado para el desmontaje de los radiadores, en caso que en un

futuro sea necesario:

• Cerrar las correspondientes válvulas tipo “Mariposa” (FIGURA 9, item 2).

• Evacuar el líquido aislante contenido en los radiadores, a través de los robinetes inferiores

(FIGURA 9, item 8). Para facilitar el drenaje, abrir también el robinete superior (FIGURA 9, item 9).

• Desmontar los radiadores colocando las respectivas guarniciones y bridas ciegas en las bridas de

los radiadores y de las válvulas de intercepción.

Almacenarlos conforme FIGURA 8 (a).

6.3. CONSERVADOR DE ACEITE

El conservador de aceite es un accesorio destinado a compensar las variaciones de volumen de aceite

povocado por las variaciones de la temperat ura y de la humedad.

Tiene forma cilíndrica, con su eje dispuesto en la horizontal e instalado a una altura suficiente que

permita asegurar el nivel mínimo admisible para las partes aislantes, en la condición de nivel mínimo de aceite.

Su construcción es de chapa de acero y posee resistencia mecánica para vacío pleno. Es fijado a través de

soportes de perfiles de acero estructural.

Posee tubos con bridas para las conexiones de las tuberías del secador de aire y del rel é de gas, para

las conexiones del indicador de nivel de aceite, y válvulas para el llenado y drenaje del aceite.

El conservador generalmente es embalado separado del tanque princip al y sin aceite, t odas sus

tuberías son tapadas con bridas.

6.3.1. Preparación para el Montaje del Conservador

Verificar si el conservador está seco y limpio internamente, en caso necesario, lavarlo con aceite limpio

y preferentemente calentado (máximo 50°C).

En el caso que exista un sistema de preservación del aceite aislan te en el conservador

(membrana/bolsa), verificar su integridad y correcto funcionamiento.

Instalar el conservador (levantándolo por los puntos apropiados) y los respectivos soportes

eventualmente existentes.

NOTAS:

a) Para el caso de transformadores re cepcionados con o sin aceite, empero con conservador resistente

al vacío, montar la tubería de interconexión entre conservador y tapa del transformador, incluyendo el relé de

gas y respectivas válvulas.

b) Para el caso de tr ansformadores recepcion ados sin aceite y conservador no resistente al vacío,

montar la tubería, empero no montar el relé de gas y respectivas válvulas. La extremidad de la tubería

conectada a la tapa del transformador puede ser utilizada para la aplicación de vacío.


Rev 2 –10/2003

22

FIGURA 11 – CONSERV ADOR DE ACEITE CON BOLSA DE NITRILO

dónde:

1. Cuerpo 2. Tapa 3. Tubería para relé 4. Bolsa de nitrilo 5. Soporte 6. Base 7. Válvula 1”brida/brida

8. Tubería del secador 9. Conexión para (INO) 10. Indicador de nivel 11. Ajuste de la boya 12. Refuerzo 13. Conexión para bolsa

6.3.2. Conservado r con Bolsa de Nitrilo

La bolsa de nitrilo utilizada en los conservadores de aceite de los transformadores es un accesorio

opcional. Tiene como objetivo evitar el contacto del líquido aislante con l a atmósfera, preservándolo de la

humedad y la oxidación. La conexión de la bolsa con la atmósfera es realizada a través del secador de aire (con

sílica gel) que mantiene el aire seco en su interior, permitiendo que la bolsa se llene y vacíe con las variaci ones

de volumen del líquido aislante.

El aire existente e ntre la bolsa de nitrilo y s us adyacencias, deberá s er eliminado en el lugar de

instalación, durante el llenado de aceite. El aceite debidamente preparado es introducido en el tanque hasta que

la bolsa de nitrilo quede vacía.

Excepto cuándo hubiera determinación especial, la temperatura deberá estar entre 5 y 35 oC, y la

humedad relativa del aire entre 45 y 85% durante los ensayos. Por ello, deberán evitarse las corrientes de aire

para que no haya variación de temperatura y humedad relativa, que perjudiquen los resultados.

Deberá resistir al ensayo de estanqueidad con la colocación de aire seco a presión de 0,1kgf/cm 2. No

deberá presentar pérdidas durante el ensayo.

6.3.3. Conservador con Membr ana de Nitrilo

Excepcionalmente es utilizado el conservador de aceite con membrana de nitrilo. El tanque de chapa de

acero, resistente al vacío y sobrepresión es construido en dos mitades, inferior y superior (FIGURA 12), con una

brida al medio, donde se encuentra montada la membrana de nitrilo. La membrana de nitrilo es fijada a la brida

inferior, por medio de dos guarniciones planas, soportadas por el anillo intermedio y elementos fijadores,


Rev 2 –10/2003

23

conforme FIGURA 13. La parte superior es montada después de co locada la membrana en la parte inferior, y es

fijada por los m ismos tornillos que prenden la membrana y protegida a través de cordón circular de ni trilo.

FIGURA 12

FIGURA 13

dónde:

1. Indicador de nivel de aceite 2. Membrana 3. Sangría de la membrana 4. Tapa de inspección 5. Ojal para izamiento 6. Secador de aire 7. Equalización 8. Soporte

9. Tubería para relé de gas 10. Válvula para drenaje 11. Parte inferior del conservador 12. Parte superior del conserva dor 13. Fijación del conjunto super ior e inferior 14. Brida intermedia para fijación de la membrana 15. Guarnición plana 16. Guarnición circular

6.4. ACCESORIOS

Cuando el relé de gas (Buchholz) es desmontado (embalado en caja separada) para el transporte del

transformador, es necesario montar su tubería.

El indicador de nivel de aceite (INO) y en algunos casos, el indicador de nivel de aceite del conservador

(INOC), son fijados en la tapa del conservador. Estos accesorios deben ser conectados a la caja de conexión del

transformador, durante el montaje del transformador en el campo a través de los cables de distribución. Estos

cables ya están con los largos apropiados y provistos cada uno de ellos (en cada extremo) de anillos de


Rev 2 –10/2003

24

identificación y una rosca que impi de la penetración de agua. Después de esta etapa, chequear éstos circuitos

por medio de una chicharra o multímetro.

Para la instalación del secador de aire (embalado separado para transporte), proceder conforme sigue:

a) Retirar el tapón localizado en la pun ta de la tubería del secador de aire, que interconecta el

conservador de aceite al lateral del transformador dónde será instal ado el secador de aire (no es

necesario retirar el aceite del tanque).

b) Retirar la tapa superior del secador de aire e introducir e l silica- gel en su interior.

c) Recolocar la tapa del secador de aire.

d) Efectuar el sellado en la rosca del tubo correspondiente.

e) Fijar el secador de aire al tubo correspondiente, con el visor orientado para la posición de

inspección.

f) Después de fijarlo, ret irar la parte inferior de vidrio del secador de aire y colocar el mismo tipo de

aceite del transformador hasta la indicación roja existente.

g) Recolocar cuidadosamente la parte de vidrio en el secador de aire.

h) Asegurarse de la perfecta fijación del mismo, d e modo de evitar la penetración de humedad en el

transformador.

6.5. BUSHINGS

Los bushings son dispositivos que permiten el pasaje de los conductores de los arrollamientos al medio

externo. Son constituidos básicamente por:

• Cuerpo aislante: de porcelana vitrificada.

• Conductor pasante: de cobre electrolítico o latón.

• Terminal: de latón o bronce.

• Sellado: de nitrilo y papel hidráulico.

Las formas y dimensiones de los bushing utilizados en los transformadores de potencia varían con la

tensión y la corrient e de operación. Son utilizados los bushing DIN y los bushing condensivos ABB.

6.5.1. Bushing DIN

Este item se refiere a la manipulación e inspección periódica de bushing de porcelana de nivel de

aislamiento 15, 25 y 36,2kV, y corrientes de 630 a 3150A. El aspecto del bushing y sus dimensiones deben ser

verificados con el plano suministrado.

Estos bushing normalmente son remetidos anexos al equipo principal.

Cuando los bushing son remetidos separados al equipo principal, éstos son embalados en cajas de

maderas, las cuáles deben ser almacenadas y colocadas en lugar protegido, de manera de evitar la penetración

de agua u otra impureza en su interior.

Cuando el bushing es colocado en el equipo princ ipal deben ser seguidas rigurosamente las siguientes

instrucciones:

• en el momento de la apertura del embalaje, verificar visualmente si no hay daños en el bushing;

• la parte del bushing que permanecerá dentro del equipo principal (sobretodo la porcelana) y la cara

de la porcelana que tendrá contacto con la guar nición en la part e de la fijación del bushing

deberán limpiarse con un paño seco;


Rev 2 –10/2003

25

• las tuercas de fijación del bushing deberán ser apretadas equilibradamente y en diagonal (item 6.1);

Al conectarse el conductor de entrada al terminal del bushing, deben se r seguidas las

siguientes instrucciones:

• el terminal del lado externo debe ser apretado al asta conductora asegurándose que no este flojo.

• tener el máximo cuidado con la cara del terminal que estará en contacto con otros materiales para

que la misma no sea damnificada.

• cuando el conductor de entrada es colocado, tomar el máximo de los cuidados para no aplicar una

fuerza de flexión desnecesaria en le extremidad del bushing.

Los bushing en servicio serán sometidos a inspecciones mensuales:

• verificar que no haya recalentamiento por causa de haberse aflojado el terminal y las partes en

contacto con el conductor de entrada. Esta verificación deberá realizarse con el equipo principal

desenergizado. Si hubiese alguna pieza floja ésta deberá ser reapretada.

• verificar que no haya suciedad sobre la porcelana, y si la hubiera, ésta debe ser completamente

retirada limpiando el bushing con el equipo principal desenergizado.

• verificar que no haya daños en la porcelana.

• verificar que no haya filtraciones de ace ite en el bushing.

6.5.2. Bushing Condensivos (ABB)

Su aislación principal consiste en un núcleo de papel impregnado en aceite con capas condensivas

para el control del campo eléctrico, siendo enrrollados directamente sobre el tubo metálico central.

El espacio entre el núcleo aislante y el cuerpo de porcelana es llenada con aceite para transformador.

La cámara de expansión del aceite está localizada en el cabezal del bushing de AT y está herméticamente

sellada, un visor de vidrio también localizado en el cabezal permite controlar el nivel del aceite en el interior del

bushing.

Todos los bushing condensivos están provistos con una toma para medición de las pérdidas dielétricas

y de la capacitancia, con la brida puesta a tierra.

El bushing es acondicionado en caj as de madera, como prevención a posibl es daños físicos.

Los tipos pequeños pueden ser retirados manualmente, empero tipos mayores precisan de plu ma(grúa),

cuerdas, eslingas y talla.

la FIGURA 14 indica los tipos de bushing condensivos y sus aplicaciones .


Rev 2 –10/2003

26

FIGURA 14

IMPORTANTE: Los bushing condensivos utilizados en los transformadores WEG son: GOB,

GOE, GOH y WTXF. La guía de instalación y mantenimiento del tipo aplicado a éste transformador está anexado a éste manual.

7. ACCESORIOS

Otros componentes son necesarios para el perfecto funci onamiento del transformador.

IMPORTANTE: La localización de éstos accesorios están indicados en el plano de dimensiones

externas.

7.1. INDICADOR DEL NIVEL DEL ACEITE

El aceite aislante del transformador se dilata o se contrae conforme varía la temperatura ambiente y la

variación de la carga alimentada por el transformador, en función de ello, habrá elevación o disminución del nivel

del aceite que será mostrado por el indicador de nivel del aceite ( FIGURA 15).

Cuando la alarma es accionada por el micro -interruptor del indicador de nivel, uno de los siguientes

problemas debe estar ocurriendo: pérdida del aceite aislante del transformador o alguna anormalidad con el

propio indicador de nivel.

El indicador de nivel de aceite posee una carcasa de aluminio fundido, siendo que la indicación del nivel

es realizada por un puntero que es accionado por medio de dos magnéticos (imanes) permanentes, que son

acoplados a un flotado r (boya). El movimiento es efectuado por la boya de acuerdo con el nivel del aceite, que

transmite indicaciones precisas al puntero, debido a la gran sensibilidad de los magnéticos. El cuadrante de los

indicadores magnéticos de nivel posee tres indicacione s, o sea: MIN, 25°C y MAX.


Rev 2 –10/2003

27

Advertencias:

• no se debe forzar el micro -interruptor por el movimiento constante de la boya mientras el indicador de

nivel esté guardado o durante el transporte;

• no se debe doblar el asta ni los limitadores de carrera de la misma;

• no se debe colocar peso sobre la boya.

FIGURA 15

7.2. TERMOMETRO DE ACEITE

El termómetro es usado para la indicación de la temperatura del aceite. Existen dos tipos: el termómetro

con asta rígida ( FIGURA 16), usado en transformadores de media potencia, y el termómetro con capilar ( FIGURA

17), usado en transformadores de potencia.

Constituidos de un bulbo, un capilar y un indicador. El bulbo es colocado en la parte mas calien te de l

aceite, próximo debajo de la tapa. El indicador está constituido de una caja, un visor con indicador, un micro -

interruptor, dos punteros de límite, que se mueven por la acción externa, y un puntero de indicación de

temperatura máxima. Este puntero es accionado por la aguja de temperatura, so lamente en la etapa de

ascención de ésta, pues en la reducción permanece inmóvil, posibilitando así la verificación de la temperatura

máxima alcanzada.

De acuerdo a la variación de la temperatura del bulbo, el líquido (mercurio) en su interior sufre dila tación

o contracción, transmitiendo la variación de temperatura hasta el mecanismo interno del indicador del

termómetro, en el mismo instante el puntero indicador es accionado y, dependiendo del valor de la temperatura

alcanzada, el sistema de protección a ccionará la alarma desconectando y realizando el control automático del

dispositivo de enfriamiento del transformador inmerso en aceite.

7.2.1. Fijación y Advertencias

• El termómetro debe ser cableado de manera de evitar filtraciones.

• El capilar no puede ser doblado demasiado ni estirado con fuerza.

• El cuadrante indicador es de construcción hermética, por tal razón la tapa no puede ser retirada.


Rev 2 –10/2003

28

7.2.2. Mantenimiento

La verificación de la indicación de temperatura debe realizarse de la siguiente manera : colocar el bulbo

del termómetro junto con otro termómetro de eficacia comprobada, en un recipiente con líquido a una

temperatura homogeneizada. Inmediatamente comparar los val ores leídos en los dos termómetros, si hubiese

una diferencia de temperatura su perior a 5°C entre los dos valores es aconsejable cambiar el termómetro del

transformador.

Para verificar la regulación de los contactos con la temperatura se debe proceder de la siguiente

manera: sumergir el bulbo del termómetro en un recipiente con líq uido y elevar la temperatura de éste

lentamente, verificando el valor indicado por el puntero en el cuadrante y el accionamiento del micro -interruptor.

El micro-interruptor sale de fábrica debidamente regulado, por tal razón, no habría necesidad de un nuev o ajuste.

TABLA 6 – TEMPERATURA DE ACTUACION DE LOS CONTACTOS

1 contacto 85°C 2 contactos 85/95° 3 contactos 85/95/105°C 4 contactos 85/90/95/105°C

Después de la inspección periódica del termómetro, retrocediendo (girar en e l sentido anti -horario) el

puntero indicador de temperatura máxima hasta apoyar en el puntero principal a través del control externo.

FIGURA 16


Rev 2 –10/2003

29

FIGURA 17

7.3. TERMOMETRO DE ARROLLAMIENTO CON IMAGEM TERMICA

La imagen térmica es la técnica utilizada para medir la temperatura en el arrollamiento del

transformador. Es denominada imagen térmica por reproducir indirectamente la temperatura del arrollamiento.

La temperatura del Arrollamiento, que es la parte mas caliente del transformador, es la temperatura del

aceite aumentada por la sobreelevación de la temperatura del arrollamiento ( ∆t) en relación al aceite.

El termómetro del arrollamiento con imagen té rmica (FIGURA 18) está compuesto de una resistencia de

calentamiento y un sensor de temperatura simple o doble, ambos encapsulados y montados en un pozo

protector, inmerso en una cámara de aceite. El conjunto es instalado en la tapa del transformador, equa lizandose

con la temperatura del quinto superior del aceite, indicando así la temperatura en el punto más caliente del

arrollamiento y dependiendo de los ajustes predefinidos, acciona contactos para control de dispositivos y para

comando de alarma y/o desc onexión del transformador vía disyuntores. La resistencia de calentamiento

(corriente máxima de 2,5A) es alimentada por un transformador de corriente asociado al arrollamiento secundario

del transforma dor principal.

TABLA 7 – REGULACION DE LA TEMPERA TURA

Vf1 85°C Vf2 90°C Alarma 95°C Desconexión 105°C


Rev 2 –10/2003

30

FIGURA 18

7.3.1. Ajuste del Termómetro del Arrollamiento

Este procedimiento tiene por objeto ofrecer los subsidios para el a juste de los termómetros de

arrollamiento marcas RECORD y AKM.

Materiales necesarios:

• destornillador;

• multitest o puente para medir resistencia.

Después de la realización del ensayo de elevación de temperatura del transformador, y a través de éste

ensayo, se ajusta el resistor variable y simultánea mente, se ajusta la corriente que circula por la bobina de

calentamiento, en consecuencia la temperatura dentro del pozo es el valor de temperatura máximo del

arrollamiento.

• Obtención de la corriente en el elem ento de calentamiento: Con la temperatura de elevación

arrollamiento -aceite proveniente del ensayo de calentamien to, o a falta de éste, utilizar los valores

de proyecto, vamos al GRAFICO 2. Con el valor de la temperat ura del quinto superior del aceite

(proveniente de ensayo de calen tamiento o del proyecto), se escoge la curva o una aproximación

de ellas. Con la elevación de temperatura arrollamiento -aceite se obtiene el valor corriente ( I) en el

elemento de calentamiento;

• Obtención de la corriente I1:

p

n

III 5

1×

=

dónde:

In = corriente nominal referido a la mayor potencia del transformador (último escalón de

ventilación).

Ip = corriente primaria del TC.


Rev 2 –10/2003

31

FIGURA 19

• Obtención de la resistenci a de ajuste en Ohms (R):

− RECORD: es realizado con el uso de la siguiente relación:

IIIR

−×

=1

2

− AKM: por el GRAFICO 2 y a través del gradiente es hallado el valor de I. hacemos 1II

y a

través del GRAFICO 3 el valor de R es o btenido.

• Ajuste:

− Record: el ajuste es realizado en el resistor variable de 1,0 Ω colocado en la caja de

conexiones. Se mide la resistencia hasta el valor de la resistencia de ajuste calculada

anteriormente usándose el puente (preferentemente) o un multitest . Fijar la parte del resistor

cuando alcanzado el valor R;

− AKM: el ajuste es realizado ajustándose el valor del resistor variable interno y el resistor

variable externo. La resistencia equivalente de los dos resistores variables debe ser igual al

valor de R, hallado en el GRAFICO 2.

IMPORTANTE: Si se percibiera alguna anormalidad a través de la inspección periódica o co n el

transformador en funcionamiento, solicitamos que ésta situación sea inmediatamente comunicada a WEG

Transformadores.

− Aumento de la te mperatura por encima de la temperatura del aceite, en relación a la corriente de

calentamiento ∆T = t(I);

− Bulbo en pozo lleno de aceite;

− Baño de aceite agitado por hélice, temperatura ambiente = 25°C.


Rev 2 –10/2003

32

GRÁFICO 2

∆T [°C]

I [A]


Rev 2 –10/2003

33

GRÁFICO 3

7.4. CONTROLADORES MICROPROCESADOS DE TEMPERATURA

Los controladores microprocesados de temperatura fueron desarrollados para sustituir, con las ventajas

de la tecnología microprocesada, los termómetros de aceite y arrollamiento tradicional es uti lizados en

transformadores y reactores de potencia.

Este equipo recibe el valor de la resistencia de un sensor, generalmente PT100 (FIGURA 22), y lo

transforma (a través de un tr ansductor incorporado, FIGURA 20) en temperatura equivalente, la cuál es vista en

el monitor de temperatura (FIGURA 21), con panel frontal digital.

Desempeñan diversas funciones de control y accionamiento de contactos, siendo que a través de un

teclado frontal podemos configurar los parámetros de su actuación y leer los valores medidos y seteados

(manual del fabricante).

IMPORTANTE: Consultar el manual del monitor de temperatura del fabricante, anexo a éste

manual

Los modelos de monitores de temperatura utilizados están descr iptos a continuación:

a) MT1, fabricado por Tree Tech (FIGURA 21), controlador normalmente llamado moni tor de

temperatura; posee entrada para sensor de temperatura del aceite del transformador y para un

transformador de corriente (TC); normalmente este sensor es un PT100 ( FIGURA 22) pero también

puede ser realizado en Cu10 u otro material, el TC es utilizado para compensación de la

temperatura del arrollamiento, o sea, entre otras funciones nos provee la temperatura del aceite y

del arro llamiento.

b) MT2, sirve para indicar sólo la temperatura de dos arrollamientos y no posee entrada para sensor

de la temperatura del aceite, por lo tanto debe ser usado en conjunto con el MT1 cuándo sea

necesaria la indicación de temperatura de los demás arr ollamientos.


Rev 2 –10/2003

34

c) Trafo-guard (fabricación AKM), es un controlador microprocesado un poco mas completo, aunque

bastante más caro; a través de teclado digi tal f rontal se puede seleccionar el ajuste que se quiere y

setear los valores de accionamiento de los relés ; éste controlador posee entrada para sensor de

temperatura tipo PT100 colocado en el tope (quinto superior) del aceite y otro en el fondo del

transformador, de manera de obtener la temperatura media. Posee entrada para tres TC’s, de

manera a indicar tres temperaturas del arrollamiento y entrada para un indicador de nivel de aceite;

como salida, posee cuatro relés para indicación de la temperatura del aceite, cuatro para la

temperatura de cada arrollamiento y dos para indicación del nivel del aceite. Todos con

temporizador de accionamiento; posee también salidas analógicas para indicación de cuatro

temperaturas e interfase serial de comunicación RS 232 que permite impresión de los datos o

conexión a una PC.

Los controladores microprocesados son necesarios c uando el cliente solicita indicación digital de

temperatura en el transformador, pues los termómetros usuales son analógicos.

FIGURA 20 FIGURA 21

FIGURA 22


Rev 2 –10/2003

35

7.4.1. PT100

El PT100 es construido con un sensor de platino que permite la lectura de temperaturas de – 25°C hasta

850°C. Cuando hay variación de temperatura, su resistencia óhmica cambia ( GRÁFICO 4), permitiendo de ésta

forma la conversión de ésta resistencia en temperatura a través del transductor de temperatura.

Se debe observar periódi camente los contactos y condici ones físicas del bulbo y cableado del PT100.

GRÁFICO 4

7.5. RELE BUCHHOLZ

El relé de gas ( FIGURA 23) tiene por finalidad prot eger equipos inmersos en líquido aisla nte, a través de

la supervisión del flujo anormal del aceite o ausencia de éste, y la formación anormal de gases por el equipo.

Normalmente son utilizados en transformadores que poseen tanque para expansión del líquido aislante. Este tipo

de relé detecta d e forma precisa, por ejemplo, los siguientes problemas: pérdida del líquid o aislante, corto-

circuito interno del equipo ocasionando gran desplazamiento de líquido aislante, formación de gases internos

debido a fallas intermitentes o continuas que estén ocu rriendo en el interior del equipo.

El relé de gas es normalmente instalado entre el tanque principal y el tanque de expansión de aceite de

los transformadores. La carcasa del relé es de acero fundido, posee dos aberturas con conexión a bridas y

además dos visores, en los cuales hay indicada una escala graduada en volumen de gas. Internamente se hayan

dos boyas, la boya superior es forzada a descender (esto acontece también en el caso que haya pérdida de

aceite). Si por una producción excesiva de gas es pro vocada una circulación de aceite en el relé, es la boya

inferior que actúa, antes de que los gases formados alcancen el relé. En ambos casos, las boyas al sufrir el

desplazamiento accionan contactos.


Rev 2 –10/2003

36

El relé de gas posee un dispositivo para prueba y bloq ueo de las boyas internas. Para verificar el

funcionamiento de los contactos del relé con el mismo instalado en el transformador, proceder de la siguiente

forma:

Alarma:

• Conectar un medidor de resistencia en los terminales + C - D. Deberá indicar circuito abierto;

• Retirar el tapón del dispositivo de prueba e introducirlo al contrario dentro del dispositivo bajando al

máximo toda su envergadura. El medidor de resistencia deberá indicar circuito cerrado.

Desconexión

• Conectar un medidor de resistencia en lo s terminales + A - B. Deberá indicar circuito abierto;

• Retirar el tapón del dispositivo de prueba e introducirlo al contrario dentro del dispositivo bajando al

máximo toda su envergadura. El medidor de resistencia deberá indicar circuito cerrado.

Antes de la energización del transformador, se procederá a las siguientes verificaciones (FIGURA 24):

• Retirar la tapa del dispositivo de prueba del relé;

• Retirar el pino traba -boyas de adentro del dispositivo de prueba. Las boyas quedarán libres;

• Recolocar la tap a del dispositivo de prueba del relé;

• Purgar el aire de adentro del relé a través de la válvula de aire (de 1/8”) localizada en la tapa del

relé;

• Verificar posibles pérdidas en el relé, ocurridos durante el montaje del transformador y reparar;

• Verificar el correc to montaje del relé, en rel ación al fluj o de aceite, que deberá estar con l a flecha

direccionada hacia el tanque de expansión de aceite del transformador.

En el caso que la alarma suene sin que el transformador sea desconectado, se deberá desconect arlo

inmediatamente. Enseguida hacer el ensayo del gas retirándolo del interior del relé. En éste caso el origen del

defecto puede ser evaluado de acuerdo con el resultado del ensayo del gas, o sea:

• gas combustible (presencia de acetileno): en éste caso de be haber un defecto a ser reparado en la

parte eléctrica;

• gas incombustible (sin acetileno): en éste caso tenemos el aire puro, el transformador podrá ser

conectado nuevamente s in peligro, después de purgar (sangrí a) el relé. La alarma sonando

repetidamente indica aire dentro del transform ador, desconecte y repare la falla;

• Ninguna formación de gas (nivel de gas en el relé está bajando y una cantidad de aire es

succionada a través de la válvula abierta), en éste caso el nivel de aceite está muy bajo,

posiblemente debido a una pérdida de aceite. Llene con aceite hasta el nivel de control y haga un

ensayo de estanqueidad.

El transformad or es desconectado sin alarma previa. En éste caso el mismo debe haber sido

sobrecargado térm icamente. Conéctelo nuevament e después de un intervalo considerable para permitirle su

enfriamiento. El defecto podrá encontrarse en el contacto de corto -circuito en el sistema de relés de protección.

La alarma suena, y el transformador es desconectado inmediatamente antes o después que el mismo

haya sonado. En éste caso una de las fallas citadas anteriormente debe ser la causa. Realizar el ensayo del gas

y proceder conforme descrito anteriormente.


Rev 2 –10/2003

37

FIGURA 23

FIGURA 24

ATENCION

Dispositivo de traba de las boyas para transporte y pruebas de los contactos: Después de la instalación

del relé retire el inserto en la parte interna que traba las boyas.

Funcionamiento: Para la prueba de los contactos presione la parte interna con el pino de la tapa, los

contactos deben actuar automáticamente si todo estuviese funcionando cierre nuevamente el dispositivo para

que no haya pérdida. De ésta forma el relé estará en condiciones de entrar en operación.

OBS.: El inserto es utilizado sólo para transporte.


Rev 2 –10/2003

38

7.6. SECADOR DE AIRE

Con el fin de mantener un elevado índice en el valor del dieléctrico del líquido aislante de los

transformadores, éstos son equipados con secadores de aire ( FIGURA 25), los cuáles debido a su cap acidad de

absorción de humedad, secan el aire aspirado que fluye al transformador.

El secador de aire es compuesto de un recipiente metálico, en el cuál está contenido el agente secador

(sílica gel), ademá s de una cámara para el aceite colocada delante de l recipiente (que contiene el agente),

aislándolo de la atmósfera. El secador de aire es colocado en el extremo del tubo de pasaje. Durante el

funcionamiento normal del transformador el aceite se calienta y se dilata, expulsando el aire del conservador a

través del secador. Habiendo disminución de la carga del transformador o de la temperatura ambiente, también

habrá disminución de la temperatura del aceite, acompañada de la respectiva reducción del volumen.

Formándose entonces, una depresión de aire en el conservador y éste aire pasará primeramente por el cu erpo

de aceite, dónde serán eliminadas las impurezas sólidas para luego atravesar los cristales de sílica gel, que

absorberá la humedad del aire. El aire ya tot almente limpio y sin humedad ingresa en el conservador.

La frecuencia para el reemplazo del sílica gel varía conforme el tamaño del equipo, variación de la carga

y la temperatura ambiente. Si el color del sílica gel comienza a tornarse rosada es necesario que se haga el

reemplazo o el secado del mismo. Cuando fuese realizado el reemplazo, primero se debe retirar el sílica gel

húmedo y en su lugar debe ser colocado sílica gel seco. Secar apropiadamente el sílica gel que fue retirado y

guardarlo para un próximo re emplazo. Se debe secar el sílica ge l húmedo hasta que alcance nuevamente la

coloración azul para que pueda ser utilizada nuevamente. Este sílica gel recuperado debe ser guardado en

recipiente herméticamente cerrado para protegerlo de impurezas y humedad. El aceite del cuerpo del secador

debe ser reemplazado siempre que se perciba la presencia de impurezas (utilizar el mismo aceite del

transformador). Prestar especial atención al tubo de respiro, de modo que su extremo esté siempre inmerso en el

aceite del cuerpo del secador. El nivel del ace ite debe ser ajustado con la marca de color rojo.

FIGURA 25

7.6.1. Sílica Gel

El agente secador, denominado sílica gel es vítreo y duro, químicamente casi neutro y altamente

higroscópico. Es un silicio impregnado con cloreto d e cobalto de color azul celeste en estado activo y de aspecto

cristalino.


Rev 2 –10/2003

39

Debido a la absorción de agua se torna rosada, debiendo entonces ser substituido. Tiene una vida

prolongada a través del proceso de secado, que pude ser aplicado en repetidas oport unidades, pudiendo así ser

reutilizado.

La higroscopicidad del sílica gel pude ser restablecida por el calentamiento en estufa a la temperatura

de 80 a 100 ºC, evaporando de ésta manera el agua absorbida. Con el fin de acelerar el proceso de secado, es

conveniente remover constantemente los cristales hasta la recuperación total de su color característico. Debe

evitarse a toda costa el contacto con el aceite para que no pierda su color azul, tiñéndose de marrón o de negro

tornándose en consecuencia inutiliz able. Después de su regeneración el sílica gel debe ser inmediatamente

conservado en un recipiente seco y herméticamente cerrado.

TABLA 8 – CARACTERÍSTICAS DEL SÍLICA GEL

Coloración azul Sílica gel seco Coloración roja Sílica gel con aproximadamente 20% de humedad absorbida.

Coloración clara (o rosada) Sílica gel con 100% de humedad absorbida (saturado).

7.7. DISPOSITIVO DE ALÍVIO DE PRESION

Los dispositivos de alivio de presión son instalados en transformadores inmersos en líquido aislante con

el fin de protegerlos contra posible deformación o rotura del tanque en casos de defectos internos por la

consecuente aparición de presión elevada. Pueden ser divididos en dos tipos básicos:

a) tipo membrana ( FIGURA 26), o también conoci do como tubo de explosión (tubo de metal), en el

cuál el alivio de presión ocurrirá por la rotura de una membrana de fenolite. Siempre que el

transformador sea sometido a vacío, esa membrana debe ser aislada (protegida) del tanque. Se

tomarán los cuidados necesarios al manipular ésta membrana para no dañarla. Durante el

transporte del equipo deberá usarse una protección para preservar la integridad de ésta membrana,

ésta protección debe ser obligatoriamente retirada antes de la puesta en servicio del transf ormador.

Verificar si la membrana está en buenas condiciones.

FIGURA 26

b) tipo válvula ( FIGURA 27), es una válvula con resortes, extremamente sensible y rápida (opera en

menos de dos milésimos de segundo) p rovista de un sistema de amplificación instantánea de la

fuerza de actuación, también conocida como VAP. De cierre automático después de su operación

impide de éste modo la entrada de cualqui er agente externo al interior del transformador. No

necesita ser aislada del tanque cuando éste es sometido a vacío.


Rev 2 –10/2003

40

FIGURA 27 – VAP IMG

FIGURA 28 – VAP COMEM

7.7.1. Detalles Constructivos

La brida de aluminio (FIGURA 29) (1) es fijada al tanque por medio de tornillos y sellada por la

guarnición (2); el disco de acero inoxidable (3) es presionado por los dos resortes (6 y 7) y sellado por las

guarniciones (4 y 5). Cuando la presión que actúa sobre el área del disco (3) limitada por la gu arnición (4) llega al

valor de la presión de operación determinado por los resortes, el disco se desplaza ligeramente para arriba,

pasando entonces la presión a actuar sobre una área mayor definida por la guarnición (5) resultando así una

fuerza mayor que ocasiona la total e instantánea abertura de la válvula. Después de reducida la presión a valores

normales, los resortes hacen que el disco (3) retorne a su posición normalmente cerrado.

Un indicador mecánico (8) es impulsado para arriba por el disco (3) y el pino indicador (8), de

color vivo, que indica claramente que la válvula actuó, es mantenido en la posición de alarma por medio de un 0 -ring (9), pudiendo ser rearmado manualmente empujándolo para abajo contra el disco .

Sobre pedido puede ser suministr ado con una llave de alarma (10) a prueba de intemperie

accionada por el disco (3) de la válvu la y rearmada ma nualmente por medio de la palanca (11).

Un pequeño orificio de sangría del espacio entre las guarniciones (4 e 5) evita operaciones anormales

de la válvula por eventual sello imperfecto entre guarnición y disco o por la presencia de partículas sobre las

guarniciones.


Rev 2 –10/2003

41

La válvula es suministrada normalmente para presión de operación de 0,7kgf/cm² ± 10% y con

guarniciones de elastómero nitrílico.

FIGURA 29 – VAP IMG

FIGURA 30 – VAP COMEM

TABLA 9 – MODELOS IMG

VP 02 Sin contacto VP 02/1 Con 01 contacto (alarma) TIPO VP 02/2 Con 02 contactos (ala rma y desconexión)

ALARMA VP 02/1 VP 02/2

El dispositivo es accionado cuando la presión interna del tanque supera 0,7 ± 0,07kg/cm 2.

Circuito Normalmente abierto CONTACTO Capacidad 4A/220Vca e 0,6A/110Vcc

7A/127Vca e 0,78A/127Vcc

Cuando los contacto s de la VAP 02/1 y VAP 02/2 fueren accionados, uno de los siguientes problemas

deben estar ocurriendo:


Rev 2 –10/2003

42

• Avería interna: proceder a un análisi s del gas en el aceite, medir la rigidez dieléctrica del aceite y la

resistencia de aislación del transformador.

• Avería en la llave sellada: si el contacto de alarma fuese accionado sin que haya accionado el VAP

lo más probable es que la anormalidad sea de la propia llave sella da, por lo tanto se debe

inspeccionar la misma.

7.8. RELÊ DE PRESION SÚBITA

El relé de presión súbita ( FIGURA 31) es un accesorio de protección para transformadores del tipo

hermético (sellado). Normalmente el relé de presión súbita es instalado encima del nivel máximo del líquido

aislante, en el espacio comprendido entre el líquido aislante y la tapa del transformador. P ero también es

aceptable el montaje horizontal sobre la tapa del transformador.

El relé es proyectado para actuar cuando ocurren defectos en el transformador que producen presión

interna anormal, siendo su operación ocasionad a sólo por los rápidos cambios de la presión interna (gradientes

de presión superiores a 0,2atm/s) independiente de la presión de operación del transformador. Por otro lado el

relé no opera con los cambios lentos de la presión, propia del funcionamiento no rmal del transformador, así como

durante perturbaciones del sistema (rayos, sobretensiones de maniobra o corto -circuito), a menos que tales

perturbaciones produzcan daños al transformador.

Cuando el transformador es transportado lleno de líquido aislante o es llenado en el campo con vacío,

es importante verificar que no penetre líquido aislante en el orificio equalizador de presión o en el interior del relé.

Normalmente la brida a la cuál es fijado el relé es suministrado con brida ciega para sellado, ést e accesorio es

suministrado separadamente, debiendo ser desmontado después de concluida la instalación del transformador y

su llenado con líquido aislante.

FIGURA 31

7.9. REGULADOR DE TENSION

El regulador de tensión tiene com o objetivo controlar el valor de la tensión en el secundario del

transformador, proporcionando el ajuste de la misma, en el caso de una caída o aumento inesperado de la

tensión de alimentación del primario. El trabaja en conjunto con el accionamiento a mot or, que tiene la finalidad

de la conmutación de los tap’s bajo carga.


Rev 2 –10/2003

43

Los fabricantes de reguladores de tensión utilizados en los transformadores WEG son: RT1 e RT2 de la

Tree Tech y VC 100 -BU de la MR.

IMPORTANTE: El manual de instrucción del fabricante del regulador de tensión utilizado en éste transformador está anexado a éste manual.

8. CONMUTADORES

8.1. CONMUTADOR DE DERIVACION SIN TENSION TIPO ROTATIVO – ACCIONAMIENTO MANUAL

El conmutador de derivaciones tipo rotativo permite cambiar la relaci ón de tensión de un transformador

desenergizado por adición o remoción de espiras sin la necesidad de abrir el transformador. El conmutador de

derivaciones rotativo ( FIGURA 32) se compone de pinos de cobre fijos entre dos paneles de material aislante. La

manivela con el contacto móvil dispone de una o más cuñas estañadas, dependiendo de la corriente que deba

soportar. Estas cuñas son posicionadas por potentes resortes de acero que aseguran alta presión entre la cuña y

los pinos. El proyecto determ ina el tipo de mec anismo de operación externa de l conmutador requerido para cada

caso. El conmutador de derivaciones y el mecanismo de operación son normalmente embarcados

completamente montados y con los contactos en la posición de tensión n ominal.

FIGURA 32 – CONMUTADOR TIPO ROTA TIVO


Rev 2 –10/2003

44

FIGURA 33 – MONTAJE DEL CONMUTADOR TIPO ROTATIVO

FIGURA 34 – ACCIONAMIENTO DEL CONMUTADOR

OBS.: El conmutador de derivaciones tipo rotativo y el mecanismo de operación no requieren de

mantenimiento. Sin embargo, si por ventura fuera necesario, entrar en contacto con la Asistencia Técnica WEG.


Rev 2 –10/2003

45

8.2. CONMUTADOR DE DERIVACI ON LINEAL SIN TENSION

Los conmutadores lineales sin tensión permiten cambiar la relación de tensión de un transformador

desenergizado por adición o remoción de espiras sin que sea necesario abrir el transformador. Este tipo de

conmutador es constituido p or dos reglas, una conteniendo las escobas (placas de cobre) y la o tra el engrenaje

que permite hacer el cambio de posición y los pinos fijos de latón para la conexión de los cables y con la escoba.

Cada maniobra corresponde a una posición, sin embargo es recomendable que en cada cambio de tap, las

escobas sean llevadas hasta el fin de carrera para permitir la limpieza de sus contactos.

FIGURA 35 – CONMUTADOR LINEAL CAPT

FIGURA 36 – CONMUTADOR LINEAL SQUARIO


Rev 2 –10/2003

46

8.3. CONMUTADOR DE DERIVACION BAJO CARGA – ACCIONAMIENTO A MOTOR

El conmutador bajo carga sirve para posicionar el conmutador en el tap necesario.

Lo que realiza la maniobra de conmutación es un sistema de motor, reductor, contactor, y si stema de

comando eléctrico (contactores, llaves, etc.). El comando (manual o automático) es enviado a los contactores

que realizan el proceso de accionamiento del motor. El motor a su vez en conjunto con el reductor, rea liza el giro

necesario para la conmutación del tap.

Los conmutadores bajo carga utilizados en los tra nsformadores WEG son de MR del Brasil y de ABB.

FIGURA 37 – CONMUTADORES BAJO CARGA

(a) MR del Brasil (b) ABB

IMPORTANTE: El manual técnico del conmutador bajo carga utilizado en este transformad or está

anexo a este manual.

9. ACEITE MINERAL AISLANTE

El aceite mineral es utilizado cumple con dos funciones importantes en los transformadores de potencia:

la refrigeración y la aislación eléctrica interna del mismo.

La refrigeración es facilitada a través de las aletas (radiadores) de los transformadore s dentro de las

cuáles el aceite caliente intercambia temperatura con el medio ambiente y realiza un cíclo dónde el aceite

caliente sube (top oil) y se desplaza por las aletas enfriándose por el con tacto con el aire, llegando al fondo del

tanque del transformador comenzando así nuevamente el mismo proceso.

La aislación de la parte activa del transformador es de suma importancia, ya que en su interior las

misma están m uy próximas y sujetas a arcos v oltaicos que pueden comprometer su perfecto funcionamiento.

Existen dos tipos de aceite mineral aislante: el Nafténico (Tipo A) y el Parafínico (Tipo B).


Rev 2 –10/2003

47

a) Nafténico: se trata de aceite aislante, sin inhibidor, de base nafténica, importado “in -natura”, que es

sometido a cuidadoso proceso de secado para encuadrarlo en la Resolución CNP 06/85 y

Reglamento Técnico CNP 18/85. Este producto es suministrado en tambores revestidos de resina

epoxi y a granel. Presenta un desempeño que lo sitúa dentro de los más elev ados estándares

internacionales para ést e tipo de producto, pudiendo por eso ser recomendado sin restr icciones

para transformadores de elevada tensión y disyuntores que emplean acei te mineral aislante, éste

aceite es aprobado por grandes fabricantes de tra nsformadores

b) Parafínico: éste aceite es suministrado “in -natura” tanto a granel como en tambores. De base

parafínico que mediante secado y tratamiento físico -químico adecuado (contacto con arcilla), puede

ser usado en transformadores. Por ser un producto q ue requiere tratamiento previo para ser usado

como aceite aislante, su desempeño no es garantizado por la distribuidora. La Resolución de

CNP09/88 y Reglamento Técnico CNP 06/79 se refiere a la aplicación del aceite parafínico en

transformadores de tensió n hasta 145kV.

TABLA 10 – CARACTERÍSTICAS DO ÓLEO MINERAL ISOLANTE TIPO A (PARA TENSÃO MÁXIMA DO

EQUIPAMENTO SUPERIOR A 145kV)

Valores Garantizados Caracterí sticas (A) Método de Ensayo Unidad

Mínimo Máximo Densidad, 20/4 oC (B) NBR 7148 - 0,861 0,900

a 20 oC 25,0 a 40oC 11,0 Viscosidad cinemática (C) a 100oC

NBR 10441 mm2/s - 3,0

Punto de fulgor (B) NBR 11341 oC 140 - Punto de fluidez (B) NBR 11349 oC - -39 Índice de neutralización (B) ASTM D 974 mgKOH/g - 0,03 Tensión interfacial a 25 oC (B) (G) NBR 6234 mN/m 40 - Color ASTM ASTM D 1500 - - 1,0 Tenor de agua (B) (D) NBR 5755 mg/kg - 35 Clorados y sulfatos NBR 5779 - Ausentes Asufre corrosivo NBR 10505 - Ausente Punto de anilina (B) NBR 11343 oC 63 84 Índice de refracción a 20 oC NBR 5778 - 1,485 1,500 Rigidez dieléctrica (B) (D) NBR 6869 kV 30 -

a 100oC ASTM D 924 0,50 Factor de pérdidas dielétricas (D)(E)(G) o Factor de disipación a 90oC IEC 247

%

- 0,40

Tenor de inhibidor de oxidación DBPC/DBP ASTM D 2668 % masa - 0,08 Porcentaje de carbonos ASTM D 2140 % Anotar Estabilidad a la oxidación: (F) . índice de neutralización . borra . factor de disipación, a 90 oC(IEC247)

IEC 74 mgKOH/g %masa

%

-

0,4 0,10 20

(A) Antes de iniciarse la inspección, el proveedor debe presentar al inspector certificado con los valores de todas las caracte rísticas del producto ofrecido contenidas en ésta Tabla.

(B) Estos ensayos deben ser efectuados por el proveedor , en presencia del inspector, en muestras retiradas de los tambores o tanques así como los demá s ensayos, si es considerado necesario.

(C) El ensayo de viscosidad cinemática debe ser realizado en dos temperaturas entre las citadas. (D) Los ensayos de tenor de agua y rigidez dieléctrica no se aplican a productos transportados en barcos o

camiones-tanques, o almacenados en tanques en los que pueda ocurrir absorción de humedad. En éste caso, debe ser procesado con tratamiento físico adecuado para que se restablezcan los valores especificados en el presente reglamento té cnico.

(E) Esta especificación re quiere que el aceite aislante cumpla con el limite de factor de potencia a 100 oC por el método ASTM D 924, o al factor de disipación a 90 oC por el método IEC 247. Esta especificación no exige que el aceite aislante cumpla con los limites medidos por ambo s métodos.


Rev 2 –10/2003

48

(F) El ensayo del factor de disipación a 90 oC, del aceite oxidado por el método IEC 74, es realizado conforme método IEC 247 y después la preparación de ese aceite es hecha de acuerdo con el item 10.4.1 del método de ensayo IEC 10A (Central Off ice) 56.

(G) Estos items no son válidos para refinerías que, sin embargo, deben entregar el producto en condiciones tales que mediante tratam iento convencional por absorción con arcilla por parte de las distribuidoras, se encuadre en los valores especific ados.

Nota: Los datos de ésta Tabla están de acuerdo con l Resolución CNP 06/85 y con el Reglamento Técnico correspondiente, CNP 18/85.

TABLA 11 – CARACTERÍSTICAS DEL ACEITE MINERAL AISLANTE TIPO B (PARA TENSION MAXIMA DEL

EQUIPO IGUAL O INFERIOR A 145kV)

Valores garantizados Características (A) Método de Ensayo Unidad

Mínimo Máximo Densidad 20/4 oC (B) NBR 7148 - - 0,860

a 20oC 25,0 a 40oC 12,0 Viscosidad cinemática (C) a 100oC

NBR 10441 mm2/s - 3,0

Punto de fulgor (B) NBR 11341 oC 140 - Punto de fluidez (B) NBR 11349 oC - -12 Índice de neutralización (B) ASTM D 974 mgKOH/g - 0,03 Tensión interfacial a 25 oC NBR 6234 mN/m 40 - Color ASTM ASTM D 1500 - - 1,0 Tenor de agua (B) (D) NBR 5755 mg/kg - 35 Azufre corrosivo NBR 10505 - Ausente Azufre total ASTM D 1552 % masa - 0,30 Punto de anilina (B) NBR 11343 oC 85 91

NBR 6869 30 - Rigidez dieléctrica (B) (D) IEC 156

kV 42 -

Índice de refracción a 20 oC NBR 5778 - 1,469 1,478 a 100oC ASTM D 924 - 0,50 a 90oC IEC 247 - 0,40

Factor de pérdidas dieléctricas (B) (E) (G) u Factor de disipación a 25oC ASTM D 924

% - 0,05

Tenor de inhibidor de oxi dación DBPC/DBP AST D 2668 No detectable

Tenor de carbonos aromáticos ASTM D 2140 % 7,0 - Estabilidad a la oxidación: (F) . índice de neutralización . borra . factor de disipación a 90 oC (IEC 247)

IEC 74 mgKOH/g % masa

%

- - -

0,40 0,10 20

(A) Antes de iniciar la inspección, el proveedor debe presentar al inspector certificado con los valores de todas las características d el producto ofrecido contenido en ésta T abla.

(B) Esos ensayos deben ser efectuados por el proveedor en presencia del inspector en muestras retiradas de de los tanques, así como los demás ensayos si son consi derados necesarios.

(C) El ensayo de viscosidad cinemática debe ser realizado en dos temperaturas entre las citadas. (D) El ensayo de tenor de agua y rigidez dieléctrica no se aplican a productos transportados en barco o

camiones tanque, o almace nados en tanques en los que pueda ocurrir absorción de humedad. En éste caso debe procesarse con trat amiento físico adecuado para que se restablezcan los valores especificados en el presente reglamento técnico.

(E) Esta especificación requiere que el aceite aislante cumpla el límite aislante de factor de potencia a 100 oC por el método ASTM D 294, o el factor de di sipación a 90 oC por el método IEC 247. Esta especificación no exige que el aceite aislante cumpla con los límites medidos por ambos.

(F) El ensayo del factor de disipación a 90 oC, del aceite oxidado por el método IEC 74, es realizado conforme método IEC 247 y después la preparación de ese aceite es hecha de acuerdo con el item 10.4.1 del método de ensayo IEC 10A (Central Office) 56.

(G) Estos items no son válidos para refinerías que, sin embargo, deben entregar el producto en condiciones tales que mediante tratam iento convencional por absorción con arcilla por parte de la s distribuidoras, se encuadre en los valores especificados.

Nota: Los datos de ésta Tabla están de acuerdo con la Resolución CNP 09/88, con el Reglamento Técnico correspondiente, CNP 06/79, y con su revisión número 2, de 01 de noviembre de 1988.


Rev 2 –10/2003

49

9.1. TRANSFORMADOR PROVISTO DE GAS SECO Y CONSERVADOR NO RESISTENTE AL VACIO

a) Después del proc eso de vacío (conforme ANEXO C), proceder al llenado de l transformador

(válvula inferior) con aceite bajo vacío (sistema termovacío), hasta aproximadamente, 150mmHg o

0,2kgf/cm² abajo de la da tapa.

b) Quebrar el vacío entre el nivel de óleo y la tapa con gas seco hasta que el vacuómetro indique

valor cero.

c) Desmontar la manguera de la bomba de vacío.

d) Montar registro s y relé de gas en la tubería, abrir los registros instalad os.

e) Abrir el robinete B o el instalar secador de aire sin a sílica gel.

f) Continuar el llenado, ahora preferentemente por la válvula superior del transformador, hasta que el

nivel del conservador sea compatible con la temperatura del aceite (detectable por e l indicador de

nivel).

g) Cerrar el robinete B.

h) Verificar el correcto funcionamiento del sistema de preservación de aceite (bolsa o membrana de

nitrilo), en caso que esto sea aplicable.

i) Inyectar nitrógeno en la bolsa hasta que la presión interna de ésta alc ance 0,05kgf/cm 2, no permitir

que la presión de llenado exceda 0,05kgf/cm 2 para que la bolsa se acomode lentamente tomando

su formato natural y el aceite se desplace hacia la parte superior del conservador en un tiempo

aproximado de 40 minutos. Observar qu e el puntero del indicador magnético comience a moverse

hacia el nivel mínimo.

j) Iniciar el proceso de presurización de la misma aplicando como máximo 0,05kgf/cm 2 y aguardar a

que la bolsa se acomode, operación que es verificada por la indicación de presión positiva en el

manovacuómetro. Atención, repetir éste proceso hasta que la presión interna de la bolsa alcance

0,1kgf/cm 2 en un tiempo aproximado de 40 minutos, aguardar la estabilización de la presión antes

de finalizar la presurización.

FIGURA 38 – TRANSFORMADOR PROVISTO DE GÁS SECO Y CONSERVADOR NO RESISTENTE AL VACIO


Rev 2 –10/2003

50

9.2. TRANSFORMADOR PROVISTO DE GAS SECO Y CONSERVADOR RESISTENTE AL VACIO

a) Después DEL proceso de vacío (conforme ANEXO C), pro ceder al llenado del transformador con

aceite bajo vacío (sistema termovacío) por una de las válvulas del tanque (superior o inferior).

b) Efectuar el llenado hasta el nivel adecuado en el conservador, compatible con la temperatura del

aceite (detectable por el indicador de nivel).

c) Desconectar la bomba de vacío.

d) Quebrar el vacío con gas seco entre el nivel de aceite en el conservador y el tope (punto más alto)

del conservador.

e) Desconectar la manguera de vacío.

f) Cerrar la brida.

g) Instalar secador de aire.

h) Verificar el correcto funcionamiento del sistema de preservación de aceite (bolsa o membrana de

nitrilo), caso que sea aplicable.

FIGURA 39 – TRANSFORMADOR PROVISTO DE GAS SECO Y CONSERVADOR RESISTENTE AL VACIO

9.3. TRANSFORMADOR CON NIVEL DE ACEITE REBAJADO.

a) Abrir los registros instalados junto al relé de gas.

b) Abrir el robinete B o instalar el secador de aire.

c) Efectuar el llenado (a través de la válvula superior e inferior) con filtro prensa hasta el ni vel

adecuado en el conservador, compatible con la temperatura del aceite (detectable por el indicador

de nivel).

d) Cerrar el robinete B.


Rev 2 –10/2003

51

e) Verificar el correcto funcionamiento del sistema de preservación de aceite (bolsa o membrana de

nitrilo), caso que sea ap licable.

FIGURA 40 – TRANSFORMADOR CON NIVEL REB AJADO

9.4. CONSIDERACIONES GENERALES

En el caso de drenaje del tanque es necesario efectuar un nuevo proceso de vacío conforme ANEXO

C. Después de la colocación del aceite aislante se deberá retirar una muestra para efectuar el ensayo de rigidez

dieléctrica y si fuera posible el tenor de agua y factor de potencia. En el caso que los resultados no sean

satisfactor ios, circular el aceite conforme desc rito a continuación (FIGURA 41):

• Retirar cilindro de nitrógeno de la tubería de aire e instalar el secador de aire.

• Conectar mangueras de la termovacío.

• Bloquear: válvula 3;

• Succión: válvula 4;

• Abrir las válvulas “mariposa” de los radiadores y válvulas 2, 3 y 4; cerrar las válvulas 1, 5 y 8;

• Hacer circular el aceite al menos tres veces su volumen a temperatura de 55º ± 5º a la salida de la

máquina.

• Después de la circulación, ejecutar ensayos del aceite y verificar los resultados, en el caso que

éstos sean insatisfactorios continuar con el proceso de circulación hasta que éstos respondan a los

valores de la TABLA 10 y 11.

Realizar estanqueidad (ver FIGURA 41):

• Cerrar las válvulas 1, 3, 4 e 5 (8 abierta).

• Abrir todas las válvulas “mariposa” de los radiadore s y válvulas 2 y 6.

• Retirar vacuómetro de mercurio de la válvula 06 e instalar manovacuómetro.

• Aplicar presión de 0,35kgf/cm 2, con aire seco o nitrógeno por la válvula 7.


Rev 2 –10/2003

52

• Anote la temperatura del termómetro de aceite de la unidad de presión colocada

• Después de 24 horas, anote nuevamente la temperatura del aceite y la presión.

• Con los resultados medidos, evalúe si hay pérdidas.

• Si de la evaluación se desprende que hay pérdidas de presión, se deberán verificar las pérdidas:

− De aceite: a lo largo de todos los cordones de soldadura de la unidad, guarniciones, radiadores y

conservador por debajo del nivel de aceite.

− De aire: ao longo das tabulações de gás dos secadores de ar, e outras partes acima do nível De

aceite. Después de corregido el defecto, continuar el ensayo aplicando presión de 0,3 5kg/cm2

durante 24 horas con anotaciones de la temperatura.

• Para retirar presión de la unidad, desconecte el cilindro de nitrógeno o aire seco y abra la válvula 7

hasta que la presión se equipare con la atmosférica.

Lograda la estanqueidad , realizar el correspondiente venteo, que tiene como objetivo retirar burbujas de

aire del cuerpo de la unidad. Puntos de venteo:

• radiadores;

• relé de gs;

• bushing de AT condensivos;

• aberturas de inspección (tapa principal).

Como ventear:

• aflojar los puntos de venteo, reapretar los mismos caso salga sólo aceite.

• finalización del venteo.

• instalar secadores de aire en las tuberías apropiadas y desconectar equip os auxiliares de las

válvulas 1, 3 e 4.

Las válvulas 2 y “mariposa” de los radi adores, deberán permanecer abiertas y las válvulas 1, 3, 4, 5 y 8

deberán permanecer cerradas y tapadas. Regular el nivel del aceite:

Para ajustar el nivel del aceite, observar el GRAFICO 5. Para la verificación de la temperatura del

aceite, utilizar el t ermómetro de aceite del transformador. Para drenaje del aceite observar atentamente el nivel

del aceite hasta que éste quede regulado conforme GRAFICO 5. Drenaje del tanque, abrir válvula 4.


Rev 2 –10/2003

53

FIGURA 41

B O L S A

M A N G U E I R A D E V Á C U O

F O R N E C I M E N T O W E G I N D Ú S T R I A S- T R A N S F O R M A D O R E S

O B S : A C O N E X Ã O D O B U T I JÃ O D E N º 2S E R Á N A T U B U L A Ç Ã O D O S E C A D O R D EA R .

I N D . N Í V E L D E Ó L E OT R A N S F O R M A D O R

M A N G U E R I A

B O M B A D E V Á C U O

N I T R O G Ê N I O / A R S E C O

6

7

T A N Q U E

T A N Q U E D E Ó L E O

M Á Q U I N AP A R AT R A T A M E N T OD O Ó L E O

M A N O V A C U Ô M E T R O /V A C U Ô M E T R O D EM E R C Ú R I O

M A N G U E IR AD E Ó L E O

C O N S E R V A D O RT R A N S F O R M A D O R

4

3

2

1

8

5

E S Q U E M A D E V Á C U O E E N C H I M E N T O D E Ó L E O

GRÁFICO 5

9.5. FILTRADO DEL ACEITE

El filtrado del aceite se ejecutará con el transformador fuera de servicio, si está a la intemperie se

deberá escoger un día seco para ésta tarea. En l a retirada de aceite del transformador, a través del termovacío

para ser rellenado posteriormente, es aconsejable montar el secador de aire para evitar el ingreso de humedad y

presión debido a la presión en el tanque del transformador.


Rev 2 –10/2003

54

La conexión del ter movacío con el transformador es realizada en las válvulas mostradas en la FIGURA

42. El aceite en el conservador es particularmente contaminado y contiene más agua. De manera que será

filtrado separadamente del aceite del tanque principal. El aceite del co nservador es retirado de la válvula B, con

la válvula C cerrada, y después del filtrado es recolocado a través de la válvula A.

Después de concluido el tratamiento del aceite del conservador y para efectuar el tratamiento del aceite

del tanque principal, éste es retirado de la válvula E para filtrado y recolocado a través de la válvula D

manteniendo la válvula C abierta.

A veces sucede que en el fondo del conservador se acumulan sedimentos o agua. Por tal razón se

dispone de la válvula B, para permitir el total drenaje de impurezas antes de comenzar con el filtrado del aceite.

NOTA: El conservador, tipo de construcción sellado, sellado con membrana y sellado con gas aceite,

auxilia la conservación de las características del aceite, prácticamente impide el ingreso de agua en el tanque

principal.

En consecuencia, el filtrado del aceite durante la vida del equipo, teniendo éste tipo de construcción de

preservación del aceite no es probable que sea necesario bajo condiciones normales de operación.

FIGURA 42

9.6. DRENAJE DEL ACEITE

Drenaje del aceite del conservador únicamente:

• Cierre la válvula C, mostrada en la FIGURA 42, abra la válvula A y retire el aceite a través de la

válvula B.

Drenaje del aceite del tanque del transformador y del conservador:


Rev 2 –10/2003

55

• Abra la válvula A, mientras mantiene la válvula C abierta, y retire el aceite a través de la válvula E.

Cuando el aceite es para ser drenado solamente del tanque principal, cierre la válvula C, abra la

válvula de ventilación del relé buchholz y retire el aceite a través de la válvula E.

10. SANGRIA (PURGA)

Después de completado el montaje, se realizará la sangría (purga) en los siguientes accesorios:

• Bushing AT: los tres turrets están conectados al tubo de entrada del relé buchholz. Por tal razón se

debe efectuar la sangría (purga) en el rele Buchholz, automáticamente evitando la acumulación de

gas en los turrets de alta tensión.

• Bushing BT y neutro: para eliminar las burbujas de aire, se aflojarán las tuercas de los terminales

en una vuelta. (Obs.: Los aisladores soportan 100kgf de flexión)

• Radiadores y tapa de inspección: para eliminar las burbujas de aire en los radiadores y la tapa de

inspección, se deberá aflojar el robinete de purga hasta que salga sólo aceite.

11. VERIFICACION DEL ESTADO DE CONSERVACION DEL TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA ANTES DEL FUNCIONAMIENTO

Se recomienda una verificación del estado de conservación del transformador, desde su recepción

hasta el comienzo de su funcionamiento para evitar daños y accidentes.

Los items a ser verificados dependen de la atm ósfera y del medio ambiente del lugar de instalación.

Explicamos a continuación los items a ser verificados en transformadores con líquido aislante. Cada tipo de

transformador requiere de una planificación para la verificación del estado de conservación, tomando como base

éste manual de instrucciones. Verificar los puntos de inspección semanal indicados en las tablas a continuación y

realizar los ensayos (item 11.1) antes de l a puesta en servicio del tra nsformador. Sólo después de asegurarse

que no existen anormalidades se podrá poner en servicio la unidad.

56

TABLA 12 – INSPECCION SEMANAL

PUNTO DE INSPECCION ITEM DE INSPECCION DESCRIPCION / PROCEDIMIE NTO CRITÉRIO DE EVALUACION

Temperatura del aceite Nivel del aceite Pérdidas de aceite

Verificar la temperatur a y el nivel de aceite inspección visual.

01 – Cuando el aceite está escapando por una guarnición, reaprete. Caso que aún pers ista la pérdida, comunicarse con la WEG Transformadores .

02 – <cuando el aceite esté escapando en puntos de soldadura, comunicarse con la WEG Transformadores.

Averías Verificar si hay marcas de golpes. En caso de alguna avería, favor comunicarse con la WEG Transformadores. Verificar pr incipalmente las piezas desmontadas.

Cuerpo del trafo

Oxidación Verificar se hay oxidación. Retirar la oxidación y efectuar los retoques de pintura necesarios.

Pérdida de aceite

Verificar se hay p érdidas en las válvulas, bomba de aceite y radiadores.

Si hubiese pérdidas de aceite, favor comunicarse con la WEG Transformadores. Dispositivo de

enfriamiento. Acumulación de po lvo Mucho polvo depositado en el radiador. Retirar el polvo depositado.

Sistema de preservacióndel aceite.

Secador de aire a sílica gel.

Verificar si los cristales de sílica gel están húmedos, usando un indicador.

Cuando el indicador adquiera un color rosa retire los cristales de sílica gel, y proceda a secarlos.

Bushings

01 – Verificar la existencia de grietas, quebraduras y suciedad en la porcelana.

02 – Verificar el nivel de aceite y si hay pérdidas de aceite.

Si hubiese pérdidas, anormalidades del nivel de aceite, parte quebrada, agrietada u otros defectos, comunicarse con la WEG Transformadores.

Accesorios

Conmuta dor bajo carga. De acordo com o respectivo manual de instrução. NOTA: Inspección temporaria: En el caso de un período muy grande entre la instalación y la puesta en servicio del transformador, además de la inspección semanal se deberá r ealizar una inspección tempo raria conforme items de las siguientes páginas.

57

TABLA 13 – INSPECCION TEMPORARIA

PUNTO DE INSPECCION ITEM DE INSPECCION PERÍODO DESCRIPCION /

PROCEDIMIENTO CRITÉRIO DE EVALUACION

01 – Verificar se hay o no gas dentro del relé Buchholz. 02 – Verificar si hay humedad en el

transformador y sus accesorios existentes.

Si fuera hallado gas en el interior del relé buchholz, comunicar a WEG Transformadores , o realizar purga y verificar en 6 (seis) meses.

a) Pérdidas de aceite. Verificar existencia de humedad en el líquido aislante. Apretar tornillos, verificar guarniciones, si se constatan pérdidas en soldaduras, avisar a WEG Transformadores .

b) Oxidación, deterioro del revestimiento, pintura descascando.

Verificar la extensión del problema. Aplicar el procedimiento indicado en el de pintura para retoques de pintura de transformadores.

Cuerpo del trafo Inspección deta llada de la parte externa. 2 - 3 años

03 – Verificar si los comp., dispositivos y otras partes ta les como: cables de tierra, terminales, tubos, etc., están flojos.

Reapretar. Hacer nueva verificación en 6 (seis) meses o antes de energizar.

Arrollamientos Medición de la resistencia de aislación (incluyendo bushings).

2 - 3 años

Use un medido r de aislamiento 2,5kV. Mida la resistencia a través de los arrollamientos y tierra.

De acuerdo con el ensayo de referencia antes de la energización.

Rigidez Dielétrica 2 - 3 años De acuerdo con los procedimientos y los dispositivos previs tos en la norma NBR 6869.

30kV/2,5 mm o más - aceptable. Si es inferior, retire las impurezas filtrando el aceite.

Índice de Neutralización. 2 - 3 años Hacer ensayo conforme NBR 14248 Menor que 0,03mgKOH/g – aceptable. Mayor de 0,2mg KOH/g.. Tenor de agua. Hacer ensayo conforme NBR10710. Máximo 25ppm Factor de potencia Hacer ensayo conforme NBR 12133 Máximo 0,9% Punto de fulgor Hacer ensayo conforme NBR 11341 Mínimo 140°C

Densidad Hacer ensayo conforme NBR 7148 > 0,861g/cm³ para el aceite naftenico e < 0,86g/cm³ para el aceite parafínico

Aceite aislante

Acidez

1 año

Hacer ensayo conforme MB 101 Máximo 0,03mgkoh/g continua

58


continuación

PUNTO DE INSPECCION ITEM DE INSPECCION PERÍODO DESCRIPCION / PROCEDIMIENTO CRITÉRIO DE EVA LUACION

Guarnición 1 año Verificar si los tornillos o tuercas están flojos. Reapretar si fuera necesario. NOTA: Al retirar parte de la tubería con pérdidas, remover y cambiar la guarnición.

Tipo bolsa nitrílica. 1 año

Verificar si existen defect os en el secador de aire o en el indicador de nivel de aceite, verificar la relación entre el nivel indicado de aceite y la temperatura.

Si hubiese anormalidad comunicarse con la WEG Transformadores. Sistema de

preservación del aceite. Tipo sellado

con nitrógeno.

2 - 3 años Mida la pureza del nitrógeno. Más de 97% - aceptable.

Al cambiar los cristales de sílica gel

01 – Verificación de la construcción. 02 - Obstrucción causado por polvo.

En caso de suciedad u obstrucción limpiar y realizar el montaje con cuidado.

Secador de aire

1 año 03 – Verificar la acción de respiración. 04 – Nivel de aceite en el recipiente de purificación.

El nivel del aceite debe llegar hasta la línea roja. El extremo inferior del cilindro de respiración debe est ar sumergido en aceite.

Ventilador para radiador (si lo hay).

6 meses 01 – Verificar si hay vibración anormal durante 1

hora de funcionamiento de los ventiladores. 02 – Verificar la resistencia de aislación.

En caso de anormalidades com unicar a la WEG Transformadores. Resistencia de aislación: más de 2M Ω.

6 meses Idem al item ventilador para radiador 01 y 02.

1 año Verificar los tubos de los intercambiadores, analizando si no hay polución en su superficie.

Limpie el fondo de los tubos de l os intercambiadores usando agua calien te.

Accesorios

Enfriador

Intercambiador de calor entre

aceite y aire. (si hay) 3 años Idem anterior, dando nueva mano de pintura.

continua

59


continuación

PUNTO DE INSPECCION

ITEM DE INSPECCION PERÍODO DESCRIPCION / PROCEDIMIENTO CRITÉRIO DE EVALUACION

Circuito de Control 2 - 3 años

01 – Testes de funcionamiento de relés: presión, fluj o de aceite, nivel de aceite, dispositivo de alivio da presión, termómetro de aceite, fuente de alimentación de los intercambiadores, etc.

02 – Testes de partida. Parada de los ventiladores d e los intercambiadore s y de la bomba. Verificación de la secuencia de control. Verificación del funcionamiento del contactor del solenoide de los disyuntores.

03 – Medic ión de la resistencia de aislam iento de los cables. 04 – Visualmente inspeccione detalladamente los cables.

Bushing General 2 - 3 años

01 – Grietas y quebraduras en la porcelana. 02 – Suciedad. 03 – pérdida de aceite. 04 – Formación de oxido. 05 – Resistenc ia de aislación ( separada del arrollamiento).

01 – Caso haya anormalidades tales como: quebraduras, grietas o pérdidas, comunicarse con la WEG Transformadores.

02 – Cuando haya suciedad excesiva, li mpie con un paño que contenga amoníaco, o tetracloruro de carbono y neutralice con un neutralizador. Después de ésto, lave con agua dulce seque con un paño seco.

Accesorios

Válvula de alivio de presión. 1 año

01 – Verificar a apar iencia externa. 02 – Pérdida de aceite. 03 – Alargamiento del pino de seguridad (actuaci ón)

Rearme manual del pino indicador. Caso haya anormalidad, com unicarse con la WEG Transformadores.

continua

60


continuación

PUNTO DE INSPECCION ITEM DE INSPECCION PERÍODO DESCRIPCION / PROCEDIMIENTO CRITÉRIO DE EVALUACIO N

Relé de protección mecánica 2 - 3 años Testes de funcionamiento del relé Buchholz. ATENCION: De acuerdo con el respectivo manual de instrucciones.

1 año 01 – Inspección visual de la parte externa. 02 – Verificar las conexiones de los cables.

Cable de resistencia térmica 3 años

03 – Verificar las siguientes características: • Temperatura indicada. • Valor de la resistencia. • Resistencia de aislación.

Comparar la temperatura del aceite (termómetro con escala). Resistencia de aislación: más 2 M Ω.

1 año 01 – Verificar la apariencia externa

Termómetro de aceite 3 años 02 – Verificar la apariencia externa. 03 – Verificar el funcionamiento y resistencia de

aislación. Resistencia de aislación: más de 2 M Ω.

1 año 01 – Verificar la apariencia externa

Indicador de nivel de aceite 3 años

02 – Verificar: • Funcionamiento y la resistencia de aislación. • Funcionamiento del microswitch. • Verificar el funcionam iento de la boya y del

puntero.

Resistencia de aislación: más de 2 M Ω.

Termómetro de mercuri o o alcohol 1 año 01 – Verificar la apariencia externa. 02 – Test de tolerancia: compare con termómetro

normal.

Si nota un error excesivo cambie el termómetro.

1 ano 01 – Verificar la apariencia externa.

Equipos para la temperatura de los arrollamientos.

3 años o cuando se noten errores en la indicación del termómetro.

02 – Verificar el funcionamiento y la resistencia de isolación.

• Indicador del termómetro • Transformador de corriente. • Corte del cable del calefactor o resistor. • Resistencia de aislación .

Comparar con termómetro de aceite. Si existiese alguna anormalidad en la parte interna del traf o, verificar también el TC. Resistencia de aislación: más de 2 M Ω

1 año 01 – Verificar la apariencia e xterna

Accesorios

Manómetro (para tipo de tanque sellado con nitrógeno) 3 años 02 – Verificar errores en la de indicación.

Interior de la unidad

principal

No hay necesidad de hacer inspección en la parte interna cuando los datos de los ensayos del aceite no revelen anormalidades.

Al inspeccionar la parte externa , observar si existen anormalidades, caso existan, comunicarse con la WEG Transformadores.


Rev 2 –10/2003

61

11.1. ENSAYOS DE INSPECCION EN EL TRANSFORMADOR ANTES DE INICIAR EL FUNCIONAMENTO

Para la puesta en servicio del transformador se deberán realizar los siguiente s ensayos e inspecciones:

a) análisis del líquido aislante (físico -químico):

• rigidez dielétrica;

• tenor de agua;

• factor de potencia;

• tensión interfacial;

• punto de fulgor;

• densidad;

• acidez.

b) análisis cromatográfico;

c) Medición del factor de potencia del transforma dor y factor de potencia y capacitancia de los

bushing, si están provistas de derivaciones capacitivas;

d) Medición de la relación de transformación en todos las fases y posiciones del conmutador de

derivaciones sen tensión. Para el conmutador de derivación e n carga, se deberá al menos medir

las posiciones extremas y centrales de todas las fases;

e) Medición de la resistencia de aislación del transformador y del cableado de paneles y

accionamiento(s) motorizado(s);

f) Medición de la relación de transformación satura ción y polaridad de los TC´s. Corto -circuitar y

poner a tierra todos los secundarios de los TC´s que no tengan previsión de uso;

g) Medición de la resistencia eléctrica en todos los arrollamientos, en todas las fases y posiciones

del conmutador de derivacione s en carga o vacío;

h) Simulación de la actuación de todos los dispositivos de supervisión, protección y señalización,

verificac ión del ajuste y/o calibración de los ter mómetros e imágenes térmicas;

i) Verificar las tensiones de aislación de los circuitos auxili ares antes de su energización;

j) Después de la energización de los paneles y accionamientos motorizados, verificar el sentido de

rotación de los motores de los ventiladores y de las bombas de circulación de aceite, sentido de

rotación del motor de accionamie ntos motorizados, llaves fin de carrera eléctricas, indicadores

remotos de posición, comando a distancia del conmutador de derivaciones en carga, iluminación y

calefacción de las cajas.

12. ENERGIZACION

a) Antes de su energización, es rec omendada una nueva purga de los bushings, relé de gas, cabezal

del conmutador de derivaciones en carga, radiadores, entre otros.

b) Inspeccionar todos los dispositivos de protección y señalización del transformador.

c) Es importante observar que el transformador sólo debe ser ene rgizado después de transcurridas al

menos 24 horas de la finalización del llenado de aceite.

d) Ajustar y trabar la posición del conmutador manual conforme recomendado por la operación del

sistema.

e) Todo el período de montaje, ensayos y energización, debe ser acompañado por un supervisor de l

fabricante.


Rev 2 –10/2003

62

f) El transformador debe ser energizado inicialmente en vacío. Si el transformador está provisto de

conmutador en carga, éste debe ser accionado en todas las derivaciones.

g) Se recomienda efectuar análisis cromatogr áfico del aceite aislante, antes de la energización

(referencia), 24 a 36 horas posteriores a la energización para la detección de defectos incipientes

(utilizar el diagnóstico conforme NBR 7274).

13. MANTENIMIENTO

Actualmente los transformadores de pot encia están casi libres de incómodos mantenimientos y de

las tareas de inspección, de todas formas se recomienda efectuar el mantenimiento y las inspecciones

preventivas para impedir defectos en el transformad or, que es el equipo fundamental para el sumin istro de

energía eléctrica.

El período para realizar la inspección depende de la importancia del transformador en el sistema,

del medio ambiente, del clima o del lugar de emplazamiento.

EL ANEXO E establece las verificaciones mínimas a realizarse semes tralmente y a cada tres años.

IMPORTANTE: Para los transformadores individuales, planeamiento, mantenimiento y la

inspección toma ndo como referencia éste manual y teniendo como base sus años de ex periencia.

13.1. PROBLEMAS EMERGENTES Y SOLUCIONES

Acontecimientos que exigen la desconexión inmediata, pues col ocan en riesgo inminente al equipo y las

instalaciones.

• Ruido interno anormal;

• Pérdidas significativas de aceite;

• Calentamiento excesivo en los conectores, observando los criterios establecidos para la

termovisión;

• Relé de gas accionado;

• Sobrecalentamiento del aceite o de los arrollamientos detectados a través de los

termómetros/imágenes térmicas.

Acontecimientos que exigen desconexión programada (que no ofrecen riesgos inmediatos). Estas

desconexio nes deben ser efectuados en el menor plazo posible, dentro de las condiciones operativas del

sistema:

• Pérdidas de aceite que no ofrezca riesgo inmediato de una peligrosa disminución del nivel;

• Calentamiento en los conectores, observando los criterios est ablecidos para la termovisión.

• Desnivelado de la base;

• Anormalidades constatadas en los ensayos del aceite, respetando los limites establecidos en NBR

10576;

• Irregularidades en el funcionamiento del conmutador de derivaciones en carga. En éste caso,

bloquear la operación del conmutador;

• Grieta o quebradura del diafragma de la válvula de seguridad (tubo de explosión);

• Defectos en los accesorios de protección y señalización.


Rev 2 –10/2003

63

ANEXO A. TERMINO DE GARANTIA PRODUTOS SERIADOS Y ELABORADOS

La WEG ofrece garan tía contra defectos de fabricación y/o de materiales, para sus productos, por el

período discriminado en la factura correspondiente a la adquisición, siempre y cuando se satisfagan los

siguientes requisitos:

• Transporte, manipulación y almacenamiento adecu ados;

• Instalac ión correcta y en condiciones am bientales especificadas y sin presencia de agentes agresivos;

• Operación dentro de los limites de sus capacidades;

• Realización periódica de los debidos mantenimientos preventivos;

• Realización de reparaciones y/o modificaciones sólo por técnicos autorizados por escrito por la WEG;

• El producto, en caso de una anomalía, sea puesto a disposición de la WEG por un período mínimo

necesario para la identificac ión de la causa del defecto y su c orrespondiente reparación;

• Aviso inmediato, por parte del comprador, de los defectos ocurridos y que los mismos sean

posteriorme nte comprobados por la WEG como defectos de fabricación;

• La recepción, instalación y mantenimiento de los transformadores deber án ajustarse a las siguientes

normas:

− NBR 7036 – Recepción, instalación y mantenimiento de transformadores de distribución inmersos

en líquido aislante;

− NBR 7037 – Recepción, instalación y mantenimiento de transformadores de potencia en a ceite

aislante mineral;

− NBR 5416 – Aplicación de cargas en transformadores de potencia.

La garantía no incluye los servicios de desmontaje en las instalaciones del comprador, costos de

transporte de los productos y gastos de locomoción, viáticos y hospedaje de los técnicos designados por la

WEG, cuando estos sean solicitados por el cliente. Los servicios de garantía serán prestados exclusivamente en

talleres de Asistencia Técnica autorizadas por la WEG o en la propia fábrica.

Son excluidos de ésta garantía los componentes cuya vida útil, en condicio nes normales de operación,

sea menor que el período de garantía.

La reparación y/o sustitución de piezas o componentes durante el período de garantía, a criterio de la

WEG, no prorrogará el plazo de garantía original.

La presente garantía se limita al producto suministrado, no responsabilizándose la WEG por daños a

personas, a terceros, a otros equipos o instalaciones, lucros cesantes o cualquier otro emergente o

consecuentes.


Rev 2 –10/2003

64

ANEXO B. MÉTODO PARA LA PRESURIZACION DEL TRANSFORMADOR

Material necesario:

• 01 Cilindro de nitrógeno con las siguientes características:

- Pureza mínima;

- 99,995%;

- Punto de rocío: -55°C;

- Capacidad del cilindro: 6,6 o 7,7m 3 ;

- Fabricante: White Martins o similar;

• 01 Regulador de presión automático;

• 01 Manguera para aire com primido ½” x 5m;

• 02 Abrazaderas para manguera de ½”.

NOTA: El Nitrógeno puede ser substituido por aire seco.

Método:

• Conectar la serpentina del regulador de presión ( FIGURA 43), en el cilindro, con la válvula “A”

cerrada ( FIGURA 42);

• Abrir la válvula “A ” con la válvula “B” totalmente cerrada y verificar la presión del cilindro a través del

manómetro “F” (mínimo 0,3kgf/cm 2), por debajo de éste valor el cilindro deberá ser substituido;

• Conectar la manguera del regulador de presión con el niple en la brida ciega del turret del bushing

H3. Utilizar las abrazaderas;

• Asegúrese que la tubería para la salida de gases, en los turrets de los bushing esté completamente

sellada;

• Abrir lentamente la válvula “B” hasta que la presión interna del tanque del transformador se

estabilice en 0,2kgf/cm 2 (verifique a través del manómetro “G”);

• El presurizador es automático, no siendo necesario efectuar ningún tipo de ajuste. (Presión

constante, FIGURA 43);

• Cuando la presión interna del tanque del transformador exceda los 0,3kg f/cm2, la válvula de

seguridad es accionada y la presión es aliviada a 0,2kgf/cm 2;

• Cuando la presión interna cae, llegando a 0,08kgf/cm 2, el dispositivo regulador de baja presión es

accionado y recoloca la presión ajustada de 0,2kgf/cm 2.


Rev 2 –10/2003

65

FIGURA 43 – METODO PARA LA PRESURIZACION DEL TRANSFORMADOR

H1 H2 H3

TANQUECILINDRO DE N2

VÁLVULA “B”

MANÔMETRO “G”

MANÔMETRO “F”VÁLVULA “A”

MANGUEIRA

TUBULAÇÃO PARA SAÍDA DE GASES(CANECOS DAS BUCHAS)

VEDAÇÃO

FIGURA 44

Dónde:

1. Serpentina con adaptador (para cilindro de nitrógeno de la White Martins).

2. Aparato regulador de alta para baja presión.

3. Manómetro φ64mm escala 0 - 300kgf/cm 2

4. Manómetro φ110mm escala 0 - 0,4kgf/cm 2

5. Válvula para manómetro.

6. Aparato regulador de baja presión de salida 0,08kgf/cm 2

7. Base de aluminio 8x330x580 8. Válvula de seguridad con rosca ¼” BSP

ajustada para actuar con 0, 3kgf/cm 2 9. Lacre del regulador. 10. Lacre de la válvula de seguridad.


Rev 2 –10/2003

66

ANEXO C. SERVICIO DE VACIO

La manguera de vacío debe tener el menor largo pos ible. Observando la FIGURA 41, proceder de la

siguiente forma:

• Conectar la manguera de vacío en la válvula 1 des pués de haber verificado el sentido correcto de

giro del motor de la bomba;

• Conectar el manovacuómetro en la válvula 6.

• Cerrar la válvula 1 y hacer vacío en la manguera verificando la existencia de pérdidas.

• Abrir las válvulas “mariposa” de los radiadores y de las válvulas 2 y 6;

• Cerrar las válvulas “mariposa” inferiores de los radiadores y las válvulas 3, 4, 5 y 7.

• Abrir lentamente la válvula 1, iniciando el proceso de vacío.

• Cuando el nivel de vacío alcance el valor indicado en la TABLA 14 , cierre la válvula 1 y verifique la

existencia de pérdidas.

• Eliminadas las pérdidas, abrir la válvula 1 reiniciando el proceso de vacío.

• El nivel de vacío ocurre cuando el proceso alcanza el valor indicado en la TABLA 14.

• Antes de iniciar el llenado del aceite, el vací o debe mantenerse al menos por el período indicado en

la TABLA 14.

TABLA 14

CLASE DE TENSION SERVICIO DE VACIO >138kV 72,5kV a 36,2kV <24,2kV

NÍVEL DE VÁCIO 0,98kgf/cm² o

960mbar

0,98kgf/cm² o

960mbar

0,98kgf/cm² o

960mbar TIEMPO DE VÁCIO 24 horas 12 horas 6 horas


Rev 2 –10/2003

67

ANEXO D. TOMA DE MUESTRAS DE LIQUIDOS AISLANTES PARA TRANSFORMADORES

Este anexo tiene por finalidad establecer procedimientos mínimos para la ejecución, en el campo, de la

toma de muestra de aceite aislante en transform adores, tambores y otros depósitos.

Los líquidos aislantes son los fluidos con características dieléctricas, a base de aceites minerales ou

productos sintéticos, utilizados en transformadores con la finalidad dieléctrica y la de promover la remoción del

calor generado en los arrollamientos del equipo. La verificación y acompañamiento de sus características físico -

químicas, desde la energización del transformador es fundamental para la seguridad y vida útil del equipo. Por tal

razón, mencionamos a continuac ión algunos cuidados a ser considerados.

D-1. EQUIPOS PARA TOMA DE MUESTRAS

Usar los siguientes componentes para las tomas de muestras:

a) Frasco para tomas de muestras: los frascos para las tomas de muestras deben ser de vidrio

oscuro, con capacidad para 1 litro, limpios de acuerdo con el procedimiento descrito en el item D.2.

b) dispositivos de amostragem: dispositivo (niple) e mangueira.

D-2. LIMPIEZA DE LOS F RASCOS DE MUESTRAS

Los frascos deben ser limpios de acuerdo con el siguiente procedimiento:

a) Retirar eventual contenido de los frascos.

b) Lavar los frascos y las tapas con detergente neutro.

c) Enjuagar los con bastante agua corriente común.

d) Dejar escurrir el agua común y enjuagar con agua destilada.

e) Secarlos en estufa, en posición vertical, a una tem peratura de 102 ± 2°C, por un tiempo mínimo de

doce horas;

f) Dejar que los frascos se enfríen a temperatura ambiente, cerrándolos inmediatamente y

extremando los cuidados para no tocar con la mano el borde del frasco o la parte interna de la tapa

que entrar á en contacto con el aceite.

NOTA: En lugar de agua común puede utilizarse solución sulfocrómica dilui da en agua, en las

proporciones indicadas por los fabricantes.

D-3. PROCEDIMIENTO PAR A LA TOMA DE LA MUES TRA

La toma de las muestras se realizará pref erentemente con tiempo seco, evitando así la posibilidad de

contaminación externa. Si el tiempo fuese lluvioso se deberán tomar las siguientes precauciones:

a) Si fuese posible, el líquido debe estar como mínim o a la misma temperatura de l aire ambiente.

b) Cuando el equipo esté en operación, se deberá tomar nota de la temperatura del líquido en el

momento de tomar la muestra. Este requisito es particularmente necesario cuando el contenido de

agua o las características dependientes de éste deben ser verificadas.

IMPORTANTE: Para transformadores con conservador de aceite (tanque de expansión) que estén

energizados, el operador deberá estar habilitado para respetar las normas de seguridad para la operación de

toma de m uestras. Para transformadores sell ados (sin conservador), las muestras de aceite debe ser retiradas

con los mismos desenergizados.


Rev 2 –10/2003

68

Para la toma de muestras:

a) Remover la protección del orificio de drenaje.

Nota: En caso de que el transformador no posea orificio de drenaje, la muestra podrá ser tomada a

través de la válvula inferior o de la válvula superior o de la válvula de llenado. Para tomas de

muestra en equipos abiertos para inspección, podrá ser utilizado una manguera, introduciendola en

el transformador.

b) Remover toda la suciedad visible de la v álvula con un paño limpio y sin hi lachas.

c) Adaptar el dispositivo de toma de muestras en el dispositivo.

d) Abrir la válvula y dejar fluir vigorosamente como mí nimo tres veces el volume n de la tubería.

Nota: Este procedimiento no se aplica a equipos con pequeñ o volumen de aceite. Para éstos casos,

el volumen a retirar debe tener en cuenta el nivel de aceite del equipo.

e) Colocar el frasco debajo del dispositivo de toma de muestras.

f) Llenar el frasco despreciando, como mínimo, un volumen de líquido igual a la capac idad del

recipiente. Se recomienda llenar los frascos lo máximo posible, teniendo en cuenta las variaciones

de volumen que puedan producirse por la variación de la temperatura.

g) Después de llenados los frascos, sellarlos conforme se describe en el item “ i”;

h) Enviarlos al laboratorio de análisis, identificados conforme item 4.2.4.

i) Concluida la operación de toma de muestras, tapar los frascos teniendo cuidado de no tocar el área

de la tapa que estará en contacto con el líquido. Envolver la parte d el cuello con film de plástico

(cortado en círculo), apretarlo firmemente y fijarlo con cinta crepé.

D-4. IDENTIFICACIÓN DE LAS MUESTRAS

Los frascos con las muestras deberán contener, como mínimo, las siguientes informaciones:

a) número de serie del transformador.

b) Potencia.

c) clase de tensión.

d) tipo de aceite de la muestra.

e) cliente (en el caso de prestación de servicio).


Rev 2 –10/2003

69

FIGURA 45 – DISPOSITIVO TIPO SAN GRIA (PURGA) PARA RE TIRAR MUESTRAS EN TA NQUES

PROVISTOS DE REGISTR O

Dónde:

1. Conexión para el registro del equipo. 2. Frasco de 1000ml 3. Jeringa de 50ml para ensayo

cromatográfico

4. Tubo y tapa de cobre o de politetrafluoretileno (Teflon)

5. Tapa para frasco de 1000ml 6. Manguera de plástico

NOTA: Dispositivo de toma de muestras para muest reo de aceite para ensayo físico -químico y

cromatográfico

FIGURA 46 – DISPOSITIVO TIPO IME RSION (PIPETA) PARA RETIRAR MUESTRAS EN TAMBORES


Rev 2 –10/2003

70

TABLA 14 – CARACTERISTICAS DEL ACEITE AISLANTE

Resultados típicos Valores – Limites Aceite usado

Satisfactorio A reacondicionar después tratamiento Ensayos Aceite nuevo

Aceite usado

Aceite nuevo Hasta

230kV Mayores Hasta 230kV Mayores A regenerar Hasta

230KV Mayores

Método de ensayo

Rigidez dielétrica [kV]

50 65 -

70

> 40 > 70

- > 58

> 40 > 60 > 32 > 64

> 30 > 60 > 24 > 48

> 35 > 70 > 27 > 54

25 - 30 50 - 60 20 - 24 40 - 40

25 - 35 50 - 70 20 - 27 40 - 54

- - - -

> 33 > 66 > 25 > 50

> 38 > 76 > 30 > 60

ASTM D-877 NBR 6869 ASTM D-1816 (004”) ASTM D-1816 (008”)

Contenido de agua [ppm]

10 15 < 10 < 25 < 15 25 - 40 15 - 40 > 40 < 20 < 15 Método Karl Fischer - ASTM D-1533 e PMB-818

Acidez de aceite [mgKOH/g]

0,03 0,1 - 0,2 0,05 < 0,3 < 0,1 - > 0,4 < 0,1

ASTM D-974 MB-101 ASTM D-664 MB-494

Tensión interfacial [N/m]

0,045 0,02 - 0,03 > 0,04 > 0,025 0,02 - 0,025 > 0,020 > 0,03 ASTM D-971 NBR 6234 ASTM D-2285

Cor 0,5 1 - 1,5 < 1,0 < 3 3 - 4 > 4 < 2 ASTM D-1500 MB-351

Factor de potencia [%]

0,01 -

0,07 0,1

0,1 - 0,3 - - -

< 0,05 < 0,05 < 0,3

-

0,5 - - -

0,5 - 1,5 - - -

> 1,5 - - -

< 0,1 - - -

20ºC ASTM D-974 25ºC ASTM D-974 100ºC ASTM D -974 90ºC VDE-370

NOTA: Las columnas “Aceite nuevo” se refiere a aceite nuevo tratado para colocar en transformadores.


Rev 2 –10/2003

71

ANEXO E. INSPECCIONES PERIODICAS SEMESTRALES Y TRIENALES

Este anexo establece Las verificaciones mínimas a realizarse semestralmente (S) e cada tres años (T).

E-1. Bushing

a) Pérdidas (S);

b) Nivel del aceite aislante (S);

c) Grietas o partes quebradas, inclusive en el visor de óleo (T);

d) Fijación (T);

e) Condiciones y alineamiento de los centelladores (T);

f) Conectores, cables y barras (T);

g) Limpieza de las porcelanas (T).

E-2. Tanque y radiadores

a) Vibración del tanque y de las aletas de los radiadores (S) ;

b) Pérdidas en la tapa, radiadores, conmutador de derivaciones, registros robinetes de drenaje (S);

c) Estado de la pintura, anotando los eventuales puntos de oxidación (S);

d) Estado de los indicadores de presión (para transformadores sellados) (S);

e) Todas las conexiones de puesta a tierra (tanque, neutro etc.) (T);

f) Bases (nivelado, grietas etc.) (S);

g) Posición de las válvulas de los radiadores (S).

E-3. Conservador

a) Pérdidas (S);

b) Registros entre conservador y tanque, si están totalmente abiertos (T);

c) Fijación del conservador (T);

d) Nivel del aceite aislante (S).

E-4. Termómetros de aceite y/o arrollamiento

a) Funcionamiento de los indicadores de temperatura (S);

b) Valores de temperatura encontrados (anotar) (S);

c) Estado de los tubos capilares de los termómetros (T);

d) Pintura y oxidación (S);

e) Calibración y contraste (T);

f) Nivel de aceite en la bolsa (T).


Rev 2 –10/2003

72

E-5. Sistema de ventilación forzada

a) Ventiladores respecto a calentamiento, vibración, ruido, sellado a intemperie, fijación, pintura y oxidación (S)

;

b) accionamiento manual (S);

c) circuitos de alimentación (S);

d) palas y malla de protección (S).

E-6. Sistema de circulación de aceite

a) Bomba de circulación forzada de aceite respecto a calentamiento, ruido, vibraciones y pérdidas (S);

b) circuitos de comando, control y alimentación (S);

c) indicador de flujo (S);

d) presóstato (S).

E-7. Secador de aire

a) Estado de conservación (S);

b) Limpieza y nivel de aceite en la cuba (S);

c) Estado de las juntas y sellado (S);

d) condiciones del sílica gel (S).

E-8. Dispositivo de alivio de presión

a) Tipo tubular: verificar la integridad de la membrana (T);

b) Tipo válvula: verificar funcionamiento del micro-interruptor (T).

NOTA: Para verificación del funcionamiento físico de la válvula, ésta debe ser desmontada y ensayada en

dispositivo apropiado.

E-9. Relé de gas tipo Buchholz

a) Presencia de gas en el visor (S);

b) Limpieza del visor (T);

c) Pérdidas de aceite (S);

d) Guarniciones (S);

e) Cableado (T);

f) Actuación (alarma y desconexión) (T).


Rev 2 –10/2003

73

E-10. Relé de presión súbita

a) Pérdidas (S);

b) Guarniciones (S);

c) Contactores tipo plug (T);

d) Cableado (T).

E-11. Conmutadores de derivaciones

a) Tipo en vacío: estado general y condiciones de funcionamiento (T);

b) Tipo bajo carga:

• Nivel de aceite del compartimiento del conmutador (S);

• Condiciones de la caja del accionamiento motorizado respecto a limpieza, humedad, guarniciones de

sellado, pestillos y cerradura, calentamiento interno etc. (S);

• Motor y circuito de alimentación (S);

• Cableado (S).

NOTA: Las inspecciones por tiempo de operación o número de conmutaciones deben ser realizadas

conforme establecido en el manual del fabricante del conmutador.

E-12. Caja de terminales del cableado de control y protección

a) Limpieza, estado del cableado y bloques terminales (S);

b) Guarniciones de sellado, pestillos y cerradura de la caja (S);

c) Resistor de calentamiento e iluminación interna (S);

d) Fijación, corrosión y orificios para venteo (S);

e) Contactores, fusibles, relés y llaves (T);

f) Aislamiento del cableado (T);

g) Puesta a tierra del secundario de los TC, regleta de bornes, identificación del cableado y componentes (T).

E-13. Conexiones externas

a) Puesta a tierra (T);

b) Circuitos de alimentación externos (S).


Rev 2 –10/2003

74

ANEXO F. RECOMENDACIONES

TABLA 15

Tg a 90ºC [%] o FP a 100ºC [%]

(Factor de pérdidas

dielétricas a 90 o a 100ºC)

Rigidez Tenor de agua Acidez TIF > 20 mN/m a

25°C Recomendaciones

Cumple Ninguna Cumple No cumple Regeneración o cambio del

aceite. Cumple Cumple No cumple -

Regeneración o cambio del aceite y limpieza de la parte activa.

Cumple Filtrado del aceite

Cumple No cumple Regeneración o cambio del aceite Cumple

No cumple - Regeneración o cambio del

aceite.

Cumple Secado de la parte activa y del aceite.

Cumple No cumple

Secado de la parte activa y regeneración o cambio del aceite.

Cumple

No cumple

No cumple

No cumple -

Secado de la parte activa y regeneración o cambio del aceite.

No cumple - - - - Regeneración o cambio del aceite.

Notas: • Regeneración o cambio del aceite (lo que fuere más económico); • Regeneración = tratamiento con tierra Fuller = tratamiento químico con medio básico (por ejemplo, metasilicatos)

y/o tratamiento con medio absorbente sólido (por ejemplo, arcillas, bauxita o carbón activado). El tratado con éste procedimiento debe ser aditivado con 0,3% en masa de DBPC (dibutil terciario paracresol).


Rev 2 –10/2003

75

ASISTENTES TECNICOS AUTORIZADOS WEG TRANSFORMADORES

BRASIL

Estado Cidade Nome E-mail Fone/Fax

BAHIA Lauro de Freitas Engenharia e Manutenção Ltda [email protected] (71) 378-2804/0339

Camaçari Tecnotrafo Transformadores Elétricos Ltda [email protected] (71) 821-4089

Vitório da Conquista Volfil Volmar F. Prado & Cia Ltda - (77) 422-3249

CEARÁ Fortaleza Power Eletromecanica Ltda [email protected] (85) 235-1494/2944

GOIÁS Anápolis Centro Eletrico - Delmar Gomes da Silva - (62) 314-1483/1267

MINAS GERAIS Sete Lagoas Bobinadora Clarina Ltda [email protected] (31) 3773-4916/2271

Belo Horizonte C.O . M. W. Teknotrafo Serv. Elétricos Ltda [email protected] (71) 821-4089/4461

Santa Luzia Megawatt Service Ltda [email protected] (31) 3637-1760

São João Del Rei Sociedade Mercantil Lombardi Ltda [email protected] (32) 371-7095

MATRO GROSSO DO SUL Campo Grande Servitec serviços e comercio Ltda - (67) 798-4104/4158

MATO GROSSO Rondonópolis Breda Eletrotécnica Ltda - (66) 422-3832

PARÁ Santaren Eletromotores Ltda - (91) 524-1945/3377

Belém Eletrotecnica Wilson Ltda - (91) 244-5470/5551/5191

PARAÍBA João Pessoa Rildo Carmo Andrade [email protected] (83) 233-1871

Campina Grande Motortrafo Eng. Indústria Com. e Repr. Ltda - (83) 341-1643

PERNAMBUCO Recife JM Comércio e Serviços Ltda [email protected] (81) 3428.1288

PIAUÍ Teresina Itamar Fernandes - (86) 222-255

PARANÁ Curitiba Elétro Fidalgo Ltda - (41) 333-8644/4885

Ponta Grossa SS Motores Elétricos Ltda [email protected] (42) 222-2166/222-2374

RIO DE JANEIRO Rio de Janeiro Elétrica Tempermar Ltda miguel.ger@tempermar (21) 3890-4949

Campos Goitaquases Eletro Sossai Ltda [email protected] (24) 722-40080/723-0577

RIO GRANDE DO NORTE Parnamirin Eletromatec Ltda - (84) 272-5033

RIO GRANDE DO SUL Pelótas Cem Construções Elétr. e Mec. Ltda - (53) 225-8699

Santa Maria Corfap Engenharia Elétrica Ltda [email protected] (55) 222-3133

Rio Grande Crizel Eletromecanica Ltda [email protected] (53) 231-4044/4033


Rev 2 –10/2003

76

Porto Alegre Jarzynski & Cia Ltda [email protected] (51) 371-2133/1449

Uruguaiana Marjel Engenharia Elétrica Ltda - (55) 413-1016/2220/2260

Caxias do Sul Rombaldi e Cia Ltda [email protected] (54) 222-2309/228-5385

Sto Antônio da Patrulha Segmundo Hnszel & Cia Ltda - (51) 662-1944

SANTA CATARINA Luzerna Automatic Industrias Equipamentos Ltda [email protected] (49) 523-1033/1097

Itajaí Elétro Volt Comércio e Instalações Ltda [email protected] (47) 241-2222

Içara Fecoerusc - (48) 462-0581

Rio do Sul Fios e Cabos [email protected] (47) 521-2988

Tubarão Larroyd Transformadores Elétricos Ltda [email protected] (48) 626-1025/1801

Papanduva Planalto Recuperadora de Transf. Ltda - (47) 653-2234

SÃO PAULO Indaiatuba Carotti Eletricidade Indústria Ltda [email protected] (19) 3875-8282

Guarulhos Elétrica Vitale Ltda [email protected] (11) 6481-2495

São Paulo Elétro Buscarioli Ltda [email protected] (11) 6618-3611/6692-3873

Baurú Eletrotecnica Chimbo Ltda [email protected] (14) 232-4611/212-1133

Cotia Entel Construções Elétricas Ltda [email protected] (11) 7924-9700

Arraras M Guimarães Engenharia Elétrica Ltda [email protected] (19) 541-5155/5021

Catanduva Macias Elétrotécnica Ltda [email protected] (17) 3522-8421

São Carlos Transformadores São Carlos Ltda [email protected] (16) 271-9229

OUTROS PAÍSES

Uruguay Montevideo Motores Eletricos Ltda - (5982) 604-3806

Argentina Cordoba Servelec Sistema de energia - (54)(351) 452-2146/451-

0009

Chile Santiago Transformadores CW S/A [email protected] (56-2) 238-6571

WEG INSDÚSTRIAS S.A. – Transformadores Calle: Dr. Pedro Zimmermann, 6751

89068-001 – Blumenau – SC www.weg.com.br

Tel.: (0xx47) 337-1000 Fax: (0xx47) 337-1090

Filial BANWEG

Av. Moema, 862 – Indianópolis 04077-023 – São Paulo – SP

Tel.: (0xx11) 5053-2300 Fax: (0xx11) 5052-4212

Documents

Manual Instruções (Espanhol)