MANUAL DE ELECTRICIDAD.doc
243
MANTENIMIENTO ELÉCTRICO PREVENTIVO
-
Upload
juan-alejandro-aurea-mata -
Category
Documents
-
view
60 -
download
5
Transcript of MANUAL DE ELECTRICIDAD.doc
MANTENIMIENTO ELÉCTRICO PREVENTIVO
TRANSFORMADOR DE POTENCIA
Es un aparato estático el cual mediante inducción electromagnética
transfiere la energía eléctrica de un punto del Sistema conectado a la fuente de
energía, a otro conectado a la carga, variando generalmente, parámetros de
energía ( voltaje y corriente ) para adaptarlos al Centro de consumo.
En su forma más simple, un transformador está constituido por un circuito
magnético, formado por chapas afiladas de material ferromagnético sobre el cual
se enrollan las bobinas B1 y B2..
CARGA
CENTRO DE CONSUMO
FUENTE DE ENERGIA
115 / 13.8 KV
13.8 KV
115 KV
CARGA
CENTRO DE CONSUMO
FUENTE DE ENERGIA
115 / 13.8 KV
13.8 KV
115 KV
PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO
Al conectar la bobina B1 a los terminales de un generador de corriente
alterna “ G “ y cerrar el circuito de la bobina B2 mediante una carga “ Z “, la bobina
B1 actúa como una inductancia, es decir, al ser atravesada por la corriente
procedente del generador “ G “ produce un flujo alterno que circula por el circuito
magnético, generando una fuerza electromotriz en la bobina B2, de la misma
frecuencia de la tensión de la bobina B1; como consecuencia circulará una
corriente por el circuito eléctrico constituido por B2 y Z.
3
1
4
52
6
3
1
4
52
6
COMPONENTES BÁSICOS DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA
1. PARTE ACTIVA.
2. TANQUE PRINCIPAL Y CUBIERTA SUPERIOR.
3. CONEXIONES EXTERNAS.
4. SISTEMA DE ENFRIAMIENTO.
5. SISTEMA DE EXPANSIÓN.
6. SISTEMA DE REGULACIÓN.
PARTE ACTIVA - Núcleo
- Arrollados
- Aislamiento Interno
Tanque Principal y Cubierta Superior.
Conexiones Externas.
Sistema de enfriamiento.
Sistema de Expansión.
Sistema de Regulación.
PARTE ACTIVA.
Núcleo.
Constituye el circuito magnético, formado por láminas de acero con granos de
silicio orientados y revestidas por un material aislante.
Arrollados.
Conforman el cuerpo eléctrico del transformador y están constituidos por los
devanados de alta y baja tensión. Estos devanados son hechos de material
conductor (cobre) y recubiertos por material aislante, generalmente de papel
Kraft, impregnado en aceite.
Aislamiento Interno.
En lo que se refiere al aislamiento interno cabe distinguir aislamiento entre:
Espiras (papel alrededor del conductor).
Capas de espiras (capas de papel).
Bobinas (tubo de papel aislante baquelizado).
Arrollados y masa (aceite mineral).
TANQUE PRINCIPAL Y CUBIERTA SUPERIOR.
El tanque y la cubierta superior forman el elemento de encubamiento de la
parte activa del Transformador. Sus formas generalmente son ovaladas y
rectangulares y están construidas de láminas de acero.
CONEXIONES EXTERNAS.
Las conexiones de los terminales de línea y neutro de loa arrollados se
realizan por medio de aisladores pasantes ( bushing ), los cuales pueden ser del
tipo rellenos en aceite y del tipo condensador.
SISTEMA DE ENFRIAMIENTO.
Tiene por finalidad transferir el calor desde las partes activas del
transformador al medio ambiente, y pueden ser:
Natural ( radiadores).
Por aire forzado ( ventiladores ).
Aceite forzado ( bombas ).
Combinación de los tres.
SISTEMA DE EXPANSIÓN.
Este sistema tiene por finalidad compensar las variaciones de nivel de
aceite en el tanque principal por cambios de temperatura, así como evitar la
oxidación prematura del aceite por contacto directo con el aire externo.
El tanque de expansión.
Membrana.
Deshidratador.
SISTEMA DE REGULACIÓN.
Este sistema tiene como función mantener constante la tensión en una de
las barras, a la cual se encuentra conectado el Transformador.
Sus componentes son:
Cambiador de tomas
Bajo carga.
En vacío.
Mecanismo de mando a motor.
Relé de regulación de voltaje.
Selectores.
SISTEMA DE CONTROL AUTOMATICO DE MARCHA PARALELO.
Para el control automático de marcha en paralelo de transformador de
potencia, existen tres métodos.
Método paso a paso.
Método fuera de paso.
Método por balance de corrientes.
El método mas utilizado es el método “ paso a paso “ y sus propiedades son.
Independiente del número de Transformadores.
Cada Transformador puede trabajar según se desee.
Maestro.
Seguidor.
Independiente.
Las demás unidades se bloquean por lo menos una de ellas
permanezca operando.
Existencia de bloqueo mecánico y señalización de alarma al ocurrir
diferencias de taps.
Bloqueo del Disyuntor del lado de baja por diferencias de taps.
ACCESORIOS.
Indicadores de:
Nivel de aceite.
Temperatura de aceite y de devanado.
Relés de:
Sobrepresión ( válvula ).
Detector de gas ( Buchholz ).
Tubo explosor.
Cubículo.
Válvulas de llenado y drenaje.
Ruedas, Frenos y Baquelita aislante.
ELEMENTOS PARA:
Elevar el Transformador por eslinga.
Elevar el Transformador por gatos hidráulicos.
Halar el Transformador.
LISTA DE INSPECCIÓN.
REVISIÓN - PARTE MECÁNICA
REVISAR Y / O VERIFICAR:
El buen estado físico y mecánico de la fundación que soporta al
transformador.
El correcto nivelado del conjunto con respecto al terreno.
Que los pernos y anclajes estén bien ajustados y correctamente fijos a la
estructura.
Que la cuba y demás accesorios se encuentren totalmente pintados y libres
de cualquier elemento contaminante, capaz de perturbar la correcta operación del
equipo.
Que los aisladores terminales( bushing) se encuentren en buenas
condiciones físicas, desprovistos de sucios y sin ninguna quebradura o grieta.
igualmente los bushing deberán estar bien ajustados para evitar fugas de aceite
y / o penetración de humedad.
El buen estado físico de los radiadores.
Que el diafragma de alivio de la cuba y del conservador se encuentren libre
de objetos extraños que perturben su operatividad.
El buen estado de todas las tuberías, juntas, válvulas y llave de suministro
para muestras de aceite.
Que los respiradores de la cuba y el tanque de expansión no se encuentren
obstruidos.
Que los indicadores de nivel de aceite, temperatura de arrollado y aceite
estén en buenas condiciones y desprovistos de humedad y óxido interno.
Que los gabinetes del transformador del cambiador, las puertas abran y
cierren herméticamente sin problema alguno.
Revisar minuciosamente toda la cuba del transformador y los alrededores
del suelo a objeto de detectar fugas de aceite.
Chequear que el envase de la silica-gel esté en buenas condiciones y que
el color de está sea el adecuado.
Que la tubería que une todos los aparatos de control y señalización esté
debidamente fijos al transformador y no tengan uniones o conexiones flojas a los
cajetines que permitan la entrada de agua.
REVISIÓN - PARTE MECÁNICA.
REVISAR Y / O VERIFICAR:
Comprobar que la placa de identificación del transformador y el cambiador
estén colocadas en su sitio, y estén desprovistas de cualquier tipo de material que
impidan su lectura y que no presenten algún daño físico.
Que las conexiones a alta tensión tanto en el arrollado como en el arrollado
secundario sean rígidas y estén hechas con el conector apropiado.
Que las conexiones del arrollado estrella y de la cuba sean rígidas y estén
hechas con el conductor de cobre de calibre adecuado, sin empates y conectado
directamente a la malla de tierra.
Que se cumplan las distancias eléctricas mínimas.
Comprobar la correcta operación de los relés, sistema de iluminación,
calefacción y tomacorriente en los gabinetes del transformador y del cambiador.
Verificar el correcto estado de las borneras y cables que interconectan los
equipos de baja tensión.
Comprobar que los equipos de baja tensión se encuentren correctamente
identificados y que el material utilizado sea resistente al calor y conserve su
identificación literal.
Ejecutar operaciones eléctricas de subida y bajada del cambiador tanto
local como remota, de modo de, comprobar el correcto funcionamiento del motor,
así como los enclavamientos por operaciones locales y remotas y los bloqueos por
tomas superiores e inferiores.
Ejecutar operaciones manuales de subida y bajada del cambiador,
comprobando así el número de vueltas ( en placa ) para cada cambio de posición.
Verificar que el indicador de posición indique correctamente la posición del
taps.
Verificar que los indicadores de imagen térmica y temperatura de aceite,
ejecuten orden de alarma y disparo.
Verificar que todos los breakers den señal de alarma al desactivarlos.
Medir la tensión de la alimentación trifásica 208 VAC y continua 120 VDC.
Verificar que el indicador de bajo nivel de aceite del transformador y del
cambiador den señal de alarma y disparo.
Verificar que los switchs de válvula de alivio, ruptura de diafragma y
sobrepresión y relé de sobrecorriente del cambiador, relé de protección de cuba
den orden de disparo y señalización.
EQUIPOS DE PRUEBA
Un inyector de tensión DC, 1000 – 2500 – 5000 Voltios, con medición
directa de resistencia de fuga en Megaohmios. MeGGER.
Un inyector de tensión AC, variable hasta 2500 ó 10000 voltios, con
medición de fugas en miliamperios ó milivoltiosamperios, miliwatios y
capacitancia y / o factor de potencia. MEDIDOR DE FACTOR DE
POTENCIA.
Un probador del dieléctrico del aceite, con incrementos continuos de
tensión de salida de hasta 60 kv, con reservorio de pruebas de electrodos
planos para muestra de aceite y medición directa de tensión en kv de
ruptura del dieléctrico. ESPICTEROMETRO( CHISPOMETRO).
Un inyector de tensión variable AC variable hasta 440 voltios, con medición
de tensión de entrada y salida ó relación de transformación. TTR ó
SIMILAR.
Un inyector de corriente y tensión AC – DC de bajo valor, monofásico, con
medición de tiempo. INYECTOR SECUNDARIO.
Una fuente reguladora de tensión alterna, de respuesta rápida a cambios
bruscos de tensión. REGULADOR.
Alimentación trifásica 120/220/440 volts. TRES VARIAT Ó SIMILAR.
Una fuente eléctrica generadora de calor. COCINA ELÉCTRICA
PORTATIL.
Un envase para calentamiento de muestras de aceite.
ENVASE METALICO.
Dos multímetros clase 0.5 con medición en AC – DC de tensión, corriente,
resistencia y condensadores. PROBADOR ( TESTER ).
Un medidor de temperatura patrón, clase 0.5.TERMOMETRO.
Un medidor de humedad. HIGROMETRO.
Diez puntas de pruebas universal del tipo terminal banana, cable
flexible Nro 12 ó 14, 20 Amperios, 600 Voltios.
TIPOS DE PRUEBAS:
1. Medición de resistencia de aislamiento de los arrollados de alta
tensión.
2. Medición de capacitancia de aislamiento y factor de potencia a los
arrollados de alta tensión.
3. Medición de capacitancia de aislamiento de los bushing de alta
tensión.
4. Medición de resistencia de aislamiento del sistema de protección de
cuba y de los armarios del cambiador y protección del transformador.
5. Medición de la corriente de excitación para todos los taps del
cambiador.
6. Medición de rigidez dieléctrica del aceite aislante del transformador,
con tensión de ruptura y medición del factor de potencia.
7. Verificación del diagrama vectorial para taps nominal.
8. Comprobación del rango de medición de termocuplas e indicadores
de temperatura de los arrollados y aceite.
9. Pruebas funcionales de operación, mando, protección, alarma,
bloqueo, sistema de regulación, cambiador y otros.
DESCRIPCIÓN DE LAS PRUEBAS:
MEDICIÓN DE AISLAMIENTO EN ARROLLADO DE ALTA TENSIÓN
Esta prueba viene a definir el estado del aislamiento entre los arrollados
primarios y secundarios y el sistema de cuba del transformador; esta prueba se
realiza mediante los métodos AC y DC.
Antes de efectuar dicha prueba, deben desconectarse todas las conexiones
de alta tensión de los bushing del arrollado primario, secundario y terciario ( en
caso de existir y tener éste salida externa) y todas las conexiones a tierra de los
bushing para ello.
Igualmente se deben conectar entre si las tres fases de cada arrollado junto
con el bushing de neutro en el caso de arrollado en estrella, y efectuar una buena
limpieza de todos los bushing.
MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO
Esta prueba se basa en la aplicación de una tensión DC de 1.000, 2.500 ó
5.000 Volts, ( con preferencia 5.000 VDC ), entre arrollados de alta tensión y entre
arrollados y masa, tomando luego mediciones directa de resistencia de
aislamiento en Megaohmios.
Para pruebas hechas con equipos Megger con conexión de guarda
( GUARD ) la prueba se hará según se indica a continuación.
Conectar la salida de tensión del equipo al arrollado primario, la entrada o
medición entre el arrollado secundario y el borne de Guarda al arrollado terciario, a
la masa o carcasa del transformador.
Conectar la salida de tensión del equipo de prueba al arrollado primario; el
terminal de medición a la carcasa del equipo y el borne de Guarda a los arrollados
secundarios y terciarios ( en caso de que exista ).
Conectar la salida de tensión al arrollado secundario, el terminal de
medición a la masa y el borne de Guarda al arrollado primario.
Con las tres pruebas anteriores lo que se está midiendo es la resistencia de
aislamiento entre:
Arrollado primario y arrollado secundario.
Arrollado primario y masa.
Arrollado secundario y masa.
Para el caso de realizar dicha prueba con un equipo Megger sin borne de Guarda
o en el caso donde se sospeche de un buen aislamiento o por no contar con el
tiempo necesario para las pruebas aún con un Megger con borne de Guarda, los
pasos a realizar son:
Conectar el borne de tensión de salida arrollado primario, el borne de
medición al arrollado secundario, a la masa y al arrollado terciario en
caso de disponerlo.
Conectar la salida de tensión al arrollado secundario, el borne de
medición al arrollado primario y terciario ( en caso de que exista salida) y
a la masa.
Conectar la salida de tensión a la masa y el borne de medición a los
arrollados primarios, secundarios y terciarios.
Según las pruebas anteriores, se esta midiendo la resistencia de aislamiento
entre:
El arrollado primario y arrollado secundario más arrollado terciario más
masa.
Arrollado secundario y arrollado primario más arrollado terciario más
masa.
Masa y arrollado primario más arrollado secundario más arrollado
terciario más masa.
Otra forma de realizar las pruebas en forma rápida aún con equipo Megger con
borne de Guarda es como sigue:
Conectar la salida de tensión al arrollado primario y el borne de
medición al arrollado secundario.
Conectar la salida de tensión al arrollado primario y el borne de
medición a la masa.
Conectar la salida de tensión al arrollado secundario y el borne de
medición a la masa.
En esta prueba se presume que las fugas producidas hacia los niveles a ser
llevados a Guarda no son de importancia, por lo que pueden ser despreciados,
obteniéndose entonces como resultado la resistencia de aislamiento entre:
Arrollado Primario y Arrollado Secundario.
Arrollado Primario y Masa.
Arrollado Secundario y Masa.
MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO AL ARMARIO DEL
TRANSFORMADOR Y DEL CAMBIADOR.
El armario que contiene los equipos de protección y alarma del
transformador de potencia así como el del cambiador deben estar aislados de la
cuba del transformador, esto con el fin de que, para cortocircuitos de arrollados
hacia la cuba, la corriente de falla circule solo por el transformador de corriente
destinado a alimentar el relé masa cuba y no se derive por los gabinetes tanto del
transformador como del cambiador.
El método de prueba consiste en aplicar con el equipo Megger una tensión
DC de 1.000 Volts, entre el gabinete y la cuba del transformador y tomar lecturas
directas de la resistencia de aislamiento, en Megaohmios.
MEDICIÓN DE LA CAPACITANCIA DE AISLAMIENTO.
Esta prueba se basa en la aplicación de una tensión AC de 2.500 ó 10.000
Volts, ( preferiblemente ) según se tenga el equipo, entre los diferentes arrollados
de alta tensión y la carcasa del equipo. Tomando luego mediciones directa ( según
el equipo ) de fugas en Mw, Mva ó mA, capacitancia o factor de potencia.
El procedimiento de prueba para transformadores de dos arrollados
consiste en colocar el inyector de tensión AC en la posición Guard ( Guarda ) y
realizar las siguientes conexiones:
Conectar el terminal de alta tensión del equipo de prueba al arrollado
primario y poner a tierra el arrollado secundario.
Conectar el terminal de alta tensión al arrollado primario y el terminal de
Guarda al arrollado secundario (sin que éste permanezca poner a tierra).
Conectar el terminal de alta tensión al arrollado secundario y aterrar el
arrollado primario.
Conectar el terminal de alta tensión al arrollado secundario y el terminal
de Guarda al arrollado primario (sin que éste permanezca poner a
tierra).
Con las cuatro conexiones anteriores se ésta midiendo la capacidad de
aislamiento de:
El arrollado primario (alta) y secundario ( Baja) más arrollado primario a
tierra ( CAB + CA ).
El arrollado primario a tierra ( CA ).
Capacitancia entre Alta y Baja en paralelo con del arrollado de Baja a
tierra ( CAB + CB).
Capacitancia del arrollado a Baja a tierra ( CB ).
Simultáneamente a las mediciones de capacitancia para cada conexión, se miden
también las fugas de m W, m VA ó m A y el factor de potencia.
Para transformadores de tres arrollados las conexiones de pruebas a realizar son:
Conectar el terminal de alta tensión al arrollado de alta ( ó primario ),
poner a tierra el arrollado de baja ( ó secundario ) y el terminal de
Guarda al arrollado terciario.
Conectar el terminal de alta tensión al arrollado de alta y conectar a
Guarda los arrollados de baja y terciario.
Conectar el terminal de alta tensión al arrollado de baja, poniendo a
tierra el arrollado terciario y conectar el terminal de guarda el arrollado
de alta.
Conectar el terminal de alta al arrollado de baja y conectar al terminal
de Guarda los arrollados de alta y terciarios.
Conectar al terminal de alta tensión, el arrollado terciario, poner a
tierra el arrollado de alta y conectar a Guarda el arrollado de baja.
Conectar el terminal de alta tensión el arrollado terciario y conectar a
Guarda los arrollados de alta y baja.
De donde los valores de capacidad obtenidos de las pruebas anteriores son:
Capacitancia entre Alta y Baja más ( en paralelo) la capacidad de
arrollado de alta a tierra( CA + CAB).
Capacitancia del arrollado de Alta a tierra ( CA ).
Capacitancia entre los arrollados de Baja y Terciario más la capacitancia
del arrollado de Baja a tierra ( CBT + CB ).
Capacitancia del arrollado de Baja Tensión ( CB ).
Capacitancia entre Alta y Terciario en paralelo con la capacidad del
terciario a tierra ( CAT + CT ).
Capacitancia del Terciario a tierra ( CT).
Al igual que las pruebas en transformadores de dos arrollados se miden en forma
simultánea las fugas en m W, m VA ó m A y el factor de potencia.
MEDICION DE LA CAPACITANCIA DE AISLAMIENTO DE LOS BUSHING DE
ALTA TENSIÓN.
Al igual que la medición de la capacitancia de aislamiento de los arrollados de alta
tensión del transformador de potencia, debe hacerse a los bushing de conexión de
los arrollados, pruebas de medición de las mismas.
Esta prueba consiste en la aplicación de una tensión de 2.500 ó 10.000 Volts AC
(según el equipo usado), entre cada una de las partes que integran el bushing
terminal.
Para la medición de la capacitancia propia del bushing incluyendo papel más
aceite aislante, se debe colocar el equipo en la posición UST realizando las
siguientes conexiones:
Conectar el terminal de alta tensión al terminal conductor del bushing, el
terminal de medición o baja tensión a la toma de salida del sistema
aislante y poner a y tierra la base metálica que soporta el bushing.
Con esta conexión se está midiendo el factor de potencia y el valor de
capacitancia entre la parte conductora y el aislante, el cual se deberá comparar
con los valores del fabricante.
La prueba de verificación del estado de aislamiento de la porcelana, consiste con
el equipo en la posición UST, aplicar una tensión según la siguiente conexión.
Conectar el terminal de alta tensión al terminal a cada uno de los platos
de aislador de porcelana, a través de una cinta semiconductora; el
terminal de baja o medición a la toma de salida del sistema aislante y
aterrar la parte conductora del bushing y el flanche.
Es ta prueba se conoce como prueba de collar caliente y en ella se verifica que las
pérdidas de potencia no sean valores extremadamente altos con respecto a los
restantes.
MEDICIÓN DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN.
El fundamento básico de ésta prueba consiste en aplicar una tensión
alterna de 2.500 ó 10.000 Volts; según el equipo de prueba usado, entre cada
una de las fases del transformador y en cada uno de los diferentes taps del
cambiador, a objeto de verificar el comportamiento de las pérdidas en m A, m VA
para cada uno de ellos.
El método usado para realizar dichas pruebas consiste en colocar el equipo
en la posición UST, y conectar en caso de transformadores de disposición estrella
( con el neutro desconectado de tierra) el terminal de alta tensión del equipo de
prueba en cada una de las diferentes fases del arrollado primario y el terminal de
baja tensión de neutro, midiéndose las pérdidas en cada una de las diferentes
fases.
Para transformadores con arrollados en Delta, se debe hacer las siguientes
conexiones:
El terminal energizado a la fase H1del arrollado a probar, el terminal de
medición o de baja tensión a la fase H2 y el terminal H3 puesto a tierra.
Midiéndose así las pérdidas entre el arrollado H1 – H2.
Para realizar mediciones en otras fases se deberá hacer una rotación
del conexionado, según el arrollado a probar.
MEDICIÓN DE RIGIDEZ DIELECTRICA DEL ACEITE.
La prueba de medición de rigidez dieléctrica está dividida en dos tipos de
pruebas, la de perforación del dieléctrica y la de medición del factor de potencia.
Para efectuar cualquiera de las dos pruebas deben tomarse porciones de
aceite de las diferentes partes del transformador y efectuar a cada una de ellas
dichas pruebas, depositando éstas en los envases especiales que poseen los
diferentes equipos de pruebas y dejándolo reposar de la de 3minutos antes de
comenzar dicha prueba.
La prueba de perforación del dieléctrico consiste en aplicar a la muestra de
aceite (ya reposado) contenida en el recipiente, una tensión alterna con
incrementos de 3.000 V / Seg, a través de unos electrodos planos contenidos en el
recipiente.
A medida que la tensión alterna aplicada a la muestra va en aumento, el
aislamiento de ésta se va debilitando hasta que llega al límite de perforación; este
valor de tensión de ruptura es el valor a ser tomado como referencia, dejándose
reposar nuevamente y repitiendo la prueba cinco veces más.
El valor de prueba será el promedio de esos seis valores de tensión de
ruptura.
La prueba de medición del factor de potencia consiste en aplicar una
tensión alterna de 2.500 Volts ó 10.000 Volts; Según el equipo de prueba usado,
a una muestra de aceite contenida en el recipiente, tomando luego lecturas de
fuga de potencia.
Al igual que la prueba anterior el aceite debe dejarse reposar, con la única
diferencia que éste método solo se realiza una sola prueba.
MEDICIÓN DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN.
Esta prueba consiste en aplicar entre los diferentes arrollados, una tensión
alterna de valor conocido según el equipo de pruebas, y midiendo a su vez la
tensión de salida del arrollado opuesto, por medio de un galvanómetro de cero
centrado, el cual detectar{a variaciones de acuerdo a los valores de relación
prefijados.
Al momento de realizar dicha prueba se deberá tomar lectura de la tensión
aplicada y la corriente de excitación del equipo.
El procedimiento de la prueba consiste en conectar al arrollado secundario
( Baja ) los terminales de salida de tensión y corriente del equipo de medida de
relación ( TTR ) y al arrollado primario ( alta ) los terminales de medición del
mismo; ajustando luego en los diales del equipo, el valor de relación aproximado
del transformador; se aplicará la tensión de salida requerida en el instrumento de
prueba y se irá efectuando las variaciones necesarias hasta obtener una corriente
de excitación despreciable y una indicación de cero en el instrumento
galvanométrico.
Esta prueba deberá ser ejecutada en cada una de las fases del
transformador y en todas las tomas del cambiador, comparándose luego los
resultados con los valores obtenidos por el fabricante.
En caso de no disponerse de un medidor de relación de transformación
( TTR) dicha prueba se podrá hacer con una alimentación trifásica de 110 – 220
Volts; aplicado al arrollado primario ( Alta ) y se efectuarán mediciones
simultáneas de tensión en las diferentes fases del transformador.
VERIFICACIÓN DEL DIAGRAMA VECTORIAL.
El objetivo de las pruebas es la de verificar que el diagrama vectorial
indicado en placas corresponda con el obtenido en pruebas en sitio y fabrica.
Dicha prueba consiste en alimentar al arrollado primario con una fuente de
tensión alterna de 110 – 220 ó 440 Volts; haciendo mediciones de la tensión de
alimentación entre fases y entre fase y tierra; midiendo igualmente las tensiones
inducidas al arrollado secundario, entre fases, entre fase y tierra y entre las fases
del arrollado primario y secundario.
El taps utilizado para la realización de dicha prueba será el de relación
nominal, haciéndose uso del diagrama de conexión con el cual se realizaron las
pruebas de fabrica o cualquier otro que cumpla con el objetivo.
Debe tenerse especial atención en alimentar el transformador por el
arrollado primario, ya que de lo contrario se generarían tensiones elevadas y
peligrosas para el operador y para el equipo de pruebas.
COMPROBACIÓN DEL RANGO DE MEDICIÓN DE TERMOCUPLAS E
INDICADORES DE TEMPERATURA.
El objeto de la prueba es el de verificar la fiel operación del sistema de
medición de temperatura de arrollado y de aceite del transformador.
Dicha prueba consiste en calentar gradualmente en un recipiente resistente
al calor, una muestra de aceite a la cual se le habrá sumergido las termocuplas de
temperatura y aceite y un medidor de temperatura patrón.
A medida que el aceite se va calentando, se deberán anotar en pasos de
diez, las temperaturas registradas en el termómetro patrón y en los instrumentos
indicadores.
Los resultados obtenidos deberán tener una desviación con respecto al
instrumento patrón en un valor bastante aceptable. De igual forma se verificarán
los ajustes de temperatura para arranque y la parada de los sistemas de
enfriamiento ( ventiladores ), alarma y el disparo.
PRUEBAS FUNCIONALES GENERALES.
El objeto de la prueba es la de verificar el correcto funcionamiento del
cableado y de los equipos de control, protección, alarma, bloqueo y otros;
asociados al transformador y cambiador.
El procedimiento de pruebas consiste en realizar operaciones manuales en
los relés bucholz y sobrecorriente en los micro-switch de válvula de alivio, rotura
de diafragma, sobre-presión del transformador y del cambiador; igualmente en los
indicadores de nivel de aceite, temperatura de arrollado y aceite, a fin de verificar
la correcta señalización, alarma y disparo asociado a estás.
De igual forma se harán operaciones manuales de los indicadores de
temperatura de arrollado y de aceite, a objeto de verificar el correcto arranque y
parada del sistema de refrigeración.
Realizadas las operaciones anteriores, se debe verificar que existan los
bloques de cierre de disyuntor de transformador por operaciones de protecciones
de ruptura de diafragma y válvula de alivio, sobrepresión del cambiador y del
transformador.
Se deben efectuar operaciones eléctricas y manuales de subida y bajada
del cambiador, con el conmutador de operaciones en la posición local o remoto.
Se deben verificar los respectivos enclavamientos, y bloqueos por posición
en tomas superiores e inferiores del cambiador de posición.
En el caso de poseer regulación automática, se harán operaciones
generales al relé de regulación mediante inyección de corriente y tensión
chequeando a su vez los ajustes de tiempo.
Debe inyectarse corriente a los relés de sobrecarga y sobrecorriente masa
cuba para comprobar así los valores de corriente de arranque.
Todos los interruptores termo magnéticos ( breaker ) deberán ser revisados
rigurosamente, midiéndose la tensión de entrada y salida con este conectado y
desconectado; y verificándose a su vez las señales de alarma.
PLANILLAS DE PRUEBAS
EMPRESA EQUIPO
TRANSFORMADOR
DE POTENCIA
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. PLACA CARACTERÍSTICA
FABRICANTE AÑO TIPO MODELO
SERIAL TENSIÓN NOMINAL CORRIENTE NOMINAL ALIMENTACIÓN
V
Nro . FASES NIVEL DE
AISLAMIENTO
/ BIL
AUMENTO TEMPERATURA
° C
CLASE DE
ENFRIAMIENTO
PESO TOTAL
KG
PESO ACEITE
KG
REGUL.AUT___MAN_____
CARG_____SINCARG____
NUMEROS TC. ALTA
FASE: NEUTRO:
C-INSPECCION VISUAL
FUNDACIONES NIVELACION PERNOS Y ANCLAJES PINTURA Y
LIMPIEZA
VENTIL Y
RADIAD.
JUNTAS.
LLAVES
AISLADORES RESPIRADEROS PLACA DE
IDENTIFICACION
ESCAPE
DE
ACEITE
SILICA GEL
( COLOR)
CONEXIONES A.T DISTANC.MIN.A.T CONEXIONES
TIERRA
CONEXIÓN
TC .CUBA
ROMPEARCO
A.T
ROMPEARCO B.T TERMOMETROS INDICAD.IMAGEN
TERMICA
INDICADOR
NIVEL
ACEITE
DIAFRAGMA.
AILIVIO
DIAFRAG.CONSERV GABINETES.ACCESORIOS RELES.BORNER.
CABLES
CALEF
ILUMINAC
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
TRANSFORMADOR
DE POTENCIA
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
D. CAMBIADOR DE DERIVACIÓN
FABRICANTE AÑO TIPO MODELO
SERIAL TENSIÓN NOMINAL
KV
CORRIENTE NOMINAL
AMP
ALIMENTACIÓN
V
Nro. FASES
FASES MOTOR TENSIÓN MOTOR
V
CAPACIDAD DEL MOTOR
VA
E-INSPECCION VISUAL
GABINETE MOTOR PINTURA PLACA DE
IDENTIFICACION
CALEFACCIÓN
ILUMINACION
RELES.
CABLES
IDENTIF. EQUIPOS INDICADOR DE POSICIÓN CONTADOR DE
OPERACIÓN
F. PRUEBAS FUNCIONALES
OPERACIÓN
LOCAL
ENCLAVAMIENTO LOCAL OPERACIÓN REMOTA ENCLAVAMTO. REMOTA
OPERAC.
AUTOMAT
ENCLAVAMIENTO OPERACIÓN. SUBIR BLOQUEO.TOMA.SUBIR
OPERACIÓN.
BAJAR
BLOQUEO. TOMA. INFERIOR OPERACIÓN.MECANICA
PROTECCIÓN
SOBRECARGA
ALARMA SEÑALIZACIÓN DISPARO
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
TRANSFORMADOR
DE POTENCIA
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
G. VERIFICACIÓN DE ALARMAS MENORES
DENTIFICACIÓN SEÑAL LOCAL SEÑAL SALA DE CONTROLALARMA
REMOTA
RELE BUCHOLZ
IMAGEN TERMICA
( VENTILADOR )
IMAGEN TERMICA ( ALARMA )
TEMPERATURA ACEITE
VÁLVULA DE ALIVIO
RUPTURA DEL DIAFRAGMA
ALTO NIVEL DE ACEITE
SOBREPRESIÓN CAMBIADOR
SOBRECORRIENTE CAMBIADOR
BAJO NIVEL ACEITE CAMBIADOR
FALLA ALIMENTACIÓN
CAMBIADOR
FALLA VENTILADORES
FALLA ALIMENTACIÓN
VENTILADOR
INTERRUPTOR PRINCIPAL
INTERRUPTORES AUXILIARES
H. VERIFICACIÓN DE ALARMAS MAYORES Y DISPARO
IDENTIFICACIÓN SEÑAL LOCAL SEÑAL SALA DE CONTROLALARMA
REMOTA
RELE BUCHOLZ
IMAGEN TERMICA
TEMPERATURA ACEITE
VÁLVULA DE ALIVIO
PROTECCIÓN CUBA
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
TRANSFORMADOR
DE POTENCIA
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
I. RELACION DE TRANSFORMACIÓN
P
TENSIÓN
DE
PLACA
A.T B.T A.T B.T A.T B.T RELACION
CALCULADA PROMEDIO ERROR
MAX
% ERROR MÁXIMO =
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
TRANSFORMADOR
DE POTENCIA
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
J. COMPROBACIÓN DE GRUPO VECTORIAL
TAP. Nro RELACIÓN ( KV ) CONEXION
TENSIÓN APLICADA ( V ) TENSIÓN MEDIDA ( V )
H1- H2 H2-H3 H3-H1 H1-H0 H1-X1 H2-X2 H2-X3 H3-X2 H3 – X3
K. DIAGRAMA DE GRUPO VECTORIAL
EMPRESA
EQUIPO
TRANSFORMADOR
DE POTENCIA
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
L. CUADRO DE TEMPERATURAS
TEMPERATURA
PATRÓN
TEMPERATURA
ACEITE
IMAGEN
TERMICA
ARRANQUE
SISTEMA
ENFRIAMIENTO
ALARMA DISPARO
40 °C
45 °C
50 °C
55 °C
60 °C
65 °C
70 °C
75 °C
80 °C
85 °C
90 °C
95 °C
100 °C
105 °C
110 °C
115 °C
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
TRANSFORMADOR
DE POTENCIA
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
M. MEDICION DE AISLAMIENTO
RESISTENCIA DE AISLAMIENTO
1 MINUTO 5 MINUTOS
TENSION
KV
TEMPERATURA
° C
A.T / B.T
MASA
B.T / A.T
MASA
MASA
/ A.T – B.T
MASA
CUBA /
MASA
DIELECTRICO DEL ACEITE
CONEXIONPROMEDIO
X
TEMPERATURA
° C1 2 3 4 5 6
SUP.TANQ.PRINCIPAL
INF.TANQ.PRINCIPAL
OBSERVADOR
CAMBIADOR
N – RESISTENCIA DE CONEXIÓN A
TIERRA:_______________________________________________________________________
OBSERVACIONES:
RESISTENCIA DE AISLAMIENTO ( M )
LECTURAS ( KV )
INDICACIONES Y CAUSAS DE FALLAS EN LOS TRANSFORMADORES
Anomalías Causas
Circuito Eléctrico
Sobrecalentamiento
Tensión reducida o nula
Exceso de tensión secundaria
Altas pérdidas en el material
conductor
Deformación de la bobina
Falla en el aislamiento
Interruptores disparados
Humo
Continua Sobrecarga: conexión errónea; temperatura
ambiente elevada; poca ventilación.
Espiras cortocircuitadas: pérdidas en la conexión de
los terminales de entrada
Alta Tensión de Entrada; acumulación de polvo en
los terminales de entrada
Sobrecarga; los terminales no corresponden con las
posiciones de las tomas ( mal identificadas )
Cortocircuito; chispazos.
Continua Sobrecarga; acumulación de polvo sobre
las bobinas ; daños mecánicos durante el manejo.
Cortocircuito ; Sobrecarga ; polaridad invertida
cuando los transformadores se conectan en paralelo.
Las conexiones de las tomas no corresponden a las
posiciones verdaderas.
Circuito Magnético
Vibración y Ruido
Sobrecalentamiento
Elevada corriente de
excitación
Elevadas pérdidas en el
núcleo
Fallas en el aislamiento
Baja Frecuencia; alta tensión de entrada; pérdida de
los flejes del núcleo durante el manejo o traslado.
Alta Tensión de Entrada.
Baja Frecuencia; Alta Tensión de Entrada.
Baja Frecuencia; Alta Tensión de Entrada.
Temperatura del núcleo muy elevada debido a una
alta tensión de entrada o baja frecuencia
Circuito Dieléctrico Humo
Aislamiento Quemado
Sobrecalentamiento
Fallas en el aislamiento
Chispazo; perturbación en la línea; terminales rotos;
exceso de polvo y suciedad sobre las bobinas.
Obstáculos en los ductos que impiden la circulación
del aire.
Interruptores Disparados Fallas en el aislamiento
CLASIFICACIÓN TÉRMICA DE LOS AISLAMIENTOS
Descripción de Materiales según el AIEE Temperatura ° C
90
105
130
155
180
220 o más
Los aislamientos de la Clase O consisten de algodón, seda, papel y materiales orgánicos similares que pueden trabajar a 90 ° C. Todos los aislamientos de esta clase no deben estar impregnados o sumergidos en líquidos dieléctricos.
Los aislamientos de la Clase A consisten de algodón, seda, papel, con impregnación o sumergidos en un líquido dieléctrico puede incluirse en esta clasificación o sus combinaciones que sean aptos para operarse a 105 ° C.
Los aislamientos de la Clase B consisten de materiales o combinaciones de materiales tales como; mica, fibra de vidrio, asbesto y otros, con sustancias adherentes adecuadas. Otros materiales o sus combinaciones, no necesariamente inorgánicos se pueden incluir en esta Clase B si por experiencia o por pruebas aceptadas han demostrado ser aptos para trabajar a 130 ° C.
Los aislamientos de la Clase F consisten de materiales o combinaciones de materiales tales como; mica, fibra de vidrio, asbesto y otros, con sustancias adherentes adecuadas. Otros materiales o sus combinaciones, no necesariamente inorgánicos se pueden incluir en esta Clase F si por experiencia o por pruebas aceptadas han demostrado ser aptos para trabajar a 155 ° C.
Los aislamientos de la Clase H consisten de materiales o combinaciones de materiales tales como; mica, silicone, elastómeros, fibra de vidrio y otros, con sustancias adherentes adecuadas como resinas de silicone. Otros materiales o sus combinaciones, no necesariamente inorgánicos se pueden incluir en esta Clase H si por experiencia o por pruebas aceptadas han demostrado ser aptos para trabajar a 180 ° C.
Los aislamientos de la Clase C consisten íntegramente de mica, porcelana, vidrio, cuarzo y materiales orgánicos similares.
* Un aislamiento se considera que esta “ impregnado “ cuando una sustancia adecuada sustituye el aire entre sus fibras, aun cuando no llene completamente los espacios entre conductores aislados. Para poder considerarse satisfactoria debe tener buenas propiedades aislantes, cubrir enteramente las fibras adheridas entre si y al conductor, sin producir intersticios dentro de ella misma como consecuencia de la evaporación del solvente o por cualquier causa; no debe fluir cuando la máquina opera a plena carga, ni la temperatura límite especificada y no debe deteriorarse bajo la acción prolongad del calor.
90
105
130
155
180
220 o más
TRANSFORMADOR DE CORRIENTE
Transformador de medida
Es un transformador que esta diseñado para reducir en su circuito secundario la
“ corriente ” o “ voltaje ” de su circuito primario dentro de una proporción conocida,
definida y apropiada para utilizarlo en medidas, control o dispositivos de
protección.
Transformador de medida.
Transformadores de Corriente.
Es un transformador de medida cuyo arrollado primario esta conectado en
serie con el circuito de potencia cuya corriente debe ser medida o controladas.
Ejemplo:
Un TC de relación 600/5 indica que en el secundario circulan 5 Amp cuando fluyen
600 Amp en el primario.
Los TC pueden conectarse en Y ó D.
Diagrama de Conexión de TC.
RRR
La mayoría de los TC se conectan en Y. La conexión delta se usa con esquemas diferenciales de transformadores.Tipos de transformadores de corriente
1. Transformador de corriente con primario arrollado.
2. Transformador con barra en el primario ( Es el más utilizado en las
Sub – Estaciones ).
3. Transformador Tipo Bushing o Ventana.
Pickup = 300 A
• 51
51NTap=0.5
a
cb
• 51
51
300/5
•
• 51
15
51•
• 51300/5
Pickup = 60 A51N
a
cb
Tap =0.5
• TC y TP auxiliares.
Pickup = 300 A
• 51
51NTap=0.5
a
cb
• 51
51
300/5
•
Pickup = 300 A
• 51
51NTap=0.5
Pickup = 300 A
• 51
51NTap=0.5
Pickup = 300 A
• 51
51NTap=0.5
• 5151
51N51NTap=0.5
a
cb
• 51
51
300/5
•
a
cb
• 51
51
300/5
•
a
cb
• 51
51
300/5
•
a
cb
a
cb
• 5151
5151
300/5
•
• 5151
15
51• 5151•
• 5151300/5
Pickup = 60 A51N51N
a
cb
Tap =0.5
• TC y TP auxiliares.
Curva de Saturación para Transformadores de Corriente
1. Para medición se recomienda utilizar transformadores de corriente
con curva de saturación baja y para protección utilizar transformadores de
corriente con curva de saturación alta.
2. Por lo general los transformadores de corriente para protección se
escogen de tal manera que saturen a 20 nominal y para medición a 1.2
nominal.
Los equipos de medida están capacitados para soportar 1.2 n y 3 n pero
muy poco tiempo.
Las cantidades básicas a especificar son las siguientes:
La relación de transformación.
La precisión.
El burden.
Las características generales.
1.- Relación de Transformación
Para transformadores de corriente:
En donde:
p = Corriente en el primario.
Es
e
Protección
Medición
Es
e
Protección
Medición
s = Corriente en el secundario.
Para transformadores de corriente la corriente normalizada es 5 Amp.
2. La Precisión.
Para que un transformador de medida sea una parte útil de la medición de
un sistema, éstos deben cambiar la magnitud del voltaje o de la corriente que se
va a medir, sin introducir ningún error desconocido de la medición al
sistema. La precisión de su transformador debe estar, por lo tanto, en el cálculo
de la medición global, o bien, los errores deben estar dentro de los limites de
un valor pequeño previamente especificado, de manera que puedan ser
despreciables.
La precisión obtenida con un transformador de medida depende de su
diseño, las condiciones del circuito y su carga o burden impuesta o conectada en
el secundario, y se mide en términos de su valor verdadero y ángulo de fase, bajo
condiciones de operación especificadas.
Para aplicaciones de medición, la relación de transformación y los datos del
ángulo de fase se miden usualmente para los transformadores de corriente, y para
los de potencial, debido a sus requisitos de precisión.
Para aplicaciones de protección, los datos de la relación se pueden
determinar experimentalmente o calculados; debido a que se acepta un amplio
rango de valores. La determinación del ángulo de fase es innecesaria para la
mayoría de las aplicaciones en protección por relés.
De hecho, existen dos errores de medición, el error de relación y el error de
ángulo. Por esta razón, se establecen dos factores de corrección:
a) Factor de corrección por relación de transformación
El factor de corrección por relación se define como la relación o
cociente entre la relación real o verdadera a la relación especificada
o teórica.
b) Factor de corrección de ángulo de fase
El factor de corrección de ángulo de fase es la relación o cociente
del factor de potencia verdadero al factor de potencia medido; es
una función, tanto de los ángulos de fase de los transformadores de
medida como el factor de potencia del circuito que se va a medir.
El factor de corrección del ángulo de fase corrige el desplazamiento de la
corriente o voltaje del secundario o de ambos, debido al error de ángulo del
transformador de medida.
El ángulo de fase de un transformador de medida es el desplazamiento de
fase o error expresado en minutos entre los valores primario y secundario,
debido a las pérdidas durante la transformación
Para el caso de los transformadores de potencial, se asocia la clase de
precisión al burden.
Factor de corrección del transformador ( fct )
El factor de corrección de un transformador, de corriente o de potencial: es
el producto del factor de corrección de relación y el factor de corrección de
ángulo para un factor de potencia especificado en el circuito primario. Los factores
de corrección del transformador se pueden incorporar en el multiplicador de la
medición para mejorar la precisión de la medición.
a) Factor de corrección por relación
El factor de corrección por relación, es la relación de la relación de
transformación real o medida a la relación teórica o marcada en el
transformador.
b) Factor de corrección de ángulo de fase
El factor de corrección de ángulo de fase es la relación del factor de
potencia teórico al factor de potencia medido. Es una función tanto
del ángulo de fase del transformador de medida y el factor de
potencia del circuito primario que se esta midiendo.
Clase de Precisión según Norma Ansi C57.13 - 1978Transformador de Corriente - Medición
Clase de
Precisión
Corriente Nominal
100 %
Corriente Nominal
10 %
Límites del Factor de
potencia ( Atrasao )
de la carga medidaMínima Máxima Mínima Máxima
0.3 0.997 1.003 0.994 1.006 0.6 – 1.0
0.6 0.994 1.006 0.988 1.012 0.6 – 1.0
1.2 0.988 1.012 0.976 1.024 0.6 – 1.0
3.-Burden
Es la carga conectada al secundario del transformador de instrumento y que determina las potencias activas y reactivas , se puede expresar en impedancia total ( ohm )ó bien en VA y factor de potencia a un valor de corriente especifica ó de voltaje y frecuencia dada.
Transformador de Corriente ( Secundario 5 A ) – Medición
Designación
Del Burden
Resistencia
( Ohms )
Inductancia
( Milhenry )
Impedancia
( Ohms )
Volts Ampers
( VA )
Factor de
Potencia
( BURDEN ESTÁNDAR PARA MEDICION )
B-0.1 0.09 0.116 0.1 2.5 0.9
B-0.2 0.18 0.232 0.2 5.0 0.9
B-0.5 0.45 0.580 0.5 12.5 0.9
B-0.9 0.81 1.040 0.9 22.5 0.9
B-1.8 1.62 2.080 1.8 45.0 0.9
Transformador de Corriente ( Secundario 5 A ) – Protección Para Relés.
Designación
Del Burden
Resistencia
( Ohms )
Inductancia
( Milhenry )
Impedancia
( Ohms )
Volts Ampers
( VA )
Factor de
Potencia
( BURDEN ESTÁNDAR PARA MEDICION )
B-1.0 0.5 2.3 1.0 25.0 0.5
B-2.0 1.0 4.6 2.0 50.0 0.5
B-4.0 2.0 9.2 4.0 100.0 0.5
B-8.0 4.0 18.4 8.0 200.0 0.5
Para los transformadores de corriente la clase de precisión está basada en los
requerimientos que el factor de corrección debe cumplir:
C: indica que es para protección y por lo general tipo ventana.
T: significa que la relación se puede determinar por pruebas y generalmente es
aplicable al tipo devanado.
Voltaje terminal secundario: es la caída de voltaje ó voltaje que puede
entregar el transformador a la carga a 20 veces la corriente nominal ( 5A ) sin
exceder el 10 % de error de relación.
Ejemplo:
Para un transformador con clase C400,que alimenta a un relevador.
Significa que el burden en el secundario, a 20 veces la corriente nominal es:
20 x 5 = 100 A.
Los voltajes estándar en el secundario son: 10, 20, 50, 100, 200, 400 y 800.
Consumos en VA, de bobinas amperimétricas mas usuales
Aparato o Instrumento Consumos
Amperímetros indicadores 1....2
Amperímetros registradores 2....5
Amperímetros de precisión 0.2....0.5
Vatímetros indicadores 2....4
Vatímetros registradores 2....8
Vatímetros de precisión 1....2
Contadores de potencia activa o reactiva 1....1.5
Fasímetros indicadores 5....15
Fasímetros registradores 8....20
Relés de máxima intensidad, instantáneos 2....10
Relés de máxima intensidad, retardo independiente 3....20
Relés de máxima intensidad, térmicos 3....7
Relés Temporizables 2....5
Relés Diferenciales 2....10
Relés de Distancia 5....20
Otros reguladores ....100
Características de cables mas usados
CALIBRE ( AWG ) DIÁMETRO NOMINALmm
RESISTENCIA NOMINALOHMS / KMS A 20 ° C
10 2.588 3.277
12 2.052 5.208
14 1.628 8.288
Transformadores de corriente para medición
Clase de Precisión Usos mas generalizados
0.1 Mediciones de precisión ( Laboratorios )
0.2 Contadores de precisión. En especial contadores para
grandes potencias ( tensiones elevadas )
Casos en que son de prever factores de potencia bajos
( necesidad de reducir errores de ángulo )
Mediciones de Laboratorio. Patrones Portátiles.
0.5 Contadores normales. Aparatos de medida y
reguladores sensibles.
1 Amperímetros, Vatimetros y Fasimetros. Contadores
Industriales.
Transformadores de corriente para protección
Clase de Precisión Usos mas generalizados
5 P Relés diferenciales, de distancia, direccionales, de
contacto a tierra y otros de cierta protección. En
general todos aquellos a los que afecte el error de
ángulo.
10 P Relés ordinarios de protección y otros. En general
aquellos a los que no afecte el error de ángulo.
4. Características Generales.
DATOS PARA ESPECIFICACIÓN
1. La relación de transformación, las curvas de factor de corrección y ángulo
de fase para los burdens estándar.
2. Corrientes de Corto Circuito de efectos dinámicos (esfuerzos mecánicos )
y térmicos.
3. Clasificación del TC para protección, con su designación To C.
4. Resistencia del devanado secundario.
5. Curva Típica de Excitación.
6. Pruebas de Producción.
7. Tipo:
a) Boquilla, integrado al equipo primario.
b) Devanado, separado del equipo primario.
8. Aislamiento
Porcelana
Aceite
9. Número de devanados del secundario-.
10. Clase de Precisión.
11. Nivel Básico de Aislamiento al Impulso.
12. Sobrecorriente Térmica.
13. Sobrecorriente Dinámica.
LISTA DE INSPECCIÓN
REVISION PARTE MECANICA.
Revisar y / o Verificar:
1. Que los anclajes estén bien ajustados y correctamente fijos a sus
soportes.
2. Que la carcasa se encuentre limpia y libre de rotura, astillamiento o
raspadura.
3. Que la caja de terminales esté en buen estado, tanto en su parte externa
como interna.
4. Que la orientación del transformador sea la indicada en el plano.
REVISIÓN PARTE ELECTRICA.
REVISAR Y / O VERIFICAR:
1. Que la placa de identificación esté colocada en su sitio y en óptimas
condiciones, libre de sucio o material que impida su lectura.
2. Que las conexiones a alta tensión estén hechas en forma rígida y con el
material adecuado.
3. Que las conexiones secundarias estén hechas correctamente y con el
material adecuado.
4. Que en los secundarios (núcleos) con carga, no se cortocircuiten a tierra
los bornes no utilizados.
5. Que los secundarios ( núcleos) no utilizados, estén correctamente
cortocircuitados en los dos bornes extremos ( o sea, que no queden
abiertos).
6. Que los bornes de salida secundario, presenten un buen estado físico.
7. Comprobar que las identificaciones del cable y de los conductores sea la
correspondiente con el plano y estén hechas con material resistente al
calor y a la humedad.
EQUIPO DE PRUEBAS
1. Un inyector de tensión DC 1.000 – 2.500 – 5.000 Volts; con medición
directa de resistencia de fuga, en megaohmios. MEGGER.
2. Un inyector de tensión AC, variable hasta 2.500 ó 10.000 Volts,
( preferible), con medición de fugas en m W, m VA ó m A, capacidad y
factor de potencia. MEDIDOR DE FACTOR DE POTENCIA.
3. Un inyector de corriente y tensión AC – DC de bajo valor, monofásico,
con medición de tiempo. INYECTOR SECUNDARIO.
4. Un inyector de corriente y tensión AC – DC de bajo valor, monofásico,
con medición de tiempo. INYECTOR PRIMARIO.
5. Una fuente reguladora de tensión alterna, de respuesta rápida a
cambios bruscos de tensión. REGULADOR.
6. Alimentación trifásica 120/220/440 volts. TRES VARIAT Ó SIMILAR.
7. Dos multímetros clase 0.5 con medición en AC – DC de tensión,
corriente, resistencia y condensadores. PROBADOR (TESTER ).
8. Un medidor de ángulo, con conexión de entrada corriente- corriente,
tensión-corriente y tensión-tensión.
9. Diez puntas de pruebas universal del tipo terminal banana, cable
flexible Nro 12 ó 14, 20 Amperios, 600 Voltios AC + DC.
TIPOS DE PRUEBAS:
1. Medición de resistencia de aislamiento de los arrollados.
2. Medición de capacitancia de aislamiento y factor de potencia a los
arrollados.
3. Medición de relación de transformación.
4. Verificación de polaridad.
5. Medición de los VA de carga a corriente nominal.
DESCRIPICION DE LAS PRUEBAS
MEDICION DE AISLAMIENTO.
Con la realización de esta prueba se verificará el estado de aislamiento de cada
uno de los elementos que integran el transformador de corriente.
Esta prueba puede ser dividida en dos tipos:
La prueba de medición de resistencia de aislamiento mediante equipo de prueba,
con método DC y la prueba de medición de capacitancia de aislamiento y factor de
potencia hecha con equipo de prueba, con método AC.
Al igual que en todas las pruebas de medición de aislamiento, antes de
procederse a realizar éstas, deberá efectuarse una rigurosa limpieza al
transformador de corriente. De igual forma, se deberán desconectar todas
aquellas conexiones de alta y baja tensión, así como las conexiones a tierras, de
manera de que los valores obtenidos en las pruebas no sean alterados por todos
estos factores.
MEDICIÓN DE RSISTENCIA DE AISLAMIENTO DE ARROLLADO
Esta prueba se basa en la aplicación de una tensión DC de 1.000, 2.500 ó 5.000
Volts, ( con preferencia 5.000 VDC ), entre cada arrollado y entre éstos y el
sistema de tierra. Simultanea a las pruebas , se deberán tomar en forma directa,
los valores de resistencia de aislamiento en Megaohmios.
Para pruebas hechas con equipos Megger con conexión de guarda
( GUARD ) la prueba se hará según se indica a continuación.
Conectar la salida de tensión del equipo de prueba a uno de los terminales
de alta tensión , conectar el terminal de baja tensión o medición a cada uno de
los secundarios del transformador y el terminal de guarda al sistema de tierra.
Repetir la prueba para cada una de las diferentes fases.
Conectar el terminal de tensión al conectador de alta tensión del
transformador, conectar el terminal de medición a la tierra y el terminal de guarda
a todos los secundarios.
Repetir la prueba para cada una de las diferentes fases.
Conectar el terminal de salida de tensión a cada uno de los secundarios,
conectar el terminal de medición a la tierra y el terminal de guarda a la conexión
de alta tensión del transformador.
Con las tres pruebas anteriores lo que se está midiendo es la resistencia de
aislamiento entre:
El aislamiento entre arrollado de alta y baja.
El aislamiento entre el arrollado de alta y tierra.
El aislamiento entre el arrollado de baja y tierra.
Para pruebas hechas con un equipo Megger sin borne de Guarda o en el caso
donde se sospeche de un buen aislamiento o por no contar con el tiempo
necesario para las pruebas aún con un Megger con borne de Guarda, los pasos a
realizar son:
Conectar el terminal de tensión a la parte conductora de alta tensión del
transformador y el terminal de medición a cada arrollado secundario.
Repetir las pruebas para cada fase.
Conectar la salida de tensión del equipo de prueba al terminal
conductor de alta tensión del transformador de potencia y el terminal de
medición a la tierra.
Repetir las pruebas para cada fase.
Conectar la salida de tensión a cada arrollado secundario y el terminal
de medición a tierra.
Repetir las pruebas para cada fase.
Según las pruebas anteriores, sé esta midiendo la resistencia de aislamiento
entre:
El arrollado, de alta tensión y tierra.
El arrollado, de baja tensión y tierra.
En esta prueba no se toman en cuenta las corrientes de fugas a los otros niveles
no conectados a guarda.
Si se desase tomar estos valores de corriente de fuga las conexiones a efectuar
serían las siguientes:
Conectar el terminal de salida de tensión a la parte conductora del
transformador y el terminal de medida a los arrollados secundarios y
tierra.
Repetir las pruebas para cada fase.
Conectar el terminal de tensión a los arrollados secundarios y el
terminal de medición al arrollado primario y la tierra.
Repetir las pruebas para cada fase.
Conectar el terminal de tensión a la tierra y el terminal de medición a los
arrollados de alta y baja.
Los valores registrados en las pruebas representarán la resistencia de aislamiento
entre:
Arrollado de alta tensión con respecto al arrollado de baja tensión y
tierra.
Arrollado de baja tensión con respecto al arrollado de alta tensión y
tierra.
Arrollado de alta tensión y baja tensión con respecto a la tierra.
MEDICION DE CAPACITANCIA DE AISLAMIENTO Y FACTOR DE POTENCIA
Al igual que en la prueba de medición de resistencia de aislamiento entre los
diferentes arrollados a tierra y entre estos, deben realizarse prueba de medición
de capacidad de aislamiento entre los mismos y medición del factor de potencia
con fugas en mW, m A ó mVA.
Esta prueba se basa en la aplicación de una tensión AC entre arrollados de 2.500
ó 10.000 Volts, según el equipo a utilizar, con preferencia los 10.000 Volts AC;.
Realizándose mediciones simultáneas de corrientes de fugas en Mw, Mva ó mA,
capacitancia y factor de potencia.
La metodología a seguir para realizar las conexiones del equipo de prueba
al transformador pueden efectuarse colocando el equipo en posición Guard y
realizando lo siguiente:
Conectar la salida de alta tensión en la parte conductora del equipo, el
terminal de baja tensión en los arrollados de baja tensión y poner a
tierra la carcasa.
Conectar la salida de tensión al arrollado de alta tensión, el terminal de
baja tensión del equipo y poner a tierra los arrollados de baja tensión.
Conectar la salida de tensión a los arrollados de baja tensión, el
terminal de baja tensión del equipo al arrollado de alta tensión y poner a
tierra la carcasa del equipo.
Al realizar dichas pruebas se deberán hacer mediciones simultáneas de
capacidad, y fugas en mW, mVA ó mA y factor de potencia de modo de obtener
así , según las pruebas anteriores, la capacidad de aislamiento entre:
El arrollado primario de Alta Tensión y Tierra.
El arrollado secundario de Baja Tensión y Tierra.
Los arrollados de Alta Tensión y Baja Tensión.
MEDICION DE LA RELACION DE TRANSFORMACION
El objetivo de la prueba, es el de verificar la exacta relación de transformación, la
cual se encuentra impresa en la placa característica.
Esta relación debe ser tal, que garantice con exactitud que la corriente secundaria
con que se alimentan los equipos de protección, medición y control sean un reflejo
de la corriente de servicio de alta tensión.
El procedimiento para realizar dicha prueba consiste, en aplicar con un inyector de
corriente primario un valor al valor máximo de corriente primario entre las
conexiones de alta tensión del transformador.
Antes de realizar dicha inyección se deberá verificar que las cargas a los circuitos
secundarios de corriente del transformador, estén conectados a éstos y que los
núcleos no utilizados estén perfectamente cortocircuitados, haciéndose luego
mediciones de la corriente primaria suministrada por el inyector y de la corriente
secundaria reflejada en cada núcleo.
VERIFICACIÓN DE LA POLARIDAD DE LOS TC
La prueba de verificación de polaridad de los transformadores de corriente es un
complemento de la prueba de inyección de corriente primaria.
El objetivo de ésta es el de corroborar que los puntos correspondientes de
polaridad indicadas en planos y placas características sean exactamente los
mismos.
El procedimiento de prueba consiste en verificar el ángulo entre las corrientes
primarias y secundarias. La forma de conectar el equipo de prueba lo determina
las condiciones de éste.
Para transformadores de corriente con relaciones relativamente bajas se podrían
tomar en forma directa por medio de un medidor de ángulo, las corrientes
primarias y secundarias o simplemente conociendo el ángulo entre la tensión de
alimentación del inyector de corriente primario y la corriente de éste se podría
tomar así, el ángulo entre esa tensión de alimentación y la corriente secundaria del
transformador.
MEDICION DE LOS VA A CORRIENTE NOMINAL
Esta prueba viene a ser un complemento de la prueba de medición de relación de
transformación.
Dicha prueba consiste en, con un valor de corriente nominal circulando por el
interruptor se deberá medir la corriente secundaria en cada uno de los núcleos de
transformador de corriente, así como también la tensión de salida generada en
éstos.
El producto de la corriente y la tensión generada en el secundario deberá estar
igual o por debajo del valor de VA anotado en placa, para cada uno de los
núcleos. La realización de esta prueba deberá ser hecha con toda la carga real
conectada en el lado secundario.
PLANILLAS DE PRUEBAS
EMPRESA
EQUIPO
TRANSFORMADOR
DE CORRIENTE
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. PLACA CARACTERÍSTICA
FABRICANTE AÑO TIPO MODELO SERIAL
TENSIÓN
NOMINAL
( KV )
CORRIENTE NOMINAL
( AMP )
RELACIÓN CAPACIDAD
NOMINAL
( VA )
TAG NUMBER
CORRIENTE
TÉRMICA
( KAMP )
CORRIENTE
DINAMICA
( KAMP )
NIVEL DE
AISLAMIENTO
( BIL )
NÚMERO DE
NÚCLEOS
UNIDADES
/ FASE
C-INSPECCION VISUAL
FUNDACIONES ANCLAJES AISLADORES SOPORTES CONEXIONES
CONEXIÓN A
TIERRA
NIVELACIÓN LIMPIEZA Y PINTURA PLACA E
IDENTIFICACIÓN
NIVEL DE
ACEITE
ESCAPE DE
ACEITE
CONEXIONES
B.T
CONEXIÓN A TIERRA
SECUNDARIO
ORIENTACIÓN /
POLARIDAD
TUBERIAS
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
TRANSFORMADOR
DE CORRIENTE
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
M. MEDICION DE AISLAMIENTO
RESISTENCIA DE AISLAMIENTO
CONEXIONES
POR FASE 1 MINUTO 5 MINUTOS
TENSION
KV
TEMPERATURA
° C
ALTA R - TIERRA
BAJA - TIERRA
ALTA – BAJA
ALTA-S- TIERRA
BAJA - TIERRA
ALTA – BAJA
ALTA -T TIERRA
BAJA - TIERRA
ALTA – BAJA
DIELECTRICO DEL ACEITE
CONEXIÓN POR FASEPROMEDIO
X
TEMPERATURA
° C1 2 3 4 5 6
FASE R
FASE S
FASE T
N – RESISTENCIA DE CONEXIÓN A
TIERRA:_______________________________________________________________________
OBSERVACIONES:
RESISTENCIA DE AISLAMIENTO ( M )
LECTURAS ( KV )
EMPRESA
EQUIPO
TRANSFORMADOR
DE CORRIENTE
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
INYECCIÓN DE CORRIENTE PRIMARIA
SECUNDARIO RELACIÓN CAPACIDAD CLASE INDICE OBJETO
INYECCIÓN PRIMARIA POR FASE
FASES CORRIENTE
PRIMARIA
I SECUNDARIA POR
FASE ( A )
I SECUNDARIA EN
NEUTRO ( A )
AMPERIMETRO
1 2 3 4 1 2 3 4 R S T
MEDICIÓN DE CARGA A CORRIENTE NOMINAL
FASES NÚCLEO 1 NÚCLEO 2 NÚCLEO 3 NÚCLEO 3
I V VA I V VA I V VA I V VA
CHEQUEO DE POLARIDAD:
FASE R:___________ FASE S:___________ FASE T:___________
OBSERVACIONES:
TRANSFORMADOR DE TENSION
Interconexión de TP.
Se utilizan cuando se usan relés con estándares americanos en sistemas
europeos ó cuando de alguna manera se requiere de un acoplamiento exacto
entre dos tensiones diferentes.
Diagrama de Conexión de TP.
Conexión Delta Abierto.
Conexión Estrella - Estrella Aterrada ( Y-Y ).
RELÉ
110 / 120 V
13.800 V
110 V
13.800 V
RELÉ
110 / 120 V
13.800 V
110 V
13.800 V
a
b
c
•
p1p2
•
•
•
p2p1
s1s2
• •
s2s1
Representación Esquemática
a
b
c
•
p1p2
•
•
•
p2p1
s1s2
• •
s2s1
a
b
c
•
p1p2
•
•
•
p2p1
s1s2
• •
s2s1
p1p2
•
•
•
p2p1p1p2
•
•
•
p2p1
•
•
•
•
•
•
p2p1
s1s2
• •
s2s1 s1s2
• •
s2s1
• •• •
s2s1
Representación Esquemática
Representación
Esquemática
s1 s1 s1
• • •
p1
a
b
c
•
•
•
p1p1 Y Y
Representación
Esquemática
s1 s1 s1
• • •
p1
a
b
c
•
•
•
p1p1
s1 s1 s1s1s1 s1 s1
• • •
p1
a
b
c
•
•
• a
b
c
•
•
•
p1p1p1 Y YY Y
Conexión Delta – Abierto Para Protección de Generador.
Representación
Esquemática
a
b
c
R
59G59GR
Representación
Esquemática
a
b
c
R
59G
a
b
c
a
b
c
R
59G
RR
59G59G59GR 59G59GRRR
Transformador de Potencial: se asocia el Burden ó Carga a una letra ( según
normas americanas ),a los VA secundarios y factor de potencia de la carga.
Para los transformadores de potencial se debe especificar la clase de precisión
para cada uno de los burden estándar.
Las clases de precisión serán 0.3;0.6 y 1.2 las cuales representan el `porcentaje
de desviación máxima y mínima con respecto al voltaje nominal.
Ejemplo:
360.85400ZZ
720.85200Z
1920.8575Y
4110.2035M
5760.7025X
11520.1012.5W
Z( ) referida a 120 VF de P
del burden
VA (sec)Burden
360.85400ZZ
720.85200Z
1920.8575Y
4110.2035M
5760.7025X
11520.1012.5W
Z( ) referida a 120 VF de P
del burden
VA (sec)Burden
0.3 W; 0.3X; 0.6Y y 1.2 Z.
LISTA DE INSPECCIÓN
REVISION PARTE MECANICA.
Revisar y / o Verificar:
1. El buen estado físico y mecánico de la celda que soporta al
transformador.
2. El correcto nivelado de todo el conjunto con respecto al suelo.
3. Que los pernos y anclajes estén bien ajustados y correctamente fijos a la
estructura.
4. Que la carcasa se encuentre limpia y pulida y libre de rotura,
astillamiento o raspadura.
5. Que la caja de terminales esté en buen estado, tanto en su parte externa
como interna.
REVISIÓN PARTE ELECTRICA.
Revisar y / o Verificar:
1. Que la placa de identificación esté colocada en su sitio y en óptimas
condiciones, libre de sucio o material que impida su lectura.
2. Que las conexiones a alta tensión estén hechas en forma rígida y con el
material adecuado.
3. Que las conexiones secundarias estén hechas correctamente y con el
material adecuado.
4. Que en los secundarios (núcleos) con carga, no se cortocircuiten a tierra
los bornes no utilizados.
5. Que los secundarios ( núcleos) no utilizados, estén correctamente
cortocircuitados en los dos bornes extremos ( o sea, que no queden
abiertos).
6. Que los bornes de salida secundarios, presenten un buen estado físico.
7. Comprobar que las identificaciones del cable y de los conductores sea la
correspondiente con el plano y estén hechas con material resistente al
calor y a la humedad.
EQUIPO DE PRUEBAS
1. Un inyector de tensión DC 1.000 – 2.500 – 5.000 Volts; con medición
directa de resistencia de fuga, en megaohmios. MEGGER.
2. Un inyector de tensión AC, variable hasta 2.500 ó 10.000 Volts,
( preferible), con medición de fugas en m W, m VA ó m A, capacidad y
factor de potencia. MEDIDOR DE FACTOR DE POTENCIA.
3. Un inyector de corriente y tensión AC – DC de bajo valor, monofásico,
con medición de tiempo. INYECTOR SECUNDARIO.
4. Un inyector de corriente y tensión AC – DC de bajo valor, monofásico,
con medición de tiempo. INYECTOR PRIMARIO.
5. Una fuente reguladora de tensión alterna, de respuesta rápida a
cambios bruscos de tensión. REGULADOR.
6. Alimentación trifásica 120/220/440 volts. TRES VARIAT Ó SIMILAR.
7. Dos multímetros clase 0.5 con medición en AC – DC de tensión,
corriente, resistencia y condensadores. PROBADOR (TESTER ).
8. Un medidor de ángulo, con conexión de entrada corriente- corriente,
tensión-corriente y tensión-tensión.
9. Diez puntas de pruebas universal del tipo terminal banana, cable
flexible Nro 12 ó 14, 20 Amperios, 600 Voltios AC + DC.
TIPOS DE PRUEBAS:
1. Medición de resistencia de aislamiento de los arrollados.
2. Medición de capacitancia de aislamiento y factor de potencia a los
arrollados .
3. Medición de relación de transformación.
4. Verificación de polaridad.
5. Medición de los VA de carga a corriente nominal.
DESCRIPICION DE LAS PRUEBAS
MEDICION DE AISLAMIENTO
Con la realización de esta prueba se verificará el estado de aislamiento de cada
uno de los elementos que integran el transformador de corriente.
Esta prueba puede ser dividida en dos tipos:
La prueba de medición de resistencia de aislamiento mediante equipo de prueba,
con método DC y la prueba de medición de capacitancia de aislamiento y factor de
potencia hecha con equipo de prueba, con método AC.
Al igual que en todas las pruebas de medición de aislamiento, antes de
procederse a realizar éstas, deberá efectuarse una rigurosa limpieza al
transformador de tensión. De igual forma, se deberán desconectar todas aquellas
conexiones de alta y baja tensión, así como las conexiones a tierras, de manera
de que los valores obtenidos en las pruebas no sean alteradas por todos estos
factores.
MEDICIÓN DE RSISTENCIA DE AISLAMIENTO DE ARROLLADO
Esta prueba se basa en la aplicación de una tensión DC de 1.000, 2.500 ó 5.000
Volts, ( con preferencia 5.000 VDC ), entre cada arrollado y entre éstos y el
sistema de tierra. Simultanea a las pruebas , se deberán tomar en forma directa,
los valores de resistencia de aislamiento en Megaohmios.
Para pruebas hechas con equipos Megger con conexión de guarda
( GUARD ) la prueba se hará según se indica a continuación.
Conectar la salida de tensión del equipo de prueba a uno de los terminales
de alta tensión , conectar el terminal de baja tensión o medición a cada uno de
los secundarios del transformador y el terminal de guarda al sistema de tierra.
Repetir la prueba para cada una de las diferentes fases.
Conectar el terminal de tensión al conector de alta tensión del
transformador, conectar el terminal de medición a la tierra y el terminal de guarda
a todos los secundarios.
Repetir la prueba para cada una de las diferentes fases.
Conectar el terminal de salida de tensión a cada uno de los secundarios,
conectar el terminal de medición a la tierra y el terminal de guarda a la conexión
de alta tensión del transformador.
Con las tres pruebas anteriores lo que se está midiendo es la resistencia de
aislamiento entre:
El aislamiento entre arrollado de alta y baja tensión.
El aislamiento entre el arrollado de alta tensión y tierra.
El aislamiento entre el arrollado de baja tensión y tierra.
Para pruebas hechas con un equipo Megger sin borne de Guarda o en el caso
donde se sospeche de un buen aislamiento o por no contar con el tiempo
necesario para las pruebas aún con un Megger con borne de Guarda, los pasos a
realizar son:
Conectar el terminal de tensión a la parte conductora de alta tensión del
transformador y el terminal de medición a cada arrollado secundario.
Repetir las pruebas para cada fase.
Conectar la salida de tensión del equipo de prueba al terminal conductor
de alta tensión del transformador y el terminal de medición a la tierra.
Repetir las pruebas para cada fase.
Conectar la salida de tensión a cada arrollado secundario y el terminal
de medición a tierra.
Repetir las pruebas para cada fase.
Según las pruebas anteriores, se esta midiendo la resistencia de aislamiento
entre:
El arrollado, de alta tensión y tierra.
El arrollado , de baja tensión y tierra.
En esta prueba no se toman en cuenta las corrientes de fugas a los otros niveles
no conectados a guarda.
Si se desase tomar estos valores de corriente de fuga las conexiones a efectuar
serían las siguientes:
Conectar el terminal de salida de tensión a la parte conductora del
transformador y el terminal de medida a los arrollados secundarios y
tierra.
Repetir las pruebas para cada fase.
Conectar el terminal de tensión a los arrollados secundarios y el
terminal de medición al arrollado primario y la tierra.
Repetir las pruebas para cada fase.
Conectar el terminal de tensión a la tierra y el terminal de medición a los
arrollados de alta y baja.
Los valores registrados en las pruebas representarán la resistencia de aislamiento
entre:
Arrollado de alta tensión con respecto al arrollado de baja tensión y
tierra.
Arrollado de baja tensión con respecto al arrollado de alta tensión y
tierra.
Arrollado de alta tensión y baja tensión con respecto a la tierra.
MEDICION DE CAPACITANCIA DE AISLAMIENTO Y FACTOR DE POTENCIA
Al igual que en la prueba de medición de resistencia de aislamiento entre los
diferentes arrollados a tierra y entre estos, deben realizarse prueba de medición
de capacidad de aislamiento entre los mismos y medición del factor de potencia
con fugas en mW, m A ó mVA.
Esta prueba se basa en la aplicación de una tensión AC entre arrollados de 2.500
ó 10.000 Volts, según el equipo a utilizar, con preferncia los 10.000 Volts AC;.
realizándose mediciones simultáneas de corrientes de fugas en Mw, Mva ó mA,
capacitancia y factor de potencia.
La metodología a seguir para realizar las conexiones del equipo de prueba
al transformador se pueden efectuar colocando el equipo en posición Guard y
realizando lo siguiente:
Conectar la salida de alta tensión en la parte conductora del equipo, el
terminal de baja tensión en los arrollados de baja tensión y poner a
tierra la carcasa.
Conectar la salida de tensión al arrollado de alta tensión, el terminal de
baja tensión del equipo y poner a tierra los arrollados de baja tensión.
Conectar la salida de tensión a los arrollados de baja tensión, el
terminal de baja tensión del equipo al arrollado de alta tensión y poner a
tierra la carcasa del equipo.
Al realizar dichas pruebas se deberán hacer mediciones simultáneas de
capacidad, y fugas en mW, mVA ó mA y factor de potencia de modo de obtener
así , según las pruebas anteriores, la capacidad de aislamiento entre:
El arrollado primario de Alta Tensión y Tierra.
El arrollado secundario de Baja Tensión y Tierra.
Los arrollados de Alta Tensión y Baja Tensión.
MEDICION DE LA RELACION DE TRANSFORMACION
El objetivo de la prueba, es el de verificar la exacta relación de transformación, la
cual se encuentra impresa en la placa característica.
Esta relación debe ser tal, que garantice con exactitud que la corriente secundaria
con que se alimentan los equipos de protección, medición y control sean un reflejo
de la corriente de servicio de alta tensión.
El procedimiento para realizar dicha prueba consiste, en aplicar con un inyector de
tensión primario un valor de alta tensión entre las conexiones primarias para
transformador fase-fase ó entre alta y baja tensión y tierra para transformador
fase-tierra.
Antes de realizar dicha inyección se deberá verificar que las cargas a los circuitos
secundarios de corriente del transformador, estén conectados a éstos y que los
núcleos no utilizados estén perfectamente cortocircuitados, haciéndose luego
mediciones de la corriente primaria suministrada por el inyector y de la corriente
secundaria reflejada en cada núcleo.
VERIFICACIÓN DE LA POLARIDAD DE LOS TP
Esta prueba viene a ser un complemento de la prueba de inyección de tensión
primaria.
El objetivo de la prueba es la de corroborar que los puntos correspondientes de
polaridad indicadas en planos y placas características sean exactamente los
mismos.
El método de prueba consiste en realizar una inyección de tensión primaria,
verificándose por medio de un medidor de ángulo, el ángulo entre el valor primario
y la salida secundaria. La prueba se efectúa tomando una muestra de la tensión
primaria y haciendo pasar por el circuito de tensión del equipo de medición y
conectando al segundo circuito de tensión el valor secundario.
MEDICION DE LA CAPACIDAD DE LOS NUCLEOS DE TENSIÓN NOMINAL
Al igual que en los transformadores de corriente en los transformadores de tensión
debe verificarse la carga nominal de cada uno de los secundarios que sumistran
tensión a los diferentes equipos.
El procedimiento de prueba, consiste en conectar a cada uno de los secundarios
las cargas reales de éstos, tales como relés, contadores, voltímetros y otros y
verificar la tensión secundaria y la corriente circulante con una tensión nominal
primaria aplicada al transformador de tensión, ya sea con equipo de prueba o con
tensión de servicio de la subestación.
El producto del valor de tensión y corriente obtenido en las pruebas deberá ser
menor que los VA indicados en placas para cada uno de los secundarios. La
realización de esta prueba deberá ser hecha con toda la carga real conectada en
el lado secundario.
PLANILLAS DE PRUEBAS
EMPRESA
EQUIPO
TRANSFORMADOR
DE TENSIÓN
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. PLACA CARACTERÍSTICA
FABRICANTE AÑO TIPO MODELO SERIAL
TENSIÓN
NOMINAL
( KV )
CORRIENTE NOMINAL
( AMP )
RELACIÓN CAPACIDAD
NOMINAL
( VA )
TAG NUMBER
NIVEL DE
AISLAMIENTO
( KV )
POTENCIA PRECISIÓN
( VA )
POTENCIA
MÁXIMA
( VA )
NÚMERO DE
NÚCLEOS
CLASE
UNIDADES
/ FASES
PESO ACEITE
( KG )
PESO TOTAL
( KG )
CAPACIDAD
TÉRMICO ( AMP )
C-INSPECCION VISUAL
FUNDACIONES ANCLAJES AISLADORES SOPORTES CONEXIONES
CONEXIÓN A
TIERRA
NIVELACIÓN LIMPIEZA Y PINTURA PLACA E
IDENTIFICACIÓN
NIVEL DE
ACEITE
ESCAPE DE
ACEITE
CONEXIONES
B.T
CONEXIÓN A TIERRA
SECUNDARIO
ORIENTACIÓN /
POLARIDAD
TUBERIAS
TÉRMICO GABINETE BREAKERS SISTEMA DE
CALEFACIÓN
BORNERA
C.A
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
TRANSFORMADOR
DE TENSION
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
INYECCIÓN DE CORRIENTE PRIMARIA
SECUNDARIO RELACION CAPACIDAD CLASE INDICE OBJETO
INYECCIÓN PRIMARIA POR FASE
FASES
TENSION
PRIMARIA
KV
VOLTAJE SECUNDARIO ( V ) RELACION MEDIDA
KV / V
VOLTIMETRO
1 2 3 4 R S T
R
S
T
MEDICION DE CARGA A CORRIENTE NOMINAL
FASESNÚCLEO 1 NÚCLEO 2 NÚCLEO 3 NÚCLEO 4
I V VA I V VA I V VA I V VA
PRUEBA DE POLARIDAD:
FASE R:_______ FASE S:_________ FASE T:_________
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
TRANSFORMADOR
DE TENSION
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
M-MEDICION DE AISLAMIENTO
FASES CONEXIONES RESISTENCIA DE AISLAMIENTO TENSION TEMPERATURA
POR FASE ( M ) KV ° C
1 MINUTO 5 MINUTOS
R ALTA T-TIERRA
S BAJA T-TIERRA
T ALTA T-BAJAT
R ALTA T-TIERRA
S BAJA T-TIERRA
T ALTA T-BAJAT
R ALTA T-TIERRA
S BAJA T-TIERRA
T ALTA T-BAJAT
DIELECTRICO DEL ACEITE
CONEXIÓN
POR FASE
LECTURAS ( KV ) PROMEDIO
KV
TEMPERATURA
° C1 2 3 4 5 6
FASE R
FASE S
FASE T
N – RESISTENCIA DE CONEXIÓN A
TIERRA:____________________________________________________
OBSERVACIONES:
TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES
LISTA DE INSPECCIÓN
REVISION PARTE MECANICA.
Revisar y / o Verificar:
1.Que la fundación no presente el concreto quebrado o en esta se observe
hundimientos.
1. Que los pernos y anclajes estén debidamente ajustados a la
estructura.
2. Que el banco de transformador no presente oxidación en ninguna de las
parte.
3. Que los aisladores (bushing) no presenten quebraduras, raspaduras o
astillamiento.
4. Que la estructura montaje presente solidez.
5. Que no haya escapes de aceite en ningún transformador.
6. Que la estructura tenga la conexión a tierra en forma rígida.
REVISIÓN PARTE ELECTRICA
Revisar y / o Verificar:
1. Que las conexiones en los bornes de baja tensión estén ajustadas y
sean de material adecuado.
2. Que la caja de fusibles presente solidez en el montaje.
3. Que cada transformador tenga la placa característica en un sitio visible,
libre de sucio o cualquier material que impida su lectura..
4. Que el neutro de alta y baja tensión esté conectado a la malla de tierra.
EQUIPO DE PRUEBAS
1. Un inyector de tensión DC 1.000 – 2.500 – 5.000 Volts; con medición
directa de resistencia de fuga, en megaohmios. MEGGER.
2. Un inyector de tensión AC, variable hasta 2.500 ó 10.000 Volts,
( preferible), con medición de fugas en m W, m VA ó m A, capacidad y
factor de potencia. MEDIDOR DE FACTOR DE POTENCIA.
3. Un inyector de corriente y tensión AC – DC de bajo valor, monofásico,
con medición de tiempo. INYECTOR SECUNDARIO.
4. Un inyector de corriente y tensión AC – DC de bajo valor, monofásico,
con medición de tiempo. INYECTOR PRIMARIO.
5. Una fuente reguladora de tensión alterna, de respuesta rápida a
cambios bruscos de tensión. REGULADOR.
6. Alimentación trifásica 120/220/440 Volts. TRES VARIAT Ó SIMILAR.
7. Dos multímetros clase 0.5 con medición en AC – DC de tensión,
corriente, resistencia y condensadores. PROBADOR (TESTER ).
8. Un medidor de ángulo, con conexión de entrada corriente- corriente,
tensión-corriente y tensión-tensión.
9. Diez puntas de pruebas universal del tipo terminal banana, cable
flexible Nro 12 ó 14, 20 Amperios, 600 Voltios AC + DC.
TIPOS DE PRUEBAS:
1. Medición de resistencia de aislamiento de los arrollados de alta tensión.
2. Medición de capacitancia de aislamiento y factor de potencia a los
arrollados de alta tensión.
3. Medición de la rigidez dieléctrica del aceite.
4. Medición de la relación de transformación para todos los taps del
cambiador de tomas.
MEDICIÓN DE AISLAMIENTO EN ARROLLADOR DE ALTA TENSIÓN
Esta prueba viene a definir el estado del aislamiento entre los arrollados
primarios y secundarios y el sistema de cuba del transformador; esta prueba se
realiza mediante los métodos AC y DC.
Antes de efectuar dicha prueba, deben desconectarse todas las conexiones
de alta tensión de los bushing del arrollado primario, secundario y terciario ( en
caso de existir y tener éste salida externa) y todas las conexiones a tierra de los
bushing para ello.
Igualmente se deben conectar entre si las tres fases de cada arrollado junto
con el bushing de neutro en el caso de arrollado en estrella, y efectuar una buena
limpieza de todos los bushing.
MEDICIÓN DE LA CAPACITANCIA DE AISLAMIENTO.
Esta prueba se basa en la aplicación de una tensión AC de 2.500 ó 10.000
Volts, ( preferiblemente ) según se tenga el equipo, entre los diferentes arrollados
de alta tensión y la carcasa del equipo. Tomando luego mediciones directa ( según
el equipo ) de fugas en Mw, Mva ó mA, capacitancia o factor de potencia.
El procedimiento de prueba para transformadores de dos arrollados
consiste en colocar el inyector de tensión AC en la posición Guard ( Guarda ) y
realizar las siguientes conexiones:
Conectar el terminal de alta tensión del equipo de prueba al arrollado
primario y poner a tierra el arrollado secundario.
Conectar el terminal de alta tensión al arrollado primario y el terminal de
Guarda al arrollado secundario (sin que éste permanezca poner a tierra).
Conectar el terminal de alta tensión al arrollado secundario y aterrar el
arrollado primario.
Conectar el terminal de alta tensión al arrollado secundario y el terminal
de Guarda al arrollado primario (sin que éste permanezca poner a
tierra).
Con las cuatro conexiones anteriores se ésta midiendo la capacidad de
aislamiento de:
El arrollado primario (alta) y secundario ( Baja) más arrollado primario a
tierra ( CAB + CA ).
El arrollado primario a tierra ( CA ).
Capacitancia entre Alta y Baja en paralelo con del arrollado de Baja a
tierra ( CAB + CB).
Capacitancia del arrollado a Baja a tierra ( CB ).
Simultáneamente a las mediciones de capacitancia para cada conexión, se miden
también las fugas de m W, m VA ó m A y el factor de potencia.
Para transformadores de tres arrollados las conexiones de pruebas a realizar son:
Conectar el terminal de alta tensión al arrollado de alta ( ó primario ),
poner a tierra el arrollado de baja ( ó secundario ) y el terminal de
Guarda al arrollado terciario.
Conectar el terminal de alta tensión al arrollado de alta y conectar a
Guarda los arrollados de baja y terciario.
Conectar el terminal de alta tensión al arrollado de baja, poniendo a
tierra el arrollado terciario y conectar el terminal de guarda el arrollado
de alta.
Conectar el terminal de alta al arrollado de baja y conectar al terminal
de Guarda los arrollados de alta y terciarios.
Conectar al terminal de alta tensión, el arrollado terciario, poner a
tierra el arrollado de alta y conectar a Guarda el arrollado de baja.
Conectar el terminal de alta tensión el arrollado terciario y conectar a
Guarda los arrollados de alta y baja.
De donde los valores de capacidad obtenidos de las pruebas anteriores son:
Capacitancia entre Alta y Baja más ( en paralelo) la capacidad de
arrollado de alta a tierra( CA + CAB).
Capacitancia del arrollado de Alta a tierra ( CA ).
Capacitancia entre los arrollados de Baja y Terciario más la capacitancia
del arrollado de Baja a tierra ( CBT + CB ).
Capacitancia del arrollado de Baja Tensión ( CB ).
Capacitancia entre Alta y Terciario en paralelo con la capacidad del
terciario a tierra ( CAT + CT ).
Capacitancia del Terciario a tierra ( CT).
Al igual que las pruebas en transformadores de dos arrollados se miden en forma
simultánea las fugas en m W, m VA ó m A y el factor de potencia.
MEDICIÓN DE RIGIDEZ DIELECTRICA DEL ACEITE.
La prueba de medición de rigidez dieléctrica está dividida en dos tipos de
pruebas, la de perforación del dieléctrica y la de medición del factor de potencia.
Para efectuar cualquiera de las dos pruebas deben tomarse porciones de
aceite de las diferentes partes del transformador y efectuar a cada una de ellas
dichas pruebas, depositando éstas en los envases especiales que poseen los
diferentes equipos de pruebas y dejándolo reposar de la de 3minutos antes de
comenzar dicha prueba.
La prueba de perforación del dieléctrico consiste en aplicar a la muestra de
aceite (ya reposado) contenida en el recipiente, una tensión alterna con
incrementos de 3.000 V / Seg, a través de unos electrodos planos contenidos en el
recipiente.
A medida que la tensión alterna aplicada a la muestra va en aumento, el
aislamiento de ésta se va debilitando hasta que llega al límite de perforación; este
valor de tensión de ruptura es el valor a ser tomado como referencia, dejándose
reposar nuevamente y repitiendo la prueba cinco veces más.
El valor de prueba será el promedio de esos seis valores de tensión de
ruptura.
La prueba de medición del factor de potencia consiste en aplicar una
tensión alterna de 2.500 Volts ó 10.000 Volts; Según el equipo de prueba usado,
a una muestra de aceite contenida en el recipiente, tomando luego lecturas de
fuga de potencia.
Al igual que la prueba anterior el aceite debe dejarse reposar, con la única
diferencia que éste método solo se realiza una sola prueba.
MEDICIÓN DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN.
Esta prueba consiste en aplicar entre los diferentes arrollados, una tensión
alterna de valor conocido según el equipo de pruebas, y midiendo a su vez la
tensión de salida del arrollado opuesto, por medio de un galvanómetro de cero
centrado, el cual detectar{a variaciones de acuerdo a los valores de relación
prefijados.
Al momento de realizar dicha prueba se deberá tomar lectura de la tensión
aplicada y la corriente de excitación del equipo.
El procedimiento de la prueba consiste en conectar al arrollado secundario
(Baja) los terminales de salida de tensión y corriente del equipo de medida de
relación (TTR) y al arrollado primario (Alta) los terminales de medición del mismo;
ajustando luego en los diales del equipo, el valor de relación aproximado del
transformador; se aplicará la tensión de salida requerida en el instrumento de
prueba y se irá efectuando las variaciones necesarias hasta obtener una corriente
de excitación despreciable y una indicación de cero en el instrumento
galvanométrico.
Esta prueba deberá ser ejecutada en cada una de las fases del
transformador y en todas las tomas del cambiador, comparándose luego los
resultados con los valores obtenidos por el fabricante.
En caso de no disponerse de un medidor de relación de transformación
( TTR) dicha prueba se podrá hacer con una alimentación trifásica de 110 – 220
Volts; aplicado al arrollado primario (Alta ) y se efectuarán mediciones simultáneas
de tensión en las diferentes fases del transformador.
PLANILLAS DE PRUEBAS
EMPRESA
EQUIPO
TRANSFORMADOR
DE SERVICIOS AUXILIARES
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. PLACA CARACTERÍSTICA
FABRICANTE AÑO TIPO MODELO SERIAL
TENSIÓN
NOMINAL
( KV )
CORRIENTE NOMINAL
( AMP )
RELACIÓN RELACIÓN DE
TRANSF.
NUMERO DE
FASES
IMPEDANCIA
( KVA )
DIAGRAMA
VECTORIAL
ELEVACIÓN DE
TEMPERATURA
( ° C )
NIVEL DE
AISLAMIENTO
( BIL )
NUMERO DE
NUCLEOS
PESO TOTAL
( KG )
PESO DEL ACEITE
( KG )
PESO NÚCLEO -
BOBINA ( KG )
VOLUMEN DE
ACEITE ( LTS )
C-INSPECCION VISUAL
FUNDACIONES ANCLAJES PERNOS Y ANCLAJES PINTURA Y
LIMPIEZA
PLACA
CARACT.
AISLADORES ESCAPE DE ACEITE CONEXIÓN A.T CONEXIÓN B.T PUESTA A
TIERRA
VÁLVULA DE
SEGURIDAD
TAPA DE INSPECCIÓN RIGIDEZ .MONTA
JE
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
TRANSFORMADOR
DE CORRIENTE
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
M. MEDICION DE AISLAMIENTO
RESISTENCIA DE AISLAMIENTO
CONEXIONES
POR FASE
1 MINUTO 5 MINUTOS
TENSION
KV
TEMPERATURA
° C
FASE R - MASA
FASE S - MASA
FASE T - MASA
DIELECTRICO DEL ACEITE
CONEXIÓN POR FASEPROMEDIO
X
TEMPERATURA
° C1 2 3 4 5 6
FASE R
FASE S
FASE T
N – RESISTENCIA DE CONEXIÓN A
TIERRA:_______________________________________________________________________
OBSERVACIONES:
RESISTENCIA DE AISLAMIENTO ( M )
LECTURAS ( KV )
INTERRUPTOR DE POTENCIA
LISTA DE INSPECCIÓN
REVISION PARTE ELECTRICA
1. El buen estado físico y mecánico de la celda que soporta el interruptor
de potencia.
2. El correcto nivelado con respecto al suelo, del conjunto.
3. Que los pernos y anclajes estén bien ajustados y correctamente fijos a la
estructura.
4. Que todo el conjunto esté completamente pintado y desprovisto de
sucio.
5. Que los aisladores ( Bushing ) no estén rotos, con raspaduras o
quebrados y que estén completamente limpios, pulidos.
6. Comprobar el correcto funcionamiento del contador de operaciones.
7. Comprobar el correcto funcionamiento del mecanismo de
accionamiento.
REVISION PARTE ELECTRICA.
Revisar y / o Verificar:
1. Que la placa de identificación del equipo esté firmemente en su sitio,
desprovista de sucio, o cualquier material que impida su lectura y que
no presente daño físico.
2. Verificar que las conexiones a tierra sean rígidas y estén hechas con el
conductor de cobre de calibre adecuado sin empates y conectado
directamente a la malla de tierra.
3. El correcto funcionamiento del motor y el compresor.
4. El correcto funcionamiento de tomacorriente y el sistema de
iluminación, comprobando el buen estado de las luminarias.
5. Que la alimentación trifásica 30 208 VAC y 120 VDC.
6. Que todos los relés auxiliares operen correctamente, así como la caja de
imagen de contactos auxiliares del disyuntor.
7. Que el sistema de calefacción dentro del armario del disyuntor
funcione correctamente.
8. El buen estado de las borneras y cableado de los equipos de baja
tensión.
9. Que los equipos de baja tensión, se encuentren correctamente
identificados con un material que soporte el calor sin que se desprenda
o pierda la identificación literal.
10.Efectuar operaciones local-remota de apertura y cierre, comprobando el
ciclo de operación del equipo.
11.Verificar la señalización mecánica para disyuntor abierto y carrado.
12.Comprobar el sistema de antibombeo y de discordancia de polo,
haciendo una simulación a nivel de cableado.
13.Verificar que todos los breakers den señalización al ser desactivados.
14.Que la señal luminosa de posición cerrado o abierto esté en buenas
condiciones y los bombilllos señalicen correctamente y con el color
debido.
EQUIPOS DE PRUEBA
1. Un inyector de tensión DC 1.000 – 2.500 – 5.000 Volts; con medición
directa de resistencia de fuga, en megaohmios. MEGGER.
2. Un inyector de tensión AC, variable hasta 2.500 ó 10.000 Volts,
( preferible), con medición de fugas en m W, m VA ó m A, capacidad y
factor de potencia. MEDIDOR DE FACTOR DE POTENCIA.
3. Un medidor de resistencia de contactos, con fuente de 100 Amps;
método DC. MEDIDOR DE BAJA RESISTENCIA.
4. Un registrador de eventos con impresión en cinta, de 3 ó más
canales.IMPULSOGRAFO.
5. Un inyector de corriente y tensión AC + DC; de bajo valor; monofásico,
con medición de tensión, de corriente, tiempo. INYECTOR
SECUNDARIO.
6. Una fuente reguladora de tensión alterna, de respuesta rápida a
cambios bruscos de tensión. REGULADOR.
7. Alimentación trifásica 120/220/440 Volts. TRES VARIAT Ó SIMILAR.
8. Dos multímetros clase 0.5 con medición en AC – DC de tensión,
corriente, resistencia y condensadores. PROBADOR (TESTER ).
9. Diez puntas de pruebas universal del tipo terminal banana, cable flexible
Nro 12 ó 14, 20 Amperios, 600 Voltios AC / DC.
TIPOS DE PRUEBAS:
1. Pruebas de funcionamiento.
2. Comprobación de posiciones
3. Medición de resistencia de aislamiento.
4. Medición de capacitancia y factor de potencia.
5. Medición de resistencia de contacto de los polos.
6. Medición de simultaneidad y tiempos de las operaciones de apertura y
cierre.
DESCRIPCIÓN DE LAS PRUEBAS
PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO.
a) Se comprobará si el interruptor puede extraerse en posición cerrado.
b) Se comprobará si el interruptor puede extraerse en posición abierto.
c) Se comprobará si el interruptor puede operarse eléctricamente una vez
extraído de la celda.
d) Simultaneamente a las verificaciones anteriores se verificaran todas las
señalizaciones locales.
e) Se comprobará la intercambialidad de los interruptores de varias celdas
de la misma capacidad.
f) Se comprobará la imposibilidad de intercambiar interruptores de
diferentes capacidades.
COMPROBACIÓN DE LAS POSICIONES
a) En la posición de mantenimiento ( desconectado ), se verificará lo
siguiente:
- Se operará localmente el interruptor comprobado la correcta
operación de apertura y cierre.
- Por medio del dispositivo previsto para ello se hacen las
operaciones de apertura y cierre observando que éstas se ejecuten
adecuadamente sin ruidos extraños que las señalizaciones locales
sean correctas, así como los indicadores de posición mecánicos
instalados en el mismo interruptor. Debe verificarse que los contactos
auxiliares siguen correctamente las operaciones de los contactos
principales. Se verificará la operación de electro – vávulas, relés,
motores, solenoides y otros.
b) En la posición servicio ( conectado ) se verificará lo siguiente:
- Revisión de los contactos auxiliares.
- Revisión de los contactos auxiliares de posición.
- Comprobación de la correcta operación de los enclavamientos
previstos.
MEDICION DE AISLAMIENTO
Con la realización de ésta prueba podemos verificar el estado del
aislamiento de cada uno de los polos del interruptor con respecto a tierra y a ellos
entre si.
La prueba deberá ser hecha con el interruptor estando cerrado como
abierto y haciendo uso de pruebas con métodos AC y DC.
Antes de dar inicio a dichas pruebas se deberán desconectar en su
totalidad, todos los conectores de cada bushing a las barras de alta tensión y
efectuar una limpieza exhaustiva de las porcelanas de cada bushing de polos y de
la carcasa del equipo, a objeto de que los valores obtenidos en las pruebas sean
lo más fiel posible.
MEDICION DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO
Esta prueba consiste en aplicar una tensión DC de 1.000, 2.500 ó 5.000
Volts (con preferencia 5000 VDC) entre cada uno de los polos del interruptor, con
respecto a tierra y con respecto a los demás polos, tomándose luego mediciones
directa de la resistencia de aislamiento en Megaohmios.
Para pruebas hechas con equipo Megger con conexión de guarda ( Guard ), el
método para realizar dichas pruebas será como se especifica:
CON INTERRUPTOR CERRADO
- Conectar la salida de tensión del equipo de prueba a uno de los polos,
conectar el terminal de medición a tierra o carcasa y el terminal de
guarda en los otros polos restantes.
- Repetir la prueba para cada una de las demás fases rotando cada una
de éstas.
- Conectar la salida de tensión a uno de los polos, conectar el terminal de
medición a otro de los polos y conectar el terminal de guarda al polo
restante y a la carcasa.
- Repetir la prueba anterior, haciendo rotación de fases.
Los valores obtenidos en cada una de las pruebas anteriores, representan la
resistencia de aislamiento de cada uno de los polos a tierras y la resistencia de
aislamiento entre polos.
INTERRUPTOR ABIERTO
- Conectar el terminal de salida a uno de los bushing de un polo, conectar
el terminal de medida a la carcasa o tierra del equipo y conectar el
terminal de guarda a los demás bushing de polos restantes.
- Repetir la prueba anterior haciendo rotación de todas las fases.
- Conectar el terminal de salida a uno de los bushing de un polo, conectar
el terminal de medida a otro bushing de polo y conectar el terminal de
guarda a la carcaza y a los demás bushing de polos.
- Repetir la prueba anterior, haciendo rotación de fases.
Los valores obtenidos en cada una de las pruebas anteriores, representan la
resistencia de aislamiento de cada uno de los bushing de polo con respecto a
tierra y la resistencia de aislamiento de cada uno de los bushing con respecto a
los demás restantes.
Para pruebas realizadas con un equipo Megger sin borne de guarda o por no
contar con el tiempo necesario para la realización de las pruebas o en el caso de
que se sospeche de muy buen aislamiento, los pasos para la ejecución de las
pruebas son:
CON INTERRUPTOR CERRADO
- Conectar el terminal de alta tensión del equipo de pruebas a uno de los
polos del interruptor y conectar el terminal de medición a la carcasa y a
los otros polos restantes.
- Repetir la prueba anterior, rotando cada una de los tres polos.
- Conectar el terminal de salida a uno de los polos del interruptor, y
conectar el terminal de medición a la carcasa.
- Repetir la prueba anterior, haciendo rotación de las tres fases o polos
del interruptor.
- Conectar el terminal de alta tensión a uno de los polos del interruptor y
el terminal de medida a otro de los polos.
- Repetir la prueba anterior haciendo rotación de las tres fases.
Los resultados obtenidos en las pruebas anteriores representan:
- La resistencia de aislamiento de uno de los polos con respecto a la tierra
y los otros polos restantes.
- La resistencia de aislamiento de uno de los polos con respecto a otro
polo. Sin tomar en cuenta las fugas a tierra ( Carcasa ) y a los otros
polos restantes.
MEDICION DE LA CAPACIDAD DE AISLAMIENTO Y FACTOR DE POTENCIA
El interruptor de potencia, como equivalente dieléctrico, es el equipo de
potencia con un circuito dieléctrico más complicado, por eso antes de realizarse
una prueba de éste con inyector de tensión alterna con medición de factor de
potencia, se deberá tener presente el tipo de interruptor a probar, a objeto de
utilizar el diagrama dieléctrico adecuado.
Dentro de los parámetros a medir en los interruptores de potencia, figuran
las capacitancias de cada uno de los bushing de entrada y salida, la capacitancia
de aislamiento de cada uno de los contactos con interruptor abierto e igualmente
la impedancia resistivo-capacitiva de la estructura soporte y elemento de
accionamiento.
El método para la realización de la prueba con el interruptor abierto consiste
en conectar el terminal de alta tensión del equipo de prueba en cada uno de los
terminales ( Bushing ) del interruptor, haciéndose mediciones simultaneas de
fugas en m W, m A ó m VA ( según el caso) o factor de potencia, verificándose
también en esta prueba la capacitancia de aislamiento de los contactos.
Las pruebas con el interruptor cerrado, consisten en aplicar el terminal de
alta tensión del equipo de prueba a un lado ( Bushing ) de cada polo del
interruptor, haciéndose las mismas mediciones que con el disyuntor abierto, con
la salvedad que con esta prueba no se obtiene la capacitancia de los contactos,
por permanecer éstos cerrados.
MEDICIÓN DE LA RESISTENCIA DE CONTACTO
Con la realización de esta prueba se comprueba que los contactos de
cierre del interruptor tengan un valor de resistencia de contactos en el orden de los
microhmios, de forma tal de garantizar que la transmisión de energía sea máxima
y no se produzca calentamiento interno de los polos.
Dichas pruebas consisten en aplicar por medio de un equipo de prueba, una
corriente de alto valor ( 100 Amps cuando se desea precisión ) y tomar lecturas
directas del valor de resistencia.
Antes de dar inicio a dicha prueba debe cerrarse el interruptor y realizar una
fuerte limpieza a la parte conductora del interruptor, de modo tal de, disminuir el
valor de resistencia ocasionado por el contacto entre los terminales de pruebas del
equipo y el conector del interruptor.
La forma de conexión del equipo será hecha en forma directa al interruptor
por medio de los cables de prueba del equipo.
Los resultados obtenidos se compararán con los valores suministrados por
el fabricante.
MEDICION DE SIMULTANEIDAD Y TIEMPOS DE APERTURA Y CIERRE
Esta prueba tiene como objeto verificar el correcto funcionamiento del
interruptor tanto en condiciones de carga como en falla, en lo que a cierre y
apertura se refiere.
El método para realizar la prueba consiste en conectar un registrador de
evento a cada uno de los extremos de los polos, verificando que exista igualdad
de apertura y cierre en forma simultánea en cada polo.
La verificación de tiempos de apertura y cierre se realiza conectando a uno
de los canales del equipo de prueba la señal de apertura ó cierre(según el
caso )que llega a cada una de las bobinas y tomando nota del tiempo entre el
momento que se da la orden y el momento que se ejecuta.
Los resultados obtenidos deberán ser comparados con los sumistrados por
el fabricante.
PLANILLAS DE PRUEBRAS
EMPRESA
EQUIPO
INTERRUPTOR
DE POTENCIA
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. PLACA CARACTERÍSTICA
FABRICANTE AÑO TIPO MODELO SERIAL
TENSIÓN
NOMINAL ( KV )
CORRIENTE
NOMINAL ( A )
CAPACIDAD
NOMINAL ( MVA )
CAPACIDAD DE
RUPTURA ( KAMP )
TAG.NUMBER
TENSIÓN
MÁXIMA
( KV )
CORRIENTE
MOMENT
AMP SEG
TIEMPO TOTAL DE
INTERRUPCIÓN
( mSeg )
CICLO DE
OPERACIÓN
TENSIÓN DE
AISLAMIENTO
( KV )
PRESIÓN SF6
Kgf / Cm2 )
PRESIÓN ACEITE
Kgf / Cm2 )
PRESIÓN AIRE
Kgf / Cm2 )
TENSIÓN.MOTOR
( Volt )
C-INSPECCION VISUAL
FUNDACIONES NIVELACION AISLADORES SOPORTES CONEXIÓN
A.T
ENCLAVAMIENTOS PUESTA A
TIERRA
NIVELACIÓN LIMPIEZA Y PINTURA PLACAS DE
IDENTIF.
ILUMINACIÓN COMPRESOR MOTOR DEPOSITO AIRE-
ACEITE
ESCAP
ACEITE-AIRE
NIVEL DE ACEITE MANOMETROS PRESIÓN DE ACEITE PRESIÓN AIRE PRESIÓN
SF6
MECANISMOCONTACTOS
AUXILIARES
RELES AUXILIARES CONEXIONES B.T CONTADOR
DE OPERA
MÁXIMA
CORRIENTE
SISTEMA DE
CALEFACIÓN
BREAKERS VALVULAS PURGAS
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
INTERRUPTOR
DE POTENCIA
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
C. PRUEBAS FUNCIONALES
MANDO LOCAL SEÑALIZACIÓN LOCAL
MANDO REMOTO SEÑALIZACIÓN REMOTO
APERTURA EMERGENCIA CIERRE DE EMERGENCIA
SISTEMA ANTI- BOMBEO OPERACIÓN LOCAL-REMOTO
ENCLAVAMIENTOS CICLOS DE OPERACION
MARCADOR DE POSICION CONTADOR DE OPERACION
CONTACTOS AUXILIARESILUMINACIÓN, TOMA DE
CORRIENTE
CALEFACCIÓN Y
TERMOSTATO
SISTEMA SF6 SISTEMA ACEITE
ALARMA BAJA PRESION SF6 ALARMA DISPARO ACEITE
BLOQUEO AL CIERRE SF6 ALARMA APERTURA ACEITE
BLOQUEO APERTURA SF6 BLOQUEO APERTURA ACEITE
SISTEMA AIRE
COMPRIMIDO
OPERACIÓN BOMBA
ALARMA PRESION DE AIRE
OPERACIÓN COMPRESOR
BLOQUEO PRESION AIRE OPERACIÓN DISCORDANCIA
POLO
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
INTERRUPTOR DE
POTENCIA
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
D-MEDICION DE AISLAMIENTO
FASES CONEXIONES
POR FASE
RESISTENCIA DE
AISLAMIENTO( M ) TENSION
KV
TEMPERATURA
° C1 MINUTO 5 MINUTOS
R FASE R-MASA
S FASE S-MASA
T FASE T-MASA
E-DIELECTRICO DEL ACEITE
CONEXIÓN
POR FASE
LECTURAS ( KV ) PROMEDIO
KV
TEMPERATURA
° C1 2 3 4 5 6
FASE R
FASE S
FASE T
PRUEBAS ELECTRICAS
RESISTENCIA CONTACTO FASE R FASE S FASE T
TIEMPO DE APERTURA TIEMPO TEORICO APERTURA m Seg
TIEMPO DE CIERRE m Seg
TIEMPO TEORICO CIERRE m Seg
CONCORDANCIA
APERTURA m Seg
DISCORDANCIA
TEORIA APERTURA
DISCORDANCIA
CIERRE
DISCORDANCIA
TEORICO CIERRE
OBSERVACIONES:
PROBLEMAS COMUNES QUE SE PRESENTAN EN LOS INTERRUPTORES
TERMOMAGNETICOS
Condición del
InterruptorCausa Acción Correctiva
1. El Interruptor se
dispara
térmicamente
A. Corriente Excesiva
B. Los terminales no están
fijados adecuadamente a la
base del interruptor.
C. Cable mal ajustado en el
terminal.
D. Calibre inadecuado del
conductor.
E. Altas temperaturas
ambientales.
F. Unidad de disparo mal
ajustada a la base.
A. El Interruptor quizás esté operando correctamente y despejando una sobrecarga. Chequee si la corriente a la cual está operando excede ésta en el rango de los valores de disparo térmico.
B. La decoloración en el área de los terminales es indicativo de pérdidas en forma de calor, en la conexión. Chequéese si está floja la conexión base terminal.
C. Un mal contacto cable – terminal origina pérdidas en forma de calor , que se transfieren al interruptor termomagnético. Chequéese si está floja la conexión cable- terminal.
D. A medida que circulen corrientes superiores a la nominal del conductor, se incrementarán las pérdidas en forma de calor, las cuales se transfieren al interruptor haciéndolo operar. Utilice el calibre adecuado del conductor.
E. Para temperaturas que exceden los 40 ° C se hace necesario la utilización de interruptores de compensación.
F. Si todos los puntos antes mencionados han sido chequeados, revise si la unidad de disparo está fijada correctamente a la base.
Condición del
InterruptorCausa Acción Correctiva
2. El Interruptor se
dispara
magnéticamente
A. Alta corriente de arranque del motor
B. Alto pico de corriente durante la transferencia en un arrancador estrella - triangulo
A. Cambie el valor de disparo magnético al inmediato
superior.
B. La transición debe ser cerrada o un ajuste muy
elevado del disparo debe ser colocada.
3. Mala operación
eléctrica y/o
mecánica
A. Alta humedad
B. Ambiente corrosivo
C. Si algún accesorio es incluido en el interruptor, asegúrese de que opere adecuadamente.
A. Puede originar defectos en el aislamiento. La
mejor solución es proveerse de una caja aislante.
B. Deben ser aislados de este tipo de ambiente.
Existen tratamientos especiales resistentes a la
corrosión.
C. Remueve la tapa y determine qué tipo de
accesorio se utilizó. Chequee y asegúrese de sus
de operación ( voltaje adecuado, conexión
adecuada, etc ). El interruptor debe estar
desenergizado durante esta operación.
REDES DE DISTRIBUCIÓN AEREA
LÍNEAS ÁREAS DE DISTRIBUCIÓN
LINEAS DE DISTRIBUCIÓN
REVISION-PARTE ELECTRICA
Verificar y / o Revisar:
1. Que las fundaciones de las estructuras no tengan fracturas o
socavamientos.
2. Que no exista posibilidad que las lluvias formen corrientes que puedan
erosionar el suelo al lado de la fundación o la afecten de alguna forma.
3. Que las estructuras tengan el galvanizado en optimas condiciones.
4. Que la tornillería de la torre esté debidamente ajustada.
5. Que la estructura no presente deformaciones o esté deteriorada.
6. Que la vegetación en el recorrido de la línea y la torre esté lo
suficientemente despejada para su fácil revisión, considerando una
distancia mínima de 5 mts del centro de la línea, hacia los lados.
7. Que todo el montaje conserve verticalidad permitiendo una derivación
del 3% de la altura de la misma.
REVISION – PARTE ELECTRICA
Verificar y / o Revisar:
1. Que la cadena de aisladores de suspensión conserve la verticalidad.
2. Que la altura mínima del conductor con respecto a tierra sea la
adecuada de acuerdo a los niveles de tensión.
3. Que en los puentes de los circuitos, la distancia a masa sea la
adecuada.
4. Que las conexiones a tierra sean rígidas y estén hechas con los
accesorios adecuados.
5. Que las conexiones de los puentes en las torres terminales estén
hechas con los accesorios adecuados.
6. Que la cadena de aisladores que soportan el conductor, tengan el
número de elementos adecuados según el nivel de tensión.
EQUIPOS DE PRUEBA
1. Inyector de corriente AC de alto valor, monofásico, con medición de
corriente y tiempo. INYECTOR PRIMARIO.
2. Fuente de alimentación básica 120/240 Volts.AC. GENERADOR
PORTATIL.
3. Instrumento visor de puntos calientes. CAMARA TERMOGRAFICA.
4. Teodolito y mira.
5. Cámara fotográfica.
6. Martillo con mazo de goma.
7. Medidor de la resistencia del concreto. ESCLEROMETRO.
8. Medidor de resistencia de puesta a tierra. MEGGER DE TIERRA.
9. Medidor de interferencias electromagnéticas.
TIPOS DE PRUEBAS
1. Inyección de corriente nominal.
2. Medición de puesta a tierra.
3. Medición de la calidad del concreto.
4. Medición de las distancias mínimas.
DESCRIPCION DE LAS PRUEBAS
INYECCION DE CORRIENTE NOMINAL
Esta prueba consiste en inyectar a la línea de transmisión una corriente AC
ó DC según el equipo de prueba, el valor inyectado debe ser superior a la
corriente nominal de línea, no menor de 500 amperios si esto fuese posible, dicha
inyección será por un tiempo prolongado a objeto de verificar la posible aparición
de puntos calientes.
El procedimiento para realizar las pruebas consiste en unir entre si, en uno
de los extremos de la línea cada fase junto con el cable de guarda y en el extremo
opuesto solo las fases, para conectar luego el inyector de corriente entre esas
fases y el cable de guarda ó hacer una inyección local en cada punta de unión o
conectores.
Conectando el equipo de prueba se procederá a realizar una inyección de
corriente primaria por un espacio no menor de treinta (30) minutos, para realizar
luego una inspección minuciosa a lo largo del tramo por donde circula dicha
corriente con una cámara termográfica, a objeto de detectar los puntos calientes
originados en las pruebas.
La revisión con la cámara terrmográfica se hará con más énfasis en los
puntos que existan conectores y juntas de unión de conductores y en el cable de
guarda.
En el caso de líneas energizadas las cuales no pueden desconectarse
durante la ejecución de la prueba, éstas se harán bajo las condiciones de cargas
imperantes.
MEDICION DE LAS PUESTAS A TIERRA
Esta prueba consiste en medir la resistencia que ofrece la puesta a tierra de
la estructura.
La realización de la prueba será hecha con la línea desergenizada,
aislándose el cable de guarda de la estructura y realizando mediciones directa de
la resistencia a tierra.
- La medición no debe exceder de 20 ohmios para ser considerada como
valor aceptado.
MEDICION DE LA CALIDAD DEL CONCRETO
Esta prueba consiste en determinar la resistencia mecánica del concreto
de las fundaciones.
La realización de la prueba será hecha con un equipo generador de impulso
Mecánico con medición directa de resistencia mecánica.
- La prueba se hará en cada extremo y la parte lateral de la fundación, y
los valores de resistencia medidas no deberán estar por debajo de 210
Kg cm2.
MEDICION DE LAS DISTANCIAS MINIMAS
Esta prueba consiste en determinar la distancia que existe entre los puentes
en las torres terminales y las estructuras.
Si la línea está energizada la prueba se hará utilizando un teodolito,
tomando una marca cualquiera como referencia, con el teodolito apuntando al
puente de conexión.
PLANILLAS DE PRUEBAS
EMPRESA
EQUIPO
PUENTES DE LINEAS
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. DATOS CARACTERÍSTICOS
TENSION NOMINALKV
CORRIENTENOMINAL AMP
C. VERIFICACIÓN DE LA DISTANCIA MINIMAS DE PUENTES A MASAS
DISTANCIA ENTRE ESTRUCTURAS Nros VANO ENTRE PROGRESIVAS Nros
TERNA FASE R FASE S FASE T
TERNA FASE R FASE S FASE T
DISTANCIA ENTRE ESTRUCTURAS Nros VANO ENTRE PROGRESIVAS Nros
TERNA FASE R FASE S FASE T
TERNA FASE R FASE S FASE T
OBSERVACIONES :
EMPRESA
EQUIPO
PERFILESY TORNILLERIAS
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. DATOS CARACTERÍSTICOS
TENSION NOMINALKV
CORRIENTENOMINAL AMP
C. VERIFICACIÓN DE VERTICALIDAD
VANO DE LA ESTRUCTURA : PROGRESIVA :
ESTADO DE LOS PERFILES: ESTADO DE LA TORNILLERIA :
VANO DE LA ESTRUCTURA : PROGRESIVA :
ESTADO DE LOS PERFILES: ESTADO DE LA TORNILLERIA :
OBSERVACIONES :
EMPRESA
EQUIPO
LINEAS DE TRANSMISION
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. DATOS CARACTERÍSTICOS
TENSION NOMINALKV
CORRIENTENOMINAL AMP
C. VERIFICACIÓN DE VERTICALIDAD
DISTANCIA ENTRE ESTRUCTURAS Nros : PROGRESIVA :
ESTADO DE LA PICA:
DISTANCIA ENTRE ESTRUCTURAS Nros : PROGRESIVA :
ESTADO DE LA PICA:
OBSERVACIONES :
EMPRESA
EQUIPO
FUNDACIONES DE CONCRETO
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. DATOS CARACTERÍSTICOS
TENSION NOMINALKV
CORRIENTENOMINAL AMP
C. REVISIÓN E INSPECCION DE LA FUNDACION
NUMERO DE LA ESTRUCTURA : PROGRESIVIDAD :
ESTADO FISICO PATA 1 PATA 2 PATA 3 PATA 4
RESISTENCIA DEL CONCRETO
PATA 1 PATA 2 PATA 3 PATA 4
KG / CM2
NUMERO DE LA ESTRUCTURA : PROGRESIVIDAD :
ESTADO FISICO PATA 1 PATA 2 PATA 3 PATA 4
RESISTENCIA DEL CONCRETO
PATA 1 PATA 2 PATA 3 PATA 4
KG / CM2
OBSERVACIONES :
EMPRESA
EQUIPO
PUESTA A TIERRA DE LINEAS
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. DATOS CARACTERÍSTICOS
TENSION NOMINALKV
CORRIENTENOMINAL AMP
C. VERIFICACIÓN DE VERTICALIDAD
NUMERO DE LA ESTRUCTURA : PROGRESIVA :
NUMERO DE LA PUESTA A TIERRA:RESISTENCIA MEDIDA :_________OHMS
NUMERO DE LA ESTRUCTURA : PROGRESIVA :
NUMERO DE LA PUESTA A TIERRA:RESISTENCIA MEDIDA :_________OHMS
OBSERVACIONES :
EMPRESA
EQUIPO
ESTRUCTURA SOPORTE
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
D. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
E. DATOS CARACTERÍSTICOS
TENSION NOMINALKV
CORRIENTENOMINAL AMP
F. VERIFICACIÓN DE VERTICALIDAD
NUMERO DE LA ESTRUCTURA : PROGRESIVA :
NUMERO DE LA PUESTA A TIERRA:RESISTENCIA MEDIDA :_________OHMS
NUMERO DE LA ESTRUCTURA : PROGRESIVA :
NUMERO DE LA PUESTA A TIERRA:RESISTENCIA MEDIDA :_________OHMS
OBSERVACIONES :
EMPRESA
EQUIPO
ESTRUCTURA DE AMARRE
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. DATOS CARACTERÍSTICOS
TENSION NOMINALKV
CORRIENTENOMINAL AMP
CORRIENTE DEPRUEBA AMP
C. VERIFICACIÓN DE PUNTOS CALIENTES
NUMERO DE LA ESTRUCTURA : PROGRESIVA :
TERNA FASE R FASE S FASE T CABLE DE GUARDA
TERNA FASE R FASE S FASE T CABLE DE GUARDA
NUMERO DE LA ESTRUCTURA : PROGRESIVA :
TERNA FASE R FASE S FASE T CABLE DE GUARDA
TERNA FASE R FASE S FASE T
CABLE DE GUARDA
OBSERVACIONES :
EMPRESA EQUIPO FECHA PLANILLA
CONDUCTOR DE LINEAS SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. DATOS CARACTERÍSTICOS
TENSION NOMINALKV
CORRIENTENOMINAL AMP
CORRIENTE DEPRUEBA AMP
C. VERIFICACIÓN DE ALTURAS MINIMAS DE CONDUCTOR A TERRENOS
DISTANCIA ENTRE ESTRUCTURA Nros: VANO ENTRE PROGRESIVA Nros:
TERNA FASE R FASE S FASE T CABLE DE GUARDA
TERNA FASE R FASE S FASE T CABLE DE GUARDA
DISTANCIA ENTRE ESTRUCTURA Nros: VANO ENTRE PROGRESIVA Nros:
TERNA FASE R FASE S FASE T CABLE DE GUARDA
TERNA FASE R FASE S FASE T
CABLE DE GUARDA
OBSERVACIONES :
EMPRESA
EQUIPO
ESTRUCTURA
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. DATOS CARACTERÍSTICOS
TENSION NOMINALKV
CORRIENTENOMINAL AMP
TENSIÓN DEPRUEBA V
C. DETECCIÓN DE FUENTE DE INTERFERENCIA RADIAL
NUMERO DE LA ESTRUCTURA : PROGRESIVA :
ESTADO :
NUMERO DE LA ESTRUCTURA: PROGRESIVA :
ESTADO :
OBSERVACIONES :
REVISION GENERAL DE CELDAS DE ALTA TENSION
Y AREA DE LA SUBESTACION.
CELDA DE ALTA TENSION
Antes de energizar la celda, se debe:
Verificar y / o Revisar:
1. Que la fundación y los anclajes estén fuertemente rígidos a la estructura.
2. Que las porcelanas soporte de barras no estén quebradas, astilladas o
tengan raspaduras.
3. Que las paredes de la celdas no estén aplastadas o rotas.
4. Que las puertas abran y cierren con suavidad y permanezcan
herméticas al cerrar.
5. Que la entrada de los cables de potencia estén protegidos contra
insectos y animales pequeños, a través de una rejilla o similar.
6. Que las celdas estén protegidas con el respectivo filtro contra los
agentes atmosférico.
7. Que todas las celdas tengan buena iluminación y funcione
correctamente.
8. Que el cableado interno esté debidamente identificado y las regletas
estén ubicadas de tal forma que permita una revisión fácil y rápida del
cableado.
9. Que en todas las celdas el sistema de calefacción esté funcionando
correctamente.
10.Que en las regletas de conexiones, los tornillos que sujetan los
terminales de los cables no estén oxidados y su ajuste sea rígido.
11.Que las celdas tengan las conexiones a tierra en forma sólida.
12.Que la barra de tierra de las celdas estén conectadas con la malla de
tierra de la subestación.
13.Que todas las celdas estén completamente limpias, pintadas y libre de
elementos contaminantes.
AREA DE LA SUBESTACION
1. Que el camino de acceso a la subestación esté libre de todo obstáculo y
tenga facilidad de tránsito para personas y vehículos.
2. La existencia del aviso que identifique la subestación.
3. Que la cerca no esté rota y tenga las respectivas conexiones a tierra.
4. Que en la subestación todas las puertas tengan facilidad de abrir, cerrar
y tengan candados, según sea el caso.
5. Que todo el patio de la subestación cuente con piedra picada y esté
regada uniformemente.
6. Que la piedra no esté manchada con residuos de aceite.
7. Que los drenajes estén limpios y no tengan quebraduras o
hundimientos.
8. Que la iluminación externa e interna esté funcionando correctamente.
9. Que los equipos previstos para extinción de incendio estén en buen
estado físico y libre de obstáculos, garantizando que el acceso sea fácil
y rápido.
PLANILLAS DE PRUEBAS
EMPRESA
EQUIPO
CELDA DE ALTA
TENSIÓN
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. PLACA CARACTERÍSTICA
FABRICANTE AÑO TIPO MODELO SERIAL
TENSIÓN
NOMINAL
( KV )
CORRIENTE
NOMINAL
( AMP )
CAPACIDAD
NOMINAL
( VA )
NÚMERO DE
FASES
C-INSPECCION VISUAL
FUNDACIONES FIJACIÓN LIMPIEZA Y PINTURA IDENTIFICACIÓN
/ CABLEADO
PLACA
CARACT.
CONEXIÓN A .T CONEXIÓN B .T IDENTIFICACIÓN DE
EQUIPOS
IDENTIFICACIÓN
DE CALDAS
CONEXIÓN
A TIERRA
RODAMIENTO
CELDAS
REJILLAS.
VENTILACIÓN
FILTROS. REJILLAS PUERTAS Y
CANDADOS
OBSERVACIONES:
MALLA DE TIERRA Y PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS
FUNDAMENTO TEÓRICO SOBRE SISTEMA DE TIERRA
2.1 SISTEMA DE TIERRA.
El sistema de tierra de una instalación está constituida por malla de tierra y
puesta de tierra, se debe diseñar de manera que se disponga de las máximas
condiciones de seguridad para el personal y los equipos instalados.
2.2 OBJETIVOS FUNDAMENTALES DE UN SISTEMA DE TIERRA.
a) Puesta a tierra para protección contra frentes de onda debido a operaciones
del sistema de potencia y las descargas atmosféricas.
b) Puesta a tierra de neutros para estabilizar los potenciales con respecto a
tierra , y proporcionar los medios para la utilización de relés para la
protección de falla a tierra.
c) Asegurar que las partes metálicas que no lleven corriente, tales como
armazones de equipos, estructuras y otros. Estén siempre al potencial de
tierra , aún en el caso de falla de aislamiento.
d) Reducir a un mínimo que no sea peligroso los gradientes de potencial en
la superficie de la instalación durante las máximas condiciones de falla.
e) Asegurar que el patio de la instalación tenga un potencial, lo mas uniforme
posible. Durante las máximas condiciones de falla, la red no deberá
experimentar un aumento de temperatura que sea peligroso a los
conductores , uniones, soldadura del sistema.
f) Proteger la operación de sistemas electrónicos y de comunicaciones.
g) Proteger contra carga estática.
2.3 MALLA DE TIERRA.
La malla de tierra de una instalación consiste en los conductores y barras
interconectadas y enterradas a una profundidad adecuada, debajo de la
superficie del terreno, proporcionando una tierra común para los equipos
eléctricos o estructuras metálicas.
2.4.FINALIDAD DE UNA MALLA DE TIERRA.
La malla de tierra proporciona una vía de baja impedancia de falla
conduciendo a tierra las corrientes provenientes de descargas atmosféricas ;
evitando voltajes peligrosos en estructuras, equipos y el terreno durante
condiciones de falla y operación normal limitando la producción de efectos
secundarios.
2.5 CARACTERISTICA DE UNA MALLA DE TIERRA.
Los principales elementos que deben determinarse en la malla de tierra son
los siguientes :
a) Longitud y calibre del conductor.
b) Longitud, calibre y cantidad de las barras de tierra.
c) Profundidad de enterramiento del conductor y barra de tierra.
d) Espaciamiento de las filas de conductores de tierra y las barras de tierra.
e) Tipo de conexión entre los conductores de tierra y las barras de tierra.
f) Área ocupada por la malla de tierra.
2.6 ARREGLOS BÁSICOS DE MALLA DE TIERRA.
Para la malla de tierra, se han considerado básicamente tres sistemas:
2.6.1 Sistema Radial.
Este sistema consiste en uno o varios electrodos a los cuales se conectan las
derivaciones a cada aparato. Tiene la desventaja de presentar grandes
gradientes de potencial al producirse una falla en un equipo. Es un sistema
inestable e inseguro.
2.6.2 Sistema de Anillo.
Se obtiene colocando en forma de anillo un cable de cobre de suficiente
calibre aproximadamente 1000 MCM alrededor de la Instalación y conectando
derivaciones a cada aparato, mediante un cable más delgado 500 MCM o 4 / 0
AWG. Es un sistema económico y eficiente.
2.6.3 Sistema de Red.
Es una malla formada por cable de cobre aproximadamente 4 / 0 AWG
conectada a través de varillas de copperweld a las partes más profundas o
zonas de menor resistividad y con derivaciones hacia aparatos e instrumentos
por cable de cobre desnudos 2 / 0 AWG y 2 AWG. Es el mas eficiente, caro y
utilizado de los tres sistemas.
2.7 ELEMENTOS DE UNA MALLA DE TIERRA.
Los elementos más importantes de una malla de tierra son los
siguientes:
2.7.1 Conductores.
En malla de tierra se utiliza conductores de cobre desnudos trenzados,
como los siguientes: 1 / 0 AWG, 2 / 0 AWG , 3 /0 AWG ,4 / 0 AWG, 2 AWG, 500
MCM Y 1000 MCM. Las caracteristicas de los conductores se muestran en la
tabla de conductores de cobre en el anexo A.
2.7.1.2 Ventajas del Material de Cobre.
El cobre tiene las siguientes ventajas:
a) Tiene una conductividad eléctrica muy alta.
b) Tiene buena conductividad térmica.
c) Tiene buena resistencia mecánica ; aumenta cuando se usa en combinación
con otros metales para formar aleaciones.
d) Soporta la corrosión ordinaria.
e) Es muy dúctil por lo fácilmente puede ser convertido a cable, tubo o
rolado en forma de solera u otra forma.
f) Tiene gran facilidad para ser estañado, plateado o cadminizado y puede ser
soldado usando equipo especial de soldadura para Cobre.
Para conductores de cobre desnudos, la temperatura debe ser menor
de 80 ° C. De acuerdo con las normas NEMA el nivel máximo de temperatura
es de 30 ° C sobre la temperatura ambiente de malla de tierra.
2.7.2 Electrodos.
Son varillas que unidas al conductor de malla de tierra van enterradas en
las zonas de menor resistividad eléctrica de la malla de tierra. Se fabrican de
copperweld material que se utiliza en terrenos muy corrosivos, el cual consiste en
una varilla de fierro a la cual se adhiere una lamina de cobre. Este cobre está
soldado sólidamente y en forma continua a las varillas de fierro.
Entre las ventajas del copperweld se encuentran las siguientes:
a) Tiene buena conductividad eléctrica.
b) Excelente resistencia a la corrosión.
c) Buena resistencia mecánica para ser enterradas en el terreno y se
puede conectar a los cables de malla de tierra a través de conectores.
En la práctica son muy utilizadas actualmente en la soldadura exotérmica.
2.7.2.1 Componentes de la Resistencia del Electrodo.
Un electrodo para puesta a tierra tiene varias componentes, como se
muestra en la gráfica siguiente:
a
b
c
Resistencia del metal
Resistenciapropia delterreno
Resistencia decontacto
el terreno
con
Figura 2.1.Electrodo y sus componentes.
a) Los electrodos para puesta a tierra son fabricados con materiales muy
conductores (cobre), con secciones adecuadas de tal forma que su
resistencia es despreciable.
b) Esta resistencia se ha demostrado que es despreciable si el electrodo esta
libre de pintura, grasa, o cualquier otra sustancia y si la tierra esta
firmemente compactada.
c) El electrodo puede ser visto como rodeado de capas o anillos concéntricos
de terreno. Más cercano al electrodo la capa , menor su superficie por
consiguiente mayor su resistencia. Como se observa en la gráfica, los
anillos más alejados del electrodo proveen mayor superficie por lo tanto
menos resistencia.
2.7.2.2 Efecto del Tamaño del Electrodo y su Profundidad en su
Resistencia.
Tamaño: Aumentar el diámetro del electrodo no reduce materialmente
su doblaje, el diámetro solo reduce la resistencia en menor del 10 %.
Profundidad: A medida que un electrodo es enterrado más profundo en el
terreno, su resistencia se reduce substancialmente, en general doblando la
profundidad de incado se reduce la resistencia en un 40 % adicional.
2.7.3 CONECTORES.
Son los elementos que nos sirven para unir a la malla de tierra los
electrodos profundos, las estructuras, los neutros de los bancos de
transformadores y otros. Ellos deben soportar la corriente de la malla de tierra en
forma continua.
Los conectores utilizados en los sistemas de tierra son principalmente de
tres tipos:
2.7.3.1 Conectores Soldados.
La conexión entre conductores de malla de tierra o entre el conductor de
malla de tierra y la varilla de copperweld se realiza a través de conexión
exotérmica ( soldadura ), por ser los mas seguros y confiables son muy
utilizados en los actuales momentos.
2.7.3.2 Conectores Atornillados.
Son fabricados con bronces de alto contenido de cobre, formando dos
piezas que se unen por medio de tornillos cuyo material está constituido por
bronces al silicio que les da alta resistencia mecánica y a la corrosión.
2.7.3.3 Conectores a Presión.
Son los más económicos de los tres conectores y permiten un buen
contacto entre electrodos y conductores
2.8 SOLDADURA EXOTÉRMICA ( CADWELD O CONEXWELD ).
2.8.1 Proceso.
Es un método para realizar conexiones eléctricas de cobre a cobre o
cobre a acero en el cual no se requiere fuente externa de calor o energía, en
donde metales pulverizados ( oxido de cobre y aluminio ) son vaciados de un
envase al interior de una cámara de reacción y encendido por medio de una
chispa.
La reducción del oxido de cobre con el aluminio ( reacción exotérmica )
produce residuos de oxido de cobre y de aluminio fundido. El cobre derretido
fluye sobre los conductores en la cámara de reacción, fundiéndolos y
derritiéndolos juntos. El proceso para varios tipos de conexiones , se muestra en
las siguientes figuras.
Varilla de
Copperweld
Polvo de ignición Molde
Cable Disco de acero
Camara de Soldadura
Cubierta
Cámara de reacción Polvo de Soldadura
Canal de unión
Figura 2.2. Conexión Entre Conductor y Electrodo.
1. Molde
2. Cámara de reacción
3. Polvo de Ignición.
4. Disco de retención.
5. Canales de unión de las
cámaras.
6. Cámara de soldadura.
7. Cables.
Figura 2.3 . Conexión Entre Conductores.
Conexión.
Unión molecular de la
parte final del cabletrenzado con la varilla
de copperweld parahacer la conexión.
Cable cubierto por
metal soldadormantenido soldado
por fuerzas mecánicas
Figura 2.4. Conexión Completa.
2.8.2 Materiales.
Los materiales son los siguientes:
Acero inoxidable.
Acero galvanizado.
Cromo vanadium.
Acero cobreado.
Acero común.
Copperweld.
Bronce.
2.8.3 Procedimiento.
El procedimiento para realizar una soldadura exotérmica, se muestra en
los siguientes pasos:
a) El molde y los cables deben estar limpios y secos antes de iniciar el
proceso, colocar los cables y cerrar el molde con el Alicate.
Figura 2.5.Colcación de los cables en el molde.
b) Verificar que las extremidades de los cables estén centralizados en la
cámara de soldadura.
Figura 2.6. Ajuste de los cables.
c) Colocar el disco metálico en el fondo de la cámara de reacción, vertir el polvo
de soldadura sin comprimirlo y enseguida vaciar el polvo de ignición
uniformemente sobre el polvo de soldadura.
Figura 2.6.Colocación de los polvos en el molde.
Cerrar la tapa del molde y con un encendedor ubicado lateralmente a la
abertura de la tapa accionar el gatillo y se iniciará la reacción.
Figura 2.7. Molde preparado para realizar la conexión.
d) Después de algunos segundos abrir el molde ,remover la escoria y el molde
quedará listo para realizar una nueva conexión.
Figura 2.8.Molde listo para una nueva conexión.
2.8.4 Tipos de Conexiones.
Las conexiones para soldadura exotérmica se muestran en el anexo A.
2.8.5 Ventajas.
Las ventajas son las siguientes:
a) Elimina totalmente la posibilidad de corrosión debido a metales diferentes.
b) Todos los conectores tienen la misma capacidad de corriente o mayor a la del
conductor , al mismo tiempo que mantienen gran fuerza mecánica e integridad
eléctrica.
c) Las herramientas han sido diseñadas para asegurar una perfecta
conexión.
d) Elimina retrasos costosos durante la construcción y permite al instalador
cumplir con el programa de trabajo.
e) Asegura la integridad eléctrica de la conexión ,inhibiendo, contaminantes y
humedad de las superficies de contacto.
f) Instalación a bajo costo de una forma simplificada.
g) Seguro, no requiere equipo o ropa protectora.
h) Facilita la inspección de las conexiones y el trabajo realizado.
i) Están a la altura de los más estricto requerimientos de performance de la
industria.
j) Garantía y calidad.
2.8.6 Aplicaciones.
Entre sus aplicaciones se encuentran:
a) Conexiones cable a cable, tales como vigas en T, empalmes, derivaciones y
otros.
b) Estructuras para sistemas de conexión a tierra.
c) Soldado por conductores de energía o equipo de conexión a
Tierra.
d) Las conexiones de las barras de puesta a tierra incluye,aquellas entre varillas y
cable de conexión a tierra.
e) Empalmes con barras de mando.
f) Placas de conexión a tierra en paredes de concreto o pisos,
Incluyendo empalmes, vigas en T y otros, asi como también
cables en derivación a la barra de puesta a tierra.
2.8.7 Especificaciones.
Las especificaciones son las siguientes:
a) Tipo de conexión.
b) Material del conductor, medida y trenzado.
c) Tamaño de la barra de tierra, material y forma de enrosque.
d) Tubo, medida nominal, vertical o horizontal.
e) Número de catalogo del terminal.
f) Medida nominal de la cabilla.
2.8.8 EQUIPO Y ACCESORIOS.
2.8.8.1 Equipo.
El equipo para conexión exotérmica esta compuesto por el molde, alicates
de maniobra, encendedor, polvo de plata ( polvo de ignición y oxido de cobre ),
cartucho y disco, como se muestra en las siguiente gráfica.
Figura 2.1.Equipo para soldadura exotérmica.
2.8.8.2 Accesorios.
Los accesorios para la soldadura exotérmica , se indican a continuación:
Caja de herramientas: Como su nombre lo indica, sirve para llevar las
herramientas de trabajo.
Figura 2.10.Caja de herramientas.
Grapa tensor para cable: Se utiliza para fijar correctamente los conductores en
el molde.
Figura 2.11.Grapa tensor para cable.
Martillo para clavar barras: Sirve para evitar la deformación en
la extremidad superior de la barra.
Figura 2.12. Martillo para clavar barras.
Escobilla: Se utiliza para limpiar cables altamente oxidados. La escobilla en
forma de V permite su uso en una gama de cables.
Figura 2.13.Escobilla.
Raspador: Sirve para limpiar superficies de acero y hierro fundido. No se
utiliza en superficies de acero galvanizado.
Figura 2.14.Raspador.
Herramienta para alicate: Es indicada para fijar el molde en posición
correcta, cuando se va a soldar en superficies verticales
Figura 2.15.Herramienta para alicate.
Grapa alineador de barra: Se utiliza para soportar la barra superior, alinear las
barras y soportar el molde para asi obtener , una unión
perfecta.
Figura 2.16.Grapa alineador de barra.
2.9 FACTORES ESTIMADOS EN EL DISEÑO DE MALLA DE TIERRA.
2.9.1 Niveles Máximos de Cortocircuito.
Para determinar el valor correcto de cortocircuito de falla a tierra en
un sistema de tierra, se necesita:
a) Conocer el nivel de cortocircuito trifásico, bifásico y monofásico a tierra del
lugar donde se va a construir la instalación , que produce la máxima corriente
de falla a tierra.
b) Comprobar manualmente o a través de software de computación los
niveles de cortocircuito mencionados anteriormente.
2.9.2 TIPOS POSIBLES DE FALLA A TIERRA.
En sistema de tierra se producen dos tipos de fallas: falla monofásica a tierra y
falla bifásica a tierra. A continuación se presenta los casos más comunes, su
modelo circuital y sus ecuaciones para calcular voltaje y corriente.
2.9.2.1 Falla de una línea a tierra ó falla monofásica.
Es la falla que se produce cuando hay un cortocircuito de línea a tierra en una de
las fases del sistema de potencia. Es la más común en los sistemas industriales y
viene representada en la gráfica siguiente.
a
b
c
Ia
Ib
Va
Vc
VbI c
Ic
Figura 2.17.Falla monofásica.
En donde:
a = corriente de cortocircuito en la fase a.
b = corriente de cortocircuito en la fase b.
c = corriente de cortocircuito en la fase a.
Va = tensión de cortocircuito en fase c respecto a tierra.
Vb = tensión de cortocircuito en fase b respecto a tierra.
Vc = tensión de cortocircuito en fase a respecto a tierra.
Los diagramas de secuencia positiva, negativa y cero de los voltajes, se muestran
a continuación:
Secuencia Positiva.
Z1
a1
Vth
+
–
+
–
Va1
Figura 2.18.Circuito de secuencia positiva.
En donde: Vth = a1*Z1 + Va1 Va1 = Vth -a1*Z1 Vth = Vpf Vth =
Voltaje de prefalla en la fase a.
Z1 = Impedancia de secuencia positiva
Secuencia Negativa.
Z2
a2
+
–
Va2
Figura 2.19.Circuito de secuencia negativa.
En donde:Va2 = - a2*Z2 Z2 = Impedancia de secuencia negativa.
Secuencia Cero.
Z0
a
+
–
Va
Figura 2.20.Circuito de secuencia cero.
En donde:
Va = - a2*Z0 Z0 = Impedancia de secuencia cero.
Falla en la fase a.
Las condiciones son las siguientes:
Va = 0 a = ?
Vb = 0 b = ?
Vc = 0 c = ?
a1 = ( a + pb + p2c) = a.
a2 = ( a + p2b + pc) = b.
a= ( a + b + c) = a.
Sustituyendo, se obtiene:
a = 3a1 = 3a2 = 3a
Va = Va1 + Va2 + Va ; Va = 0
a = 3a1 = 3a2 = 3a
Va1 + Va2 + Va ; Va = 0
Estas relaciones de voltaje y corriente nos indican que la conexión del
diagrama circuital es en serie, como se muestra en la siguiente figura.
Z1
a1
Vth
+
–
+
–
Va1
Z2
a2
+
–
Va2
Z0
a
+
–
Va
Figura 2.20.Circuito en serie.
Del diagrama circuital , se calcula:
a1 = = a2 = a
a = a1 =
Va1 = Vth - a1* Z1
Va2 = - a2* Z2
Va = - a* Z0
Vb = p2 Va1 + p Va2 + Va ; p2 = 1240.
Vc = p Va1 + p2 Va2 + Va ; p = 1120
2.9.2.2 Falla Bifásica o de línea a línea.
Es la falla que se produce cuando hay un cortocircuito entre dos fases del
sistema de potencia, tal como se indica en la figura siguiente.
a
b
c
Ia
Ib
Ic
Va
Vc
Vb
Figura 2.21.Falla bifásica.
Falla en las fases b y c.
Para este tipo de falla, las condiciones son las siguientes:
a = 0 b = c = ? b + c = 0
Vb = Vc = ? Vb = V
Sustituyendo en las ecuaciones, se obtiene:
1) a = ( a + b + c) = 0 ; a + b + c = 0
a = 0
2) b + c = 0
p2 a1 + P a2 + a + pa1 + P2 a2 + a = 0
a1( p2 + p) + a2 ( p2 + p ) + 2a = 0
-a1 - a2 + 2a = 0 ; a = 0
a1 = - a2
3) Vb = Vc
p2 Va1 + P Va2 + Va + =pVa1 + P2 Va2 + Va
Va1 ( p2 – P ) = Va2 ( p2 – P )
Va1 = Va2
Las ecuaciones nos indican que los diagrama de secuencia positiva y
negativa ( no existe secuencia cero ), están unidos en paralelo, como se
se muestra a continuación:
Figura 2.22.Circuito en paralelo.
Cálculos.
a1 = = - a2 ; a1 = - a2
Va1 = Vth - a1* Z1 ; Va1 = Va2
b = p2 a1 + P a2 ; Vb = p2 Va1 + P Va2
c = pa1 + P2 a2 ; Vc = pVa1 + P2 Va2
Z1
a1
Vth
+
–
+
–
Va1
Z2
a2
+
–
Va2
2.10. PASOS PARA DISEÑAR UNA MALLA DE TIERRA .
2.10.1 Determinar la Máxima Corriente de Malla de Tierra
La selección del máximo valor de la corriente de malla, se realiza
en los siguientes pasos :
a) Determinar el tipo y localización de aquellas fallas que produzcan el flujo
más grande de corriente entre la malla de tierra y la tierra circundante y
en consecuencia la más grande subida de potencial en la malla con
respecto a la tierra remota, y los mayores gradientes de potencial local
en el área de la instalación.
b) Aplicar un factor de corrección (dq) basado sobre el tiempo de duración y
que toma en cuenta los efectos asimétricos de la onda de corriente de
falla.
c) Aplicar un factor de corrección (cq) cuando sea pertinente tomar en
cuenta los aumentos de las corrientes de falla a tierra debido al
crecimiento del sistema eléctrico.
La máxima corriente de falla, se define como:
Im = Icc*dq*cq.
donde:
Im = Máxima corriente de malla de tierra.
Icc = Corriente monofásica a tierra.
dq = Factor de decremento para la duración de la falla, calculada para el
tiempo de despeje de falla.
cq = Factor de corrección para tomar en cuenta el crecimiento futuro del
sistema.
Duración de la falla(seg.) Factor dq
0.008 1.65
0.10 1.25
0.20 1.20
0.25 1.10
0.50 o más 1.00
Tabla 2.1.Factor de decremento.
2.10.2. Selección del Conductor.
El calibre del conductor viene determinada por la siguiente formula :
;
En donde:
A: Sección transversal del conductor en mm 2.
Icc : Corriente monofásica a tierra (k amp).
Tm: Máxima temperatura permisible en c.
Ta : Temperatura ambiente en c.
Tr : Temperatura de referencia para la constante del material en c.
ts : Tiempo de despeje de falla en segundos.
ar : Coeficiente térmico de resistividad en referencia a la temperatura Tr.
Tcap : Factor de capacidad térmica.
pr : La resistividad del conductor de tierra en referencia a la temperatura Tr
en - cm.
Ko :
2.10.3 Voltaje de Paso y de Toque Permisibles.
Se determinan por las siguientes expresiones :
Epaso 50 kgs = (1000 + 6 * cs (hs, k) * ps) * 0.116 / ts
Epaso 70 kgs = (1000 + 6 * cs (hs, k) * ps) * 0.157 / ts
Etoque 50 kgs = (1000 + 1.5 * cs (hs, k) * ps) * 0.116 / ts
Etoque 70 kgs = (1000 + 1.5 * cs (hs, k) * ps) * 0.157/ ts
donde:
hs = Espesor del estrato superficial en mts.
k = Factor de reflexión depende de la resistividad superficial y la
resistividad del terreno.
s = Resistividad superficial del estrato superficial en - mts.
cs = Factor de reducción por corrección del valor nominal de la resistividad
del estrato superficial, que es una función de hs y k.
Estos datos se obtienen de las siguientes ecuaciones:
1 2)08.0/**2(1*21*
96.0
1
n
n
hsn
kCs
En la figura, se muestra la gráfica para determinar Cs en función de hs y k.
Figura 2.23.Factor de reducción Cs en función del factor de reflexión K
y el espesor de la piedra picada hs.
2.10.4. Longitud Total del Conductor Requerida Para el Control de
Gradientes de Voltajes.
La ecuación para determinar la longitud del conductor , se muestra
a continuación :
;
donde:
km = Factor de espaciamiento para el voltaje de retícula.
ki = Factor de corrección de irregularidad para la geometría
de la malla de tierra.
Im = Máxima corriente de malla de tierra ( amp ).
ts = Tiempo de despeje de falla ( seg ).
p = Resistividad del terreno en ( - mts ).
s = Resistividad del estrato superficial ( - mts).
hs = Espesor del estrato superficial (mts).
k = Factor de reflexión que depende de la resistividad superficial y la resistividad
del terreno.
cs = Factor de reducción por corrección del valor nominal de resistividad del
estrato superficial, que es una función de “hs” y “k”.
L= Longitud total del conductor enterrado en mts.
2.10.5 Disposición y Dimensión de la Malla de Tierra .
La disposición y dimensión de la malla viene dada a partir de las
siguientes ecuaciones :
donde :
na = Número de columnas de longitud L1.
nb = Número de columnas de longitud L2.
Lc = Longitud de la cuadricula.
L1 = Largo del terreno ( mts ).
L2 = Ancho del terreno ( mts ).
L = Longitud del conductor de la malla de tierra ( mts).
2.10.6 Resistencia de la Malla de Tierra.
Se determina por el método de sveraks, por ser el más exacto y
viene dada la siguiente ecuación:
;
donde:
h = Profundidad de colocación del conductor de la malla
de tierra ( mts ).
L = Longitud total del conductor de la malla de tierra ( mts ).
= Resistividad del terreno ( - mts ).
A = Área de la subestación o planta ( mts 2) .
2.10.7 Máximo Valor de Potencial en la Malla con Respecto a Tierra
Remota.
La máxima subida de potencial sobre una tierra remota puede ser
calculada por la siguiente expresión:
Em = Im * Rm
donde:
Im = Máxima corriente de malla de tierra ( amp).
Rm = Resistencia de la malla de tierra ( ).
2.10.8 Voltajes de Paso y de Toque en la Periferia de la Malla de
Tierra.
Se calculan por medio de las siguientes ecuaciones:
donde:
L = Lc + Ne * Le = Para mallas sin barras de puesta a tierra o solamente a
algunas barras en el centro lejos del perímetro.
L = Lc + 1.15 * Ne * Le = Para mallas con barras de puesta a tierra
predominantes alrededor del perímetro.
km = Factor de espaciamiento para el voltaje de retícula.
ks = Es el factor de espaciamiento para el voltaje de paso, que toma en
consideración el espaciamiento y la profundidad de enterramiento de los
conductores de la malla.
2.10.9. Diagrama de Flujo.
Los pasos se muestran en las figuras 2.24 y 2.25 del diagrama de flujo que
se muestra a continuación :
2.11. CONCEPTOS FUNDAMENTALES SOBRE MALLA DE TIERRA
2.11.1 Voltaje de Paso.
Es el máxima diferencia de potencial entre dos puntos sobre la
superficie del terreno, que pueden ser tocados simultáneamente por dos pies
separados por 1 mts sin tocar ningún otro objeto puesto a tierra.
Figura 2.26.Circuito equivalente de voltaje de paso.
2.11.2 Voltaje de Toque.
Es la máxima diferencia de potencial entre cada punto sobre la
superficie del terreno donde una persona pueda encontrarse de pie y cada punto
pueda ser tocado simultáneamente por una de sus manos.
RA = RB+ 1/ 2 (RF+ RMF )
Figura 2.27.Circuito equivalente de voltaje de toque.
2.11.3 Voltaje de Transferencia.
Se produce cuando un voltaje es transferido dentro y fuera de la
instalación . Típicamente ocurre cuando una persona dentro del área de la
instalación , toca con un conductor de puesta a tierra para un punto
remoto o cuando un conector conectado hasta la red de puesta a tierra en
la instalación.
Figura.2.8.Circuito equivalente de voltaje de transferencia.
SubestaciónN.1GPR SubestacionN.1
Potencial cero
SubestaciónN.2
Camino de
conducción.
ETRRD
GPR SubestacionN.2
F
2.12 MÉTODOS DE PUESTA A TIERRA. VENTAJAS Y DESVENTAJAS.
Un sistema puesto a tierra es aquel en el cual un conductor o punto (punto
neutro del transformador y / o generador ) es intencionalmente conectado a tierra,
ya sea directamente o a través de dispositivos limitadores de corriente.
De acuerdo al tratamiento que se le suministre a su neutro, un sistema
eléctrico de potencia puede, ser básicamente:
a) Aislado, ó Puesta a tierra:
b) Sólidamente.
c) A través de una resistencia.
d) A través de una reactancia inductiva.
e) A través de una bobina de Petersen.
2.13 SISTEMA AISLADO.
Un sistema que no sostiene contacto intencional con tierra excepto a través
de sus capacitancias distribuidas, dispositivos de medición, indicadores de
potencial, u otros elementos de alta impedancia, es considerado un sistema
aislado.
2.13.1. Ventajas.
a) La corriente de falla monofásica a tierra es limitada , por lo general a valores
muy pequeños( menores al 1% de la corriente de cortocircuito trifásico),
determinando:
b) El sistema sigue operando ante una primera falla monofásica a tierra.
c) El diseño del sistema de puesta a tierra resulta por lo general relativamente
económico.
2.13.2. Desventajas.
a) La localización y despeje de la primera falla monofásica a tierra resulta más
complicado, debido a que las corrientes de fase no sufren un incremento
considerable y no pueden ser incorporados dispositivos de protección en el
neutro del sistema. Esto implica grandes costos de operación y mantenimiento.
b) Las fases no falladas pueden verse sometidas a sobretensiones permanentes
de un 73 % ( e incluso mayores ).
c) La natural probabilidad de que la falla ocurra a través de impedancia de
naturaleza inductiva propicia condiciones de resonancia que pueden degenerar
en graves sobretensiones ( hasta 10 p.u ) y corrientes de falla a tierra
sumamente elevadas.
d) Durante fallas intermitentes a tierra, la preponderancia de las Capacitancias
puede generar sobretensiones ( 5 a 6 p.u ), debido a la carga acumulada en
ellas en forma repetitiva.
e) El incremento , tanto en magnitud como en duración , de las sobretensiones a
las que se encuentran sometidas las fases sanas durante una falla monofásica,
lesiona la integridad de los aislamientos, propiciando la degeneración en fallas
múltiples.
2.14. SISTEMA SÓLIDAMENTE ATERRADO.
Un sistema sólidamente aterrado es aquel en donde el neutro esta
directamente a tierra, a través de conexiones sin ningún elemento reactivo o
óhmico entre este y tierra.
2.14.1. Ventajas.
a) Durante una falla a tierra el neutro permanente relativamente fijo al potencial
de tierra, por lo que las fases sanas del sistema no perciben ningún incremento
de tensión apreciable con respecto a tierra, en relación a su operación normal.
b) La presencia de un camino de retorno de baja impedancia hacia la red de
potencia , permite la circulación de suficiente corriente de falla ( incluso por
encima de la trifásica ) como para garantizar la detección y despeje inmediato;
automático y selectivo, por parte de los dispositivos de protección.
2.14.2. Desventajas.
a) Ante una falla monofásica es interrumpido el circuito trifásico completo.
b) En los generadores sólidamente aterrados se pueden generar corrientes
mayores que las de falla trifásica y exceder la capacidad de cortocircuito de
sus arrollados. Por tal motivo,los generadores son puestos a tierra, con
frecuencia , a través de reactores de bajo valor que limitan la corriente de falla
a tierra en sus terminales a magnitudes no superiores a la de la falla trifásica .
c) En el caso de sistemas trifásicos de cuatro hilos, es práctico limitar la corriente
de falla a tierra en los bornes del generador al 100 % de la corriente de falla
trifásica.
d) La intensidad de corriente de falla a tierra puede alcanzar valores
considerables, en particular en sistemas muy mallados y extensos. Esto trae
como consecuencia que , los voltajes de toque y de paso alcancen valores muy
altos, lo que exige la incorporación de conexión a tierra con capacidad de
regulación de potencial muchos más costosos que los convencionales.
e) Los daños producidos por la corriente de falla a tierra pueden ser severos.
2.15 SISTEMA PUESTO A TIERRA A TRAVÉS DE UNA RESISTENCIA.
Consiste en conectar el neutro del sistema a tierra a través de una
impedancia de naturaleza resistiva. Uno de los principales objetivos de este
método es limitar, en mayor o menor grado, la magnitud de la corriente de falla a
tierra, a fin de reducir los daños por calentamiento que pueden ser causados a los
aislamientos de los conductores del equipo eléctrico correspondiente; reducir los
esfuerzos mecánicos producidos por la corriente
de falla y aumentar el nivel de seguridad ofrecido a los seres humanos
eventualmente afectados.
2.16 RESISTENCIA DE BAJO VALOR.
2.16.1 Ventajas.
a) Limita la magnitud de corriente bajo condiciones de falla (generalmente entre
15 y 400 A ) reduciendo los daños y peligro que está pudiera causar.
b) Permite la detección automática y el despeje selectivo del circuito fallado, por
parte de los dispositivos de protección de falla a tierra.
c) Los dispositivos de protección de fase podrían eventualmente operar,
dependiendo de la limitación de la corriente de falla a tierra.
d) Limita a niveles seguros las sobretensiones generadas a causa de
condiciones de resonancia entre las reactancias capacitivas e inductivas
presente, o aquellas sobretensiones transitorias que se derivan de una falla
intermitente .
e) Reduce los costos del sistema a tierra involucrado.
2.16.2 Desventajas.
a) Durante la ocurrencia de una falla a tierra, las fases sanas podrían verse
sometidas a una sobretensión permanente de un 73 % , en caso de que la
impedancia de falla fuera de naturaleza capacitiva.
b) Es un método recomendado en sistemas industriales de 2.4 kv y 15 kv.
2.17 RESISTENCIA DE ALTO VALOR.
2.17.1 Ventajas.
a) Reduce los daños producidos por la corriente de falla a tierra.
b) Garantiza el flujo del menor nivel de corriente de falla ( generalmente entre 1
y 5 A ) para el cual las sobretensiones del sistema serán limitadas en forma
efectiva, reduciendo los daños a los equipos.
c) Una primera falla a tierra ( para tensiones menores a 5 kv ) no provoca el
despeje automático del circuito involucrado.
2.17.2 Desventajas.
a) Presenta todas las desventajas ofrecidas por los sistemas aislados, además
del incremento en el costo de los equipos adicionales requeridos.
b) Se utiliza cuando se requiere continuidad del servicio eléctrico y para
instalaciones industriales de 2.4 kv y 15 kv.
2.18 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA A TRAVÉS DE UNA BOBINA DE
PETERSEN.
La puesta a tierra de un sistema a través de una bobina de petersen ó
neutralizador de falla a tierra consiste en la conexión de un reactor ( entre el
neutro del sistema y tierra ) cuya magnitud se basa en la resonancia entre las
capacitancias a través del sistema y la inductancia de dicho reactor.
2.18.1 Ventajas.
a) Actúa en forma inmediata, sin retraso alguno. Basta que el centro eléctrico del
sistema se desplace hacia una de las fases afectadas para que ella inyecte
una intensidad inductiva en el mismo.
b) Extinción automática de la falla a tierra en un tiempo relativamente corto
( 0.01 seg a 0.8 seg ).
c) La tensión en las fases sanas, una vez despejada la falla, se restablece
lentamente , sin incrementos dinámicos o bruscos, debido a que el centro
eléctrico del sistema, desplazado hacia la fase afectada, retorna lentamente a
su punto de partida.
d) En condiciones de falla monofásica el sistema se puede operar por espacio de
horas, aún cuando persista la falla.
e) Las tensiones de paso y de toque no adquieren valores peligrosos, debido a la
compensación de corriente . Esto simplifica el diseño de las conexiones a tierra
de patios, estructuras, torres y otros.
f) Elimina la posibilidad de la falla a tierra intermitente por reencendido del arco
eléctrico .Esto obedece a la compensación inductiva en el mismo lugar de la
falla a tierra.
2.18.2 Desventajas.
a) Durante la falla a tierra las tensiones en las fases sanas incrementan su valor
en . Limitando esta conexión a tensiones Inmediatas.
b) Este tipo de sistema de puesta a tierra demanda la incorporación de un equipo
adicional, bastante caro y ocupando un espacio determinado en la instalación.
c) No es posible el despeje automático y selectivo de la falla.
2.19 DISEÑO DE MALLA DE TIERRA A TRAVÉS DE PROGRAMAS
COMPUTACIONALES.
Actualmente , la mayoría de los programas realizados en lenguaje de alto
nivel, para diseñar mallas de tierra están basados en la norma IEEE 80-1986 en
donde:
Los datos de entrada son:
Corriente màxima de falla a tierra : CC [ Kamp ].
Temperatura ambiente: Ta [ C ].
Temperatura máxima: Tm [ C ].
Tiempo de despeje de falla: ts[ seg ].
Factor de corrección para tomar en cuenta el crecimiento futuro del sistema:
Cs.
Factor de división de la corriente de falla a tierra: Sf.
Resistividad del terreno: [ - mts ].
Resistividad del estrato superficial: s [ - mts ].
Espesor del estrato superficial: e[ mts ].
Espaciamiento entre conductores paralelos: D [ mts ].
Diámetro del conductor de malla de tierra: dc [ mts ].
Profundidad de colocación del conductor del conductor de malla de tierra: h
[ mts ].
Largo del terreno:L1[ mts ].
Ancho del terreno:L2[ mts ].
Longitud de cada electrodo: Lr [ mts ].
Diámetro de cada electrodo: de [ mts ].
Los datos de salida son:
Selección del conductor .
Corriente máxima de malla de tierra.
Voltajes de paso y de toque permisibles.
Longitud total del conductor de malla de tierra.
Resistencia de la malla de tierra.
Máximo valor de potencial en la malla de tierra.
Voltajes de paso y de toque en la periferia de la malla de tierra.
LISTA DE INSPECCION
REVISAR Y / O VERIFICAR:
1. Que el calibre del conductor de la malla de tierra, tomando como
muestras los cabos que salen del suelo, sea el adecuado.
2. Que el calibre del conductor de las puestas a tierra sea el adecuado.
3. La longitud perimetral de la malla de tierra, esté a una distancia mínima
fuera de la cerca de 1.00 metros.
4. Que la puesta a tierra de las cercas estén fijas a la malla metálica y al
alambre de púa, y que los conectores estén debidamente apretados.
5. Que la profundidad de la malla de tierra conserve, un mínimo de 50 cm,
de modo de no verse el cable a ras de piso.
6. Que las conexiones a la estructura, sean del tipo especificado.
7. Que todos los equipos tengan conexión a tierra en forma rígida.
8. Que las conexiones estén debidamente ajustadas.
PLANILLAS DE PRUEBAS
EMPRESA EQUIPO FECHA PLANILLA
MALLA DE TIERRA SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. PLACA CARACTERÍSTICA
CONDUCTOR
PRINCIPAL S/E
CONDUCTOR
BAJANTES
TIPO DE
CONDUCTOR
AREA TOTAL DE
LA MALLA DE TIERRA
AREA TOTAL DE LA
S / E
CONDUCTOR
TOTAL DE LA
MALLA DE
TIERRA
RESISTIVIDAD
DEL
TERRENO
RESISTENCIA
DE LA MALLA
DE TIERRA
C-INSPECCION VISUAL
CONDUCTOR
PRINCIPAL S/E
CONDUCTOR
A EQUIPO
CONDUCTOR A
ESTRUCTURA
PROFUNDIDAD PUESTA
A TIERRA
CONEXIÓN DE LA
MALLA DE TIERRA
PUESTA A TIERRA
PARARRAYOS
PUESTA A TIERRA
PUERTAS
CONEXIÓN DEL
TRANSFORMADOR
CONEXIÓN DEL
PORTICO
CONEXIÓN A CELDAS
OBSERVACIONES:
ILUMINACIÓN Y TOMAS DE CORRIENTE
ILUMINACION
REVISAR Y / O VERIFICAR
En el sistema de iluminación se deben tener en cuenta los siguientes
aspectos:
1. Que los reflectores estén colocados firmemente a la cruceta.
2. Que los reflectores estén colocados o distribuidos de forma tal que la
iluminación sea uniforme en todo el área de la subestación.
3. Que todos los reflectores tengan los bombillos en buen estado.
4. Que los interruptores de los reflectores abran y cierren el circuito
correctamente.
5. Verticalidad de los postes.
TOMACORRIENTES
REVISAR Y / O VERIFICAR:
1. Que todas las tomas de patio tengan el cajetín adecuado para interperie
y estén firmemente fijos a la estructura.
2. Verificar que las tensiones sean las correctas, 120 ó 120 VDC.
3. Que estén ubicados a una altura adecuada y no tengan obstáculos para
ser usados en el momento preciso.
PLANILLAS DE PRUEBAS
EMPRESA
EQUIPO
ILUMINACIÓN Y TOMAS DE
CORRIENTE
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITODISTRITO RESPONSABLE
B. PLACA CARACTERÍSTICA
FABRICANTE AÑO TIPO MODELO SERIAL
TENSIÓN
NOMINAL
( KV)
CORRIENTE
NOMINAL
( AMP)
CAPACIDAD NOMINAL
W
C-INSPECCION VISUAL
MONTAJE FIJACION LIMPIEZA Y PINTURAPERNOS Y
ANCLAJES
NIVELACION
IDENTIFICACIÓN
DEL CABLEADO
PLACA DE
IDENTIFICACION
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
ILUMINACIÓN Y TOMAS
DE CORRIENTE
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
C. PRUEBAS FUNCIONALES
ILUMINACION TOMAS
NUMERO DE LUMINARIAS CHEQUEO DE TENSIÓN EN TOMAS
CELULA FOTOELECTRICA CHEQUEO DE CAIDA DE TENSION
ILUMINACIÓN
DE EMERGENCIA
OBSERVACIONES:
EQUIPOS DE PROTECCION
EQUIPOS DE PROTECCION
DESCRIPCION
Estos aparatos sirven para proteger contra falla a todos los diferentes
equipos de alta o baja tensión de la subestación.
Entre estos equipos están los siguientes:
- Relés de mínima tensión.
- Relés de reenganche.
- Relés diferenciales de transformadores.
- Relé de bloqueo y disparo.
- Relés de alarma.
- Relés de supervisión de circuito de disparo.
- Relés de sobrecorriente.
- Relés de falla a tierra.
Los relés de protección deberán ser probados mediante inyección de corriente y
tensión secundarias aplicadas en los terminales de relé o regletas de prueba
dispuestas para tal fin.
Antes de comenzar las pruebas, se deberán colocar los ajustes requeridos de
acuerdo a los cálculos.
Las pruebas adicionales a ser realizadas serán las indicadas por el fabricante de
cada relé en particular.
PLANILLAS DE PRUEBAS
EMPRESA
EQUIPO
RELE DE MINIMA TENSIÓNFECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. PLACA CARACTERÍSTICA
FABRICANTE AÑO TIPO MODELO SERIAL
TENSIÓN
NOMINAL
( KV)
CORRIENTE
NOMINAL
( AMP)
AJUSTE. CURVA AJUSTE. TENSIÓN AJUSTE. INST
C-INSPECCION VISUAL
ESTRUCTURA MONTAJE PINTURA Y LIMPIEZA HUMEDAD
AISLAMIENTO CABLEADO SEÑALIZACIÓN PULSADORES TARJETAS
CONTACTOS RELES
AUXILIARES
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
RELE DE REENGANCHEFECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. PLACA CARACTERÍSTICA
FABRICANTE AÑO TIPO MODELO SERIAL
TENSIÓN
NOMINAL
( KV)
CORRIENTE
NOMINAL
( AMP)
CAPACIDAD
NOMINAL
AJUSTE. TIEMPOS AJUSTE.BLOQUEOS
C-INSPECCION VISUAL
ESTRUCTURA MONTAJE PINTURA Y LIMPIEZA HUMEDAD
AISLAMIENTO CABLEADO SEÑALIZACIÓN PULSADORES TARJETAS
CONTACTOS RELES
AUXILIARES
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
RELE DE
REENGANCHE
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
D. PRUEBAS FUNCIONALES
OPERACIÓN AUTOMATICA OPERACIÓN NO AUTOMATICA
REENGANCHE LENTO REENGANCHE RAPIDO
BLOQUEO. REENGANCHE SEÑALIZACIÓN
D. PRUEBAS FUNCIONALES
1°.REENGANCHE TEORICO 1°.REENGANCHE MEDIDO
2°.REENGANCHE TEORICO 2°.REENGANCHE MEDIDO
3°.REENGANCHE TEORICO 3°.REENGANCHE MEDIDO
4°.REENGANCHE TEORICO 4°.REENGANCHE MEDIDO
5°.REENGANCHE TEORICO 5°.REENGANCHE MEDIDO
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
RELE DE
SOBRECORRIENTE
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. PLACA CARACTERÍSTICA
FABRICANTE AÑO TIPO MODELO SERIAL
TENSIÓN
NOMINAL
( KV)
CORRIENTE
NOMINAL
( AMP)
AJUSTE. CURVA AJUSTE. CORRIENTE AJUSTE. INST
FASE
NEUTRO
FABRICANTE TIPO MODELO SERIAL
TENSIÓN
NOMINAL
( KV)
CORRIENTE
NOMINAL
( AMP)
AJUSTE. CURVA AJUSTE. CORRIENTE AJUSTE. INST
C-INSPECCION VISUAL
ESTRUCTURA MONTAJE PINTURA Y LIMPIEZA IDENTIFICACIÓN CONTACTOS
AISLAMIENTO CABLEADO SEÑALIZACIÓN PULSADORES
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
RELE DE
SOBRECORRIENTE
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
PRUEBAS ELECTRICAS
TIPO RANGOS
FASE NEUTRO FASES NEUTRO
MOMENT.TEMPORIZADO A A
MOMENT.INSTANTANEO A A
TIEMP.SEG__CURVA____ A A
PRUEBA DE INYECCIÓN DE CORRIENTE Y MEDICIÓN DE TIEMPO
CORRIENTE INYECTADA CORRIENTE
MEDIDA ( AMP )
TIEMPO MEDIDO
( SEG
R S T N R S T N FASES NEUTRO
2 X IN
3 X IN
4 X IN
5 X IN
6 X IN
7 X IN
MEDICIÓN DE CORRIENTE DE ARRANQUE
RELE CORRIENTE MEDIDA ( AMP )
ARRANQUE.TEMPORIZADO
ARRANQUE.INSTANTANEO
OBSERVACIONES :
A JUSTE DE PRUEBAS
TIEMPO TEORIC ( SEG )
ANGULO DEL PARMAXIMO
EMPRESA
EQUIPO
RELE DE SOBRECORRIENTE
DIRECCIONAL
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. PLACA CARACTERÍSTICA
FABRICANTE AÑO TIPO MODELO SERIAL
TENSIÓN
NOMINAL
( KV)
CORRIENTE
NOMINAL
( AMP)
AJUSTE. CURVA AJUSTE. CORRIENTE AJUSTE. INST
FASE
NEUTRO
TIPO MODELO SERIAL
TENSIÓN
NOMINAL
( KV)
CORRIENTE
NOMINAL
( AMP)
AJUSTE. CURVA AJUSTE. CORRIENTE AJUSTE. INST
C-INSPECCION VISUAL
ESTRUCTURA MONTAJE PINTURA Y LIMPIEZA IDENTIFICACIÓN
AISLAMIENTO CABLEADO SEÑALIZACIÓN PULSADORES TARJETAS
CONTACTOS RELES AUXILIARES
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
RELE DE SOBRECORRIENTE
DIRECCIONAL
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
PRUEBAS ELECTRICAS
TIPO RANGOS
FASE NEUTRO FASES NEUTRO
MOMENT.TEMPORIZADO A A
MOMENT.INSTANTANEO A A
TIEMP.SEG__CURVA____ A A
PRUEBA DE INYECCIÓN DE CORRIENTE Y MEDICIÓN DE TIEMPO
CORRIENTE INYECTADA CORRIENTE
MEDIDA ( AMP )
TIEMPO MEDIDO
( SEG
R S T N R S T N FASES NEUTRO
2 X IN
3 X IN
4 X IN
5 X IN
6 X IN
7 X IN
MEDICIÓN DE CORRIENTE DE ARRANQUE
RELE CORRIENTE MEDIDA ( AMP )
ARRANQUE.TEMPORIZADO
ARRANQUE.INSTANTANEO
OBSERVACIONES :
A JUSTE DE PRUEBAS
TIEMPO TEORIC ( SEG )
ANGULO DEL PARMAXIMO
EMPRESA
EQUIPO
RELE DE BAJA
FRECUENCIA
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. PLACA CARACTERÍSTICA
FABRICANTE AÑO TIPO MODELO SERIAL
TENSIÓN
NOMINAL
( KV )
C-INSPECCION VISUAL
FUNDACIONES FIJACIÓN LIMPIEZA Y PINTURA IDENTIFICACIÓN
/ CABLEADO
PLACA
CARACT.
OBSERVACIONES:
EMPRESA
EQUIPO
RELE DIRECCIONAL
DE POTENCIA
FECHA PLANILLA
SUBESTACION PAGINA
A. GENERALIDADES
CIRCUITO DISTRITO RESPONSABLE
B. PLACA CARACTERÍSTICA
FABRICANTE AÑO TIPO MODELO SERIAL
TENSIÓN
NOMINAL
( KV)
CORRIENTE NOMINAL
( AMP)
AJUSTE. CURVA AJUSTE.
CORRIENTE
AJUSTE. INST
C-INSPECCION VISUAL
ESTRUCTURA MONTAJE PINTURA Y LIMPIEZA IDENTIFICACIÓN
AISLAMIENTO CABLEADO SEÑALIZACIÓN PULSADORES TARJETAS
CONTACTOS RELES AUXILIARES
OBSERVACIONES:
