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• Eduardo Guerreros

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1ZCL000001EG-ES– rev. 1

Manual del Usuario Montaje y Energización de Transformadores de Potencia

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Tabla de contenido 1 Objetivo ...................................................................................................................... 3 2 Descripción del Manual............................................................................................. 3 3 Procedimiento del Montaje del Equipo en Campo .................................................. 3 3.1 Transporte y arribo al sitio de instalación............................................................. 4 3.1.1 Manejo ........................................................................................................ 5 3.1.2 Recomendaciones al arribo al sitio de instalación ....................................... 6 3.2 Almacenamiento.................................................................................................. 7 3.2.1 Almacenaje de transformadores con tanque sellado ................................... 7 3.2.2 Almacenaje de Transformadores con tanque de expansión ........................ 8 3.2.3 Almacenaje del aceite aislante .................................................................... 9 3.2.4 Problemas y soluciones presentadas en la recepción y almacenaje ........... 9 3.3 Llenado de aceite preliminar.............................................................................. 10 3.4 Montaje de radiadores ....................................................................................... 10 3.4.1 Llenado de los radiadores ......................................................................... 12 3.5 Montaje del tanque de expansión ...................................................................... 13 3.5.1 Tanque conservador convencional ............................................................ 13 3.5.2 Tanque conservador con barrera para conmutador bajo carga ................. 14 3.5.3 Tanque de expansión con membrana o separador o flexible (21) ............. 15 3.6 Llenado final de aceite bajo vacío...................................................................... 17 3.6.1 Tratamiento de vacío................................................................................. 18 3.6.2 Llenado de aceite ...................................................................................... 18 3.7 Pruebas en campo ............................................................................................ 19 3.7.1 Medición de la resistencia de aislamiento ................................................. 19 3.7.2 Pruebas de polaridad, rotación de fases y relación de transformación ...... 20 3.7.3 Prueba de tangente delta (factor de potencia de aislamiento) y capacitancias........................................................................................................ 20 3.7.4 Prueba de rigidez dieléctrica y humedad (contenido de agua) del aceite aislante ................................................................................................................. 20 3.7.5 Prueba del aumento de la temperatura ..................................................... 20 3.7.6 Prueba de los dispositivos de alarma y de las unidades de control ........... 20 3.7.7 Otras. ........................................................................................................ 20 4 Instrucciones generales para la energización del transformador ....................... 21 4.1 Normas de seguridad ........................................................................................ 21 4.1.1 Precauciones al energizar el transformador .............................................. 22 4.2 Herramientas necesarias para el montaje ......................................................... 22 4.3 Inspección interna ............................................................................................. 24 4.3.1 Conexiones internas.................................................................................. 25 4.3.2 Conexiones ............................................................................................... 25 4.3.3 Inspección después de la obra de conexiones .......................................... 26 4.4 Tiempo de exposición de núcleo y devanados permisible ................................. 26 4.5 Inspección de empaquetaduras de caucho ....................................................... 27 4.5.1 Mantenimiento de las empaquetaduras y superficies selladas de la brida durante la instalación............................................................................................ 27 4.6 Instrumentos para la medición y la prueba en campo........................................ 28

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Objetivo Esta instrucción indica el orden de las actividades a realizar en el montaje y energización de transformadores de potencia.

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Descripción del Manual Las recomendaciones, instrucciones y normas aquí contenidas le darán una guía para realizar las labores de instalación o montaje y puesta en marcha o energización de un transformador de potencia. Pero esta información no es el único requerimiento para que el transformador opere satisfactoriamente. Se requiere contar primeramente con personal calificado y herramientas y equipos diseñados para este propósito.

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Procedimiento del Montaje del Equipo en Campo Es de tener en cuenta que estas instrucciones son generales y para algunos transformadores es posible que ciertas instrucciones y/o recomendaciones no sean aplicables. Después de efectuar el ensamble del transformador, realice comprobaciones antes de proceder a la instalación final del equipo: •

las

siguientes

Construcción

Asegúrese de que todas las piezas se encuentren en sus respectivos lugares, y se ha efectuado la fijación de todos los pernos y tuercas. •

Conexión

Compruebe si se han efectuado todas las conexiones eléctricas, y no hay error. •

Sistema de Refrigeración

Compruebe si se encuentran abiertas todas las válvulas de los radiadores, y si el dispositivo de control de enfriamiento y los ventiladores de enfriamiento funcionan normalmente. •

Cambiador de tomas

Compruebe si el cambiador de tomas funciona suavemente, y si la posición de tomas corresponde a la tensión deseada. El dispositivo de control para el OLTC (cambiador de tomas en carga) debe estar en perfectas condiciones. •

Relés de protección

Compruebe la correcta operación de los contactos. •

Indicadores

Compruebe si los indicadores de nivel de aceite o los termómetros están señalando correctamente sobre la escala. •

Compruebe la operación de los respiradores deshidratantes.

•

Compruebe si las válvulas están en posición correcta.

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Sistema de conexión a tierra

Asegúrese de que sea perfecto el sistema de conexión a tierra del transformador. Dado que los adaptadores de puesta a tierra van pintados para evitar su oxidación durante el transporte, remueva la pintura para una buena conexión. Después de realizar las operaciones pertinentes y descritas anteriormente, se puede llevar a cabo el proceso del montaje final del transformador. El orden de montaje del transformador se muestra en los siguientes numerales. 3.1

Transporte y arribo al sitio de instalación

Cuando sea necesario movilizar el transformador a su sitio de instalación deben tenerse en cuenta las siguientes precauciones a fin de evitar daños en su estructura o accidentes en el personal que tenga a cargo tal operación: •

Seleccione preferiblemente, como medio de transporte un "trailer" de plataforma baja y larga (camabaja) y sujete el transformador como lo indica la figura 1.

Figura 1. Forma de Sujeción a la plataforma de transporte

•

Antes de efectuar el traslado hacer un reconocimiento de la vía con el fin de prever posibles obstáculos (puentes bajos), inclinaciones peligrosas, estado de la carretera.

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Como se indica en la figura 2 el transformador debe ir lo más centrado como sea posible.

Figura 2. Plan de Carga

3.1.1

•

Revise el estado de los ganchos de amarre de la camabaja y verifique que se encuentren en buen estado.

•

El tanque de expansión (si se transporta con él) debe quedar al lado de la cabina.

•

En cada esquina deben efectuarse como mínimo dos (2) amarres en los ganchos dispuestos para tal fin.

•

Use en lo posible, cable de acero o cadena debidamente tensionados. Por ningún motivo emplee manila o cualquier otro material que permita elongación. Cada cable debe ofrecer una resistencia a la tracción mínima de 15 toneladas.

•

No deben sobrepasarse en el transporte inclinaciones de 25° en sentido longitudinal y 30° en sentido transversal.

•

Antes de mover, desmonte todos los radiadores.

•

Antes de descargar el transformador del vehículo observe si falta alguna pieza o si existen deformaciones. De ser así, informe al fabricante sobre estas irregularidades antes de iniciar cualquier reparación.

•

Cuando se levante el transformador los cables de suspensión deberán mantenerse casi paralelos para evitar que se doblen los pernos de enganche u otras partes de la estructura.

Manejo

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3.1.2

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•

Cuando un transformador no pueda ser manejado por medio de grúa, podrá moverse deslizándolo sobre patines o sobre rodillos, pero teniendo cuidado de no dañar la base o de no volcarlo.

•

Nunca se deberá levantar un transformador o moverlo colocando palancas o gatos debajo de la válvula de purga, salida del aceite de refrigeración, conexiones de los radiadores u otros dispositivos.

•

Cuando se muevan grandes transformadores sobre rodillos, deberán proveerse vigas para distribuir los esfuerzos sobre la base.

Recomendaciones al arribo al sitio de instalación

Algunas veces los transformadores se transportan divididos en varias secciones como pueden ser el tanque principal, los aisladores, el tanque conservador, los radiadores y otras partes. Los componentes desarmados van embalados en guacales o en cajas y deben ser confrontados con la lista de empaque suministrada. •

Comprobar la presión de gas.

Con el fin de evitar la impregnación de humedad el tanque principal está lleno de nitrógeno seco (aproximadamente 0.2 kg/cm² a 20 C). Remueva la cubierta protectora del manovacuómetro montado en el tanque, abra la válvula de conexión y compruebe la presión del gas. Después de revisada cierre fuertemente la válvula. Una indicación positiva señalará que no ha entrado aire o agua al interior del tanque. Si la aguja indica cero, podría ser a raíz de una entrada de agua. En este caso mida la resistencia de aislamiento de los devanados con el objeto de establecer el grado de humedad que ha penetrado en el transformador y tomar las medidas correctivas necesarias. •

Inspección exterior.

Compruebe si el transformador ha sufrido caídas accidentales ó si se han torcido los refuerzos o las tuberías Si la pintura está dañada o si las piezas metálicas están oxidadas, utilice papel de lija y retoque con una pintura anticorrosiva adecuada. Revise que la tornillería no se encuentre floja. Revise el estado de los instrumentos de protección que van principal.

adosados al tanque

Cuando se aprecie un daño severo relacionado con los puntos anteriores, el fabricante debe ser inmediatamente informado del caso. •

Inspección interior.

Normalmente no se requiere de una inspección interior; en el caso de ser requerido, consultar las instrucciones “tiempo de exposición permisible del núcleo, devanados y trabajos internos”.

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Almacenamiento

Después de que un transformador ha sido recibido de fábrica, es aconsejable colocarlo (lleno de aceite) en su lugar permanente, aunque no se ponga en funcionamiento inmediatamente. Si esto no fuese posible, deberá colocarse en un lugar seco y llenarse con aceite. Si la unidad fuese emplazada a la intemperie, el vapor de agua se condensaría en la caja, debido a las variaciones de la temperatura del aire y la humedad. Esta sería absorbida por los devanados lo que haría necesario secar la unidad antes de ponerla en funcionamiento. Por lo tanto es preferible colocar el transformador en un sitio con una temperatura ligeramente elevada y uniforme, siguiendo las recomendaciones que se dan a continuación:

3.2.1

•

Los transformadores para instalación interior deberán almacenarse en un lugar cerrado. Sin embargo, si fuese necesario hacerlo en lugares abiertos, deberán estar bien cubiertos para evitar que la humedad y materias extrañas entren en la caja.

•

Los transformadores para uso a la intemperie deberán ser almacenados en lo posible, bajo techo.

•

La base para el almacenamiento del transformador deberá tener suficiente resistencia como para soportar su peso y tener además un nivel plano.

•

Cuando el transformador sea almacenado a la intemperie tener cuidado con que el área en la cual esté cuente con buenos drenajes.

•

Las pérdidas eventuales de aceite no deberán en forma alguna perjudicar el medio ambiente.

•

Evitar la entrada de humedad al tanque mediante la oportuna revisión de los respiradores de sílica-gel y/o de las pipas de nitrógeno cuando esté parcialmente lleno de aceite.

•

Deberá impedirse la formación de agua condensada en los accesorios y repuestos que sean despachados independientemente mediante una adecuada protección contra las influencias meteorológicas. Si es necesario coloque desecadores de sílicagel metidos en las bolsas.

•

Deberá preveerse protección contra corrosión y daños mecánicos en la cuba.

•

Cuando sea posible alimente los gabinetes de control a su tensión correspondiente para evitar la condensación de agua en su interior.

Almacenaje de transformadores con tanque sellado •

Transformadores completamente ensamblados

Verifique la presión interna del transformador; si el manovacuómetro indica vacío o presión inferior a 0.1 atm. (2 Psi), presurícelo con 2 o 3 libras de Nitrógeno y revise al menos cada mes la presión interna; en estas condiciones el transformador puede permanecer indefinidamente almacenado. Si la presión es superior a 0.3 atm (5 Psi), deje escapar el excedente.

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Transformadores con radiadores desmontables

Se deberá ensamblar completamente el transformador, completar el nivel de aceite y presurizarlo con Nitrógeno a una presión de 0.2 atm (3 Psi); siguiendo las recomendaciones de los transformadores completamente ensamblados. En el caso de no poderse ensamblar completamente, las partes y piezas se deberán mantener sellados para evitar penetración de humedad. ADVERTENCIA En caso de dudas o desconocimiento de las cualidades del aceite disponible y antes de llenar el transformador, se enviarán muestras para pruebas a un laboratorio competente. Los aceites que no cumplen con nuestras especificaciones, no pueden ser utilizados sin nuestra aprobación. 3.2.2

Almacenaje de Transformadores con tanque de expansión •

Transformadores completamente ensamblados

Coloque el respirador de sílica gel siguiendo las instrucciones " Montaje respirador de sílica gel".

ADVERTENCIA Si durante el transporte, el sílica gel ha absorbido humedad (color rosado), deberá secarse en un horno a 150-180 C, hasta que recupere su color azul original, o de ser posible cambiarlo por sílica gel nuevo. En transformadores sumergidos en aceite, se controlará cuidadosamente el color del sílica gel cada cuatro (4) semanas, y en climas tropicales cada dos (2) semanas. Tal como se ha dicho anteriormente, se cambiará el sílica gel o se desecara en un horno, cuando más de la mitad del contenido del respirador presente decoloración. •

Transformadores con llenado parcial de aceite

Se montará el tanque de expansión y se procederá al llenado con aceite hasta el nivel correspondiente. (Ver advertencia en transformadores con radiadores desmontables) Una vez acabado el llenado de aceite, se montará el respirador de sílica gel, (Ver advertencia en transformadores completamente ensamblados) Un transformador completamente lleno de aceite se puede almacenar durante un tiempo indeterminado; este almacenaje es preferible al del transformador lleno de gas. •

Transformadores llenos de gas Nitrógeno

Verifique la presión interna del transformador; esta debe mantenerse en 0.2 atm (3 Psi). Si la botella de nitrógeno se termina, sólo se empleará exclusivamente para el llenado, nitrógeno de una pureza de 0.3% de su volumen y un grado de humedad máximo de 250 ppm. Un almacenaje con nitrógeno es posible, sin otras manipulaciones por un período de tres (3) meses. Para períodos de almacenaje superiores, se pedirán instrucciones para llenado con aceite. Cada cuatro (4) semanas se controlará la presión de la cuba y de la botella de llenado.

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Almacenaje del aceite aislante

El aceite aislante se guardará exclusivamente en recipientes limpios y se protegerá contra la humedad colocando los recipientes en un lugar con temperatura lo mas constante posible y en posición horizontal. Se evitará cuidadosamente toda mezcla con otros líquidos (aceites de cables, de engrase y de calefacción) o con cuerpos sólidos. Pequeñas cantidades de impurezas pueden alterar fuertemente las cualidades del aceite aislante. Todos los recipientes previstos para su almacenaje se inspeccionaran cuidadosamente y se guardará una escrupulosa limpieza y una perfecta impermeabilidad. Se dejará al cuidado de la empresa vendedora, siempre que sea posible, el lavado de recipientes sucios. En el caso que fuera necesario una limpieza en la misma instalación, se procederá generalmente así:

3.2.4

•

Se rociará el recipiente con gasolina exenta de plomo o con petróleo, hasta que el líquido de limpieza no presente coloración alguna.

•

Una vez vaciado completamente el recipiente, se meterá a un horno o se dejará secar, por medio de una corriente de aire seco, durante varias horas (cuidado: hay peligro de explosión).

•

Después de secado se cerrará herméticamente el recipiente, de modo que no pueda entrar aire alguno.

Problemas y soluciones presentadas en la recepción y almacenaje •

Fugas de aceite

Por empaquetaduras Ajustar los dispositivos de amarre (tornillos, flanches, etc.) •

Por válvulas de estrangulación

Ajustar las compuertas de las válvulas y los flanches que las protegen. •

Por poros o accesorios flojos o fisurados

Haga los ajustes necesarios para evitar que continúen las fugas y penetre más humedad al transformador. Cuando hay fugas de aceite de gran consideración, se hacen los ajustes para evitar que continúen, se llena el interior del transformador con gas nitrógeno hasta obtener una presión de 2 Psi y se le comunica de inmediato al distribuidor más cercano. •

Golpes y abolladuras

Cuando el transformador o alguno de sus elementos presenta indicios de haber sido golpeado, lo más indicado es comunicarse con el distribuidor más cercano o la fábrica para indicar el punto del golpe y recibir las instrucciones pertinentes. •

Deterioro de la pintura

Cuando se presenta deterioro de la pintura, limpie la superficie de suciedades (polvo, aceite, grasa, etc) haciendo uso de desengrasantes o agua jabonosa; luego seque la superficie, lije el punto deteriorado, limpie de nuevo el polvo y aplique una capa de pintura epóxica; deje secar esta y con intervalos de tiempo de secado, aplique tantas capas de pintura como sea necesario, para dar el espesor requerido. •

Accesorios flojos

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Cuando se presentan accesorios flojos, ajústelos nuevamente hasta dejarlos en su posición correcta, verifique que no estén fisurados y que no haya penetrado humedad al interior del transformador. Para cuando alguno de estos casos se presenta, es recomendable después de haber tomado las medidas correctivas indicadas, realizar las siguientes pruebas: - Medida de la rigidez dieléctrica del aceite - Medida de la resistencia de aislamiento (Meggeo) - Medida de la relación de transformación (TTR) - Prueba de hermeticidad con aplicación de gas nitrógeno a una presión de 7 Psi. Si alguna de estas pruebas no da los resultados esperados, comuníquese con el distribuidor más cercano o con la fábrica. 3.3

Llenado de aceite preliminar

A fin de evitar, durante el armado del transformador, el contacto directo con la atmósfera de la bobina y el aislador, es aconsejable llenar previamente con el aceite de aislamiento hasta un nivel que esté a unos 25 cm por debajo de la cubierta del tanque, en el caso de ser transformadores equipados con tanque de expansión, o hasta el nivel de 85°C marcado en el indicador de nivel en el caso de ser transformadores del tipo sellado. Antes de efectuar el llenado de aceite, es necesario efectuar la prueba de resistencia dieléctrica del aceite almacenado en los tambores. Tome muestra de cada tambor y compruebe si sus características dieléctricas corresponden o no a la especificada. Refiérase a la Norma ANSI/IEEE C57.106-1991, IEEE Guide for Acceptance and Maintenance of Oil in Equipment. En caso negativo, es decir, que el aceite no posea las características dieléctricas especificadas, filtre el contenido total de aceite. El llenado de aceite debe efectuarse únicamente después que los valores de prueba se encuentren dentro de los valores especificados. Existen dos métodos para efectuar el llenado de aceite. El primero de ellos consiste en llenar el tanque con aceite a través de la válvula de drenaje mientras se descarga gradualmente el nitrógeno contenido en el tanque. La presión del nitrógeno contenido en el tanque del transformador debe conservarse entre 0,05 y 0,2 kg/cm² durante el llenado de aceite. El segundo método consiste en efectuar el llenado de aceite después de efectuar el vacío en el transformador. Ver instrucción técnica “llenado de aceite bajo vacío”. Este método es el recomendado por ABB por ser mas seguro que el primero. 3.4

Montaje de radiadores

Cuando sea necesario desmontar los radiadores para el transporte del transformador se enviarán herméticamente cerrados con tapas ciegas. Las válvulas de estrangulación que se encuentran soldadas o pernadas al tanque principal se despachan en su posición de cierre y, adicionalmente, se protegen con tapas ciegas.

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La disposición general de los radiadores se ilustra en la figura 3. Al recibir los radiadores y desenhuacalarlos verifique que no hayan sufrido daños mecánicos durante el transporte. Retire las tapas ciegas y compruebe que los radiadores se encuentran limpios y sin humedad. En caso de observarse humedad o impurezas será necesario lavarlos con aceite a 60 C y protegerlos para impedir que penetre más humedad. Antes de retirar las tapas de protección de las válvulas de estrangulación se debe verificar el tipo de protección de aislamientos contra la humedad durante el despacho. Normalmente encontramos dos tipos de preservación en el despacho:

Figura 3. Partes del Radiador

1.

Transformadores totalmente llenos con nitrógeno

2.

Transformadores parcialmente llenos de aceite y colchón de nitrógeno.

Para los primeros recomendamos seguir la instrucción “llenado de aceite preliminar”, antes de realizar trabajos de ensamble en sitio. Sin embargo si la única labor de ensamble es la de radiadores es posible realizar el montaje con el tanque lleno de nitrógeno pero si manteniendo la presión interna positiva entre 0,05 y 0,2 kg/cm2, durante el montaje de los radiadores. Para el segundo el transformador se deberá conservar sellado y se deberá de disponer de una cubeta vacía bajo la válvula para recoger el aceite que pudiere derramarse. Recuerde que éste tipo de válvula no cierra a prueba de goteo. Por lo tanto no las golpee nunca para lograr un cierre hermético. Para la colocación del radiador siga el siguiente procedimiento:

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1. Eleve el radiador de su posición de almacenaje, y preste atención para evitar daños en los otros radiadores con las herramientas para el izado. 2. Remueva la tapa ciega y la guarnición del radiador. 3. Inspeccione visualmente el interior del radiador. 4. Limpie la superficie de la brida de montaje del radiador. 5. Retire el tapón de purga (2) indicado en la figura 3. 6. Remueva la tapa ciega y la guarnición colocadas en la válvula de estrangulación del transformador. 7. Limpie y de ser posible pinte la superficie de la brida de la válvula del radiador. 8. Limpie la ranura para guarnición de la válvula. Aplique una pequeña cantidad de adhesivo en la ranura y coloque la nueva guarnición especificada. 9. Levante el radiador con una grúa. Aunque los radiadores son idénticos, cada radiador viene marcado para ser ubicado en la posición que esté señalada en el tanque principal. Esta identificación recomendamos respetarse a fin de evitar demoras en la colocación de los mismos. 10. Mueva el radiador con la mano, inclínelo y drene el aceite residual contenido dentro del mismo. 11. Ajuste el radiador a la válvula de radiador. 12. Haga coincidir la válvula de radiador y la superficie de la brida del radiador y sujétela mediante tuercas. 13. Apriete el par de tuercas ubicadas diagonalmente una después de la otra a fin de apretarlas uniformemente. 14. Apriételas firmemente hasta que la válvula de radiador y la brida de radiador queden como una unidad. Al ajustar los radiadores no deben quedar sometidos en ningún caso a tensiones mecánicas por el peligro de roturas debidas a vibraciones. 15. Instale el tapón de purga (2) indicado en la figura 3. si el tanque está lleno con nitrógeno, si el tanque está parcialmente lleno de aceite ver “llenado de los radiadores”. 16. Una vez finalizado con el montaje de los radiadores, coloque simétricamente los soportes y los sujetadores del radiador. 3.4.1

Llenado de los radiadores •

Tanque totalmente lleno con nitrógeno

Abra todas las válvulas de estrangulación y llene el tanque del transformador siguiendo la instrucción “llenado final de aceite bajo vacío”. Los radiadores se llenarán automáticamente al mismo tiempo. Después de un tiempo de reposo de doce (12) horas como mínimo purgue los radiadores. •

Tanque parcialmente lleno de aceite y colchón de nitrógeno

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Abra lentamente la válvula de estrangulación inferior correspondiente al radiador que está instalando. El aceite inundará el radiador de abajo a arriba y el aire escapará por el tapón de purga. Durante este proceso debe controlarse el nivel de aceite en el tanque y se adicionará aceite de tal manera que el transformador permanezca con un nivel de aceite por encima de las bobinas. Para mantener el nivel de aceite se debe seguir la instrucción “llenado final de aceite bajo vacio”. Cuando el aceite salga sin burbujas por el tapón éste se cerrará con la tuerca tapón, provista para tal efecto. A continuación abra la válvula de estrangulación superior. Después de un tiempo de reposo prudente purgue de nuevo todos los radiadores. 3.5

Montaje del tanque de expansión

Se disponen de tres tipos de conservador dependiendo del grado de protección que se desee y/o de los accesorios incluidos. Estos son: 3.5.1

Tanque conservador convencional

Es del que disponen la mayoría de transformadores. Al instalar el conservador sobre el transformador, es necesario prestar atención a los siguientes puntos. 3.5.1.1

Montaje del relé buchholz (31)

Si el transformador está provisto con un relé Buchholz, instálelo en el conservador antes de proceder al montaje del mismo en el transformador. El relé se encuentra conectado el conservador a través de una brida y cuatro (4) tornillos; regularmente en el tubo de conexión se instala una válvula para futuros mantenimientos del relé buchholz. Remueva una tapa ciega de la superficie de la brida, y cambie el empaque por uno nuevo. Instale el relé en el conservador y apriete firme y uniformemente los pernos. Asegúrese de colocar el relé en la dirección indicada en su placa de características o en relieve en el cuerpo de relé. Coloque el tanque conservador sobre las bases destinadas para su anclaje en el tanque principal del transformador y coloque los ocho tornillos pero sin dar el ajuste final. Alinee la brida del relé buchholz con la brida de conexión al tanque principal y asegúrelo mediante tornillos, cuidando que no se imprima esfuerzo mecánico alguno en el relé. Una vez concluida esta instalación asegure el tanque de expansión al tanque principal dando ajuste final a los tornillos. Para mayores detalles sobre el relé de protección refiérase al manual del relé.

3.5.1.2

Montaje del Respirador de Sílica-Gel (33)

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Una vez se ha completado el llenado de aceite al transformador se procede a instalar el respirador siguiendo los siguientes pasos: - Verifique que la sílica se encuentra seca (color morado); de no ser así, séquela siguiendo lo indicado en el manual de mantenimiento. - Rosque el respirador en el tubo previsto para tal fin. Para dar mejor sello se recomienda utilizar cinta teflon en las roscas. - Llene con aceite dieléctrico el recipiente localizado en la parte inferior del respirador hasta la marca indicativa.

Figura 4. Tanque de Expansión Convencional 3.5.2

Tanque conservador con barrera para conmutador bajo carga

Este tanque en realidad son dos conservadores montados en un mismo cilindro. La barrera tiene como fin independizar el aceite del transformador y el del conmutador bajo carga; por lo tanto en el llenado del aceite se deberán considerar independientemente los dos compartimentos. Para el montaje se deberá seguir lo indicado en los puntos 3.5.1.1 y 3.5.1.2, teniendo en cuenta que el mayor de los respiradores va destinado al tanque principal, en tanto que el pequeño (38), corresponde al cambiador de tomas bajo carga. No olvide llenar con aceite el recipiente de la parte inferior del respirador.

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Figura 5. Tanque de expansión con barrera para conmutador bajo carga 3.5.3

Tanque de expansión con membrana o separador o flexible (21)

Para el montaje se deberá seguir lo indicado en el punto 3.5.1.1 y 3.5.1.2. Como este dispositivo no es un elemento comúnmente utilizado en transformadores de pequeña potencia es necesario dar las siguientes indicaciones •

Descripción.

Un separador flexible se coloca en el interior de un conservador cilíndrico o paralelípedo. En la parte exterior está en contacto con el aceite y en la parte interior con la atmósfera. Este tipo de montaje hace posible la compensación para las variaciones del volumen de aceite debido a los cambios de temperatura, garantizando: - Una eficiente barrera entre el aceite y el aire - Una protección contra el vapor de agua - La supresión de cualquier burbuja de gas formado en el aceite. - La compensación de grandes volúmenes hasta los 15 m3. •

Dimensiones

Las dimensiones de los separadores se determinan de acuerdo al tanque conservador. •

Procedimiento de llenado sin vacío en el conservador:

- Verifique la posición del separador dentro del conservador, para tal fin es necesario remover la tapa pernada del conservador. Esto se hace con el fin de garantizar que el flotador del nivel de aceite se encuentra bajo la membrana, y que la membrana esta desplegada. -

Infle a 0,1 bar máximo dejando el orificio de venteo del conservador abierto.

-

Ajuste la presión seis (6) horas más tarde.

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- Mantenga el dispositivo a una temperatura constante y verifique si existe una pérdida de presión durante 24 horas, si no hay pérdidas de presión, se consideran perfectamente montados el separador y el conservador. - Inyecte el aceite con poca presión por la parte inferior del conservador hasta que salga por los orificios de venteo en la parte superior. - Cierre los orificios de venteo y llene el conservador por la parte inferior mientras deja que el separador se desinfle progresivamente. -

Termine el llenado cuando el aceite alcance el nivel de la temperatura de operación.

PRECAUCIONES IMPORTANTES Cuando el dispositivo esté listo para trabajar, nunca abra un orificio en la parte superior con el objeto de verificar el vaciado total, tal apertura podría crear una corriente de aire en la parte superior del dispositivo con una caída del nivel de aceite que se compensa por una disminución en el volumen del separador. Cuando tenga dudas acerca de si ha entrado aire al conservador, debe inflar primero el separador por debajo de 0.1 bar y después abrir los orificios de venteo. •

Llenado bajo vacío

El conservador y el separador se montan en el transformador y se conectan a una fuente de aceite por medio de un tubo en la parte inferior del tanque conservador. Proceda así: -

Cree un vacío dentro del separador

-

Con la misma fuente de vacío, cree un vacío en el conservador

Abra la válvula de la parte inferior. Debido al vacío en el conservador, el nivel de aceite sube automáticamente. Suspenda el llenado de aceite una vez que alcance el volumen requerido en el conservador.

Figura 6. Tanque de expansión con membrana.

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- Mantenga el conservador bajo vacío pero deje entrar aire o nitrógeno dentro del separador, entonces este se infla por si mismo y toma todo el espacio libre debido a que el conservador no estaba completamente lleno. -

Infle el separador a una presión máxima de 0.1 bar

- Revise que por los orificios de venteo aparezca aceite, garantizando que el conservador no tenga más aire. -

Cierre los orificios de venteo y si es necesario ajuste el nivel.

•

Drenaje de aceite aislante y llenado con nitrógeno

La presente instrucción tiene dos aplicaciones principales: •

Para el despacho o traslado del sitio de operación, de transformadores completamente llenos con nitrógeno.

•

Para poner en la mejor condición el aislamiento, antes del llenado final.

Para el primero luego de retirar todos los accesorios removibles del transformador se procede a dar hermeticidad al tanque colocando bridas y cerrando válvulas, y para el segundo después de instalados todos los accesorios a excepción del respiradero deshidratante (éste debe ser instalado después de finalizar el llenado de aceite); vacié el contenido total de aceite aislante del transformador a fin de eliminar las impurezas, polvo, etc, que puedan encontrarse en el aceite, como así también cualquier gas que podría haber absorbido. Suministre gas nitrógeno dentro del transformador para desplazar el aceite aislante, luego drene el aceite. No permita que la presión interna del transformador llegue a ser negativa. La presión hermética del gas nitrógeno debe ser desde 0,05 a 0,2 kg/cm² Una vez el transformador este completamente vacío, selle todos los orificios y mantenga una presión positiva de 0,2 kg/cm2. Para el siguiente paso siga la instrucción “llenado final de aceite bajo vacío”. 3.6

Llenado final de aceite bajo vacío

Precauciones para efectuar el vacío y el llenado de aceite. •

Al abrir los tambores de aceite, se debe prestar atención a fin de evitar que la humedad se condense dentro. Se recomienda efectuar el llenado en atmósfera de baja humedad. Los tambores deben abrirse únicamente cuando se requiera de aceite. Antes de llenar con aceite, tome muestras de los tambores y pruebe sus características dieléctricas. Refierase a la Norma ANSI/IEEE C57.106-1991, IEEE Guide for Acceptance and Maintenance of Oil in Equipment.

•

El aparato para llenado de aceite debe estar limpio y libre de humedad, preste atención para evitar la introducción de humedad dentro del aceite a través de la línea de aceite.

•

No energice el transformador mientras se efectúa el vacío o el llenado de aceite.

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18 / 30

Tratamiento de vacío •

Expulse el aire del transformador durante más de 12 horas mediante una bomba de vacío, y compruebe si el grado de vacío dentro del transformador es menor de 3mm Hg mediante un vacuómetro.

•

Después de confirmar el grado de vacío, detenga temporalmente la bomba de vacío y efectúe la prueba de parada.

•

El criterio para la prueba de parada es por medio del grado de vacío, y el incremento de éste a los 15 minutos después de la parada, como está especificado abajo. Si el resultado de la prueba de parada es satisfactorio, proceda al llenado de aceite.

Tensión de régimen del transformador Menos de 110 kv Más de 110 kv Más de 220 kv

Incremento del grado de vacío Menos de 3,0 mmHg Menos de 1,5 mmHg Menos de 1,0 mmHg

Tabla 1. Tensión de regimén del transformador e incrementos de vacío 3.6.2

Llenado de aceite •

Después que se haya efectuado el tratamiento de vacío descrito anteriormente en el transformador, mantenga el vacío durante una hora. Luego, abra la válvula de drenaje de aceite y bombee aceite desgasificado dentro del tanque.

El aceite aislante debe pasar a través del filtro prensa de aceite y el preacondicionador del aceite al vacío. Con el objeto de hacer mas agil el llenado de aceite, se recomienda colocar el contenido de las canecas en un tanque metálico o de ser posible en un tanque colapsible. La capacidad adecuada del tanque del aceite es de aproximadamente 20% de la cantidad total de aceite del transformador, cuando el voltaje promedio del transformador que se va a montar es menor de 69 kV. Cuando el voltaje promedio del transformador sea de 69 kV o más, es mejor usar un tanque de aceite con una capacidad equivalente a la cantidad total de aceite, ya que es preferible drenar la cantidad completa de aceite una vez que se ha vaciado la cantidad total de aceite en el transformador. Cuando la capacidad de un tanque de aceite sea insuficiente, use varias. La superficie interna del tanque de aceite debe estar limpia y libre de polvo y basura. Debe ser un tanque sellado que evite la infiltración de la lluvia o del aire, cuando se instale en el exterior. Si se filtra aire al tanque del aceite, ponga un recipiente con gel de silicio en el sitio donde se pase el aire, con el objeto de prevenir le entrada de aire húmedo. Es conveniente poner un indicador del nivel del aceite o un tubo transparente.

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3.7

19 / 30

•

Durante el llenado de aceite, continúe la operación de la bomba de vacío. Cuando el grado de vacío sea superior a 3mmHg, suspenda temporalmente el llenado de aceite, y opere solamente la bomba de vacío para obtener el grado requerido de vacío.

•

Cuando el indicador de nivel de aceite señale la escala de nivel a 85C, suspenda la operación de llenado de aceite. Cierre la tubería del aceite.

•

Después de llenar el transformador con aceite aislante se acoplará el respiradero deshidratante si el transformador es con tanque conservador o se sellara si es del tipo tanque sellado, y se pondrá cada válvula en la posición de trabajo.

•

Expulse el aire retenido en las diversas partes aflojando los tapones de purga de aire. De ser requerido cambie las guarniciones o empaquetaduras de los tapones de purga por unas nuevas.

•

Tome una muestra de aceite del tapón de muestreo y efectúe las pruebas dieléctricas del aceite aislante. Registre los valores medidos.

•

Espere durante más de 8 horas para permitir que el aceite penetre dentro de las diversas partes sumergidas, y luego efectúe el drenaje hasta obtener el nivel de aceite normal.

Pruebas en campo

El transformador ha sido probado en fábrica y se garantiza que cumplirá con los objetivos para los cuales fue construido. Del tamaño del transformador, de la importancia del suministro, y del número de partes que debieron ser ensambladas en sitio, depende la necesidad de realizar algunas o todas de las siguientes pruebas. Las pruebas que deben realizarse durante y después del montaje son las siguientes: 3.7.1 3.7.1.1

Medición de la resistencia de aislamiento Cuerpo del transformador

Mida las resistencias de aislamiento entre dos bobinados y entre cada uno de los bobinados y tierra usando un aparato de más de 1000V, registre los valores medidos. Los valores de las resistencias de aislamiento cambian de acuerdo con la temperatura, por ello asegúrese de registrar la temperatura del transformador también. Se necesita una resistencia de aislamiento de más de 1000Mohms para una temperatura de 30 C en el transformador. 3.7.1.2

Tablero de control

Mida las resistencias de aislamiento entre dos terminales de la caja de terminales y entre cada terminal y tierra, de terminal a terminal, y registre el valor de la resistencia de aislamiento y la temperatura. En el caso de transformadores de corriente tipo buje BCT en particular, asegúrese de medir la resistencia del aislamiento entre dos BCT, así como la resistencia de aislamiento de cada BCT y tierra, a la temperatura de 30°C se requieren más de 100Mohms.

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20 / 30

Pruebas de polaridad, rotación de fases y relación de transformación

Realice las pruebas de polaridad y rotación de fases con el conmutador de derivaciones en la posición nominal. Prueba de la relación de transformación. Aún en el caso de un transformador de tres fases, se puede medir con una fuente de energía de una fase, y dará una buena precisión. Mida la relación de transformación en cada una de las posiciones del conmutador de derivaciones, considerando cada fase. Si se tiene disponible un transformador patrón (TTR), se recomienda utilizarlo para las pruebas de relación de transformación y polaridad. 3.7.3

Prueba de tangente delta (factor de potencia de aislamiento) y capacitancias

Los valores arrojados por esta prueba deben ser conservados y tomarse como referencia para determinar la humedad y/o el envejecimiento de los aislamientos con el transcurso del tiempo. Debe registrarse también la temperatura a la cual fue realizada la medición. Es recomendable realizar prueba de factor de potencia de aislamiento al aceite aislante.

3.7.4

Prueba de rigidez dieléctrica y humedad (contenido de agua) del aceite aislante

Los valores arrojados en esta prueba determinan el grado de sequedad del aceite aislante y sirven para tomar la decisión de energizar o volver a procesar el aceite aislante contenido en el transformador. Se recomienda también realizar los chequeos de aspecto visual, tensión interfacial, color y número de neutralización o acidez. 3.7.5

Prueba del aumento de la temperatura

Esta prueba generalmente no se realiza, si bien hay métodos numerosos para ellos, como método del cortocircuito, por medio del cual un bobinado se conecta en cortocircuito y el voltaje de impedancia se envía a otro bobinado; la recomendación práctica es hacer un seguimiento estrecho a las temperaturas del transformador durante los primeros días de operación. 3.7.6

Prueba de los dispositivos de alarma y de las unidades de control

Puede accionar cada accesorio, como el dispositivo de escape de la presión, el revelador Buchholz, etc., o puede establecer un cortocircuito en el terminal del accesorio; verifique su funcionamiento con las terminales y con el panel de alarma. En cuanto a la caja del mecanismo del conmutador de derivaciones accionado por motor, si éste esta presente, póngala a funcionar y observe si hay alguna anormalidad o no. Verifique con el manual del fabricante. 3.7.7

Otras.

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Ponga en el transformador una presión continua de 0.3 Kg/cm² (lograda de preferencia con gas de nitrógeno) por más de 24 horas y revise si no hay alguna fuga de aceite. Además, examine el aspecto, dimensión y otras características del transformador, consultando para ello los esquemas. Se recomienda medir también la resistencia del bobinado.

4

Instrucciones generales para la energización del transformador Normas prácticas y rigurosas deben ser seguidas durante la inspección, montaje, energización y mantenimiento de transformadores. Estas deben ser estrictamente cumplidas para protección y seguridad de los trabajadores y el transformador.

4.1

Normas de seguridad

El tanque del transformador debe ser conectado a tierra en todo momento. Todos los devanados y bujes deben ser conectados a tierra a menos que se estén haciendo pruebas eléctricas. Esto reduce la posibilidad de descargas estáticas, que pueden resultar peligrosas para el personal, llegando incluso a producir fuego y explosiones. Pruebas eléctricas no deben ser realizadas cuando el transformador se encuentre en condiciones de vacío. Un arco puede ocurrir a baja tensión debido a las operaciones de vacío, causando graves problemas en el transformador. Los devanados secundarios de los transformadores de corriente pueden tener peligro de inducir alta tensión a través de ellos a menos que sean cortocircuitados o conectados a amperímetros. Hay ejemplos de fenómenos eléctricos que pueden suceder sobre o alrededor de transformadores, lo cual lleva a la absoluta necesidad de trabajar con personal calificado bajo una buena supervisión en cualquier operación de montaje, mantenimiento o maniobras. Antes de usarse una fuente de energía eléctrica externa para pruebas de motores o control, asegúrese de que ha desconectado todas las fuentes de potencia auxiliares. Los extintores de incendio deben ser suministrados para usarlos en caso de emergencia. Debe tenerse uno en la parte superior del transformador cuando se estén haciendo trabajos sobre el tanque. No se debe fumar en lugares próximos a la máquina de tratamiento de aceite o en la parte superior del transformador cuando alguna tapa esté abierta. Si se usa el extintor dentro del transformador hay grave peligro de dañar su aislamiento. Antes de quitar cualquier tapa es necesario estar seguro de que no existe presión en el tanque, lo cual se hace abriendo lentamente una válvula en la parte superior del tanque por encima del nivel de aceite. Las luces que se usen dentro del tanque deben tener una protección contra golpes, en lo posible ser a prueba de explosiones. Extremo cuidado deben tener las personas que

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trabajen en la parte superior cuando el transformador esté abierto, cualquier objeto que caiga dentro del aparato causará enormes demoras en su puesta en servicio. 4.1.1

Precauciones al energizar el transformador

Una vez finalizadas todas las inspecciones y pruebas preliminares el transformador se encuentra listo para entrar en servicio. Simplemente tenga en cuenta las siguientes recomendaciones:

4.2

•

Coloque la posición de tomas del conmutador conforme a la tensión de línea.

•

Aplique tensión al transformador sin carga.

•

Manténgalo bajo observación durante un cierto tiempo (24 horas) y asegúrese de que esté en condiciones normales.

•

También hay necesidad de observar el transformador durante una hora después de que ha sido cargado.

•

El transformador una vez instalado y energizado debe ser periódicamente inspeccionado.

Herramientas necesarias para el montaje

A continuación se listan los artículos, especificaciones y precauciones referentes a todas las herramientas requeridos para el montaje del transformador. •

Grúa

Es conveniente usar una grúa para fijar el radiador, el conservador, etc. Es adecuada una grúa con una capacidad de carga de 10 toneladas y con una longitud del travesaño de aproximadamente 10 metros. Un conductor calificado debe manejar la grúa. Antes de levantar la pieza, cuelgue una carga con un peso similar al de las pieza a levantar, para verificar que la grúa trabaja adecuadamente. •

Tanque de aceite hecho de planchas de acero, o colapsible de hule.

La superficie interna del tanque debe estar limpia y libre de polvo y basura. Debe de garantizarse su total hermetismo y limpieza. •

Prensa filtradora del aceite.

Use una prensa filtradora del aceite para transferir el aceite del tambor a la tina. Use un filtro de papel nuevo y perfectamente seco para la prensa filtradora, ya que su función es la de eliminar las partículas o el polvo contenidos en el aceite. Generalmente una prensa filtradora del aceite con una capacidad de 1000 a 5000 l/hora, es adecuada. •

Purificador de aceite.

Use un purificador de aceite cuando transfiera el aceite del tanque de acero o colapsible al transformador. La tarea principal del purificador del aceite es la de eliminar el gas contenido en el aceite. También elimina el polvo y las basuras. Por lo tanto, este

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purificador del aceite debe comprender una bomba al vacío, un calentador, un filtro, una bomba de inyección, etc. Generalmente se emplea un purificador con una capacidad de 1000 a 5000 l/hora. Haga una prueba de circulación antes de llenar de aceite el transformador, con el objeto de escurrir el aceite residual del purificador del aceite y limpiar el interior. •

Bomba al vacío.

Cuando se transfiera el aceite de la tina del aceite al transformador, empleado el purificador del aceite, es necesario que se haya establecido el vacío en el interior del transformador. Para ello use una bomba al vacío. Para establecer el vacío se requieren aproximadamente 12 horas, cuando se trate del transformador de menos de 100 KV y 16 horas para el de 110 KV o más. Se recomienda que el grado de vacío establecido sea de 1 mm Hg o menos. El llenado de aceite debe iniciarse después de que termine el período mencionado. Cuando el grado de vacío ser inferior, suspenda temporalmente el llenado y espere hasta que mejore la condición del vacío. •

Cilindro de gas de nitrógeno.

El cilindro de gas de nitrógeno debe equiparse con una válvula reductora, un medidor y una manguera de goma. •

Herramientas en general *

Destapador del tambor

*

Tijeras

*

Pinza para pelar cable

*

Gato (elevador) con capacidad de 10 toneladas.

*

Llave inglesa

*

Llave de regulación

*

Barreta con pinzas.

*

Llaves boca fija de varias dimensiones

PRECAUCIONES A TOMAR •

Se debe minimizar el número de personas que entren en el transformador.

•

Antes de entrar en el transformador, las personas deben chequear todos los bolsillos del vestido de trabajo para verificar si están vacíos. También se debe averiguar que botones se podrán caer. Estas personas se pondrán zapatos limpios y secos.

•

Ate las llaves u otras herramientas a la cintura o la muñeca antes de usarlas en el interior del tanque.

•

Registre las herramientas llevadas en el interior del tanque y coteje después de terminar las obras para ver que nada se deja olvidado.

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4.3

24 / 30

•

Utilice los iluminadores de trabajo con protector de bombilla, en lo posible a prueba de explosión. No cambie las bombillas en el interior del tanque.

•

Disponga de un ayudante localizado cerca a la entrada de hombre para el enlace y la asistencia. El siempre debe cuidar al obrero trabajando en el interior, y nunca debe abandonar el lugar a su cargo durante la obra en marcha.

•

Suministre las partes o los materiales requeridos uno por uno a la vez. Nunca debe proveer simultáneamente muchas partes y/o muchos materiales en conjunto.

•

Prevéngase del fuego cerca del transformador. deben abstenerse de fumar.

Todas las personas asistentes

Inspección interna

Se enumeran a continuación los items a inspeccionar, si son aplicables. •

Durante la inspección, no pise ni descanse sobre los bobinados e hilos conductores.

•

Si encuentra cualquier daño grave o anomalía, sírvase avisarlo a la oficina o agencia de ABB más cercana.

•

Golpee ligeramente con un martillo las porciones atornilladas de las piezas metálicas tales como culata y grapas.

•

Examine el aislamiento en el extremo de la bobina y los dispositivos sujetadores montados entre las bobinas y culatas tales como los espárragos, soportes y cuñas.

•

Examine la apariencia de la bobina.

•

Examine los soportes del hilo conductor, espárragos y tuercas aislantes. Si se afloja cualquier espárrago o tuerca, apriételo con cuidado. No aplique un par torsor excesivo sobre los espárragos y tuercas antedichos.

•

Examine el aislamiento en los hilos conductores de AT. Remueva el papel dañado si hay alguno, y arrolle el papel crespado impregnado en aceite con media solapa hasta el diámetro original del aislador.

•

La longitud de unión afilada no será menor que 10 veces el espesor del aislador.

•

Examine la apariencia de los hilos conductores desnudos y sus juntas atornilladas.

•

Examine la apariencia de los conmutadores sin tensión e hilos conductores. Confirme que los contactos móviles de este conmutador se encuentran en una posición correspondiente a la indicación No. 1 de derivación y en el centro aproximado entre las varillas de derivación

•

Examine la apariencia del cambiador de derivación en carga y los hilos conductores. Confirme que los contactos móviles del selector de derivación se encuentran en el centro aproximado de la derivación fija, cuando el diseño del cambiador lo permita.

•

Examine que todos los transformadores de corriente de buje estén instalados seguramente en la posición normal, y que estén sanos sus hilos conductores secundarios y terminales.

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25 / 30

Conexiones internas •

Preparación

Para realizar las conexiones internas dentro de un tiempo mínimo posible, prepare las siguientes herramientas y materiales aislantes antes de comenzar las obras.

•

Herramientas

- Conjunto de llaves de torsión - Llave de trinquete - Cuchillas agudas - Regla convexa - Iluminador de trabajo •

Materiales aislantes

- Papel crespado impregnado en aceite - Papel Kraft impregnado en aceite - Cintas NOTA: Mantenga en el interior del tanque los materiales aislantes. Si se almacenan en el exterior, sumérjalos en el aceite aislante a fin de prevenir la absorción de humedad, y extraigalos inmediatamente antes de su empleo. 4.3.2

Conexiones •

Debido a que los conductores de hilos consisten en alambres de cobre entretejidos finos, no dañe ni corte estos alambres.

•

Utilice las llaves de torsión para apretar los pernos de terminales u conductores desnudos. Se enumera en la siguiente tabla, el par de torsión requerido para los tornillos de distinto tamaño. TAMAÑO DEL PERNO

PAR DE TORSIÓN kg - cm

Lbs - Pulg.

M6

50 ± 10%

44 ± 10%

M8

120 ± 10%

104 ± 10%

M10

250 ± 10%

217 ± 10%

M12

600 ± 10%

522 ± 10%

M16

1000 ± 10%

870 ± 10%

Tabla 2. Tamaño de Pernos y Par de Torsión

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4.3.3

26 / 30

•

Se debe efectuar la obra de aislamiento de los conductores conforme a los planos aplicables archivados en el manual de instrucciones para instalación.

•

Al arrollar el conductor con el papel crespado, desarrugue el 60% del mismo y arróllelo con media solapa. No lleve a cabo completamente esta desarrugadura.

Inspección después de la obra de conexiones

Se enumera a continuación los items a inspeccionar.

4.4

•

Examine que sean exactas todas las conexiones según los planos o las marcas de referencia.

•

Examine que se aprieten y se cierren los tornillos y las tuercas.

•

Examine que las distancias de aislamiento requeridas se mantengan entre los conductores y las otras partes.

•

Examine que no se dejan olvidadas ninguna herramienta ni algún material.

Tiempo de exposición de núcleo y devanados permisible

Mientras se realicen los trabajos tales como la inspección interna, instalaciones de los bushings, conexiones internas, etc., con el manhole (boca de entradas) del transformador abierto, el núcleo y los bobinados absorberán la humedad atmosférica. Por lo tanto el tiempo de exposición del núcleo y de los bobinados deberá estar limitado dentro de las especificaciones que se mencionan a continuación. El transformador no deberá ser abierto cuando llueva, exista amenaza de lluvia o la humedad relativa del aire sea mayor al 80%. El manhole (boca de entrada) y otras aberturas deberán cerrarse y sellarse inmediatamente después de que el trabajo interno haya sido parado o terminado. Sin embargo, el tiempo transcurrido durante el cual se ha introducido el aire atmosférico debe considerarse como tiempo de exposición a la intemperie, por que el núcleo y los bobinados absorberán humedad durante este período. En el supuesto caso de que el tanque está lleno con aire atmosférico y sellado en estas condiciones, el tiempo de exposición debe contabilizarse como cuatro (4) horas por una sola vez durante la instalación del transformador. Cuando ocurre la extracción del gas de nitrógeno seco con el que fue embarcado, se considera que el transformador se llenará del aire atmosférico, situación que se contabiliza como dos (2) horas adicionales de tiempo de exposición. El tiempo total de exposición permisible está indicado en la figura. 7.

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Figura 7. Humedad Relativa Promedio del Aire 4.5

Inspección de empaquetaduras de caucho

Las empaquetaduras desarmadas en el campo deben chequearse y examinarse para dictaminar su uso o no uso de acuerdo a la tabla 3, mostrada a continuación: REUSABLE 1. Sin roturas ni alargamientos 2. Alargamiento muy pequeño pero sin ninguna estria ni hendiduras. 3. Solamente permanece la huella de la ranura correspondiente a la empaquetadura.

NO USABLE 1. Hendiduras y alargamientos muy pronunciados 2. Hendiduras pronunciadas y estrias muy peligrosas se observan en la superficie de la empaquetadura.

4. Existe alargamiento parcial pero no existen hendiduras en la anchura original.

Tabla 3. Método de Inspección de empaquetaduras 4.5.1

Mantenimiento de las empaquetaduras y superficies selladas de la brida durante la instalación •

Limpiar las suciedades y aceite de las empaquetaduras reusables y de la superficie sellada de la brida , usando un trapo embebido en el disolvente, que debe ser alcohol o gasolina.

Notas • Las empaquetaduras no deben introducirse en el disolvente. •

El disolvente se deberá usar solamente para la limpieza de las suciedades para evitar que el disolvente o polvos se penetren en el interior del Transformador.

•

Las empaquetaduras y las superficies de las bridas deberán montarse cuando el disolvente utilizado para su limpieza se haya secado completamente.

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28 / 30

Instrumentos para la medición y la prueba en campo

Realice la inspección y la prueba durante y después del trabajo de montaje del transformador, usando los siguientes aparatos: •

Probadores de aceite

Se usa para medir las características dieléctricas del aceite. Aunque la Norma ANSI/IEEE C57.106-1991, especifica una buena cantidad de pruebas, se requiere como mínimo que se disponga de un probador de rigidez dielétrica (chipómetro) y de un medidor de ppm de agua (humedad) por el método de Karl fisher. Las etapas de proceso en las que se debe hacer medición deben ser las siguientes: *

Seleccione varios tambores del conjunto de ellos y verifíquelos.

* Después de que se ponga el aceite en el tanque del aceite y antes de que ponga el en transformador. * Después de que se ponga el aceite en el transformador. Tome una muestra del fondo del tambor. Compare los resultados de la prueba con ASTM, BS u otro equivalente normal. •

Voltímetro

Se requiere un medidor de voltaje AC para las siguientes pruebas: *

Prueba de la polaridad

*

Verificación del diagrama vectorial

*

Prueba de la secuencia del circuito de control.

Es necesario un juego de cada uno de los siguientes voltímetros de precisión de doble rango para AC:

•

AC

150/300 V

-

un juego

AC

30/75 V

-

un juego

Amperímetro

Se requiere un juego de cada uno de los siguientes amperímetros de precisión de doble rango, para medir la corriente de excitación cuando se aplica en voltaje bajo a el transformador, y para medir la corriente de los aparatos auxiliares del transformador, como el ventilador enfriador, la bomba del aceite, etc.., en caso de que se equipen con el transformador. AC AC

20/100 A 10/50 A

-

un juego

-

un juego

Para algunas aplicaciones es suficiente con una pinza amperimétrica

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Puente medidor de resistencias.

Este es necesario para probar la resistencia de bobinado del transformador. Se necesita un rango de medición de 0.001 - 10 ohmios. El puente Kelvin es adecuado. Deben tenerse a mano algunas baterías. •

Aparato medidor de las resistencias de aislamiento (megger).

Un aparato manual con un rango de aproximadamente 2000V y 2000 Megohmios es adecuado. •

Probador universal (tester o VOM).

Este es un probador portátil que puede medir el voltaje AC, la resistencia y la corriente DC, cambiando el rango. Se usa para verificar el cableado de control o las partes eléctricas.

•

Comprobador de relación de transformación (TTR).

Este aparato es muy útil para comprobar fácilmente la relación de transformación sin requerir de fuentes externas de alimentación y/o inducir voltajes en los devanados peligrosos para los operarios. Con este mismo equipo se puede comprobar la polaridad y dependiendo del modelo, el grupo vectorial. •

Medidor de la rotación de fases.

Este es el medidor para verificar la dirección de la rotación de fases de un motor eléctrico trifásico, etc. •

Indicador del vacío (Vacuómetro).

Es necesario preparar el vacuómetro para medición del grado de vacío durante la operación de la bomba al vacío. Debe usarse el vacuómetro capaz de medir hasta 10-² mmHg. •

Indicador de la presión.

Para revisar cualquier fuga del aceite a presión después de montar el transformador, se necesita un indicador de presión. Es adecuado un indicador tipo tubo Bourdon (indicador compuesto) con un rango de medición de 0 a 1.0 Kg/m². •

Otros.

Deben prepararse los instrumentos necesarios para realizar pruebas como tangente delta (factor de potencia de aislamiento o pérdida en el dieléctrico) y capacitancias. Los valores arrojados por esta prueba deben ser conservados y tomarse como referencia para determinar la humedad y/o el envejecimiento de los aislamientos con el transcurso del tiempo.

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Manual del Usuario Operación y Mantenimiento de Transformadores de Potencia

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Tabla de contenido 1 Introducción ............................................................................................................... 3 2 Mantenimiento e inspección de líneas y barrajes ................................................... 3 3 Programa de mantenimiento preventivo.................................................................. 3 4 Periodicidad de las inspecciones............................................................................. 4 5 Normas de mantenimiento del aceite aislante......................................................... 5 5.1 Deterioro del aceite de aislamiento...................................................................... 6 5.2 Prevención del deterioro del aceite...................................................................... 6 5.3 Evaluación del deterioro del aceite dieléctrico ..................................................... 7 6 Mantenimiento e inspección de los bujes ............................................................... 7 6.1 6.2 6.3 6.4

Inspección de rutina ............................................................................................ 7 Inspección regular (una vez cada dos años) ....................................................... 7 Inspección por excesivos calentamientos parciales............................................. 8 Inspección de daños locales (fisuras) de los bujes .............................................. 8

6.5 Inspección de fugas de aceite ............................................................................. 8 6.6 Almacenamiento.................................................................................................. 8 7 Mantenimiento e inspección del equipo de refrigeración ...................................... 8 7.1 Radiador del tipo de auto-enfriamiento ................................................................ 9 8 Mantenimiento e inspección de los termométros ................................................... 9 8.1 Termómetro tipo reloj........................................................................................... 9 9 Mantenimiento e inspección del indicador de nivel de aceite ............................... 9 9.1 Indicador del nivel de aceite tipo reloj ................................................................ 10 10 Mantenimiento e inspección de los relés de protección ...................................... 10 11 Mantenimiento e inspección de la válvula de sobrepresión ................................ 12 12 Mantenimiento e inspección de los respiradores de silica gel ............................ 13 13 Mantenimiento e inspección de las empaquetaduras .......................................... 13 14 Como detectar una fuga.......................................................................................... 14 15 Fallas y contramedidas ........................................................................................... 15 15.1 Causas de la falla .............................................................................................. 15 15.2 Tipos de fallas ................................................................................................... 16 15.2.1 Fallas internas del transformador: En devanados y núcleo ....................... 16 15.2.2 Fallas externas del transformador: En el tanque ...................................... 16 15.3 Descubrimiento de las fallas.............................................................................. 16 15.4 Fallas internas del transformador ...................................................................... 18 15.4.1 Fallas en los devanados ............................................................................ 18 15.4.2 Fallas en el núcleo..................................................................................... 18 15.5 Cómo detectar fallas internas ? ......................................................................... 19

1

Introducción El transformador requiere menor cuidado comparado con otros equipos eléctricos. El grado de mantenimiento e inspección necesarios para su operación depende de su capacidad, de la importancia dentro del sistema eléctrico, del lugar de instalación dentro del sistema, de las condiciones climatológicas, del ambiente y en general, de las condiciones de operación. En esta parte del manual se suministran las instrucciones de operación y mantenimiento. Nuestra intención es prestar la asistencia necesaria al personal de mantenimiento para facilitarle una inspección periódica del transformador e indicarle los pasos que se deben seguir para efectuar un examen más detallado de la parte activa en caso de que se requiera. ATENCION: Si éste va a ser el transformador de repuesto (en Stand-by) deberá conservarse siempre en las mejores condiciones. Por lo tanto, su mantenimiento debe ser igual al del transformador en servicio teniendo especial cuidado en vigilar el estado de su aceite. The templates are intended to harmonize the visual impression of ABB Documentation throughout the organization, Common Look & Feel. To provide help for editors to adopt Visual Identity guidelines related to documentation presented to our customers.

2

Mantenimiento e inspección de líneas y barrajes El mantenimiento y la inspección conllevan un trabajo peligroso; de ahí que deba hacerse de antemano un programa, poniendo especial atención en la seguridad de las vidas humanas y del equipo. Cuando se trabaja con barrajes, líneas, terminales, etc., el trabajo debe iniciarse sólo después de haber confirmado que éstas partes están desenergizadas, verificando para ello que los interruptores están en posición de abierto, lo cual se debe comprobar con un detector para circuitos. La omisión de estas verificaciones, pensando erróneamente que los circuitos no tienen voltaje, puede causar graves accidentes.

3

Programa de mantenimiento preventivo Anote las lecturas de los medidores que están generalmente instalados, ya que son de mucha utilidad. Cuando las lecturas sean muy diferentes de las obtenidas en condiciones normales, es necesario realizar una cuidadosa verificación. Además de lo anterior, se debe prestar atención a los fenómenos anormales tales como ruido, cambio de color o de olores, que pueden detectarse a través de los sentidos.

•

Temperatura del transformador.

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La temperatura del transformador está directamente relacionada con la duración de los materiales de aislamiento, por lo que es necesario prestarle atención. En el caso de transformadores construidos de acuerdo con normas ANSI, la temperatura máxima permitida para el aceite es de 90°C y la temperatura máxima del punto más caliente de 110°C. •

Inspección del volumen de aceite.

El volumen del aceite tiene siempre que ser verificado desde el punto de vista del aislamiento y de la refrigeración. Cuando el nivel de aceite fluctúe notoriamente en relación con la temperatura, se debe detectar la causa para un oportuno arreglo. •

Ruido.

En algunos casos se puede percibir algún ruido anormal, cuando se está familiarizado con el sonido que el transformador produce durante la operación normal, lo cual puede ayudar a descubrir alguna falla. Las siguientes son las causas posibles de ruido anormal: a) Resonancia de la caja y de los radiadores debida a cambios anormales en la frecuencia de la fuente de corriente, b) un defecto en el mecanismo de ajuste del núcleo, c) un defecto en la estructura central, (como desajuste en el núcleo) es posible que se encuentren flojos los tornillos de sujeción de las bridas, d) aflojamiento de las piezas de anclaje, y e) ruido anormal por descarga estática, debido a partes metálicas carentes de tierra o a imperfección de la puesta a tierra. Estos ruidos pueden detectarse desde fuera o acercándose a la caja, aún cuando no sean muy fuertes. •

Aflojamiento de las piezas de fijación y de las válvulas.

Cuando encuentre los terminales de tierra flojos, desenergice el transformador y apriételos enseguida. Los tornillos de los cimientos que estén sujetos a grandes cargas, deben ser apretados firmemente para evitar el desplazamiento del transformador. En algunos casos las válvulas se aflojan debido a vibraciones, apriételas nuevamente. •

Fugas de aceite.

Las fugas de aceite pueden ser causadas por el deterioro de algún empaque o por mal posicionamiento; algunas tardan en descubrirse, verifique cuidadosamente las válvulas y los empaques. Si hay algún defecto que pudiera causar una fuga, informe a ABB.

4

Periodicidad de las inspecciones La tabla 1, muestra la frecuencia con la que se debe revisar el transformador.

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No

Piezas a inspeccionar

Periodicidad

1

Termómetros

Una vez al año

2

Accesorios con contactos de alarma y/o disparo

Una vez al año

Verifique las condiciones de operación de los contactos y mida la resistencia de aislamiento del circuito

3

Ventiladores de refrigeración

Una vez al año

Si se encuentra alguna anomalía

4

Conservador

Una vez en cinco años

Observaciones

5

Resistencia de aislamiento de los devanados

Una vez al año

Cuando se note un cambio brusco después de años de uso o cuando se note un cambio en comparación con datos registrados en pruebas anteriores.

6

Medición de Tan

Una vez en tres años

Igual que el punto 5.

7

Rigidez del aceite dieléctrico.

Una vez al año

8

Valor de acidez del aceite.

Una vez al año

9

Prueba del funcionamiento del aceite.

Revise si se nota anormalidad en las pruebas de los ítem 5 al 8.

10

Aceite de aislamiento filtrado

Revise si se nota anormalidad en las pruebas de los ítem 5 al 8.

11

Componentes del interior

Una vez en siete años

Tome dos litros de aceite y revíselos de acuerdo con ASTM D3487

Tabla 1. Periocidad de Inspecciones.

5

Normas de mantenimiento del aceite aislante Para mantener el transformador en perfectas condiciones de operación se deben tener en cuenta los puntos anteriores, cuidando también de la operación de rutina y sin falta alguna se debe dar el tratamiento adecuado en cuanto se note algún cambio en las condiciones de servicio. Es necesario también desenergizar el transformador a intervalos regulares y llevar a cabo una inspección meticulosa. Con esta rutina y con inspecciones regulares, el grado de deterioro se podrá minimizar. Ya que un transformador está formado de muchas partes, tales como el aceite de

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6 / 20

aislamiento, los equipos de refrigeración, etc. debe ser atendido permanentemente. El aceite además de servir como medio aislante sirve para transferir el calor generado en las bobinas y el núcleo hacia las paredes del tanque y los radiadores. Por esto se requiere que cumpla con las siguientes características: •

Elevada rigidez dieléctrica

•

Baja viscosidad

•

Bien refinado y libre de materiales que puedan corroer las partes metálicas

•

estar libre de humedad y componentes que se polaricen

•

Tener un bajo punto de fluidez

•

Que tenga poca evaporación.

Las técnicas de manufacturación de los transformadores y su confiabilidad se han mejorado a tal grado que la inspección interna es casi innecesaria; actualmente el mantenimiento se limita casi exclusivamente al mantenimiento del aceite para prevenir su deterioro: 5.1

Deterioro del aceite de aislamiento El aceite de aislamiento se deteriora gradualmente por el uso. Las causas son la absorción de la humedad del aire y de partículas extrañas que entran en el aceite y el principal efecto es la oxidación. El aceite se oxida por el contacto con el aire y éste proceso se acelera por el aumento de la temperatura del transformador y por el contacto con metales tales como el cobre, el hierro, etc. Además de lo anterior, el aceite sufre una serie de reacciones químicas tales como la descomposición y la polimerización, que producen partículas que no se disuelven en el aceite y que se precipitan en el núcleo y bobinados. Estas partículas son llamadas sedimentos. Los sedimentos no afectan directamente la rigidez dieléctrica, pero los depósitos que se forman sobre los devanados impiden su normal refrigeración.

5.2

Prevención del deterioro del aceite Debido a que el deterioro del aceite es causado generalmente por la oxidación, el método para prevenirlo consiste en reducir al mínimo posible su superficie de contacto con el aire. Con este propósito se usa un tanque conservador. La humedad también acelera el deterioro del aceite y para evitar esto se debe usar un respirador deshidratante. El método ideal es aquel que utiliza colchón de nitrógeno, o aquel que utiliza una membrana en la superficie del aceite para evitar que el aceite entre en contacto directo con el aire. El aceite dieléctrico se activa bajo ciertas condiciones de luz, calor y iones de metales pesados, para producir radicales libres que causan auto-oxidación. Para evitar este fenómeno se utilizan aditivos inhibidores de la oxidación.

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5.3

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Evaluación del deterioro del aceite dieléctrico Los métodos para juzgar deterioro de un aceite dieléctrico, son aquellos que miden el grado de oxidación, la densidad específica, la tensión superficial y la tangente . Además de la práctica común de medir la rigidez dieléctrica, es recomendable hacer un juicio sintético de todos estos métodos.

6 6.1

Mantenimiento e inspección de los bujes Inspección de rutina •

Excesivo calentamiento local:

Ponga atención a la parte sujetadora de los terminales. Es conveniente pintar dicha parte con pintura indicadora de calor. •

Contaminación:

Cuando haya mucho polvo y sal, se debe efectuar una limpieza para la cual debe detenerse el funcionamiento del transformador y usar agua, amoníaco o tetracloruro de carbono, y si están muy sucios, usar ácido hidroclórico concentrado diluído 40 o más veces en agua. La solución no debe tocar ninguna parte metálica; después de la limpieza las partes de porcelana deben neutralizarse con agua que contenga bicarbonato de sodio en una proporción de 30 gramos por litro. Siempre que use una solución química, asegúrese de lavar después con agua fresca, para que no quede ningún elemento extraño. En sistemas en los que sea difícil detener el funcionamiento para la limpieza, o en zonas donde haya muchos daños por el polvo o la sal, se está usando recientemente un método de lavado denominado "de línea caliente". Es un método para lavar los equipos sin parar su funcionamiento, y hay 2 ó 3 formas de hacerlo. En cualquier caso debe verificarse el grado de polvo y sal, la calidad del agua para lavar y el método de impermeabilización cuando se hace la limpieza. •

Daños mecánicos:

Verifique si existen daños o fugas de aceite en los bujes. 6.2

Inspección regular (una vez cada dos años) •

Evaluación del deterioro del aislamiento:

Los métodos para detectar el deterioro del aislamiento son la medición de la resistencia de aislamiento y de la tangente delta.

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La medición de la resistencia de aislamiento en los bujes no es sencilla, ya que el buje y los devanados del transformador deben independizarse; no obstante, la medición debe tratar de hacerse lo mejor posible. La medición de la tangente delta también es difícil, ya que los bujes deben separarse del transformador en la mayoría de los casos. La evaluación del resultado de la medición no debe depender únicamente de los valores absolutos obtenidos, sino de los valores obtenidos cada año y de la variación entre ellos. Si hay grandes discrepancias en los valores, es necesario un cuidado especial Cuando la resistencia de aislamiento es superior a 1000 MΩ a temperaturas normales, puede considerarse como una buena condición, pero el valor de la tangente delta también debe tomarse al considerar la evaluación. 6.3

Inspección por excesivos calentamientos parciales El calentamiento excesivo de los terminales se debe en la mayoría de los casos a aflojamientos; si llegara a observarse, elimine el polvo de las partes de contacto y apriete firmemente.

6.4

Inspección de daños locales (fisuras) de los bujes La limpieza de los bujes debe hacerse según se mencionó. Si los daños son muy serios cambiar por nuevos.

6.5

Inspección de fugas de aceite Revise las diversas piezas de los bujes para ver si hay fugas de aceite. Si el aceite se sale por el empaque, ajústelo ó cámbielo. Si son del tipo inmerso en aceite y el aceite se fuga por otra parte fuera del buje, informe al fabricante.

6.6

Almacenamiento Guarde los bujes parados en un cuarto seco. Se recomienda guardarlos en la caja de empaque en que venían.

7

Mantenimiento e inspección del equipo de refrigeración El equipo de refrigeración es la parte más importante en el funcionamiento diario normal de un transformador. Es necesario un cuidado especial en su mantenimiento e inspección, ya que cualquier anormalidad puede reducir la vida útil del transformador o causar defectos serios.

1ZCL000002EG-ES – rev. 1 7.1

9 / 20

Radiador del tipo de auto-enfriamiento Verifique la fuga de aceite da las cabeceras del radiador y de las partes soldadas del panel o del tubo. Si se acumulan sedimentos en las obleas o en el tubo, el flujo del aceite se dificulta y la temperatura desciende. Por esta razón verifique con la mano si estas partes tienen una temperatura adecuada. Si los radiadores son del tipo desmontable verifique que las válvulas se abran correctamente.

8

Mantenimiento e inspección de los termométros Es importante que se verifique la temperatura del transformador en servicio, ya que ello indica las condiciones del funcionamiento. Las condiciones internas y la normalidad del interior, por lo tanto, los indicadores que miden la temperatura deben revisarse y mantenerse en buen estado, para que indiquen correctamente la temperatura.

8.1

Termómetro tipo reloj Este es un tipo de medidor de presión con un bulbo que contiene un líquido especial o gas sellado, y que se conecta con un tubo muy fino para mover la aguja por expansión y contracción del fluido; debe verificarse comparándolo con un termómetro normal una vez al año o más seguido. También debe verificarse cuidadosamente que no esté corroído en el interior, que no penetre agua, que la aguja se mueva adecuadamente y que los contactos de alarma funcionen correctamente. Si el cristal está empañado por la humedad que penetra, quite la tapa del cristal y cambie el empaque. Después de muchos años de uso, el tubo de Bourdon se desgasta, al igual que el piñón y el soporte, por lo que pueden dar indicaciones erróneas; también las partes indicadoras móviles llegan a caerse por golpes o vibraciones. La tubería guía generalmente es de tipo doble y la unión con el medidor se separa o se rompe fácilmente. Por lo tanto es necesario un manejo cuidadoso del termómetro tipo reloj, cuando se debe quitar durante la inspección del transformador. Debe verificarse que los contactos de alarma estén colocados adecuadamente.

9

Mantenimiento e inspección del indicador de nivel de aceite El medidor está colocado fuera del conservador y es de construcción simple; muestra el nivel del aceite directamente, viéndolo desde el exterior. Ponga atención a una fuga de aceite por su parte visible. Cuando el cristal esté manchado, límpielo con un trapo.

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El medidor de aceite es resistente a daños y a fallas de indicación, comparado con los modelos viejos de indicadores del nivel de aceite tipo L y tipo U.

9.1

Indicador del nivel de aceite tipo reloj En este indicador el eje giratorio tiene en un extremo un flotador que soporta un brazo conectado al indicador y, en el otro extremo un magneto para hacer girar el rotor y para permitir el movimiento hacia arriba y hacia abajo del flotador. Cuando el nivel del aceite cambia, éste acciona el brazo de soporte que hace girar el magneto en el otro extremo, y éste a su vez acciona el rotor a través de la pared de división que está colocada fuera del indicador. La aguja señala el nivel del aceite. El indicador necesita el mismo cuidado de mantenimiento que cualquier instrumento ordinario; además como indicador con flotador metálico, requiere atención cuando hay una indicación incorrecta debida a la penetración del aceite al flotador, por vibraciones, y sobre todo cuando ha funcionado por largo tiempo.

10 Mantenimiento e inspección de los relés de protección Los relés de protección que se mencionan a continuación necesitan inspección una vez al año: •

Relé de buchholz

Este relé está hecho para proteger al transformador inmerso en aceite contra fallas internas. Está fijado al tubo de conexión entre el tanque del transformador y el conservador. El funcionamiento del relé se divide en una primera fase (por fallas leves) y una segunda fase (para fallas severas); la primera se usa para la alarma y la segunda para el disparo del relé. Su estructura presenta dos flotadores; uno en la parte superior y otro en la parte inferior de un caja de acero (cámara de aceite) y están fijados de tal manera que cada flotador puede girar, siendo su centro de rotación el eje de soporte. Cada flotador tiene un interruptor de mercurio y los contactos se cierran cuando el flotador gira. Si los materiales estructurales orgánicos del transformador se queman o producen gas causado por un arco pequeño, éste se queda en la parte superior interna de la caja. Cuando el volumen del gas sobrepasa el volumen fijo (aproximadamente 150 a 250 cc) el flotador de la primera fase baja y los contactos se cierran, haciendo funcionar el dispositivo de alarma. El flotador inferior, que es para la segunda fase, cierra los contactos y hace funcionar el dispositivo de alarma, o dispara el interruptor del circuito cuando se origina un arco en el interior del transformador y se produce súbitamente gas y vapor de aceite, forzando el

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movimiento del aceite. También cuando el nivel de aceite desciende por debajo del nivel inferior del conservador, el dispositivo de alarma funciona. A un lado de la caja del relé Buchholz hay una ventanilla de inspección que permite observar el volumen y el color del gas producido, y extraer muestras para evaluar la causa y el grado de la falla. Al instalar el medidor, quite el resorte que se ha usado para atar el flotador o el material empacado y evitar así movimientos del flotador; limpie el interior del relé, verifique si el contacto de mercurio y los terminales conectores están en buenas condiciones; fije el relé al transformador, asegurándose de que la dirección del ajuste y el nivelado sean correctos.

Cuando el transformador está inmerso en aceite, abra la válvula de escape del gas que está en la parte superior del relé para eliminar el aire del interior del relé e iniciar el funcionamiento del transformador. Sin embargo, si la carga del aceite al vacío se hace en perfectas condiciones, la eliminación no es necesaria. Los contactos de mercurio deben manejarse con sumo cuidado, ya que pueden romperse cuando hay vibraciones. Como rutina, examine la fuga de aceite y la producción de gas del relé. Si se encuentra gas a pesar del funcionamiento de la primera fase, tome una muestra de gas y analícela; también el nivel de aceite del conservador. Limpie el cristal de la ventanilla de inspección, revise el interior y verifique si el flotador se mueve normalmente, con el brazo de soporte como su centro de rotación a intervalos regulares. El relé puede funcionar equivocadamente cuando el flotador esta sumergido en el aceite, cuando el eje de soporte del flotador se sale del conjunto o cuando hay una fuga de aceite. •

Relé de protección del cambiador de tomas bajo carga

Este relé protege al transformador y al cambiador de tomas bajo carga contra averías. Es por tanto parte integrante de nuestro suministro. Debe estar conectado de tal forma que su funcionamiento provoque la desconexión inmediata del transformador. La caja moldeada en material ligero resistente a la corrosión, está provista de dos bridas para el acoplamiento de las tuberías de unión, por una parte con la cabeza del cambiador y por la otra con el conservador de aceite. Se puede controlar la posición de la palanca gracias a la mirilla situada sobre la cara delantera de la caja. En la bornera se encuentran los terminales de conexionado del interruptor. El aceite contenido en el relé de protección no debe penetrar en ella. Se ha previsto una abertura para evitar la formación de agua condensada en la bornera. Igualmente, allí se encuentran situados dos botones pulsadores destinados, uno a controlar el buen funcionamiento del aparato y otro a su rearme. Los bornes de conexión están protegidos por una membrana de plástico transparente. El órgano activo del relé comprende una palanca provista de un orificio y un imán permanente, el cual asegura el funcionamiento del contacto auxiliar y el mantenimiento de la palanca en posición REARME. No es posible obtener una posición intermedia.

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La operación del relé de protección puede ser el indicio de una avería grave. Sin las comprobaciones indicadas, el cambiador no debe volver a ponerse en servicio bajo ninguna circunstancia. Cuando el funcionamiento del relé provoque la desconexión de los disyuntores, debe procederse como sigue:

-

Anotar la hora y la fecha de la desconexión.

-

Anotar la posición de servicio del cambiador.

Bloquear el mando a motor desconectando el guardamotor de modo que se evite una maniobra del cambiador causada por un control remoto. Controlar la estanqueidad de la tapa. Si hay una fuga de aceite cerrar inmediatamente la válvula del conservador de aceite. Verificar si la palanca del relé de protección se encuentra en la posición DESCONEXION o en posición REARME. Si se encuentra en ésta última es posible que se haya producido un desenganche defectuoso. Verificar en éste caso el circuito de desenganche. De no ser posible despejarlo, habrá que sacar el cuerpo insertable del cambiador para control visual. Si la palanca se encuentra en posición de DESCONEXION hay que, de todas formas, sacar el cuerpo extraíble del cambiador. Volver a poner en servicio el cambiador sin haberlo revisado visualmente, podría conducir a daños muy graves en el transformador y en el cambiador. Adicionalmente deben chequearse los siguientes puntos: •

Cual era la carga del transformador al momento del disparo?

•

Fue ejecutada una maniobra del cambiador inmediatamente antes o durante el desenganche?

•

Funcionaron al momento del desenganche otros dispositivos de protección del transformador?

•

Fueron efectuadas conmutaciones en la red en el momento del desenganche?

•

Fueron registradas sobretensiones en el momento del desenganche?

Después de una comprobación minuciosa del cuerpo insertable, el servicio SOLO se debe reanudar si se está seguro de que no hay ningún daño ni en el cambiador de tomas ni en el transformador. En adición a las medidas anteriores si subsisten los problemas comuníquese inmediatamente con el fabricante.

11 Mantenimiento e inspección de la válvula de sobrepresión

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La válvula de alivio de sobrepresión con contactos de alarma, acciona la alarma cuando funciona la aguja del interruptor. Está colocada haciendo contacto con la placa de expansión; el resorte de ajuste y los contactos del microinterruptor están en relación con el elevador que se relaciona a su vez con la aguja del interruptor. Cuando hay un accidente, la presión interna aumenta y empuja la válvula hacia afuera, haciendo funcionar a la aguja del interruptor, la cual empuja y dobla la placa de expansión. Cuando la presión alcanza un cierto límite, la placa de expansión se rompe y la presión sale, cerrando los contactos del interruptor microinterruptor, que están en el elevador que se relaciona con la aguja del interruptor, y la alarma suena. Verifique si no hay alguna fuga de aceite o de aire del dispositivo.

12 Mantenimiento e inspección de los respiradores de silica gel Estos dispositivos están hechos para eliminar la humedad y el polvo que entran al transformador, con el movimiento del aire resultante de la fluctuación de la temperatura del aceite del transformador; está colocado entre el paso del aire del transformador y la atmósfera. Está formado por un depósito con un agente deshidratante y aceite, así como de las partes metálicas para su fijación. El empaque debe verificarse para ver si está bien asegurado, de manera que no permita la entrada de aire al transformador por ningún sitio que no sea el orificio del respiradero. También verifique si el nivel de aceite del depósito no es más bajo que el nivel fijado. Si el agente deshidratante se humedece con aceite, es porque hay demasiado aceite en el depósito, o porque hay alguna falla interna cuya causa debe detectarse. Se usa gelatina de silicio como agente deshidratante. Generalmente está teñido de azul con cloruro de cobalto, y cuando la absorción de humedad llega a un 30 ó 40 %, el color cambia de azul a rosa; en tal caso se debe cambiar la gelatina de silicio o secarla para volver a usarla. Para regenerarla, coloque la gelatina de silicio en una cubeta o en un perol limpio y agítela mientras la calienta a una temperatura de 100 a 140 °C; continúe el calentamiento hasta que el color cambie de rosa a azul o extienda la gelatina de silicio mojada en un receptáculo, como una caja de filtro por 4 ó 5 horas, manteniendo la temperatura del secado entre 100 y 140 °C.

13 Mantenimiento e inspección de las empaquetaduras •

Instalación de los empaques

Cuando use un empaque siga las instrucciones del fabricante, pero en caso de que no las tenga a mano, las siguientes pueden seguirse para un caso general. Para los empaques de la superficie de reborde del transformador común, se usa corcho ó nitrilo, si bien el corcho ya no se emplea mucho actualmente. Para algunas uniones se

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usan empaques especiales de plomo, de asbesto o de anillo en O; si se señala qué tipo de empaquetadura debe usarse, siga las instrucciones.

•

Métodos para unir los empaques

Es mejor usar el empaque sin unión, pero ésta no puede evitarse cuando el empaque es muy grande. Hay empaques redondos, cuadrados, rectangulares y ovalados, pero en cualquier caso trate de unir el empaque por una parte recta. La parte que se sobrepone debe medir más de 50 mm y debe aplicarse un adhesivo en la unión. Cuando use elemento o un componente para sellar, asegúrese de seleccionar el material adecuado para el empaque; aplique una capa delgada y deje que se seque al aire colocando entonces el empaque.

•

Indicaciones para el trabajo

Para quitar la corrosión, el nitrilo, el aceite o la grasa, use un cepillo de alambre, thiner y alcohol. Ponga el adhesivo únicamente en el lado del empaque y use sólo la cantidad necesaria para fijarlo en su lugar. Si la fuga de gas o de aceite no se detiene después de un ajuste correcto, el empaque deberá cambiarse por otro. Un empaque con poca elasticidad, como el de plomo, debe siempre cambiarse por una nuevo. No vuelva a usar el empaque viejo.

14 Como detectar una fuga Cuando la fuga sea abajo del nivel del aceite lave primero con thiner o alcohol la parte afectada, y al eliminarse el polvo o el cemento, el lugar de la fuga se vera claramente como una mancha (negra). Cuando la fuga sea arriba del nivel del aceite. Cargue el gas de nitrógeno a una presión apropiada (aproximadamente 0.3 a 0.4 Kg/cm²), ponga una solución de jabón líquida en la parte sospechosa del empaque; si hay alguna fuga se formarán burbujas. Tenga cuidado en no permitir el funcionamiento del tubo de escape de la presión durante esta operación.

•

Tratamiento de las fugas del tanque

Si la parte de la fuga en el tanque, que contiene aceite, debe repararse por soldadura, tenga cuidado de verificar si el calor de la soldadura no va a producir una mezcla explosiva de gases. (No se necesita precaución alguna en el caso de aceite no inflamable).

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Si la parte de la fuga está a unos 70 mm o más por encima del nivel del aceite, y si el espesor de la pared del tanque es mayor de 6 mm., no habrá peligro de combustión, ya que el aceite enfriará el calor de la soldadura. Si la parte de la fuga está por encima del nivel del aceite, ponga gas de nitrógeno en el interior del tanque para prevenir un incendio. Si el espesor de la pared del tanque es menor de 4.5 mm, ponga una pieza de metal encima de la parte de la fuga y sóldela. Es mejor si no hay aceite en el lugar de la reparación. La manera más simple de reparar un pequeño orificio de fuga es calafatearlo cuidadosamente con un cincel. No debe taparse el pequeño orificio de la fuga con masilla o con pintura, ya que no dura mucho tiempo.

Un orificio de fuga en la caja de acero no puede repararse con soldadura o calafateándolo. La parte de la caja de acero deberá reemplazarse. Cuando no sea posible perforar un agujero en el sitio de la fuga, golpee e introduzca un tapón impregnado en goma laca u otro componente. Si se encuentra una fuga en una pieza importante del equipo, consulte con el fabricante el método adecuado de tratamiento.

15 Fallas y contramedidas

15.1 Causas de la falla Rastrear la causa de las fallas es la base para tomar medidas que permitan contrarrestarlas. El origen de las fallas no es simple. Generalmente es la combinación de muchos factores que pueden clasificarse de la siguiente manera: •

Imperfección en las especificaciones

-

Error en la selección del tipo de aislamiento.

-

Capacidad no apropiada.

Falta de atención a las condiciones en el lugar de instalación (humedad, temperatura, gases perjudiciales, etc) •

Imperfecciones en las instalaciones

-

Instalación incorrecta.

-

Capacidad y rango de protección del pararrayos incorrecto.

-

Interruptor y rele de protección incorrectos

•

Imperfecciones en la operación y mantenimiento del equipo

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Partes conductoras externas flojas y calentamiento de las mismas.

-

Deterioro del aceite de aislamiento

-

Carga excesiva o error en la conexión de los cables.

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Equivocación en el funcionamiento, y descuido en el arreglo de los circuitos de protección. -

Inspección insuficiente de los empaques y de las válvulas.

-

Mantenimiento insuficiente de los accesorios.

•

Voltaje anormal

•

Deterioro normal

•

Desastres naturales

15.2 Tipos de fallas Las fallas producidas por las causas mencionadas, dan lugar a fallas secundarias y aún terciarias, dificultando su rastreo. Sin embargo, las condiciones de operación en el momento de la falla, los registros de inspección de los reles de protección de las diversas partes, así como el mantenimiento y la inspección regular, ayudarán a detectar la causa en muchísimas ocasiones. Las fallas de un transformador se pueden clasificar de la siguiente manera: 15.2.1 Fallas internas del transformador: En devanados y núcleo -

Interrupción dieléctrica

-

Rotura y torsión de los devanados

-

Error en el contacto a tierra

-

Conmutador de derivaciones abierto

-

Aceite de aislamiento

15.2.2 Fallas externas del transformador: En el tanque -

Por fugas de aceite en un empaque, válvula, cordón de soldadura

Por los bujes de los respiradores, válvula de sobrepresión, termómetros, indicador de nivel de aceite, etc Defectos en los ventiladores de refrigeración forzada, relé Buchholz, salida de los transformadores de corriente de los bujes, etc. 15.3 Descubrimiento de las fallas

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Es innecesario decir que mientras más pronto se detecte la falla será mejor, y que para ello se requieren un mantenimiento y una inspección cuidadosa; hay normas hechas para la inspección regular y de rutina. Por medio de esta inspección se puede detectar una falla antes de que sea grave, y se puede reducir el daño en lo posible. Algunas fallas son causadas por razones más allá del control humano. Veamos:

•

Fallas repentinas

La mayoría de las interrupciones dieléctricas ocurren repentinamente, especialmente la debida a un rayo o a una tensión anormal, causando una falla directa.

La corriente excesiva por un cortocircuito externo o por un golpe mecánico, también sucede repentinamente, y disturbios por sismos e incendios, pueden dañar accidentalmente el transformador.

•

Fallas que se desarrollan lentamente

Las fallas repentinas se relacionan, generalmente, con factores totalmente externos o ajenos al transformador, de tal forma que está fuera de nuestro alcance el poder preveerlos y prepararnos para enfrentarlos. El objetivo de nuestro mantenimiento e inspección es descubrir las fallas que ocurren y que se desarrollan lentamente. Estas fallas son las siguientes:

Deformación de los materiales de aislamiento y del bobinado, debido a golpes mecánicos causados por un cortocircuito externo. El transformador generalmente se diseña y se fabrica para resistir el calor y los golpes mecánicos. Sin embargo, si se expone a golpes mecánicos intensos y frecuentes, aún una pequeña deformación puede convertirse en una falla interna seria.

Aislamiento del núcleo. Puede existir aislamiento deficiente entre las láminas del núcleo, entre el tornillo de sujeción del núcleo y el tubo de aislamiento, etc. El aislamiento deficiente causa un cortocircuito en el flujo magnético, produce constantemente una corriente de corto circuito en este lugar y provoca un calentamiento excesivo pudiendo desarrollar fallas serias.

Aislamiento deficiente debido a una condición operacional dura, como carga excesiva. Según se mencionó en las instrucciones de operación, el aislamiento del transformador se deteriora por el aumento de la temperatura y este deterioro a través de

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los años empeora y se convierte en una falla seria cuando el transformador sufre una carga excesiva.

Deterioro de los materiales de aislamiento, del aceite, de los bujes, etc. debido a absorción de humedad, a oxidación y a formación de una corona, etc.

Deterioro del aislamiento de la parte externa del transformador debido al viento, la nieve, la sal y el polvo. Esto puede prevenirse con una inspección y un mantenimiento correctos. -

Falla en los accesorios, fuga de aceite, fuga de gas, etc.

15.4 Fallas internas del transformador 15.4.1 Fallas en los devanados •

Cortocircuitos

Hay cortocircuitos entre las espiras, entre las fases y entre las bobinas. La mayoría de las fallas de los cortocircuitos se deben a tensión anormal en el pararrayos, y algunas se deben al deterioro del aceite de aislamiento y a la penetración de la lluvia. También algunos cortocircuitos se deben al deterioro por calor, causado por una fuerza mecánica electromagnética o por una carga excesiva anormal. En general, los cortocircuitos internos causan deformaciones graves en las bobinas, como efecto secundario. •

Rompimiento de los terminales de los devanados

Los terminales de los devanados sufren daños por un exceso de corriente (cortocircuito externo, etc) o por un rayo. También los accidentes de cortocircuito del sistema que se acumulan, causan daños en el soporte del bobinado, por su fuerza destructora mecánica repetida, que finalmente rompe los terminales. •

Cortocircuito a tierra.

El voltaje de impulso o el deterioro del aislamiento pueden causar un cortocircuito a tierra del bobinado o de sus terminales al núcleo o al tanque. Las fallas mencionadas se pueden detectar fácilmente mediante un diagnóstico externo o una verificación eléctrica. 15.4.2 Fallas en el núcleo Hay fallas debidas a un aislamiento deficiente de los tornillos de afianzamiento del núcleo, o a un canal de enfriamiento de aceite obstruido, lo que causa un calentamiento excesivo del núcleo. Las fallas del núcleo se desarrollan lentamente. El aislamiento y el contacto a tierra deficientes ya mencionados, causan una corriente de cortocircuito parcial, un deterioro del aceite de los materiales de aislamiento en sus alrededores, los cuales gradualmente se convierten en fallas serias.

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Una sujeción deficiente entre el núcleo y las bridas del bobinado pueden causar una vibración perjudicial. 15.5 Cómo detectar fallas internas? Use los diferentes reles con que cuenta el transformador para detectar y protegerse de fallas accidentales. A continuación se señala cuales son las partes que se emplean para protegerse de fallas internas: Las que están adheridas directamente al transformador y que detectan las fallas mecánicamente: Relé Buchholz, rele de presión súbita, dispositivo de sobrepresión. Las que están indirectamente unidas al tablero de control del transformador, y que detectan las fallas eléctricamente: Rele diferencial, rele de sobrecorriente, rele de tierra

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