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PROYECTO AMPLIACIÓN 17

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS – DISEÑO, FABRICACIÓN Y PRUEBAS DE EQUIPOS DE TRANSFORMACIÓN

SUBESTACIONES PARAMONGA 220 kV E ICA 220 kV DOCUMENTO PE-AM17-GP030-GEN-D021

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0 Emisión Inicial 2015-07-24

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Doc.: PE-AM17-GP030-GEN-D021

Rev. No.: 0 2015-07-24


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TABLA DE CONTENIDO 1. ALCANCE ............................................................................................................... 6

2. NORMAS ................................................................................................................ 6

2.1 NORMAS INTERNACIONALES .............................................................................. 6

2.1.1 IEC (International Electrotechnical Commission) .................................................... 6

2.1.2 ASTM (American Society for Testing and Materials) ............................................... 7

2.1.3 IEEE (INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERs).............. 7

2.1.4 DIN (DEUTSCHES INSTITUT FÜR NORMUNG).................................................... 7

2.1.5 CISPR ..................................................................................................................... 8

2.1.6 ISO… ...................................................................................................................... 8

3. MANUAL DE CALIDAD .......................................................................................... 8

4. PROGRAMA DE FABRICACIÓN ............................................................................ 9

5. GARANTÍAS ........................................................................................................... 9

6. CONDICIONES DE OPERACIÓN ........................................................................ 10

7. TIPO ..................................................................................................................... 10

8. LÍMITES DE AUMENTO DE TEMPERATURA ...................................................... 10

8.1 CÁLCULO DE EXPECTATIVA DE VIDA .............................................................. 11

9. NÚCLEOS ............................................................................................................ 11

10. DEVANADOS ....................................................................................................... 11

10.1 CAPACIDAD DE RESISTENCIA A LOS ESFUERZOS DE CORTOCIRCUITO .... 12

11. TANQUES ............................................................................................................ 13

11.1 SISTEMA DE PRESERVACIÓN DE ACEITE DEL TANQUE PRINCIPAL ............ 13

11.2 RUEDAS ............................................................................................................... 14

11.3 ESCALERAS Y PROTECCIÓN CONTRA CAÍDAS .............................................. 14

11.4 VÁLVULAS ........................................................................................................... 14

11.5 PERNOS .............................................................................................................. 16

11.6 PINTURA INTERNA Y EXTERNA ........................................................................ 16

12. PLACA DE CARACTERÍSTICAS .......................................................................... 17

13. SISTEMA DE ENFRIAMIENTO ............................................................................ 18

13.1 INFORMACIÓN OPERATIVA ............................................................................... 19

14. CAMBIADOR DE TOMAS ..................................................................................... 19

15. BUJES .................................................................................................................. 21

15.1 BUJES TIPO CAPACITIVO .................................................................................. 21

15.2 BUJES NO CAPACITIVOS ................................................................................... 22

16. EMPAQUES ......................................................................................................... 22

16.1 GESTIÓN AMBIENTAL ........................................................................................ 22

16.2 SALUD OCUPACIONAL ....................................................................................... 22

16.3 TOMA DE MUESTRAS ......................................................................................... 22

16.4 ESPECIFICACIONES Y ENSAYOS A REALIZAR ................................................ 23

16.5 ESPECIFICACIONES BÁSICAS ........................................................................... 23

16.5.1 DENSIDAD ........................................................................................................... 23

16.5.2 DUREZA ............................................................................................................... 23

16.5.3 PROPIEDADES DE TENSIÓN ............................................................................. 23

16.5.4 COMPORTAMIENTO DEL EMPAQUE EN ACEITE DE TRANSFORMADOR ...... 24



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16.6 ESPECIFICACIONES AVANZADAS..................................................................... 24

16.6.1 ELASTÓMERO BASE .......................................................................................... 24

16.6.2 RESISTENCIA AL OZONO ................................................................................... 24

16.6.3 DEFORMACIÓN POR COMPRESIÓN ................................................................. 24

16.6.4 RESISTENCIA AL ENVEJECIMIENTO ................................................................. 25

16.6.5 EFECTO DEL EMPAQUE SOBRE EL ACEITE DE TRANSFORMADOR ............. 25

16.6.6 RESISTENCIA AL FRIO ....................................................................................... 25

16.6.7 DIMENSIONES DE LOS EMPAQUES DE EQUIPOS INDUCTIVOS .................... 25

17. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE TIPO BUJE (BCT) ............................... 26

18. ACCESORIOS DE PROTECCIÓN Y CONTROL .................................................. 26

18.1 GENERALIDADES ............................................................................................... 26

18.2 ALIVIO DE PRESIÓN ........................................................................................... 26

18.3 TEMPERATURA DEL ACEITE ............................................................................. 27

18.4 TEMPERATURA DE DEVANADOS ...................................................................... 28

18.5 RELÉ BUCHHOLZ ................................................................................................ 29

18.6 RELÉ DE PRESIÓN SÚBITA ................................................................................ 29

18.7 INDICADOR DE NIVEL DE ACEITE ..................................................................... 30

18.8 RELÉ DE SUPERVISIÓN HERMETICIDAD BOLSA DEL TANQUE DE EXPANSIÓN .................................................................................................. 30

18.9 RELÉ DE FLUJO DE ACEITE PARA EL CAMBIADOR DE TOMAS OLTC........... 31

18.10 RESPIRADOR DESHUMECTANTE REGENERABLE .......................................... 31

19. GABINETES, CABLEADO, TERMINALES, RELÉS DE BANDERA, COMUNICACIONES. ............................................................................................ 32

19.1 GRADO DE PROTECCIÓN Y CONSTRUCCIÓN ................................................. 32

19.2 FIJACIÓN Y PUESTA A TIERRA .......................................................................... 33

19.3 CABLEADO, BORNERAS Y TERMINALES.......................................................... 33

19.4 INDICACIÓN REMOTA ........................................................................................ 33

20. ACEITE ................................................................................................................. 33

20.1 OBJETO ............................................................................................................... 34

20.2 DEFINICIONES .................................................................................................... 34

20.3 CONDICIONES GENERALES .............................................................................. 35

20.4 COMPOSICIÓN QUÍMICA .................................................................................... 35

20.5 PRODUCCIÓN ..................................................................................................... 36

20.6 GESTIÓN AMBIENTAL Y SALUD OCUPACIONAL .............................................. 36

20.7 INSPECCIÓN Y MUESTREO ............................................................................... 36

20.8 PRUEBAS DE CONTROL DE CALIDAD ESPECIFICADAS ................................. 37

20.8.2 Pruebas de control de calidad sobre el producto final ........................................... 37

20.8.3 Aceptación o rechazo del aceite aislante .............................................................. 38

20.8.4 Aceite suministrado en equipos ............................................................................ 39

21. DOCUMENTACIÓN TÉCNICA ............................................................................. 39

21.1 RECEPCIÓN Y ALMACENAMIENTO ................................................................... 40

22. REQUISITOS PARA TRANSPORTE .................................................................... 41

23. PRUEBAS EN FÁBRICA ...................................................................................... 41

23.1 GENERAL ............................................................................................................ 41



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23.2 FALLAS Y DESVIACIONES DURANTE LAS PRUEBAS EN FÁBRICA ................ 42

23.3 COSTOS DE LAS PRUEBAS ............................................................................... 43

23.4 COSTOS DE INSPECCIONES ADICIONALES .................................................... 43

23.5 PRUEBAS Y REVISIONES PRELIMINARES ....................................................... 43

23.6 PRUEBAS DE RUTINA ........................................................................................ 43

23.6.1 Medida de resistencia de devanados .................................................................... 44

23.6.2 Medida de resistencia de aislamiento de devanados ............................................ 44

23.6.3 Medida de factor de potencia del aislamiento de devanados ................................ 44

23.6.4 Medida de resistencia de aislamiento del núcleo .................................................. 44

23.6.5 Medida relación de transformación y polaridad ..................................................... 44

23.6.6 Medida de impedancia de cortocircuito y perdidas bajo carga .............................. 44

23.6.7 Medida de pérdidas en vacío y corriente de excitación ......................................... 45

23.6.8 Medida del contenido de partículas en el aceite después de llenado .................... 45

23.6.9 Prueba de tensión aplicada (AV) ........................................................................... 45

23.6.10 Prueba de soporte de tensión inducida AC (IVW) ................................................. 45

23.6.11 Prueba de tensión inducida AC con medición de descargas parciales (IVPD) ...... 45

23.6.12 Prueba de soporte de tensión AC de terminal de línea (LTAC) ............................. 45

23.6.13 Prueba de Impuso atmosférico onda plena y recortada (LI, LIC) ........................... 45

23.6.14 Prueba de Impuso atmosférico en neutro (LIN) ..................................................... 45

23.6.15 Prueba de impulso de maniobra (SI) ..................................................................... 46

23.6.16 Análisis cromatográfico de gases disueltos en el aceite aislante ........................... 46

23.6.17 Prueba de análisis de barrido de frecuencia de devanados (SFRA) ..................... 46

23.6.18 Prueba de estanqueidad a presión y vacío del tanque principal ............................ 46

23.7 PRUEBAS RUTINA A LOS BUJES ....................................................................... 46

23.7.1 Medidas del factor de disipación dieléctrica (tanφ) y capacitancia ........................ 46

23.7.2 Prueba de soporte de voltaje a frecuencia industrial en seco ................................ 47

23.7.3 Prueba de medición de descargas parciales ......................................................... 47

23.7.4 Prueba de aislamiento del tap ............................................................................... 47

23.7.5 Prueba de estanqueidad ....................................................................................... 47

23.7.6 Prueba de soporte de impulso atmosférico en seco .............................................. 47

23.7.7 Medida de factor de potencia del aislamiento y capacitancia a baja tensión ......... 47

23.7.8 Medida resistencia de aislamiento del tap de prueba del buje .............................. 47

23.8 PRUEBAS DE RUTINA AL CAMBIADOR DE TOMAS BAJO CARGA OLTC ....... 48

23.8.1 Prueba de operación ............................................................................................. 48

23.8.2 Prueba mecánica .................................................................................................. 48

23.8.3 Prueba de secuencia ............................................................................................ 48

23.8.4 Prueba de aislamiento de circuitos auxiliares ........................................................ 48

23.8.5 Prueba de presión y vacío .................................................................................... 48

23.9 PRUEBAS DE RUTINA AL MECANISMO DE OPERACIÓN DEL OLTC .............. 48

23.9.1 Prueba mecánica .................................................................................................. 48

23.9.2 Prueba de aislamiento de circuitos auxiliares ........................................................ 48

23.10 PRUEBAS DE RUTINA A LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE ........... 48

23.10.1 Verificación de las marcas de terminales .............................................................. 48

23.10.2 Prueba de sobretensión entre espiras................................................................... 48



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23.10.3 Prueba de precisión de medida de transformador de corriente ............................. 48

23.10.4 Prueba de medición de error de relación y desplazamiento de fase para los núcleos de protección ........................................................................................... 49

24. PRUEBAS TIPO ................................................................................................... 49

24.1 PRUEBAS TIPO A LOS TRANSFORMADORES .................................................. 49

24.1.1 Prueba de incremento de temperatura .................................................................. 49

24.1.2 Medición del nivel de ruido .................................................................................... 50

24.1.3 Medición de contenido de armónicos en la corriente de excitación ....................... 50

24.1.4 Medición de la impedancia de secuencia cero (homopolar) (Para transformadoresTrifásicos) ................................................................................... 51

24.2 PRUEBAS TIPO A LOS BUJES (EN CASO DE SER CAPACITIVOS).................. 51

24.2.1 Prueba de soporte de impulso atmosférico en seco (BIL) ..................................... 51

24.2.2 Prueba de soporte de impulso de maniobra en seco (SIL) .................................... 51

24.2.3 Prueba de soporte de voltaje a frecuencia industrial en seco con medida de descargas parciales .............................................................................................. 51

24.2.4 Prueba de soporte de voltaje a frecuencia industrial en húmedo .......................... 51


24.2.6 Prueba de soporte mecánico de carga cantilever ................................................. 51

24.3 PRUEBAS TIPO AL CAMBIADOR DE TOMAS BAJO CARGA OLTC .................. 52

24.3.1 Prueba de incremento de temperatura de los contactos ....................................... 52

24.3.2 Prueba de conmutación ........................................................................................ 52

24.3.3 Prueba de corriente de cortocircuito ..................................................................... 52

24.3.4 Prueba de las impedancias de transición .............................................................. 52

24.3.5 Pruebas mecánicas .............................................................................................. 52

24.3.6 Pruebas dieléctricas .............................................................................................. 52

24.4 PRUEBAS TIPO AL MANDO MOTOR DEL CAMBIADOR DE TOMAS BAJO CARGA OLTC ...................................................................................................... 52

24.4.1 Prueba de carga mecánica ................................................................................... 52

24.4.2 Prueba de sobrecarrera ........................................................................................ 52

24.4.3 Grado de protección del cubículo .......................................................................... 52

24.5 PRUEBAS TIPO A LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE ...................... 52

24.5.1 Prueba de corriente de corta duración .................................................................. 52


24.5.3 Prueba de precisión de medida............................................................................. 53

25. PRUEBAS EN EL SITIO ....................................................................................... 53

26. REVISIÓN DEL DISEÑO ...................................................................................... 54

26.1 GENERAL ............................................................................................................ 54

26.2 INFORMACIÓN NECESARIA PARA ESTUDIOS ELÉCTRICOS .......................... 54

26.2.1 Características de saturación y sobrexcitación ..................................................... 54

26.2.2 Esquema de capacitancias ................................................................................... 54



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1. ALCANCE

Este documento especifica los requerimientos detallados para el diseño, fabricación, y pruebas de transformadores de potencia trifásicos asociados al proyecto Ampliación 17.

Los transformadores de potencia deben ser diseñados de acuerdo con los requerimientos estipulados en el presente documento y cumplir con las características y requerimentos de los siguientes documentos:

• PE-AM17-GP030-GEN-D022 – Características Técnicas Garantizadas de equipos de transformación – Subestaciones Ica 220 kV / 60 kV y Paramonga 220 kV / 66 kV.

• PE-AM17-GP030-GEN-D025 – Especificaciones técnicas – Requerimientos generales – Subestaciones Ica 220 kV / 60 kV y Paramonga 220 kV / 66 kV.

• PE-AM17-GP030-GEN-D026 – Especificaciones Técnicas – Diseño – Subestaciones Ica 220 kV / 60 kV y Paramonga 220 kV / 66 kV.

2. NORMAS

Los transformadores deben cumplir los requerimientos de la última edición de las siguientes normas:

2.1 NORMAS INTERNACIONALES

2.1.1 IEC (International Electrotechnical Commission)

• IEC 61869 Parte 1 y parte 2: "Current transformers"

• IEC 60060: “High - voltage test techniques”, Partes 1 y 2

• IEC 60068-3-3: “Environmental testing - Part 3: Guidance. Seismic test methods for equipment”

• IEC 60076-1: “Power transformers - Part 1: General”

• IEC 60076-2: “Power transformers - Part 2: Temperature rise”

• IEC 60076-3: “Power transformers - Part 3: Insulation levels, dielectric tests and external clearances in air”

• IEC 60076-4: “Power transformers - Part 4: Guide to the lightning impulse and switching impulse testing - Power transformers and reactors”

• IEC 60076-5: “Power transformers - Part 5: Ability to withstand short circuit”

• IEC 60076-8: “Power transformers - Part 8: Application guide”

• IEC 60076-10: “Power transformers - Part 10: Determination of sound levels”

• IEC 60137: “Insulating bushings for alternating voltages above 1000 V”

• IEC 60270: “High voltage test techniques - Partial discharge measurement”

• IEC 60529: “Degrees of protection provided by enclosures (IP Code)”

• IEC 60422: “Mineral insulating oils in electrical equipment – Supervision and maintenance”

• IEC 60970: “Insulating liquids – Methods for counting and sizing particles”

• IEC 61181 “Mineral oil-filled electrical equipment – Application of dissolved gas analysis (DGA) to factory tests on electrical equipment”



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• IEC/TS 60815-1: " Selection and dimensioning of high-voltage insulators intended for use in polluted conditions - Part 1: Definitions, information and general principles"

• IEC/TS 60815-2: Selection and dimensioning of high-voltage insulators intended for use in polluted conditions - Part 2: Ceramic and glass insulators for a.c. systems”

2.1.2 ASTM (American Society for Testing and Materials)

• ASTM A725, "Flat rolled, grain oriented, silicon iron, electrical steel, fully processed types 27H076, 30H083, 35H094".

• ASTM A 36: "Especificaciones para el acero estructural".

• ASTM A 285: "Especificaciones para láminas de tanques a presión de resistencia baja e intermedia".

• ASTM A 345: "Especificaciones para láminas lisas de acero hechas en horno eléctrico para aplicaciones magnéticas".

• ASTM B 5: "Especificaciones para alambre en barras, pastas, planchas, lingotes y barras de cobre electrolítico".

• ASTM B111: "Especificaciones para tubos de cobre y aleaciones de cobre sin costura y su almacenamiento.Aleación de cobre No. 715”.

• ASTM B 16.5: "Bridas de tubos de acero y accesorios embridados".

• ASTM D 1305: "Papel y cartón para aislamiento eléctrico".

• ASTM D3487-00: "Standard specification for mineral insulating oil used in electrical apparatus".

• ASTM D923-97: "Standard practices for sampling electrical insulating liquids".

• ASTM D3613-98: "Standard practice for sampling insulating liquids for gas analysis and determination of water content".

Para soldaduras de partes sometidas a esfuerzos principales, las calificaciones de los procesos de soldadura, los equipos y los operarios estarán de acuerdo con las normas equivalentes a los requisitos de "ASME Boiler and Pressure Vessel Code" o a "AWS Standard Qualification Procedure", u otra norma aprobada a elección del fabricante.

2.1.3 IEEE (INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERs)

• IEEE STD 519-1992: "IEEE Recommended practices and requirements for harmonic control in electric power system".

• IEEE STD 693-2005: "IEEE Recommended practices for seismic design of substations".

2.1.4 DIN (DEUTSCHES INSTITUT FÜR NORMUNG)

• DIN EN 12288, Industrial valves - Copper alloy gate valves;

• DIN 42568, Transformers; outlet valve DN 15 and DN 32 for sampling and discharge,

• DIN 2501, Flanges and their joints - Circular flanges for pipes, valves, fittings and accessories, PN designated.

• DIN 42560, Transformers; Throttle-valves NW 80, Dimensions, Tightness Testing

• DIN EN 50216-12, Power transformer and reactors fittings - Part 12: Fans.



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• DIN EN 50216-1, Power transformer and reactors fittings - Part 1: Gas and oil actuated relay for liquid immersed transformers and reactors with conservator.

• DIN EN 50216-2, Power transformer and reactors fittings - Part 2: Gas and oil actuated relay for liquid immersed transformers and reactors with conservator.

• DIN EN 50216-5; Power transformer and reactors r fittings- Part 5: Liquid level, pressure and flow indicators, pressure relief devices and dehydrating breathers.

• DIN EN 50216-6, Power transformer and reactors fittings - Part 6: Cooling equipment; Removable radiators for oil-immersed transformers.

• DIN EN 50216-11, Power transformer and reactors fittings - Part 11: Oil and winding temperature indicators.

• DIN EN 50216-8; Power transformer and reactors fittings - Part 8: Butterfly valves for insulating liquid circuits.

• DIN 42562-2, Transformers; silica gel breathers with fillings of 1,2 to 4,8 kg.

• DIN EN 50180, Bushings above 1 kV up to 52 kV and from 250 A to 3,15 kA for liquid filled transformers.

• DIN17223-C o BS EN 10270-1; Steel wire for mechanical springs. Patented cold drawn unalloyed spring steel wire.

2.1.5 CISPR

• CISPR/TR 18-1 ed2.0; Radio interference characteristics of overhead power lines and high-voltage equipment - Part 1: Description of phenomena.

• CISPR/TR 18-2 ed2.0; Radio interference characteristics of overhead power lines and high-voltage equipment - Part 2: Methods of measurement and procedure for determining limits.

• CISPR/TR 18-3 ed2.0; Radio interference characteristics of overhead power lines and high-voltage equipment - Part 3: Code of practice for minimizing the generation of radio noise.

2.1.6 ISO

• ISO 8503 “Preparations of steel substrates before application of paints and related products –Surface roughness characteristics of blast –cleaned steel substrates “

• ISO 12944 “Paints and varnishes- Corrosion protection of steel structures by protective paint systems.

3. MANUAL DE CALIDAD

Una vez adjudicado el suministro, el fabricante deberá presentar en su propuesta, el Manual de Calidad, conforme a la Norma ISO 9001 en su última versión, que emplea en la fabricación del transformador para controlar todas sus etapas; ingeniería y procedimientos de ingeniería; personal de planta y sus habilidades; diseño eléctrico, mecánico, térmico; órdenes de compra de bujes, aceite, OLTC, accesorios, etc.; recepción, pruebas de aceptación y almacenamiento de las materias primas; recepción, pruebas de aceptación y almacenamiento de los accesorios; revisión del estado de la maquinaria de fabricación; calibración de los equipos de producción, control y medida; disposición de las materias primas; conformación del núcleo; conformación de los devanados; ensamble de núcleo y devanados; montaje del OLTC; montaje de accesorios;



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plan de pruebas en la fábrica y en el sitio; acciones a tomar en caso de fallas en las pruebas en fábrica o en sitio; desarme del equipo, marcación de sus componentes y embalaje para transporte; medida de humedad antes del despacho, recepción de materiales en sitio; montaje; post venta. Esta información no es de taller e ISA – REP, sólo la utilizará para la planeación y realización de las auditorías de calidad, las inspecciones de fabricación y las pruebas en fábrica.

ISA – REP, se reserva el derecho de realizar el número de auditorías que considere necesario.

4. PROGRAMA DE FABRICACIÓN

El fabricante deberá presentar en su propuesta un cronograma detallado de fabricación del equipo. Luego de la adjudicación, este cronograma, unido al Manual de Calidad que lleva a cabo el fabricante para controlar la fabricación de sus productos, será la base para fijar las fechas de:

• La revisión, conjunta con ISA – REP, de los resultados del diseño. El fabricante suministrará a ISA – REP los documentos de diseño, con base en los cuales se programará la reunión para la revisión del diseño.

• La revisión, conjunta con ISA – REP, de la orden de fabricación del equipo. Este documento debe contener todos los datos técnicos y las características de sus componentes. Será requisito haberse efectuado la reunión de revisión del diseño para que se autorice la fabricación.

• La inspección de fabricación. Puede realizarse en una de las siguientes etapas; fabricación de las bobinas o el núcleo, ensamble de la parte activa, ensamble del cambiador de tomas bajo carga.

• Inspección de la parte activa totalmente ensamblada antes del proceso de encubado (In tanking) y toma de muestra de papel para pruebas y análisis del grado de polimerización.

• Las pruebas en fábrica. Para las pruebas de los equipos en fábrica, el fabricante deberá avisar y enviar los protocolos de pruebas al menos con un mes de anticipación a la fecha en que se van a realizar y para su autorización deberán estar aprobados los planos y los respectivos protocolos de pruebas.

Las anteriores actividades, sin limitarse a ellas, serán presenciadas y verificadas por personal de ISA – REP o un representante autorizado, a menos que se desista por escrito, para lo cual el fabricante deberá proporcionar todas las facilidades a los inspectores incluyendo herramientas, muestras, instrumentos y acceso a la información, de tal manera que el inspector pueda verificar la conformidad del proceso de fabricación y el acabado del material con las exigencias de estas especificaciones

5. GARANTÍAS

La garantía del transformador será de 2 años a partir de la puesta en servicio. Cuando durante el tiempo de vigencia de la garantía sea necesario reemplazar cualquier elemento interno, si se presentan generación de gases anormales, incrementos anormales de temperatura y/o superen los valores garantizados, cualquier intervención interna de la cuba o del cambiador de tomas bajo carga, la garantía del equipo completo se extenderá por tres años más contados a partir de la nueva puesta en servicio, y todos



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los costos ocasionados por el desmontaje del equipo defectuoso, el transporte y montaje del equipo nuevo serán a cargo del fabricante.

6. CONDICIONES DE OPERACIÓN

El fabricante deberá tener en cuenta en el diseño que el transformador debe poder operar de manera continua sin restricciones de su capacidad nominal, bajo las condiciones de regulación de tensión previstas en las regulaciones locales del sistema de potencia y que estará sometido a maniobras de conexión/desconexión frecuentes y sobretensiones de corta y larga duración. Todos los accesorios y componentes deben ser correctamente seleccionados para que no restrinjan la operación continua a potencia nominal bajo las condiciones ambientales más exigentes de diseño (altitud, temperatura ambiente promedio, temperatura ambiente máxima) de acuerdo a las normas y a lo estipulado en el documento PE-AM17-GP030-GEN-D025 – Especificaciones técnicas – Requerimientos generales – Subestaciones Ica 220 kV / 60 kV y Paramonga 220 kV / 66 kV.

7. TIPO

Los transformadores serán unidades trifásicas de tipo constructivo core (núcleo) o Shell (Acorazado). El Fabricante deberá tener en cuenta en su diseño que el transformador estará sometido a maniobras frecuentes de conexión y desconexión.

En los transformadores trifásicos todo devanado en estrella deberá tener el neutro accesible a través de buje.

El diseño sísmico deberá atender las condiciones sísmicas descritas en el documento PE-AM17-GP030-GEN-D025 – Especificaciones técnicas – Requerimientos generales – Subestaciones Ica 220 kV / 60 kV y Paramonga 220 kV / 66 kV.

8. LÍMITES DE AUMENTO DE TEMPERATURA

El aumento de temperatura observable de los transformadores o de sus partes deberá determinarse de acuerdo con la Publicación IEC 60076-2, con las correcciones requeridas por las condiciones climáticas del sitio. El aumento de temperatura debe referirse a la combinación de carga y posición del cambiador de tomas para la cual las pérdidas totales son mayores.

El fabricante deberá diseñar el transformador para que sus gradientes de temperatura sobre el ambiente no sean superiores a los límites establecidos en la norma IEC 60076-2 y garantizar una expectativa de vida útil de 40 años, calculada de acuerdo con el numeral 8.1 de este documento.

El máximo gradiente del punto más caliente de cada devanado sobre el ambiente no podrá ser superior a 80 °C para aislamiento Papel Aceite.

El máximo gradiente del punto más caliente del núcleo sobre el ambiente no podrá ser superior a 80 °C y para sus estructuras de prensado menor a 90 °C.

El máximo gradiente del punto más caliente de las partes del tanque sobre el ambiente no podrá ser superior a 70 °C.

Los límites de temperatura están definidos tomando una temperatura máxima de 40 °C, en caso de que la temperatura ambiente máxima sea mayor a este valor, se deberá realizar la respectiva corrección por temperatura.



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8.1 CÁLCULO DE EXPECTATIVA DE VIDA

Las temperaturas de operación del transformador y del punto más caliente de cada devanado se hará conforme a lo estipulado en el numeral 8 de la norma IEC 60076-7 considerando un factor de hot-spot H=1,3.

El cálculo de la expectativa de vida remanente se deberá realizar referida al punto más caliente de los devanados de acuerdo a lo descrito en la norma IEC 60076-7 numeral 6 para papel termoestabilizado (thermally upgrade) , teniendo en cuenta un ciclo diaria de carga promedio del 0,8 pu de su potencia nominal en los periodos de las 00:00 a 17:00 y 21:00 a 24:00, y un periodo de sobrecarga del 1,1 pu con una duración de 4 horas en el periodo de las 17:00 a 21:00. Adicionalmente se deben considerar los parámetros de temperatura ambiente del sitio de instalación indicado en el documento de PE-AM17-GP030-GEN-D025 – Especificaciones técnicas – Requerimientos generales – Subestaciones Ica 220 kV / 60 kV y Paramonga 220 kV / 66 kV.

Se deberá de adjuntar con la oferta la memoria de cálculo donde se verifique el cumplimiento de este requerimiento y se muestren los valores de expectativa de vida útil del equipo en años.

9. NÚCLEOS

El núcleo será conectado a tierra en un único punto a través de un buje de 1 kV, externo al tanque, montado sobre la parte superior del transformador. Con el enlace abierto, el circuito magnético quedará aislado de todas las partes estructurales para propósitos de pruebas. La conexión entre el terminal (buje) del núcleo y la cuba deberá ser flexible con el fin de evitar fractura o ruptura posterior del buje ocasionada por vibración.

Al lado de este buje se colocará una placa grabada que diga: "El núcleo siempre deberá estar puesto a tierra con el equipo energizado".

Deben estar provistos de elementos apropiados para su izaje cuando se realicen labores de reparación o mantenimiento que requieran el desencubado (out Tanking). Las estructuras de fijación de los núcleos serán construidas en tal forma que sean mínimas las corrientes parásitas; estas estructuras serán rígidamente puestas a tierra en un punto para evitar potenciales electrostáticos.

El Fabricante suministrará las curvas de excitación del equipo a suministrar y de soportabilidad de sobrexcitación versus tiempo e información que permita establecer la tasa de decaimiento del flujo remanente del equipo.

Para aceros tipo “cold-rolled grain-oriented” no se permitirá que por estos existan flujos mayores a 1,9 T al 110 % de la tensión nominal, de acuerdo con la recomendación de la norma IEC 60076-7 numeral 5.2. El fabricante debe entregar en el documento de revisión de diseño el sustento del cumplimiento de este requerimiento.

El material utilizado para el sistema de asilamiento el núcleo y sus estructuras deberá ser en materiales a base de fibra de vidrio, cualquier otro material deberá ser sometido a la aprobación de ISA-REP.

10. DEVANADOS

Los devanados deberán ser de cobre adecuadamente dimensionados para soportar corrientes que no limiten la capacidad continua del transformador en cualquier posición del cambia tap y/o las mínimas tensiones de operación continua de acuerdo a las



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regulaciones de operación locales del sistema de potencia y deberán estar soportados por vigas y columnas de material aislante con un diseño apropiado para soportar oscilaciones.

El tipo de papel que se utilice en la construcción de los devanados y conexiónes a los bujes y cambiadores de tomas deberá ser termoestabilizado, (Thermally upgraded) con contenido de nitrógeno controlado y certificado y todos los materiales del aislamiento sólido deberán resistir, sin sufrir deterioro, aumentos de temperaturas máximos establecidos en el numeral 8 LÍMITES DE AUMENTO DE TEMPERATURA de este documento.

El fabricante deberá hacer un control del grado de polimerización del papel antes del secado y realizar un análisis de pérdida del grado de polimerización en cada proceso de secado, dejando holguras para cumplir con el grado de polimerización mínimo aceptable del papel después del secado final que deberá ser de GP 1050 aún en caso de secado adicional requerido por fallas durante las pruebas.

El fabricante del transformador deberá enrollar, sobre la capa exterior del aislamiento del conductor que une cada bobina con los bujes, un tramo del mismo papel aislante utilizado en el aislamiento del conductor de las bobinas, fácil de retirar, el cual deberá acompañar las bobinas en todos los procesos de secado y que sirva de testigo para comprobar sus condiciones después de este proceso, para lo cual se deberán hacer los análisis de grado de polimerización y la prueba de contenido de nitrógeno, según norma ASTM D982 - Standard Test Methodfor Organic Nitrogen in Paper and Paperboard, a las muestras que se retiren y adjuntarlos a los protocolos de las pruebas de recepción en fábrica. El contenido de nitrógeno del papel resultado de esta prueba debe de ser superior a 2 %.

En caso de que los resultados de estas pruebas sean inferiores a lo requerido por ISA-REP., el fabricante deberá de realizar las correcciones y ajustes necesarios sin que esto implique ningún perjuicio de ninguna índole para ISA-REP.

ISA-REP se reserva el derecho de aceptación o rechazo de la unidad que no cumpla con este requerimiento.

El fabricante deberá suministrar información del tipo de papel usado con el fin de facilitar el monitoreo de su degradación durante el tiempo de servicio a través del análisis del contenido de compuestos furánicos disueltos en el aceite.

10.1 CAPACIDAD DE RESISTENCIA A LOS ESFUERZOS DE CORTOCIRCUITO

Los devanados serán aptos para soportar, térmica y dinámicamente, las corrientes de cortocircuito debidas a cualquier tipo de falla, así como las corrientes de energización "in-

rush" superpuestas a la falla, cuando los equipos sean energizados sobre una falla externa (incluyendo fallas en el sistema terciario). Las corrientes de cortocircuito deberán ser calculas de acuerdo a la norma IEC 60909-0 con las menores impedancias garantizadas y/o aquellas con las cuales se obtienen las corrientes más elevadas de cortocircuito. Para el cálculo y dimensionamiento de la soportabilidad mecánica de los devanados a los esfuerzos de cortocircuito radiales, estos se deben considerar autosoportados y no se debe considerar ningún apoyo con las estructuras aislantes, devanados o estructuras del núcleo adyacentes a ellos. En ningún caso Los factores de seguridad de las fuerzas resultantes a lo largo de todo el devanado podrán ser inferiores a 1,25.

El fabricante suministrará, para aprobación los cálculos de la capacidad térmica y dinámica de los transformadores para soportar cortocircuitos en bornes, así como los



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protocolos de la prueba tipo de soportabilidad de cortocircuitos realizada sobre una unidad prototipo de un diseño similar a la suministrada según los criterios establecidos en el Anexo B de la norma IEC 60076-5 y fabricado en la misma planta de origen de las unidades a suministrar, de tal forma que permitan verificar esta característica.

En caso de que el fabricante no disponga con los certificados de la realización de este tipo de pruebas, estas serán realizadas a costo del fabricante.

El fabricante deberá demostrar el cumplimiento del requisito de la prueba junto con la documentación técnica solicitada en el proceso de adquisición de las unidades.

11. TANQUES

Los tanques serán en lámina de acero con un espesor que garantice la robustez necesaria para soportar pleno vacío y sobrepresiones sin presentar deformaciones permanentes. El tanque, los empaques y sus accesorios deberán conformar un conjunto completamente hermético.

Los empaques serán suministrados de acuerdo con el numeral 16.

Las juntas entre la tapa inferior, tapa superior y las paredes laterales del tanque deberán ser soldadas y no se permitirá juntas pernadas.

El tanque deberá tener elementos apropiados para su izaje. Se deben suministrar un juego de gatos hidráulicos por cada sitio de instalación, de capacidad suficiente que permitan levantar el equipo completamente ensamblado y lleno de aceite.

En dos lados diametralmente opuestos de cada unidad y cerca al fondo del tanque se proveerán dos placas para puesta a tierra. Las placas serán suministradas con conectores sin soldadura para cable de cobre de 107 mm² (4/0 AWG).

Cada tanque deberá estar provisto con los dispositivos de alivio de presión necesarios, localizados en la parte superior del mismo, los cuales tendrán el tamaño suficiente para un alivio rápido de cualquier presión que pueda generarse dentro del tanque y que puede ocasionar averías al equipo.

Las juntas de las tapas de inspección (manhole) y bridas de montajes de los bujes deberán contar con doble empaque tipo o-ring y su respectivo canal de instalación.

11.1 SISTEMA DE PRESERVACIÓN DE ACEITE DEL TANQUE PRINCIPAL

Los transformadores deben estar equipados con un sistema apropiado de preservación de aceite del tipo tanque conservador con bolsa de neopreno.

El espacio en aire dentro la bolsa de neopreno deberá mantenerse seco por medio de un respirador deshumectante, el cual debe cumplir con las características descritas en el numeral 18.10 de este documento

El respirador deberá estar instalado a aproximadamente 1400 mm sobre el nivel del piso, de tal forma que sea fácil su acceso por el personal de operación y mantenimiento.

El tanque conservador deberá estar equipado con una apertura con diámetro apropiado para el ingreso de una persona a realizar limpieza interna y una mirilla lateral que permita la inspección visual de la bolsa.

La tubería de respiración entre el tanque conservador y el respirador deberá ser continua, libre de uniones y/o juntas.



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11.2 RUEDAS

Las ruedas deben permitir un giro de 90 grados, esto es, que sólo se requiera cambiar el sentido a la rueda para cambiar de dirección al movimiento del equipo y serán adecuadas para el uso en una vía que tendrá rieles ASCE de 45 daN/m (90 lb / yd) y distancia entre ruedas suministradas por ISA-REP.

Las ruedas serán dimensionadas de tal forma que permitan soportar y desplazar el transformador completamente montado y lleno de aceite, sobre rieles.

Las ruedas serán diseñadas para quedar instaladas en el transformador durante la operación normal de este y para los cálculos del anclaje no se debe considerar que el transformador estará apoyado definitivamente sobre las ruedas.

Los tamaños de las ruedas serán definidos durante el diseño del transformador, el fabricante deberá suministrar para cada unidad un juego de ruedas.

11.3 ESCALERAS Y PROTECCIÓN CONTRA CAÍDAS

El transformador debe entregarse con un sistema de ascenso y descenso adosado a su estructura, para facilitar el acceso a la parte superior de la cuba al personal técnico que deberá efectuar maniobras de operación o mantenimiento con equipo desenergizado y deberá proveerse de barandas desmontables o un mecanismo adecuado la para protección contra caídas en el contorno de la parte superior de la cuba. El sistema fijo de escalera debe ser metálica, que puede soportar el peso normal de una persona y su herramienta, y debe entregarse con sistema de acceso seguro, restringido y condenable a voluntad del operador o Jefe de trabajo de Mantenimiento. El fabricante dotará de avisos de seguridad, de tarjeteo y bloqueo de los sistemas de candado implementados.

11.4 VÁLVULAS

Todas las válvulas deberán resistir el paso de aceite aislante caliente sin presentar filtraciones, y deben permitir el cambio de sus empaques sin tener que drenar el aceite de los transformadores. Los empaques deben ser resistentes al aceite caliente de modo que el conjunto sea completamente hermético.

Todas las válvulas deberán tener bridas con las caras maquinadas para sello mediante o-ring con brida ciega con pernos, disponer de indicadores de posición y placas con los números y la descripción de sus funciones operativas, y tener medios para enclavarlas con candado. La apertura debe ser girándola en dirección contraria a las agujas del reloj cuando se mira el volante.

El fabricante deberá suministrar toda la información de los catálogos de las válvulas con las instrucciones para su instalación y mantenimiento y deberán ser enviados a ISA-REP para aprobación.

Los transformadores deberán ser suministrados con las siguientes válvulas como mínimo:

a) Válvulas tipo compuerta en bronce según norma DIN EN 12288, con vástago no ascendente, perforación central de 50 mm en todo el recorrido de la válvula, DN50 y con conexión mediante brida según norma DIN 2501 PN16: Brida de 165 mm de diámetro, 16 mm de espesor, 4 perforaciones, diámetro del círculo de perforaciones de 125 mm, diámetro de las perforaciones de 18 mm y cumpliendo las siguientes funciones:

− Válvulas de drenaje del tanque conservador principal. Se deberá disponer de una (1) válvula ubicadas a cada extremo del tanque, y en el extremo contrario se deberá



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instalar una tubería para la conexión de otra válvula similar a una altura 1400mm sobre el nivel del piso.

b) Válvulas tipo compuerta en bronce según norma DIN EN 12288, con vástago no ascendente, perforación central de 80 mm en todo el recorrido de la válvula, DN80 y con conexión mediante brida según norma DIN 2501 PN16: Brida de 200 mm de diámetro, 18 mm de espesor, 8 perforaciones, diámetro del círculo de perforaciones de 160 mm, diámetro de las perforaciones de 18 mm y cumpliendo las siguientes funciones:

− Válvulas para conexión de equipos de tratamiento de aceite. Se deberá disponer en dos caras laterales diametralmente opuestas del tanque principal así: dos (2) válvulas por cara, ubicadas una en la parte superior y otra en la inferior respectivamente.

c) Válvulas tipo bola en bronce, con perforación central de diámetro 25 mm –DN25 - y con conexión mediante brida según norma DIN 2501 PN16:Brida de 115 mm de diámetro, 12 mm de espesor, 4 perforaciones, diámetro del circulo de perforaciones de 85 mm, diámetro de las perforaciones de 14 mm y cumpliendo las siguientes funciones:

− Válvula de by-pass entre el interior del tanque conservador y el interior de la bolsa de neopreno.

− Válvula de bypass entre el compartimiento del ruptor del OLTC y la cuba principal. − Válvula de aislamiento entre el respirador deshumectante y el interior de la bolsa de

neopreno del tanque conservador. − Válvula de aislamiento entre el respirador deshumectante y el tanque conservador del

OLTC − Válvula de aislamiento entre el relé de flujo y el tanque conservador del OLTC.

d) Válvulas tipo compuerta en bronce según norma DIN EN 12288, con vástago no ascendente, con perforación central de diámetro 40 mm –DN40 - en todo el recorrido de la válvula y con conexión mediante brida según norma DIN 2501 PN16:Brida de 150 mm de diámetro, 14 mm de espesor, 4 perforaciones, diámetro del circulo de perforaciones de 110 mm, diámetro de las perforaciones de 19 mm y cumpliendo las siguientes funciones:

− Válvula de drenaje del tanque conservador del compartimiento del ruptor del OLTC. − Válvula de aislamiento entre tanque principal y relé de presión súbita. − Válvula de by-pass del relé Buchholz.

e) Válvulas tipo compuerta en bronce según norma DIN EN 12288, con vástago no ascendente, con perforación central de diámetro 15 mm –DN15 - en todo el recorrido de la válvula y con conexión mediante brida según norma DIN 2501 PN16:Brida de 95 mm de diámetro, 12 mm de espesor, 4 perforaciones, diámetro del circulo de perforaciones de 65mm, diámetro de las perforaciones de 14 mm y cumpliendo las siguientes funciones:

− Válvula para purga de aire del interior tanque conservador, ubicadas a cada extremo de la cara superior del tanque conservador.

f) Válvulas tipo compuerta en bronce según norma DIN EN 12288, con vástago no ascendente, con perforación central de diámetro 80 mm –DN80 - en todo el recorrido de la válvula y con conexión mediante brida según norma DIN 2501 PN16:Brida de 200 mm de diámetro, 18 mm de espesor, 8 perforaciones, diámetro del circulo de perforaciones de 160mm, diámetro de las perforaciones de 18 mm y cumpliendo las siguientes funciones:

− Válvula de aislamiento entre el relé Buchholz y el tanque conservador.



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− Válvula de aislamiento entre el relé Buchholz y el tanque principal. − Válvula instalada en una derivación “T” entre el relé buchholz y el tanque principal,

para realizar vacío.

g) Válvulas para toma de muestras de aceite en bronce según estándar DIN 42568, de diámetro 15 mm - DN15, brida de montaje circular de diámetro 80 mm, con tapón de sello sujeto al cuerpo de la válvula mediante cadena, ubicadas así:

− Válvula de toma de muestra de aceite de la parte inferior del tanque principal ubicada en la parte inferior del transformador.

− Válvula de toma de muestra de aceite de la parte superior del tanque principal ubicada mediante tubería en la parte inferior del transformador.

− Válvula de toma de muestra de aceite del cilindro del ruptor del OLTC y ubicada mediante tubería en la parte inferior del transformador.

h) Válvulas de acople de radiadores del tipo mariposa según norma DIN 42560 con vástago de accionamiento externo que tenga cubierta y dispositivo de señalización de posición y bloqueo, el sistema de sello entre el disco y el cilindro de la válvula deben garantizar pleno sello tanto a presión positiva como de vacío, y su caras deber ir maquinadas para sello mediante o-ring del lado del radiador.

11.5 PERNOS

Se deberán incluir los pernos requeridos para anclar el equipo al piso. El Contratista suministrará para aprobación un plano donde se indique la forma de anclaje y los detalles de los pernos, las dimensiones y el material.

Deberá entregar también para aprobación las memorias de cálculo donde se especifique claramente la confiabilidad estructural de los pernos para resistir las exigencias sísmicas ante movimientos horizontales y verticales de acuerdo con los requerimientos del espectro sísmico de diseño del proyecto.

11.6 PINTURA INTERNA Y EXTERNA

Los transformadores deberán ser sometidos a un proceso de pintura apropiado, de tal forma que el acabado soporte las condiciones ambientales del sitio de instalación, resistente al trópico. La pintura interna del tanque deberá ser de color blanco o marfil resistente al contacto con aceite mineral y la externa en alguno de los siguientes colores y se indicara el tipo de color a utilizar al momento de la revisión de diseño:

− Color azul RAL 5015. − Color gris RAL 7035.

Todas las superficies y accesorios de los transformadores y/o transformadores, antes de ser pintadas, deberán limpiarse completamente hasta obtener un grado de limpieza Sa 2½ según norma ISO 8501-1. .

Para las superficies externas el esquema de pintura a utilizar deberá ser adecuado para un ambiente de categoría de corrosividad C5-M según norma ISO 12944-5 y con un espesor final de mínimo 240 micras que garantice una vida útil del recubrimiento mayor a los 15 años.



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Antes de ser aplicada cualquier protección anticorrosiva a la cuba o a los accesorios de los transformadores o transformadores, el fabricante deberá presentar a ISA-REP, para su evaluación y aprobación la siguiente información técnica:

• Sistema de pinturas a utilizar (Descripción química de las pinturas)

• Esquema de pintado (Espesores de las pinturas a utilizar)

• Preparación de superficie (Grado de limpieza y perfil de rugosidad)

• Aplicación de pinturas (Tiempos de secado y curado de las pinturas)

• Controles de calidad aplicados según norma ISO 12944(A todos los procesos)

• Tipo de prueba de líquidos penetrantes de las soldaduras según la norma ASTM E1417 – 05E1 Standard Practice for Liquid Penetrant Testing

• Las fichas de Material safety data sheet (MSDS), donde se establezca la peligrosidad de los materiales químicos empleados y los controles.

ISA-REP realizará visitas de inspección al proceso de fabricación y pintura de los tanques para verificar el cumplimiento del esquema de pintura aprobado.

12. PLACA DE CARACTERÍSTICAS

Para cada transformador se deberá suministrar una placa de identificación escrita en español, sujeta a aprobación, conforme con la Publicación IEC 60076-1, fabricada en acero inoxidable o aluminio anodizado, el tipo de material de la placa deberá ser aprobada por ISA-REP previa fabricación, montada en un lugar donde pueda leerse fácilmente. También para los bujes, válvulas y los transformadores de corriente tipo buje se deberán suministrar placas, sujetas a aprobación y conforme con las publicaciones aplicables de la IEC.

El fabricante suministrará placas de características del transformador que contengan como mínimo la siguiente información:

• Tipo de núcleo.

• Nombre del fabricante.

• Número de serie.

• Número de fases.

• Norma.

• Frecuencia nominal.

• Potencia nominal.

• Tensiones y corrientes nominales y máximas.

• Conexión del devanado.

• Reactancia nominal (medida en pruebas en fábrica).

• Reactancia de secuencia cero.

• Incremento de temperatura.

• Tipo de enfriamiento.

• Tensión de aislamiento a las ondas de impulso atmosférico, maniobra y frecuencia industrial para cada devanado y el neutro.

• Altura del sitio de instalación.



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• Nivel de ruido máximo.

• Carga, precisión, relación de transformación y polaridad de cada transformador de corriente de buje.

• Volúmenes de aceite del conservador y del tanque principal.

• Pesos de:

− Núcleo. − Devanados. − Aislamiento sólido. − Aceite. − Estructura de fijación (clamping system). − Tanque y accesorios. − Peso total.

• Año de fabricación.

• Número del contrato con ISA-REP.

• Altura libre para el desencube.

Además de la placa con los datos principales de los transformadores se deberá suministrar:

• Placa con el diagrama de ubicación de las válvulas y la condición en que deben estar durante el tratamiento de aceite y en servicio normal.

• Placa con los niveles de aislamiento y posición del tap de prueba y dimensiones físicas de los bujes instalados.

• Placa de curva de llenado de aceite. Nivel vs Temperatura de aceite.

13. SISTEMA DE ENFRIAMIENTO

Los transformadores deberán estar provistos de radiadores y ventiladores de ser necesarios junto con los dispositivos de control requeridos por el sistema de refrigeración seleccionado. El método de enfriamiento con agua de refrigeración externa no está permitido. Los radiadores deben ser diseñados y probados para soportar las condiciones de vacío especificadas para el tanque. Cada conexión entre el radiador y el tanque deberá tener su válvula de cierre.

El fabricante deberá considerar en el diseño de la capacidad del sistema de enfriamiento, la pérdida de un radiador y un ventilador de manera simultánea, de tal manera que no se afecte el desempeño térmico y vida útil de los transformadores.

Los radiadores serán diseñados para ser accesibles con fines de limpieza y pintura, y debe prevenir la acumulación de agua en las superficies exteriores e impedir la formación de gas o bolsas de aire cuando el tanque está siendo llenado. Todos los radiadores serán idénticos e intercambiables, ser removibles y estar conectados al tanque por medio de bridas de acero, maquinadas y soldadas al radiador y al tanque, y provistas de empaquetaduras según lo especificado en el numeral 16.

Las conexiones de los radiadores al tanque deberán estar provistas de válvulas de cierre tipo mariposa que puedan ser bloqueadas en la posición cerrada para poder remover un radiador sin sacar de servicio los transformadores.



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Cada radiador deberá tener elementos apropiados para su izaje, un tapón de purga de aire en la parte superior y otro de drenaje de aceite en la parte inferior. Los radiadores deberán ser galvanizados y pintados.

El control del equipo de refrigeración forzada para los transformadores deberá tener modos de control automático y manual. Cuando se seleccione el modo automático, el sistema de refrigeración deberá ser iniciado por los contactos del relé de imagen térmica de los devanados.

El equipo de aire forzado en caso de ser necesario deberá incluir ventiladores para servicio continuo, alimentado por un sistema de servicios auxiliares, conectados a través de un contactor trifásico con protección termo-magnética. El Contratista deberá proveer todos los contactores, relés, lámparas indicadoras, dispositivos de protección e interruptores miniatura necesarios para el control del sistema de enfriamiento (cuando aplique).

Para el dimensionamiento de la capacidad de los sistemas de enfriamiento se deberán considerar las condiciones operativas del sistema que impliquen las mayores perdidas totales para el equipo.

13.1 INFORMACIÓN OPERATIVA

El fabricante deberá considerar en su diseño que la pérdida de un radiador no afectará el desempeño térmico y vida útil de los transformadores.

14. CAMBIADOR DE TOMAS

Los transformadores deberán estar equipados con un cambiador de tomas bajo carga (OLTC), con contactos del ruptor en vacío y/o aceite según se solicite en el documento de características técnicas garantizadas, eléctricamente operado y apropiado para control automático y manual, con tubería para toma de muestra de aceite del cilindro del ruptor ubicada a 1,0 m del piso para realizar la actividad con equipo energizado.

En el caso de los contactos del ruptor sean para conmutación en aceite el cambiador de tomas deberá estar provisto de un sistema de filtrado en línea, el cual deberá ser del mismo fabricante del cambiador de tomas.

El cambiador de tomas deberá tener las mismas características que el transformador en relación con la capacidad de soportar cortocircuito y sobrecarga, niveles de aislamiento y otras características aplicables. La corriente asignada del cambiador de tomas deberá ser como mínimo 1,2 veces la que corresponde a la derivación de máxima corriente del transformador.

Para el cambiador de tomas se deberá suministrar un mecanismo de accionamiento motorizado para alimentación de un sistema de servicios auxiliares, con niveles de tensión de acuerdo con lo especificado en el documento PE-AM17-GP030-GEN-D025.

El mecanismo motorizado deberá albergarse en una caja para uso exterior, con grado de protección IP55 a ser montada en el transformador. Deberá suministrarse una manivela o una volante para la operación manual del mecanismo de accionamiento. El dispositivo para operación manual deberá estar enclavado eléctrica o mecánicamente para prevenir la operación del motor mientras que la manivela o la volante estén en acción.



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El cambiador de tomas estará controlado por un relé regulador de tensión de estado sólido, programable, que pueda ajustarse para operar, bien sea en una característica de tiempo inverso o de tiempo definido con ajustes de tiempo graduables.

El relé regulador de tensión debe ser del tipo digital, con pantalla tipo LCD y recursos para permitir la fácil identificación del modo de operación y posición actual. Las indicaciones en la pantalla deben ser presentadas en español.

Debe estar disponible, en el propio regulador, una llave tipo “LOCAL” / “REMOTO” para permitir que se impidan comandos remotos cuando de operación local. Debe ser previsto un contacto libre de potencial para señal remota de la posición de la llave, bien como una entrada digital para cambiar su estado.

Debe estar disponible, en el propio regulador, una llave tipo “AUTOMATICO” / “MANUAL”. Debe ser previsto un contacto libre de potencial para señal remota de la posición de la llave, bien como una entrada digital para cambiar su estado.

El regulador de tensión debe permitir elegir el tipo de señal de posición de toma entre corona de resistencias, señal analógica (4,20 mA), corona de contactos y matriz de diodos, lo cual será elegido en acuerdo con la conveniencia de instalación en cada aplicación.

El regulador de tensión debe permitir elegir el tipo de protocolo de comunicación remoto entre MODBUS, DNP, IEC 101 y IEC 103. Debe estar disponible comunicación por medio de la interfaz RS-232 y RS-485.

El regulador debe cumplir con todos los requisitos del protocolo DNP, estando listado como “conformance tested products” en el listado del DNP Users Group.

El equipo debe tener interfaz de paralelismo por comunicación, para integrarse a los reguladores de tensión existentes. El paralelismo entre dos o más reguladores debe ser hecho sin necesidad de equipos adicionales. (ver documento PE-AM17-GP030-GEN-D023)

El cambiador de tomas deberá estar provisto de los contactos y accesorios necesarios que permitan su indicación remota y local.

El criterio para mantenimiento del cambiador no puede ser asociado al tiempo de servicio. La primera inspección deberá ocurrir solamente después de 300.000 operaciones para ruptor en vacío y de 150 000 operaciones para ruptor en aceite, independiente del tiempo transcurrido.

El material del cilindro aislante del compartimento del cuerpo insertable (ruptor) deberá ser fibra de vidrio, en ningún caso se aceptara el uso de materiales como baquelita o similares.

La vida útil del cuerpo insertable (ruptor) debe ser de, no mínimo, 1 200 000 operaciones. En caso de uso de selector en separado, el primer mantenimiento de las partes en contacto con aceite del transformador debe ser hecho con 1 500 000 operaciones.

El cambiador de tomas bajo carga debe utilizar resistencias de transición para operación de una toma a otra. La resistencia de transición debe estar ubicada en el mismo compartimento del cuerpo insertable. El valor de la resistencia de transición debe ser claramente indicado en la placa de identificación del cambiador y mando a motor.

Deben ser suministrados instrucciones de operación en español, así como todos los planos y etiquetas deben estar en idioma español.



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15. BUJES

Para los transformadores, los bujes de alta tensión podrán ser tipo capacitivo o no capacitivo.

Para los bujes de terciario, los bujes de alta tensión podrán ser del tipo capacitivo o no capacitivo.

La conexión de los bujes deberá quedar por encima de la parte activa, de tal forma que para una eventual conexión o desconexión de los bujes no sea necesario bajar el nivel del aceite hasta descubrir la parte activa del transformador.

Los bujes deben quedar instalados de forma totalmente vertical, ISA-REP, se reserva el hecho aceptar que estos estén de forma inclinada.

Las características de estos bujes se indican a continuación:

15.1 BUJES TIPO CAPACITIVO

Serán del tipo condensador sellado, sumergidos en aceite, con papel impregnado en aceite, para obtener un mayor aislamiento y con conexión en el extremo superior tipo “draw-rod lead” para los bujes de tensión mayor a 52 kV, de tal forma que no haya necesidad de realizar desconexiones internas en caso de ser necesario el cambio o desmontaje del buje.

Las porcelanas de los bujes serán fabricadas en húmedo, homogéneas, libres de laminaciones, cavidades y otras imperfecciones que afecten su resistencia mecánica y su rigidez dieléctrica; deberán ser bien vitrificadas y que no les penetre la humedad. El esmaltado de la porcelana deberá quedar libre de imperfecciones, tales como burbujas y quemaduras.

Sobre la porcelana deberá imprimirse, antes de ser quemada, el nombre del fabricante, el número de la cochada, la fecha de horneado y otros datos de interés, con caracteres fácilmente legibles y visibles después de ensamblar los accesorios.

Los bujes deberán permanecer inalterados por condiciones atmosféricas adversas del medio ambiente tales como: humos, ozono, ácidos, álcalis, polvo, cambios rápidos de temperatura, o por el uso de revestimientos de grasa.

El color de la porcelana debe ser marrón RAL-8016 o RAL-8017.

Los bujes serán llenados con aceite aislante, el cual será independiente del aceite de los demás tanques o recipientes de los transformadores y libre de PCB, la temperatura promedio del aceite en la parte sumergida de los bujes, en un período de 24 horas, no deberá ser superior a 50 °C por encima de la temperatura ambiente, y la temperatura del punto más caliente de las partes conductoras de los bujes se deberá conservar como máximo 20°C por encima de la temperatura del aceite.

Los terminales de alta tensión deben cumplir con lo estipulado en la Publicación IEC/TR 62271-301: “High-voltage switchgear and controlgear - Part 301: Dimensional standardization of terminals”.

Todas las superficies de contacto de los terminales externos deberán ser recubiertas con plata pura y libre de cobre; con un espesor de recubrimiento no menor de 0,025 mm.

La construcción de los bujes debe permitir el soporte de cargas máximas de trabajo con factores de seguridad mínimos de 2,0.



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Se deben proveer medios adecuados para el izaje de los bujes.

Los bujes deberán ser suministrados con todos los accesorios necesarios para su instalación y que garanticen un correcto funcionamiento de los mismos, entre estos:

• Derivación para medida de factor de potencia y monitoreo en línea de la condición del aislamiento del cuerpo capacitivo a partir de la señal de corriente de fuga.

• Indicador de nivel de aceite

• Válvula para la toma de muestra del aceite aislante en su parte inferior

• Blindaje electrostático inferior.

El Contratista debe entregar a ISA-REP para aprobación antes del inicio de las pruebas en fábrica de los transformadores las copias impresas de los reportes de pruebas rutina que satisfagan lo estipulado en la norma IEC 60137 para cada buje en particular.

La implementación de bujes inclinados respecto de la vertical será sometida a aprobación por ISA-REP, quien evaluará cada caso en forma particular. En todos los casos el contratista será responsable por el desempeño de estos, especialmente el sísmico.

En caso tal que el oferente proponga bujes de material siliconado, estos se deberán manejar como alternativas de la propuesta inicial.

ISA-REP se reserva el derecho de aceptar o no este tipo de bujes.

15.2 BUJES NO CAPACITIVOS

Los bujes de puesta a tierra del núcleo y para el terciario, podrán ser del tipo no capacitivo, en porcelana color marrón RAL-8016 o RAL-8017 y dimensionado según estándar DIN EN 50180, con fijación a la pared del tanque principal del transformador mediante pernos a través de una brida. El uso de otro material diferente a la porcelana deberá ser aprobado por ISA-REP.

16. EMPAQUES

16.1 GESTIÓN AMBIENTAL

El proponente deberá dar a conocer las características de reciclabilidad o no y los componentes que puedan ser de características peligrosas. Para este último y en caso de tener partes o componentes no reciclables o componentes peligrosos, es importante dar a conocer cual es su disposición final acorde con la legislación local, una vez termine su vida útil.

16.2 SALUD OCUPACIONAL

El fabricante debe proporcionar las recomendaciones de almacenamiento, limpieza, transporte e instalación que garanticen la conservación de las caracterísitcas técnicas y de seguridad para las personas y los equipos.

16.3 TOMA DE MUESTRAS

El número de muestras solicitadas a los proveedores para verificación de las especificaciones básicas serán seleccionadas de acuerdo con el número total de referencias usadas en el equipo inductivo, las muestras a ensayar deben estar de acuerdo con la Tabla 1.



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Tabla 1.

Número de referencias usadas en el equipo inductivo

Tamaño de la muestra seleccionada para

ensayos

Número de defectuosas

Aceptación Rechazo

0-100 3 0 1

101-1 000 5 1 2

1 001-10 000 10 2 3

16.4 ESPECIFICACIONES Y ENSAYOS A REALIZAR

En términos generales se debe decir que la superficie del vulcanizado deberá ser lisa y estar libre de estrías o rayas. La estructura debe ser uniforme, pareja y libre de porosidades. Los cordones no deberán tener retorcimientos ni ondulaciones y no deberán presentar rebabas. Se deben preferir aquellos empaques fabricados en una sola pieza y evitar al máximo aquellos que sean unidos o pegados.

Los materiales de fabricación de los empaques para equipos inductivos será en cauchos polares como Caucho de Nitrilobutadieno (NBR), Caucho Nitrilobutadieno hidrogenado (HNBR), Caucho de Nitrilobutadieno Carboxilado (XNBR), Caucho copolímero de Epiclorhidrín (ECO), Caucho poliacrilado (ACM), Cauchos fluorosiliconados (FVMQ) o Cauchos fluorados como Vitón o Karlez.

16.5 ESPECIFICACIONES BÁSICAS

16.5.1 DENSIDAD

Para los ensayos realizados de acuerdo con la norma ASTM D 297 la densidad deberá estar entre 1,15 g/cm3 y 1,60 g/cm3, Densidades mayores pueden indicar exceso de material de relleno. Para efectos de control de calidad de empaques la densidad no deberá variar más de un 4 %.

16.5.2 DUREZA

Cuando se somete el empaque al ensayo descrito en la norma ASTM D 2240 el valor de la dureza deberá ser de 70 ° ± 5 ° shore A.

16.5.3 PROPIEDADES DE TENSIÓN

Cuando se someta la probeta al ensayo según la norma ASTM D 412 deberá presentar las propiedades incluidas en la Tabla 2.

Tabla 2.

Propiedad Norma Criterio

Tensión, Mpa (psi) ASTM D412 8.3 (1200)

Elongación final, % ASTM D412 250

Módulo al 100 % ASTM D412 -



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Módulo al 300 % ASTM D412 -

16.5.4 COMPORTAMIENTO DEL EMPAQUE EN ACEITE DE TRANSFORMADOR

Se evalúa el comportamiento del elastómero base para empaques en el aceite de transformadores y se observan las variaciones en la dureza, el peso y el volumen debida a la inmersión en el aceite y de acuerdo con la norma ASTM D 471. Para esto se sumergen 10 g de una probeta en 200 ml de aceite durante 70 h a una temperatura de 100°C. La muestra es sometida antes y después del envejecimiento a los siguientes ensayos y siguiendo los criterios presentes en la Tabla 3.

Tabla 3.


Dureza, shore A ASTM D2240 -8 ° a + 4 °

Peso, % ASTM D471 0 % a +10 %

Volumen, % ASTM D471 0 % a +15 %

16.6 ESPECIFICACIONES AVANZADAS

16.6.1 ELASTÓMERO BASE

El elastómero base se determinará de acuerdo con las especificaciones suministradas por el proveedor. En caso de que no se suministre el polímero base ISA-REP deberá solicitar ensayos de caracterización del elastómero usando el método ASTM D3677: “Método Estándar Para Identificación de Cauchos por Espectrofotometría Infrarroja".

16.6.2 RESISTENCIA AL OZONO

El empaque no deberá presentar agrietamiento cuando sea sometido al ensayo de resistencia al ozono según ASTM D1149 y con las condiciones de 70 horas a 40 °C ± 1,1 °C y una concentración de 50 ppm por volumen.

16.6.3 DEFORMACIÓN POR COMPRESIÓN

Cuando se somete el empaque al ensayo descrito en la norma ASTM D395 método B los resultados deberán estar de acuerdo con lo presentado en la Tabla 4.

Tabla 4.

Forma del material % de compresión Resultado

Probeta 25 % 25 %

Tiras ovaladas o semiredondas, empaque en forma de anillo redondo.

45 % 50 %

Tiras redondas 50 % 50 %

Tiras de cuatro bordes, empaques en forma de anillo de sección transversal semirredonda, bandas u otras

30 % 50 %



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formas

16.6.4 RESISTENCIA AL ENVEJECIMIENTO

Se realiza en un horno de convección forzada y de acuerdo con la norma ASTM D573 durante 72 horas a 100 °C. Las propiedades evaluadas y sus rangos de variación se presentan en la Tabla 5.

Tabla 5.

Propiedad Norma Rango permitido de variación

Dureza (cambio en grados) ASTM D2240 - 5, + 10

Tensión, % ASTM D412 - 5, + 15

Elongación final, % ASTM D412 > -40

16.6.5 EFECTO DEL EMPAQUE SOBRE EL ACEITE DE TRANSFORMADOR

El aceite usado para el ensayo no deberá presentar lodos ni enturbiamientos y el cambio en sus propiedades no debe superar lo indicado en la Tabla 6.

Tabla 6.


Color ASTM D1500 Máximo un paso de la escala

Numero de neutralización ASTM D974 0,5 mg KOH/g de aceite

Factor de perdida dieléctrica a 95 °C

VDE 370 ≤ 5 x10-2

Contenido de azufre corrosivo ASTM D130 El color NO debe haber

cambiado a un nivel más fuerte.

16.6.6 RESISTENCIA AL FRIO

La probeta del empaque se somete durante 70 h, en aire, a -10 °C en estado de deformación según lo indicado en el numeral 16.6.3, terminado el ensayo la probeta se deja a temperatura ambiente durante 1 h en estado no deformado y se determina su dureza shore A. La probeta no deberá presentar resquebrajaduras ni grietas durante el ensayo. En estado sin compresión, a temperatura ambiente, no deberán aparecer partes ásperas o quebradizas y la dureza debe corresponder nuevamente a la del estado anterior.

16.6.7 DIMENSIONES DE LOS EMPAQUES DE EQUIPOS INDUCTIVOS

En un plano independiente de cada equipo deberá indicarse la ubicación e ítem de acuerdo al formato de las características garantizadas.



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17. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE TIPO BUJE (BCT)

Estos transformadores deberán cumplir con el documento PE-AM17-GP030-GEN-D022 – Características Técnicas Garantizadas – Diseño, fabricación y pruebas de equipos de transformación – Subestaciones Ica 220 kV / 60 kV y Paramonga 220 kV / 66 kV. Con los transformadores de corriente se suministrará una placa que se localizará en la parte interna de la caja de conexión de los terminales secundarios, en ella se indicarán claramente las conexiones requeridas para la relación. Estas conexiones y la relación usada se deberán estar indicadas en los diagramas de conexiones.

Todos los secundarios deberán tener protección contra sobretensiones debidas a aperturas erróneas de sus secundarios. Esta protección debe aparecer en los planos de los transformadores y puede estar localizada en el gabinete terminal. Con los transformadores de corriente de buje se suministrará una placa localizada en la parte interna de la caja de conexión de los terminales secundarios, indicando claramente las conexiones, la relación y la polaridad de cada núcleo.

Los Transformadores de corriente deberán tener implementado algún dispositivo de limitación de la tensión en circuito abierto a 500 V en sus terminales secundarios.

18. ACCESORIOS DE PROTECCIÓN Y CONTROL

18.1 GENERALIDADES

Estos dispositivos deben ser a prueba de intemperie, tener grado de protección IP65, incluso sus cajas de conexión, y tener contactos libres de potencial para operar en un sistema de 220 Vca no puesto a tierra.

Se deberán entregar previos al inicio de las pruebas en fábrica todos los protocolos de prueba que certifiquen el cumplimiento de las especificaciones de los relés y dispositivos de acuerdo con los estándares requeridos.

El número de contactos dependerá del sistema de control que tenga cada sitio de instalación por lo que será acordado entre el fabricante e ISA-REP en la revisión del diseño.

El cableado de los contactos de alarma y/o disparo de cada una de las protecciones electromecánicas desde sus bornes hasta el gabinete de control local del transformador deberá ser continuo, mediante cable armado multiconductor (interlocked armoured cable) del tipo CSTAC (Corrugated Steel Tube Armoured Cable) con chaqueta aislada en PVC, o del tipo SWA (Steel wire armoured cables) sin ninguna interrupción o empalmes, además no se permitirán cajas de distribución ni borneras intermedias en su recorrido.

Los transformadores estarán provistos como mínimo de las protecciones electromecánicas relacionadas a continuación.

18.2 ALIVIO DE PRESIÓN

Deberá estar provisto de al menos de dos válvulas de sobrepresión o de alivio de presión según norma DIN EN 50216-5, la cuales estarán localizadas: al menos una sobre la cubierta superior del tanque principal del transformador y otra sobre la tapa del cilindro del ruptor del OLTC; cada una deben ser del tamaño y presión de actuación adecuada para proteger el tanque y cilindro del OLTC respectivamente contra una sobrepresión interna, y estarán provistas con contactos auxiliares libre de potencial para indicar su operación en el sistema de control y un dispositivo de señalización visual observable desde el piso.



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Resortes de acero, según DIN EN 15800, de acero clase 1 según norma EN 10270-1, con recubrimiento catódico anti-corrosión de tal forma que se garantice en todas las operaciones que después de operar la válvula deberá cerrarse automáticamente, sin presentar fugas de aceite a través de sus empaques.

El tiempo de apertura debe ser menor a 2 ms, y que no se necesiten ajustes o re-calibración a lo largo de la vida útil del transformador

Todo el cuerpo de la válvula y sus microconmutadores deberán estar contenidos dentro de una cubierta metálica de aluminio anodizado y pintado, resistente a la corrosión y atmósferas agresivas salinas e industriales con una salida lateral que deberá estar unida a un ducto metálico debidamente soportado, de tal forma que cuando actué la válvula, dirija el flujo de aceite liberado a presión hacia el foso o trampa de aceite en donde está instalado el transformador.

Debe poseer dos microconmutadores independientes con grado de protección IP65 montados internamente sin quedar a la intemperie, que deberán ser activados directamente por un vástago indicador autobloqueante, cada microconmutador deberá poseer mínimo dos contactos normalmente abiertos libres de potencial, que saldrán a un cajetín externo con grado de protección IP55 de acuerdo con la norma IEC EN 60529. No se permiten conexión a los contactos mediante conector enchufable tipo plug o estándar NEMA.

Estos dispositivos de alivio de presión tendrán un ducto para descargar el aceite al foso colector, a una altura de 1 000 mm, y fijado a las paredes del tanque principal. La salida del ducto debe ser a prueba de insectos. La salida del ducto de descarga debe quedar sobre el triturado del foso.

Se deberán entregar todos los protocolos de prueba que certifiquen el cumplimiento de las especificaciones del relé de acuerdo con los estándares requeridos.

18.3 TEMPERATURA DEL ACEITE

Los transformadores deberán tener un sistema de medida de la temperatura de la zona más caliente del aceite, de acuerdo con norma DIN EN 50216-11.

El indicador de la temperatura de aceite debe estar instalado dentro de un gabinete cerrado, con un visor en vidrio con filtro UV en la puerta, de tal forma que permita fácilmente su lectura desde el piso, y además estar instalado al lado de los indicadores de temperatura de los devanados.

El indicador de temperatura de aceite deberá tener como mínimo las siguientes características:

• El indicador y su cajetín metálico de terminales que deberá ser resistente a la corrosión y atmósferas agresivas salinas e industriales con grado de protección IP55 de acuerdo con la norma IEC EN 60529.

• Sistema de medición con resorte Bourdon, con actuación directa sobre el puntero de indicación sin la ayuda de ningún componente o acople mecánico articulado.

• Los rodamientos del eje del puntero indicador deben ser herméticos y secos libres de mantenimiento.

• Cubierta del indicador en vidrio de seguridad laminado con filtro UV.

• Deberá poseer señal remota de 4 a 20 miliamperios.



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• Debe poseer 4 contactos normalmente abierto libre de potencial, cada uno con setting de operación ajustable de forma independiente.

• Escala de 0 a +120 grados centígrados, con puntero testigo del valor máximo registrado.

El indicador debe resistir a las solicitaciones mecánicas sin necesidad de mantenimiento establecidas según la norma IEC EN 60721-3-4: Clase de vibración sinusoidal estacionaria: 4M4 y vibraciones no estacionarias con un choque vertical de 100m/s2, con espectro Tipo 1.

El error no deberá ser mayor que ± 3 ºC en todo el rango de medición y en condiciones de carga mínima y máxima, y no debe requerirse ajuste de calibración a lo largo de la vida útil del transformador.

Se deberán entregar todos los protocolos de prueba que certifiquen el cumplimiento de las especificaciones y calibraciones del relé de acuerdo con los estándares requeridos.

18.4 TEMPERATURA DE DEVANADOS

Los transformadores deberán tener sistemas de medición de la temperatura del punto más caliente de cada devanado mediante imagen térmica, según norma DIN EN 50216-11, cuyos indicadores deben estar instalados en el mismo gabinete, al lado del indicador de temperatura del aceite como se ha descrito en el numeral anterior. El indicador de temperatura deberá tener como mínimo las siguientes características:

• El indicador y su cajetín metálico de terminales deberá ser resistente a la corrosión y atmósferas agresivas salinas e industriales con grado de protección IP55 de acuerdo con la norma IEC EN 60529.

• Con vidrio con filtro UV en la puerta del gabinete que los contiene que permita fácilmente su lectura.

• Sistema de medición con resorte Bourdon, con actuación directa sobre el puntero de indicación sin la ayuda de ningún componente o acople mecánico articulado.

• Cubierta del indicador en vidrio de seguridad laminado con filtro UV.

• Deberá poseer señal remota de 4 a 20 miliamperios.

• Debe poseer 4 contactos normalmente abierto libre de potencial, cada uno con ajuste de operación de forma independiente.

• Escala de 0 a +140 grados centígrados, con puntero testigo del valor máximo registrado.

• Compensación por temperatura ambiente.

• La calibración de la imagen térmica se realiza en el indicador, a nivel del piso, mediante el ajuste de un potenciómetro. La curva de calibración de la imagen térmica deberá ser adosada en una placa metálica al gabinete que contiene el indicador de temperatura.

• El indicador deberá resistir a las solicitaciones mecánicas sin necesidad de mantenimiento establecidas según la norma IEC EN 60721-3-4: Clase de vibración sinusoidal estacionaria: 4M4 y vibraciones no estacionarias con un choque vertical de 100m/s2, con espectro Tipo 1.

• El error no deberá ser mayor que ± 3 ºC en todo el rango de medición y en condiciones de carga mínima y máxima y no debe requerirse ajuste de calibración a lo largo de la vida útil del transformador.



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18.5 RELÉ BUCHHOLZ

El relé suministrado debe cumplir con lo estipulado en la norma DIN 42566, DIN EN-50216-1 y DIN EN-50216-2 y debe disponer de un contacto de alarma activado por acumulación de gases primera etapa, un contacto de disparo activado por acumulación de gases segunda etapa y/o por flujo de aceite.

Este relé debe ser inmune a las vibraciones propias del transformador y estará montado en la unión del tanque principal y el de expansión y no deberá operar erróneamente con las condiciones sísmicas dadas para el sitio de instalación.

El relé Buchholz debe estar provisto de un circuito con grifos de prueba que permita tomar muestras del gas acumulado desde el suelo, y la ventanilla de observación deberá ser visible desde el piso fácilmente, escala graduada para detectar en forma visual la cantidad de gas generado.

Los contactos serán del tipo de conmutación magnética sellados herméticamente dentro de una cápsula de vidrio en una atmósfera de gas inerte seco.

Los relés deben cumplir las siguientes condiciones ambientales, según la clasificación estipulada en la norma IEC EN 60721-3-4:

• K - Condiciones climáticas: 4K2

• Z - Condiciones climáticas especiales: 4Z2 Z 4 Z4 4 Z7

• B - Condiciones biológicas: 4B1

• C - Sustancias químicamente activos: 4C2

• S - Sustancias mecánicamente activas 4S3

El relé debe resistir a las solicitaciones mecánicas sin necesidad de mantenimiento establecidas según la norma IEC EN 60721-3-4: Clase de vibración sinusoidal estacionaria: 4M4 y vibraciones no estacionarias con un choque vertical de 100m/s2, con espectro Tipo 1.

El relé y su cajetín metálico de terminales deberá ser resistente a la corrosión y atmósferas agresivas salinas e industriales con grado de protección IP55 de acuerdo con la norma IEC EN 60529.

El relé está diseñado para funcionar continuamente con una presión interna de 50 kPa, soportar una sobrepresión de 250 kPa durante 2 minutos y presión de vacío de 2,5 kPa durante 24 horas

El fabricante deberá suministrar un dispositivo para la calibración en sitio de este relé.


18.6 RELÉ DE PRESIÓN SÚBITA

El relé de presión súbita debe ser insensible a variaciones lentas de presión ocasionadas por cambios de carga y deberá operar únicamente para fallas internas. El relé deberá ser accesible para inspecciones o pruebas sin necesidad de desenergizar el transformador y tener una válvula de corte que permita ser retirado de servicio fácilmente, además de una protección mecánica que impida que las personas se paren o se cuelguen de él.



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El relé de presión súbita debe disponer mínimo de un par de contactos biestables (tipo change-over 1NC-1NA) con salida a cajetín de terminales. No se permiten conexión a los contactos mediante conector enchufable tipo plug o estándar NEMA.

El relé y su cajetín metálico de terminales deberá ser resistente a la corrosión y atmósferas agresivas salinas e industriales con grado de protección IP55 de acuerdo con la norma IEC EN 60529.

El diseño eléctrico debe incluir un relé electrónico de supervisión (relé de sello) para verificar la correcta operación de los contactos del relé.

El fabricante deberá suministrar un dispositivo para la calibración en sitio de este relé.


18.7 INDICADOR DE NIVEL DE ACEITE

Se debe proveer indicadores de nivel según estándar DIN EN 50216-5, los cuales estarán montados así: uno en el tanque de conservador del tanque principal y otro en el tanque de conservador del cambiador de tomas OLTC, provisto de una escala que indique su nivel de llenado máximo, a 30 °C y mínimo, y con una inclinación de 30 º respecto a la horizontal que pueda leerse fácilmente desde el suelo.

La transmisión del movimiento entre el eje del brazo flotador y la aguja indicadora de la carátula será mediante un sistema axial.

Deberá disponer mínimo de un par de contactos para nivel máximo y mínimo, normalmente abiertos sin tensión con salida a cajetín de terminales.

El indicador y su cajetín metálico de terminales deberá ser resistente a la corrosión y atmósferas agresivas salinas e industriales con grado de protección IP55 de acuerdo con la norma IEC EN 60529. No se permiten conexión a los contactos mediante conector enchufable tipo plug o estándar NEMA. El indicador deberá tener cubierta en vidrio de seguridad laminado con filtro UV.

18.8 RELÉ DE SUPERVISIÓN HERMETICIDAD BOLSA DEL TANQUE DE EXPANSIÓN

El tanque de expansión deberá poseer un relé electromecánico con principio de detección por acumulación de aire o del tipo indicador de nivel por flotador, instalado en una de sus esquinas superiores, de tal forma que permita detectar la acumulación de aire por pérdida de hermeticidad de la bolsa de neopreno y verificar el correcto llenado de aceite del tanque sin que queden burbujas de aire en el interior del tanque conservador.

El relé deberá disponer de contactos libres de potencial para indicación en sala de control, con salida a cajetín de terminales.

El relé y su cajetín metálico de terminales deberá ser resistente a la corrosión y atmósferas agresivas salinas e industriales con grado de protección IP65 de acuerdo con la norma IEC EN 60529. No se permiten conexión a los contactos mediante conector enchufable tipo plug o estándar NEMA.



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18.9 RELÉ DE FLUJO DE ACEITE PARA EL CAMBIADOR DE TOMAS OLTC

Para protección del ruptor y cilindro del cambiador de tomas OLTC se instalará entre este y el tanque conservador un relé actuado por flujo de aceite, con contactos de alarma y disparo del tipo magnético, encapsulados en gas inerte y con salida a cajetín de terminales.

Debe poseer una mirilla de inspección con una bandera de indicación de su actuación y botones pulsadores externos para reposición del relé y prueba respectivamente.

El relé de flujo es parte constitutiva del cambiador de tomas OLTC y debe cumplir con lo estipulado en la norma IEC 60241-1.

El relé y su cajetín metálico de terminales deberá ser resistente a la corrosión y atmósferas agresivas salinas e industriales con grado de protección IP65 de acuerdo con la norma IEC EN60529. No se permiten conexión a los contactos mediante conector enchufable tipo plug o estándar NEMA.

18.10 RESPIRADOR DESHUMECTANTE REGENERABLE

La parte interior de la bolsa del tanque conservador del tanque principal y el tanque conservador del compartimiento del cambiador de taps OLTC deberán disponer de un respirador con elemento deshumectante que retire la humedad del aire que se intercambia con el ambiente. El respirador de aire deberá tener un sistema automático para la regeneración de la silica gel, sin la necesidad de llevar a cabo la sustitución por periodos de más de 15 años.

El respirador deshumectante autoregenerable deberá estar conforme a los requerimientos de la norma DIN 42566 y DIN 42562.

Todos los componentes del respirador deshumectante regenerable deberán ser fabricados en material resistente al aceite mineral, a la corrosión salina y rayos ultravioleta, la carcaza del respirador, sus flanges de montaje, gabinete de control y tortillería deberán ser fabricadas en aluminio anodizado adecuado para su uso a la intemperie en atmósfera corrosiva salina.

El flange de conexión del respirador a la tubería de respiración del transformador deberá ser dimensionado de acuerdo a normas DIN 42562-3 y su fijación deberá ser mediante tornillos.

El elemento deshumectante deberá ir autocontenido en un cilindro de malla metálica en acero inoxidable resistente a atmósfera corrosiva salina y cubierta por un cilindro transparente fabricado en vidrio resistente a las radiaciones solares UV.

En el fondo del respirador en el punto de entrada y salida del aire deberá disponer de un sistema de filtrado del aire que impida el ingreso de insectos, polvo u otras partículas sólidas que puedan obstruirlo.

El material del elemento deshumectate deberá ser ambientalmente amigable y no debe ser nocivo para la salud humana ni el medio ambiente.

El gabinete de control deberá ser pintado con una capa de pintura de base epóxica y una capa de acabado de poliuretano color gris RAL 7035 y deberá disponer de una resistencia de calefacción y ventilación adecuada para prevenir la condensación de agua.

Debe disponer de lámparas piloto visibles externamente que indiquen como mínimo los siguientes estados operativos: sistema en operación, regeneramiento del elemento deshumectador en proceso y falla en el sistema. Debe disponer de un sistema que



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permita el autodiagnóstico y prueba de sus funciones. El proponente deberá describir detalladamente cómo se realizan estas funciones. Debe tener instalado en la salida del aire del deshumentador hacia el transformador de un sensor del contenido de humedad del aire. Este sensor deberá ser reemplazable en campo por parte del usuario.

Con la información entregada por el sensor de humedad deberá disponer de un sistema de control inteligente, programado de tal forma que autónomamente decida el momento óptimo para iniciar los ciclos de regeneramiento del elemento deshumectante.

El respirador deshumectante para la cuba principal del transformador deberá disponer de un sistema de monitoreo y control que impida iniciar el ciclo de regeneramiento del elemento deshumectante cuando el flujo de aire es hacia el interior del transformador y de un contacto normalmente cerrado (NC) libres de potencial para señalización de condición anormal en el respirador y otro reversible (NC/NA) para señalizar que el ciclo de regeneramiento está en curso.

El respirador regenerable deberá estar diseñado para alimentación a 380/220 Vac 60 Hz.

19. GABINETES, CABLEADO, TERMINALES, RELÉS DE BANDERA, COMUNICACIONES.

Para cada transformador, el Contratista deberá suministrar gabinetes, así:

• Gabinete terminal para uso exterior, montado sobre cada transformador para alambrado de los transformadores de medida, relés, señales de indicación, ventiladores, motores, etc.

• Panel remoto para interior grado de protección IP3X (con regulador, control e indicación remota de posición de OLTC y temperaturas).

• Los gabinetes y cajas terminales para uso exterior deben tener techo con pendiente para que corra el agua y deben soportar el peso de una persona sin deformarse.

Los gabinetes cumplirán con las normas técnicas establecidas para el control de riesgo por arco eléctrico definidas en la normas IEC 61439-1 e IEC 61641.

19.1 GRADO DE PROTECCIÓN Y CONSTRUCCIÓN

Todos los gabinetes terminales y de control adosados a los transformadores deben ser resistente a la corrosión y atmósferas agresivas salinas e industriales con grado de protección IP65 de acuerdo con la norma IEC 60529.

El fabricante deberá demostrar que en su diseño y construcción se han tomado medidas para que los gabinetes soporten, sin deterioro alguno y durante la vida útil del transformador, las influencias externas tales como vibración, impactos mecánicos, corrosión y atmósferas agresivas salinas e industriales, solventes corrosivos, hongos, radiación solar, humedad, y, que el diseño también haya considerado la atmósfera explosiva en la que se encuentran montados.

También tendrán iluminación, calefacción controlada por higrostato y una toma corriente doble monofásica GFCI de 220 V, 15 A, con polo de puesta a tierra Tipo B (NEMA 5-15R) Ref 7599-HF LEVITON o similar. También se solicita que los cables flexibles de conexión vengan con un sobrante de cable de 2,5 metros.



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19.2 FIJACIÓN Y PUESTA A TIERRA

Las puertas deben estar unidas por medio de cintas de cobre al gabinete que garanticen el mismo potencial del conjunto. El interior de cada gabinete deberá estar provisto de una barra de cobre que permita la puesta a tierra de las pantallas de los cables de control y potencia.

19.3 CABLEADO, BORNERAS Y TERMINALES

El cableado de control se hará con conductores apantallados de cobre trenzado no menores de 2,5 mm2 de sección y los conductores de potencia serán del mismo tipo y de sección no menor que 4 mm2. Los conductores para los transformadores de corriente de buje serán de cobre trenzado NEMA clase B, calibre 6 mm2 de 19 hilos calibre 0,26 mm2. Todos los cables y materiales usados para el cableado de los gabinetes serán retardantes al fuego y no se aceptarán aquellos que contengan halógenos.

El cableado interno de los gabinetes estará dentro de canaletas plásticas (retardantes al fuego y sin halógenos), con tapas y deberá terminar en borneras para las conexiones externas del control, instrumentación y potencia auxiliar. Los circuitos de control y de potencia deberán estar separados. Las borneras para las conexiones de los transformadores de corriente de buje deberán ser las adecuadas y las borneras de control serán de 600 V, 20 A. Las de fuerza, el fabricante las seleccionará de acuerdo con la carga. De todas los tipos se debe dejar como repuesto el 10 % de las borneras utilizadas. Los terminales de los transformadores de corriente deben ser de tipo ojo o anillo y no se aceptará más de una conexión por bornera.

Todos los conductores dentro de los gabinetes, cajas, cajetines de los equipos, serán identificados en las borneras de cada terminal con anillos de plástico deslizantes que deben ser sometidos a aprobación de ISA-REP. Las marcas deberán contener el número del cable y subconductor, y los puntos de origen y destino.

19.4 INDICACIÓN REMOTA

Todos los relés y detectores de temperatura deberán tener suficientes contactos auxiliares para la señalización remota al sistema de control de la subestación, aptos para operar a 110 Vcc.

20. ACEITE

El aceite deberá cumplir con la última edición de la IEC 60296. Durante la etapa de oferta se deberá presentar el data sheet del aceite a utilizar para aprobación de ISA-REP.

El aceite mineral aislante deberá ser No Inhibido y de base nafténica, sin adición de pasivador de corrosión, ni presentar contenidos de DBDS (dibenzyldisulfide) y PCB (BifenilosPoliClorados)

El aceite se almacenará en tambores no retornables de 200 litros (55 galones) que cuidadosamente se hayan limpiado para tal propósito y no se hayan utilizado para otros fines. Una cantidad equivalente al 5% de la requerida para los transformadores será suministrada como reserva, cuyo costo estará incluido en el costo de los equipos.

Los recipientes de muestras de aceite y los tambores despachados por el Contratista deben identificarse al menos con la designación del fabricante, la fecha de empaque, la clase y calidad del aceite.



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Es responsabilidad del fabricante de los transformadores definir el mejor tipo de aceite mineral aislante a utilizar para su correcto funcionamiento. Se debe definir un aceite mineral aislante, que sea intercambiable y miscible.

20.1 OBJETO

Se determina en el siguiente ítem las características de los aceites aislantes nuevos no inhibidos (tipo 0), inhibidos tipo I y tipo II, de procedencia mineral, que serán utilizados como medio aislante y refrigerante en equipos nuevos y en servicio, para este caso específicamente en transformadores de alta tensión. El aceite podrá suministrarse en tambores, tanques, etc. Esta especificación aplica solamente para los aceites nuevos, tal y como se reciben en los contenedores.

También define que el aceite mineral aislante, sea intercambiable, miscible y compatible con otros aceites minerales aislantes existentes en los equipos eléctricos.

Este ítem no se aplica para los líquidos aislantes vegetales o sintéticos p.e.: Siliconas, éteres, polibutenos.

El presente ítem se aplica a los aceites aislantes nuevos no inhibidos o tipo 0, inhibidos tipo I y tipo II, de procedencia mineral, que serán utilizados como medio aislante y refrigerante en equipos nuevos y en servicio, específicamente en transformadores de alta tensión.

20.2 DEFINICIONES

ACEITE MINERAL: Aceite procedente de la refinación del petróleo.

ACEITE INHIBIDO: Aceite mineral aislante que contiene aditivos antioxidantes del tipo 2,6-diterbutil paracresol o 2,6-diterbutilfenol

ACEITE NO INHIBIDO: Aceite mineral aislante que no contiene aditivos antioxidantes de ningún tipo (2,6-diterbutil paracresol o 2,6-diterbutilfenol, ni desactivadores metálicos como BTA y sus derivados).

ACEITE TIPO 0: Aceite no inhibido.

ACEITE TIPO I: Aceite inhibido cuya concentración de aditivo antioxidante es menor a 0.08% w/w.

ACEITE TIPO II: Aceite inhibido, cuya concentración de aditivo antioxidante es menor a 0.3% w/w.

ADITIVOS: Sustancias químicas que se agrega deliberadamente en pequeñas proporciones al aceite aislante para mejorar ciertas características.

INHIBIDOR DE OXIDACIÓN: Aditivo incorporado al aceite aislante para reducir o retrasar su degradación debido a la oxidación.

BASE NAFTENICA: Base mineral en cuya composición química se encuentran muy bajo contenido de parafinas. Estas bases poseen un punto de congelación bajo.

BASE PARAFINICA: Base mineral en cuya composición química se encuentran las parafinas como los compuestos mayoritarios.

COMPATIBLE: Se dice que dos aceites o más son compatibles cuando al mezclarlos entre sí, en cualquier proporción, no forman compuestos indeseables ni precipitados.



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ESPECTRO INFRARROJO: Diagrama en donde se muestran los movimientos vibracionales, traslacionales y rotacionales de las moléculas orgánicas, entre las longitudes de onda de 4000 - 650 cm-1. Muestra la composición en grupos funcionales de las moléculas orgánicas (CH3, C=O, OH, CHO, etc).

GRANEL: Aceite aislante transportado en grandes cantidades sin envasar, por Ejemplo en carro tanques.

LIQUIDO DIELECTRICO SINTETICO: Liquido Aislante cuya procedencia no es de origen natural (petróleo).

LOTE: Se entiende como lote , el aceite procesado y obtenido bajo las mismas características y en el mismo periodo de tiempo. . El fabricante del aceite es quien define los respectivos números de lotes y los controles a cada lote obtenido.

REMESA: Es el aceite entregado de una sola vez, en tambores, tanques, o contenido en cada equipo, el cual podría estar conformado por uno o más lotes de aceite.

MISCIBLE: La miscibilidad hace referencia a la mezcla de dos o más tipos de aceites aislantes con características químicas similares, en donde se obtiene un conjunto o mezcla homogénea sin incompatibilidades.

REFINACIÓN: Es la obtención de subproductos del petróleo a través del control de rangos de temperatura y presión de vacío. En uno de estos rangos se obtienen las bases nafténicas o parafínicas apropiadas para la obtención de los aceites aislantes.

TRANSFORMADOR ABIERTO: Transformador en el cual el sistema de preservación del aceite tiene contacto permanente con el medio ambiente.

TRANSFORMADOR SELLADO: Transformador en el cual el sistema de preservación del aceite está aislado del contacto directo con el medio ambiente, a través de membranas, bolsas, o con un gas blanket.

20.3 CONDICIONES GENERALES

Las siguientes son condiciones a cumplir por el fabricante, durante la fase de producción de los aceites minerales aislantes:

20.4 COMPOSICIÓN QUÍMICA

Los aceites minerales aislantes deben haber sido obtenidos a partir de crudos de base predominantemente NAFTENICA. La composición química del aceite aislante debe estar entre los siguientes rangos:

Compuestos Nafténicos: 40 - 70% w/w

Compuestos Aromáticos: <5 % w/w

Compuestos Parafínicos: 20 - 45% w/w

Los compuestos aromáticos deseables en el aceite son aquellos que tengan excelentes propiedades antioxidantes, de tendencia al gaseo y de impulso.

El Fabricante del aceite aislante deberá indicar todos los aditivos que tiene el aceite aislante, así como las concentraciones dosificadas en los mismos.



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20.5 PRODUCCIÓN

a) Obtención

Los Aceites Aislantes deben ser obtenidos de la refinación del petróleo, y luego, mediante algunos procesos industriales como hidrogenación, extracción por solventes, hidrotratamiento, tratamiento ácido, tratamiento con arcillas o por combinación de éstos, obtener aceites aislantes con las especificaciones recomendadas.

b) Certificación

El fabricante, deberá enviar a ISA-REP, el certificado vigente de aseguramiento de la calidad ISO 9000 de la planta de procesamiento de aceites. Además deberá suministrar a ISA-REP, un resumen que dé información sobre el origen de los crudos o bases minerales utilizadas y sobre los procesos industriales empleados para la obtención de los aceites aislantes.

Los aceites aislantes cubiertos por esta especificación deben ser analizados según los parámetros contemplados en la CTG de Aceites (PE-AM17-GP030-GEN-D022_Rev 0). Después de la aprobación del aceite por parte de ISA-REP, no se podrán hacer cambios en la fuente origen del crudo, en los métodos de refinamiento o procesamiento y en los métodos de despacho, sin haber sido sometidos a la aprobación de ISA-REP.

Cualquier refinador o suministrador de aceite, interesado en someter a aprobación de ISA-REP, un aceite dieléctrico diferente al cubierto por esta especificación, deberá suministrar muestras adecuadas del producto con la suficiente información técnica a criterio de ISA-REP.

El fabricante deberá entregar la certificación en idioma español de la ausencia de PCB en los aceites suministrados

20.6 GESTIÓN AMBIENTAL Y SALUD OCUPACIONAL

a) Gestión Ambiental

El fabricante deberá dar a conocer las características de reciclabilidad o no y los componentes que puedan ser de características peligrosas. Dar a conocer cuál es su disposición final acorde con la legislación Peruana, una vez termine su vida útil.

El proveedor deberá entregar un certificado de no presencia de PCB para cada uno de los lotes correspondiente a los aceites entregados a ISA-REP.

b) Salud Ocupacional

El fabricante debe proporcionar las recomendaciones de seguridad y salud en el trabajo para el control de riesgos del personal durante su transporte, almacenamiento, manipulación.

Debe adjuntar la ficha de datos de seguridad del producto de conformidad con las normas nacionales e internacionales.

20.7 INSPECCIÓN Y MUESTREO

20.7.1 Inspección de la fábrica

ISA-REP podrá hacer una inspección general de las instalaciones del fabricante, para verificar las condiciones del procesamiento, rotulación, acondicionamiento y manejo del aceite dieléctrico. Como resultado de esta inspección, el aceite puede ser rechazado,



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independientemente de los resultados de las pruebas realizadas por el fabricante para la verificación de las características del mismo.

20.7.2 Muestreo del aceite aislante

El muestreo del aceite se deberá efectuar conforme a lo indicado en la última versión de las Normas ASTM D-923.Standard Methods of Sampling Electrical Insulating Liquids, o IEC 60475 – Method of Sampling of Insulating Liquids.

Para la aceptación previa del aceite aislante por parte de ISA-REP, se deberán anexar los resultados de todos los ensayos del Anexo 1, realizadas en su laboratorio o en un tercero de reconocimiento internacional, anexando los respectivos espectros Infrarrojo.

20.7.3 Acondicionamiento para el despacho

Los tanques utilizados para el suministro a granel deberán ser apropiados para el almacenamiento y/o transporte del aceite dieléctrico mineral y no deben haber sido utilizados para otros fines.

Cuando el aceite va a suministrar en tambores, éstos deberán ser nuevos y con una capacidad aproximada de 210 litros. Cada tambor deberá tener una identificación o marca indeleble en sus partes superior e inferior con la siguiente información como mínimo:

• Nombre o marca comercial del suministrador

• Identificación completa del aceite

• Número de serie o lote

• Fecha de llenado del aceite

• Peso bruto del líquido

• Volumen del aceite

• Etiqueta de seguridad

Los tambores deberán estar protegidos externamente con una película polimérica y ser aptos para el almacenamiento a la intemperie. Preferiblemente deberán tener un colchón de nitrógeno seco y un revestimiento interno resistente a la acción del aceite, que no altere las propiedades físicas ni químicas del aceite. Las dos aberturas en su parte superior, deberán estar provistas de tapas que sean estancas al aceite y no permitan la entrada de humedad. Las tapas y sellos deberán ser del tipo "triple seguridad" o similares.

20.8 PRUEBAS DE CONTROL DE CALIDAD ESPECIFICADAS

20.8.1 Pruebas de control de calidad a la materia prima

Como mínimo se deberá anexar los protocolos de pruebas realizados para el control de calidad de la materia prima a utilizar para la obtención de los aceites aislantes:

- % Azufre total (S).

- % Nitrógeno (N).

- El Rango de la temperatura de destilación de la base utilizada.

- Peso molecular promedio de la base mineral utilizada.

20.8.2 Pruebas de control de calidad sobre el producto final



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El fabricante del aceite aislante deberá suministrar a ISA-REP los certificados expedidos por un Laboratorio de reconocimiento internacional, para cada uno de los lotes a suministrar y en donde consten los valores obtenidos en las pruebas, anexando un análisis químico certificado, en donde muestre la composición química del aceite (%Aromáticos, %Parafinas, %Naftenos, etc.), y su peso molecular promedio, indicando las metodologías utilizadas para éstas pruebas. También se deben anexar espectros infrarrojos (I.R.).

Los reportes de pruebas a presentar por el proveedor, antes de la remisión del aceite, deberán contener como mínimo la siguiente información:

• Tipo o clasificación del aceite

• Identificación y cantidad del aceite del lote

• Número de unidades ensayadas

• Descripción breve de las pruebas

• Resultados obtenidos

• Nº de Orden de Compra o Pedido.

20.8.3 Aceptación o rechazo del aceite aislante

Para verificar la conformidad del aceite suministrado, ISA-REP, tomará muestras de aceite de los contenedores (Tanques o tambores) y procederá a realizar los respectivos ensayos, los cuales deberán coincidir con los resultados obtenidos en las muestras suministradas previamente por el fabricante. El procedimiento de toma de muestras se realizará según las normas ASTM D-923.Standard Methods of Sampling Electrical Insulating Liquids, o IEC 60475 – Method of Sampling of Insulating Liquids

- El aceite aislante suministrado deberá pasar todas las pruebas establecidas en la CTG de Aceites (PE-AM17-GP030-GEN-D022_Rev 0), de acuerdo al tipo de aceite solicitado por ISA-REP. Si alguno de los ensayos falla, el aceite será rechazado.

Otro criterio para aceptación o rechazo del aceite, será mediante la comparación de los espectros I.R., de las muestras iniciales enviadas al laboratorio y del aceite suministrado por el fabricante.

20.8.3.1 Aceite suministrado en tanques

Para los aceites suministrados a granel, en el local de recepción se retirarán tres (3) muestras de cada tanque, para realizar los respectivos ensayos a dos de estas. Si las dos (2) muestras presentan resultados no exitosos, se rechaza el aceite contenido en el tanque. Si una de las dos muestras analizadas no pasa, se analizará la otra muestra, en caso de no pasar se rechaza el aceite contenido en el tanque.

20.8.3.2 Aceite suministrado en tambores

Para los aceites suministrados en tambores, el criterio para aceptación o rechazo del aceite dieléctrico será el indicado en la CTG de Aceites (PE-AM17-GP030-GEN-D022_Rev 0). Lo primero que se debe verificar es si el aceite suministrado corresponde a uno o más lotes de aceite, con el fin de decidir cuántos tambores se analizarán.

De cada tambor seleccionado aleatoriamente, se tomará una muestra y se someterá a todas las pruebas de acuerdo con la CTG de Aceites (PE-AM17-GP030-GEN-D022_Rev 0). Todas las unidades seleccionadas deberán ser registradas y nuevamente selladas, después de tomar la muestra. Si la muestra no tiene éxito positivo en cualquiera de las



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pruebas, se deberá retirar y ensayar dos (2) nuevas muestras del mismo tambor. En caso de ocurrir un nuevo no éxito en una cualquiera de las pruebas, se considerará el tambor como fallado y el lote como rechazado.

20.8.4 Aceite suministrado en equipos

Cuando se va a comprar un equipo nuevo (Transformador de Potencia), es responsabilidad del fabricante del equipo, definir el mejor tipo de aceite a utilizar y los aditivos que deberá tener de acuerdo al diseño del equipo. El fabricante del equipo deberá suministrar la siguiente información del aceite aislante a utilizar:

− Los resultados de las pruebas de control de calidad realizadas al aceite y especificadas en en la CTG de Aceites (PE-AM17-GP030-GEN-D022_Rev 0), para cada uno de los lotes de aceite utilizados en el llenado de los equipos. Estos ensayos deberán ser realizados en un laboratorio acreditado bajo la norma ISO-IEC 17025.

− El Fabricante del equipo deberá suministrar la información referente a todos los aditivos agregados al aceite aislante, así como las concentraciones dosificadas en los mismos.

− Se deberá adjuntar el espectro Infrarrojo para cada uno de los lotes de aceite aislante − Se deberá entregar relacionada con la composición química aproximada del aceite

(%aromaticos, %naftenos, %parafinas) − Cuando los equipos estén ubicados en el sitio y llenos con el aceite, el laboratorio

procederá a tomar una muestra de aceite para sus análisis. En caso que el resultado de una de las pruebas no sea exitoso, se deberá tomar dos (2) muestras adicionales para someter nuevamente a todas las pruebas. En caso de ocurrir una nueva falla en cualquiera de las pruebas, el aceite y el equipo serán rechazados.

21. DOCUMENTACIÓN TÉCNICA

El fabricante debe entregar la información sin limitarse a ella, que se relaciona a continuación con los plazos de entrega, dados en la Tabla 7.

Tabla 7.

DESCRIPCIÓN PLAZOS

• Revisión de Diseño

• Placa de Características

• Diseño eléctrico

• Características técnicas del papel termo estabilizado

• Diseño mecánico interno

• Características de accesorios

• Placa de válvulas

• Diseño mecánico externo

• Memorias de cálculo sísmico

• Información de las característica técnicas del aceite

Treinta días antes de la reunión de revisión del

diseño.



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DESCRIPCIÓN PLAZOS

• Planos de dimensiones generales. Quince días después de aprobado el diseño

• Planos de dimensiones de transporte. Quince días después de aprobado el diseño

• Planos esquemáticos eléctricos, Gabinete adosado y Gabinete de cambiador de tomas.

Treinta días después de aprobado el diseño

• Planos mecánicos, Gabinete adosado. Treinta días después de aprobado el diseño

• Planos de características y dimensiones de Empaques. Treinta días después de aprobado el diseño

• Plan de pruebas durante la etapa de fabricación

• Pruebas de accesorios.

• Pruebas de Materia prima.

• Pruebas de tanque y tanque conservador y radiadores.

• Procedimiento de pintura.

Treinta días después de aprobado el diseño

• Manual y protocolos de Pruebas en Fábrica Treinta días antes de las pruebas en fabrica

• Informe de Pruebas en Fábrica Quince días después de realizadas la pruebas

• Manual de instrucciones para transporte, recepción, almacenamiento (indicar el peso de transporte, las dimensiones de la pieza más pesada).

Durante las pruebas en fabrica

• Manual y planos de montaje que incluya el procedimiento para el manejo de cada uno de los componentes y el plan de control de calidad del montaje.


• Manuales de operación y mantenimiento. Durante las pruebas en fabrica

• Tablas de nivel de aceite para la cuba y el cambiador de tomas bajo carga.


• Procedimiento de lectura del registrador de impactos. Durante las pruebas en fabrica

21.1 RECEPCIÓN Y ALMACENAMIENTO

El fabricante deberá suministrar a ISA-REP antes del despacho desde fábrica los criterios y el procedimiento a seguir en la recepción y el almacenamiento de los transformadores, con base en la humedad encontrada a la llegada a sitio. Deberá indicar cómo se determina esa humedad y con qué valores el equipo se considera húmedo y, para el caso en que el transformador los supere, establecer el procedimiento del secado.

El fabricante también deberá indicar los criterios y tiempos máximos del almacenamiento de los transformadores en caso de que no sea puesto en servicio inmediatamente después de su llegada a sitio.



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Así mismo, el Contratista deberá suministrar a ISA-REP antes del despacho desde fábrica las características de los registradores de impacto a utilizar, el cual deberá ser del tipo electrónico con registro digital y referenciado satelital de los datos, así como las máximas aceleraciones permitidas durante el transporte de los equipos.

22. REQUISITOS PARA TRANSPORTE

Con el fin de verificar en el sitio los choques o impactos no usuales durante el transporte, se colocarán registradores de impacto, que operen en tres direcciones, la cuba deberá disponer de los puntos de fijación de los registradores. El Contratista deberá entregar a ISA-REP antes de despacho del equipo desde fábrica los valores límites de aceleración y los criterios de evaluación de impactos y las acciones a tomar en cada caso.

El sistema deberá contar con acelerómetros que midan en las tres direcciones; la cuba deberá disponer de puntos de fijación para los registradores. El registro de hora y fecha deberá corresponder al uso horario de PERÚ (GMT+5). Los registradores son propiedad del Contratista y éste deberá recuperarlos y extraer los registros, los cuales deberán ser enviados a ISA-REP en todos los casos. Los trámites, solicitudes y demás documentos necesarios para la importación temporal y la posterior re-exportación de los registradores de impacto será responsabilidad del Contratista, así como el pago de todos los impuestos, depósitos y costos de fletes ocasionados por el retorno de los registradores al fabricante. En caso de que el Contratista desee renunciar a recuperar los registradores, tal renuncia deberá ser explícita. ISA-REP custodiará, sin ninguna responsabilidad y de buena voluntad, los equipos no recuperados por un período no superior a 1 mes calendario, posterior al arribo de los equipos al sitio.

Para supervisión del proceso de transporte se realizaran Antes del cargue en fábrica, y después en las diferentes fases del transporte de las unidades, la Prueba de análisis de barrido de frecuencia de devanados (SFRA) conforme a lo solicitado en el numeral 23.6.17, para lo cual se debe dejar instalado y conectado un pequeño buje de al menos 1 kV de tensión asignada, en reemplazo del buje de alta tensión para poder tener fácil acceso a las conexiones del devanado.

El transporte del transformador se deberá realizar sin aceite y presurizado positivamente con aire seco, con una temperatura de punto de rocío inferior a -40°C. Se deberá realizar, antes del despacho y a su llegada a sitio, la estimación de humedad de los aislamientos del transformador por medio de la prueba de medición del punto de rocío de la atmósfera interna del transformador. El valor máximo aceptado es de 0.5%, en caso de valores superiores se deberá someter el transformador a un proceso de secado el cual correrá por cuenta del fabricante. El fabricante deberá instalar para el transporte un regulador automático de presión, con su respectivo medidor de tal manera que se compense automáticamente las diferencias de presión, con el fin de garantizar durante todo el transporte del el transformador presión positivo dentro de tanque.

23. PRUEBAS EN FÁBRICA

23.1 GENERAL

Las pruebas que aquí se especifican serán presenciadas por personal de ISA-REP o por un representante autorizado, a menos que ISA-REP desista por escrito, y se realizarán de acuerdo con la última versión de las publicaciones IEC y ANSI/IEEE aplicables.



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El fabricante deberá notificar a ISA-REP por lo menos con (3) tres semanas de anticipación las fechas previstas para las pruebas sometiendo a aprobación el programa y los protocolos que indiquen los criterios de aceptación en cada una de ellas, los esquemas de conexión usados, así como las características y precisión de los equipos utilizados en el laboratorio en lo relacionado con potencia, control y medida.

Para las pruebas en fábrica, los transformadores deberán estar completamente ensamblados con todos sus accesorios y gabinetes totalmente instalados y con los conectores colocados en cada buje, el cumplimiento de este requerimiento es requisito indispensable para el inicio de las pruebas.

El fabricante deberá informar expresamente en su propuesta si tiene alguna limitación en el laboratorio para la total realización de una prueba determinada.

El equipo no podrá ser embarcado sin autorización y previa aprobación de ISA-REP.

23.2 FALLAS Y DESVIACIONES DURANTE LAS PRUEBAS EN FÁBRICA

Si durante las pruebas en fábrica ocurre una falla que obligue a un desencubado para inspección interna y se retire parcial o totalmente el aceite, se procederá de la siguiente forma:

• Si el suministro es de una sola unidad y la falla o la desviación ocurre durante las pruebas de rutina, se repetirán las pruebas que se hayan hecho hasta ese momento, y, en caso de persistir la falla, el equipo será rechazado. Para darle solución al problema, ISA-REP se reunirá con las áreas de Diseño, Fabricación y Calidad del fabricante y acordará las pruebas tipo o especiales, sin costo adicional para ISA-REP,l que se deban hacer al equipo para disipar las dudas sobre la calidad del diseño y fabricación. Si la falla o anomalía se presenta en una prueba tipo o especial el equipo será rechazado y el fabricante deberá presentar un informe de las causas de la falla y las medidas tomadas para superarlas. Si el informe es aceptable, ISA-REP, se reserva el derecho de imponer nuevas condiciones en el Contrato, y si no lo es, se mantendrá el rechazo del equipo.

• Si el suministro es de varias unidades del mismo diseño y capacidad, y la falla o la desviación ocurre durante las pruebas de rutina de uno de ellos, se procederá de igual forma al párrafo anterior. Si la misma falla se presenta en otro transformador del mismo lote, ISA-REP se reunirá con las áreas de Diseño, Fabricación y Calidad del fabricante y acordará las pruebas tipo o especiales, sin costo adicional para ISA-REP, que se deban hacer a uno de ellos, escogido al azar, para disipar las dudas sobre la calidad del diseño y la fabricación. Si la falla o anomalía se presenta en una prueba tipo o especial, todos los transformadores del lote serán rechazados y el fabricante deberá presentar un informe de las causas de la falla y las medidas tomadas para superarlas. Si el informe es aceptable para ISA-REP, se reserva el derecho de imponer nuevas condiciones en el Contrato, y si no lo es, se mantendrá el rechazo de los equipos.

En cualquier caso que se requiera un secado de un transformador, el fabricante deberá analizar, a su costo, las características del papel testigo colocado en el devanado y reportar sus resultados de la medida del grado de polimerización (GP) a ISA-REP, considerando el grado de polimerización mínimo aceptable indicado en la sección 10 de este documento.



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Si durante las pruebas en fábrica se presentan desviaciones aceptables en la medida de las pérdidas y reactancia, se procederá conforme lo descrito en la Norma IEC 60076-1, en las partes que le sean aplicables.

23.3 COSTOS DE LAS PRUEBAS

Los costos de las pruebas de rutina para todos los transformadores y sus accesorios y de todas las pruebas tipo que se realizarán estarán incluidos en el precio de la oferta.

23.4 COSTOS DE INSPECCIONES ADICIONALES

El fabricante reconocerá a ISA-REP, todos los costos en que incurra al extender la comisión de la inspección de pruebas y por nuevos desplazamientos y estadía en la ciudad sede de la fábrica, si es necesario repetirle al equipo cualquier clase de pruebas debido a fallas o desviaciones.

23.5 PRUEBAS Y REVISIONES PRELIMINARES

Previo al inicio de las pruebas de aceptación en fábrica el transformador deberá estar completamente ensamblado con todos sus componentes y accesorios instalados y operativos y se realizaran las siguientes pruebas y revisiones en la siguiente secuencia propuesta:

• Revisión de dimensiones y distancias de flameo

• Revisión del montaje de ductos, tuberías, cableado y comprobar las facilidades de mantenimiento.

• Revisión de los elementos montados contra los planos aprobados.

• Revisión de los procesos de pintura y de la protección contra la corrosión: Evaluación de la calidad de la pintura aplicada para la protección contra la corrosión. La medición de espesores y adherencias de los recubrimientos se harán con base en normas internacionales previamente pactadas con el fabricante y debe contemplar la metodología de corrección de los puntos de evaluación.

• Toma de muestra de aceite para análisis físico-químico y cromatográficos de gases disueltos, antes y después de la prueba de elevación de temperatura y antes y después de las pruebas dieléctricas

• Pruebas funcionales de los relés de protección electromecánicos

• Pruebas funcionales de los sistemas auxiliares y de control

• Resistencia de aislamiento de los relés de protección electromecánicos, los sistemas auxiliares y de control

• Tensión aplicada a los relés de protección electromecánicos, los sistemas auxiliares y de control.

23.6 PRUEBAS DE RUTINA

Las pruebas de rutina serán realizadas sobre todos los transformadores del suministro, y serán ejecutadas de acuerdo con las normas IEC 60076, 600214, 60270, IEEE C57.12.90.

Las pruebas de rutina sobre los componentes y accesorios de los transformadores serán ejecutadas previamente y se deberán presentar los protocolos a ISA-REP, para su aprobación antes del inicio de las pruebas.



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Se deberán presentar los certificados de calibración vigentes de los equipos de prueba a utilizar, antes del inicio de las pruebas.

23.6.1 Medida de resistencia de devanados

Se realizará de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60076-1, Cláusula 11.2. Se permitirá una diferencia máxima entre la resistencia medida y la calculada (teórica) de 7 %, y para las medidas se utilizará una fuente controlada de corriente.

El equipo de medida de la resistencia óhmica debe ser el mismo que se usará en la medida de la resistencia en caliente en la prueba tipo de elevación de temperatura.

23.6.2 Medida de resistencia de aislamiento de devanados

Se realizará de acuerdo a lo establecido en la norma IEEE Std. 57.12.90, Cláusula 10.11, para cada uno de los devanados respecto a tierra.

23.6.3 Medida de factor de potencia del aislamiento de devanados

Se realizará de acuerdo a lo establecido en la norma IEEE Std. 57.12.90, Cláusula 10.10, utilizando como método de medición el conocido como “Doble Test” (volt-ampere-watt method).

La medida del factor de potencia deberá ser efectuada con voltajes de prueba de 2,5 kV y 10 kV para el aislamiento de cada devanado con respecto a tierra y el aislamiento entre devanados adyacentes constructivamente.

En cada prueba deberá ser medida la capacitancia equivalente en picofaradios [pf] del sistema de aislamiento bajo prueba.

23.6.4 Medida de resistencia de aislamiento del núcleo

Se realizará de acuerdo a lo establecido en la norma IEEE C57.12.90, Cláusula 10.11. El aislamiento entre el núcleo y tierra debe ser probado con 1 000 Vdc y la resistencia de aislamiento después de 1 minuto deberá ser superior a 500 kΩ.

23.6.5 Medida relación de transformación y polaridad

Se realizará de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60076-1, Cláusula 11.3

23.6.6 Medida de impedancia de cortocircuito y perdidas bajo carga

Se realizará de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60076-1, Cláusula 11.4, con 75 ⁰C como temperatura de referencia para los devanados y realizada como mínimo en tres posiciones del devanado: la posición nominal y las dos posiciones extremas.

Las mediciones deberán ser efectuadas tomando como base la corriente máxima por cada devanado para las peores condiciones operativas del sistema a potencia nominal.

Sobre la unidad en la que se realice la prueba tipo de elevación de temperatura se deberá medirlas las pérdidas con temperatura promedio de los devanados igual a la ambiente (en frío) y en caliente después de la prueba.

Para transformadores con devanado terciario las medidas deben ser ejecutadas para cada combinación de par de devanados.



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23.6.7 Medida de pérdidas en vacío y corriente de excitación

Se realizará de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60076-1, Cláusula 11.5. Las medidas deben ser realizadas en el tap nominal y al 80 %, 100 %, 105 % y 110 % del voltaje nominal.

23.6.8 Medida del contenido de partículas en el aceite después de llenado

Antes del inicio de las pruebas dieléctricas se realizará el análisis de contenido de partículas de acuerdo con lo especificado en las normas IEC 60970 e ISO 4406.

Para evaluar la condición del aceite se tomará como referencia el Anexo B de la norma IEC 60422.

23.6.9 Prueba de tensión aplicada (AV)

Se realizará de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60076-3, Cláusula 10.

23.6.10 Prueba de soporte de tensión inducida AC (IVW)

Se realizará de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60076-3, Cláusula 11.2.

23.6.11 Prueba de tensión inducida AC con medición de descargas parciales (IVPD)

Se realizará de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60076-3, Cláusula 11.3 y para la medición de descargas parciales se tendrá en cuenta lo estipulado en la norma IEC 60270.

23.6.12 Prueba de soporte de tensión AC de terminal de línea (LTAC)

Se realizará de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60076-3, Cláusula 12.

23.6.13 Prueba de Impuso atmosférico onda plena y recortada (LI, LIC)

Cada terminal de línea deberá ser sometido a la prueba de impulso atmosférico de acuerdo a lo estipulado en la norma IEC 60076-3, Cláusula 13 e IEC 60076-4.

En la secuencia de prueba deberá incluirse la onda de impulso recortado, de acuerdo al nivel de tensión del devanado bajo prueba.

En todas las pruebas los terminales que no están siendo probados deberán estar aterrizados.

23.6.14 Prueba de Impuso atmosférico en neutro (LIN)

Los terminales de neutro deber ser sometidos a la prueba de impulso atmosférico de acuerdo a lo estipulado en la norma IEC 60076-3, Cláusula 13.1.4.2 e IEC 60076-4.

En todas las pruebas los terminales que no están siendo probados deberán estar aterrizados.



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23.6.15 Prueba de impulso de maniobra (SI)

Cada terminal de línea deberá ser sometido a la prueba de impulso de maniobra de acuerdo a lo estipulado en la norma IEC 60076-3, Cláusula 14 e IEC 60076-4. La polaridad de la onda aplicada deberá ser negativa.

Los devanados que no están bajo prueba deberán ser cortocircuitado y aterrizados junto con el tanque.

La prueba debe de ser realizada aplicando directamente el impulso sobre el terminal bajo prueba, en caso de limitaciones por capacidad de los equipos de prueba, y se requiera aplicar el impulso indirectamente, este método deberá ser aprobado por ISA-REP.

23.6.16 Análisis cromatográfico de gases disueltos en el aceite aislante

La toma de muestra se realizará conforme a la norma IEC 60567. Las muestras deberán ser tomadas antes y después de la prueba de incremento de temperatura, y antes y después de las pruebas dieléctricas.

No se admiten incrementos de las concentraciones de los gases combustibles superiores a los especificados en la norma IEC 61181 “Mineral oil-filled electrical equipment – Application of dissolved gas analysis (DGA) to factory tests on electrical equipment”, entre las muestras tomadas antes y después de cada prueba.

23.6.17 Prueba de análisis de barrido de frecuencia de devanados (SFRA)

Las pruebas deben ser realizadas de acuerdo con lo expresado en la última versión de la norma IEEE C57.149 “Guide for the Application and Interpretation of Frequency Response Analysis for Oil Immersed Transformers.”

23.6.18 Prueba de estanqueidad a presión y vacío del tanque principal

La estanqueidad a presión del tanque principal se comprobará por medio de aspersión de talco, debiéndose verificar las eventuales pérdidas de aceite en juntas y soldaduras. Las pruebas se harán con una presión no menor de 0,7 kg/cm2 por encima de la presión barométrica, durante 24 horas, debiéndose medir la misma en la parte superior de la cuba y utilizando aceite a temperatura no menor que 60 ºC.

El ensayo de estanqueidad a vacío será realizado con la aplicación de vacío en el interior de la cuba con radiadores y tanque conservador (sin aceite) con presión absoluta de 3 mm de Hg. La pérdida de vacío admisible no deberá superar 40 mm de Hg al cabo de seis (6) horas de iniciado el ensayo.

La cuba deberá soportar el ensayo sin presentar deformaciones permanentes. Las deflexiones deben cumplir los requerimientos de la sección 11.10 de la norma IEC 60076-1

23.7 PRUEBAS RUTINA A LOS BUJES

Las pruebas deben ser realizadas a todos los bujes de los transformadores antes de ser instalados y en la siguiente secuencia.

23.7.1 Medidas del factor de disipación dieléctrica (tanφ) y capacitancia

Se realizará de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60137, Cláusula 9.1.



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23.7.2 Prueba de soporte de voltaje a frecuencia industrial en seco


23.7.3 Prueba de medición de descargas parciales


23.7.4 Prueba de aislamiento del tap


23.7.5 Prueba de estanqueidad


23.7.6 Prueba de soporte de impulso atmosférico en seco


23.7.7 Medida de factor de potencia del aislamiento y capacitancia a baja tensión

Se realizará sobre cada uno de los bujes una vez instalados sobre los transformadores y se deberán realizar antes y después de las pruebas dieléctricas.

Se realizará de acuerdo a lo establecido en la norma IEEE Std. 57.12.90, Cláusula 10.10, utilizando como método de medición el conocido como “Doble Test” (volt-ampere-watt method).

Para el aislamiento del cuerpo condensivo del buje (entre el conductor central y el tap de prueba) denominado como “C1”, la medida deberá ser efectuada con voltajes de prueba de 2,5 kV y 10 kV

Para el aislamiento del tap de prueba (entre el tap de prueba y tierra) denominado como “C2”, la medida deberá ser efectuada con voltaje de prueba de 500 V.

En cada prueba deberá ser medida la capacitancia equivalente en picofaradios [pf] del sistema de aislamiento bajo prueba.

Los valores de factor de potencia corregidos a 20 °C no deben superar en ningún caso el 0,5 % para el aislamiento denominado como C1 y el 1,0 % para el denominado como C2.

23.7.8 Medida resistencia de aislamiento del tap de prueba del buje

Se realizará sobre cada uno de los bujes una vez instalados sobre los transformadores y se deberán realizar antes y después de las pruebas dieléctricas.

Para la prueba se aplicará un voltaje de prueba de 500 Vdc entre el tap de prueba y tierra, y el valor de la resistencia de aislamiento después de 1 minuto deberá ser superior a 1500 MΩ.



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23.8 PRUEBAS DE RUTINA AL CAMBIADOR DE TOMAS BAJO CARGA OLTC

23.8.1 Prueba de operación

Con el cambiador de tomas bajo carga OLTC completamente ensamblado sobre los transformadores se debe realizar la prueba de operación de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60076-1, Cláusula 10.8.1.

23.8.2 Prueba mecánica

Se realizará de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60214-1, Cláusula 5.3.1

23.8.3 Prueba de secuencia


23.8.4 Prueba de aislamiento de circuitos auxiliares

Se realizará de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60214-1, Cláusula 5.3.3.

23.8.5 Prueba de presión y vacío


23.9 PRUEBAS DE RUTINA AL MECANISMO DE OPERACIÓN DEL OLTC

23.9.1 Prueba mecánica


23.9.2 Prueba de aislamiento de circuitos auxiliares


23.10 PRUEBAS DE RUTINA A LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

23.10.1 Verificación de las marcas de terminales

Se realizará de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 61869-2, Cláusula 6.13.

23.10.2 Prueba de sobretensión entre espiras


23.10.3 Prueba de precisión de medida de transformador de corriente




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23.10.4 Prueba de medición de error de relación y desplazamiento de fase para los núcleos de protección

Los núcleos de protección deben ser probados en estado estable midiendo su error de relación y desplazamiento de fase de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60869-2, Cláusula 7.3.5.

24. PRUEBAS TIPO

Las pruebas tipo deben ser realizadas de acuerdo con lo estipulado en las últimas publicaciones de la norma IEC 60076, IEC 60214, IEC 60270, IEC 60137, IEC 61869-2.

Los reportes de las pruebas tipo deber ser enviados a ISA-REP para su aprobación. Reportes de pruebas tipo de ensayos realizados previamente sobre unidades similares, pueden ser enviados a ISA-REP para su aprobación, para determinar su equivalencia y validez con la prueba tipo requerida en las Especificaciones Técnicas, el reporte de la prueba tipo enviado deberá ser lo suficientemente detallado en cuanto a las condiciones de la prueba, así como las características particulares de diseño y capacidades del equipo bajo ensayo, de tal forma que pueda ser establecida su equivalencia con el equipo requerido en esta especificación.

Las pruebas tipo deber ser efectuadas sobre solamente un transformador por cada tipo de diseño del suministro.

Para los accesorios y componentes del transformador, incluyendo el cambiador de tomas bajo carga, los reportes de las pruebas tipo efectuadas por el fabricante de los mismos sobre otras unidades serán aceptados, siempre y cuando correspondan al mismo tipo y modelo de los utilizados en los transformadores suministrados.

Los certificados de las pruebas tipo y de rutina de los accesorios y componentes utilizados deberán ser enviados a ISA-REP para su aprobación antes del inicio de las pruebas en fábrica de los transformadores y deberán ser anexados a sus protocolos de pruebas respectivamente.

24.1 PRUEBAS TIPO A LOS TRANSFORMADORES

24.1.1 Prueba de incremento de temperatura

El propósito de la prueba de incremento de temperatura será:

Establecer para cada potencia de todas las etapas de enfriamiento, el incremento de temperatura del aceite superior sobre la ambiente en condiciones de estado estable con la disipación de la totalidad de las pérdidas a condiciones normales de servicio de corriente de carga nominal y voltaje nominal sinusoidal.

Establecer para cada potencia el incremento de temperatura media de los devanados sobre la del aceite a las mismas condiciones anteriores.

Establecer la constante de tiempo térmica de cada devanado para cada potencia.

La prueba debe ser realizada de acuerdo con lo especificado en la norma IEC 60076-2, Cláusula 7.

El análisis de gases disueltos (DGA) deberá ser efectuado antes y justo después de terminar la prueba de incremento de temperatura, con el propósito de detectar posibles



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sobrecalentamientos localizados internos debidos al flujo de dispersión o a corrientes inducidas en partes metálicas adyacentes a los devanados.

La toma de muestra se realizará conforme a la norma IEC 60567. Para el análisis de los resultados se deberá considerar que no se admiten ningún incremento de las concentraciones de los siguientes gases combustibles: acetileno (C2H2), etileno (C2H4) y etano (C2H6), entre las muestras tomadas antes y después de cada prueba.

Los termómetros de devanados deberán ser ajustados con los gradientes obtenidos en la prueba, para dar lectura de la temperatura del punto más caliente del devanado (hot spot), de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60076-2 Anexo B.

Para cada potencia del transformador deberá ser efectuada durante la prueba una inspección termográfica y adjuntar al reporte de la prueba las imágenes a color con los termogramas de cada una de las caras del tanque principal, incluyendo la superior.

Para la medición de la resistencia óhmica de los devanados en caliente se deberá utilizar la misma fuente y equipos de medida utilizados en la medición de la resistencia óhmica en frío.

En caso de que el suministro sea de varias unidades iguales y en esta prueba el transformador seleccionado presente un aumento de temperatura que exceda los límites especificados, los demás transformadores tendrán que ser sometidos a la prueba de incremento de temperatura sin costo adicional ISA-REP, luego de que se tomen las medidas correctivas necesarias para lograr que los aumentos de temperatura estén dentro de los límites especificados.

24.1.2 Medición del nivel de ruido

Se realizará de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60076-10, Parte 10. Para la prueba se deberá considerar en operación todos los componentes del sistema de enfriamiento para la potencia nominal.

El equipo de medición deberá ser verificado antes y después de la medición, si se encuentran desviaciones en la calibración superiores a 0,3 dB de acuerdo con la norma IEC 60076-10, la medida será rechazada.

Los valores de emisión de ruido deben cumplir con la normatividad Peruana que regula estas condiciones. Ver decreto supremo Nº 085-2003-PCM.

24.1.3 Medición de contenido de armónicos en la corriente de excitación

Se hará utilizando el mismo esquema de medición utilizado en la medición de las perdidas en vacío y corriente de excitación (IEC 60076-1, Cláusula 11.5), agregando en el circuito de medición de la corriente una analizador de espectro de frecuencia.

La medición deberá ser efectuada al 90 %, 100 % y 110 % del voltaje nominal y la aplicación del voltaje al transformador deberá efectuarse gradualmente desde 0 hasta el 100% del valor de voltaje de la prueba. El mismo procedimiento deberá ser aplicado para la desenergización.

Las formas de onda instantáneas de tensión y corriente y la descripción de su contenido espectral de frecuencia deberán ser registradas con un osciloscopio digital e incluidas en el reporte final de pruebas.



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24.1.4 Medición de la impedancia de secuencia cero (homopolar) (Para transformadoresTrifásicos)

Para transformadores trifásicos con devanados en conexión estrella, se deberá efectuar la medición de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC60076-1, Cláusula 11.6

24.2 PRUEBAS TIPO A LOS BUJES (EN CASO DE SER CAPACITIVOS)

Las pruebas deberán ser efectuadas sobre un buje de cada tipo de los suministrados en los transformadores, antes de ser montados.

Los reportes de las pruebas tipo efectuadas durante los últimos 5 años por el fabricante de los mismos sobre otros bujes distintos al suministro, podrán ser aceptados, siempre y cuando correspondan al mismo tipo y modelo de los utilizados en los transformadores suministrados, el fabricante deberá enviar los protocolos a ISA-REP para su aprobación.

Si no se dispone de reportes de pruebas tipo con esta vigencia, el fabricante deberá realizar al equipo las pruebas tipo establecidas que confirmen la calidad del diseño y su costo estará incluido en el valor del transformador.

24.2.1 Prueba de soporte de impulso atmosférico en seco (BIL)


24.2.2 Prueba de soporte de impulso de maniobra en seco (SIL)


24.2.3 Prueba de soporte de voltaje a frecuencia industrial en seco con medida de descargas parciales

Se realizará de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60137, Cláusula 9.3.3, excepto que el voltaje de prueba deberá ser aplicado por 60 minutos y se realizará medición de descargas parciales con intervalos de 5 minutos.

24.2.4 Prueba de soporte de voltaje a frecuencia industrial en húmedo

Se realizará de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60137, Cláusula 8.1. El agua deberá ser aplicada de acuerdo con los requerimientos descritos en la norma IEC 60060-1, Cláusula 9.1.


Se realizará de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60137, Cláusula 8.8 y los criterios de aceptación para la prueba serán los límites de temperatura descritos en la norma IEC 60137, Cláusula 8.5.

24.2.6 Prueba de soporte mecánico de carga cantilever

Se realizará de acuerdo con lo estipulado en la norma IEC 60137, Cláusula 8.7



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24.3 PRUEBAS TIPO AL CAMBIADOR DE TOMAS BAJO CARGA OLTC

Los reportes de las pruebas tipo por el fabricante de los mismos sobre otros cambiadores de tomas OLTC distintos al suministro, podrán ser aceptados, siempre y cuando correspondan al mismo tipo y modelo de los utilizados en los transformadores suministrados, el fabricante deberá enviar los protocolos a ISA-REP para su aprobación.

24.3.1 Prueba de incremento de temperatura de los contactos


24.3.2 Prueba de conmutación


24.3.3 Prueba de corriente de cortocircuito


24.3.4 Prueba de las impedancias de transición


24.3.5 Pruebas mecánicas


24.3.6 Pruebas dieléctricas


24.4 PRUEBAS TIPO AL MANDO MOTOR DEL CAMBIADOR DE TOMAS BAJO CARGA OLTC

24.4.1 Prueba de carga mecánica


24.4.2 Prueba de sobrecarrera


24.4.3 Grado de protección del cubículo


24.5 PRUEBAS TIPO A LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

24.5.1 Prueba de corriente de corta duración




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24.5.3 Prueba de precisión de medida


25. PRUEBAS EN EL SITIO

En sitio se deben realizar las siguientes pruebas y medidas:

• Medida del contenido de humedad en el aislamiento sólido. Se hará por medio de la prueba de medición del punto de rocío de la atmósfera interna del transformador antes de proceder a cualquier actividad de montaje. El valor máximo aceptado es de 0.5%. Para valores superiores se deberá someter el transformador a un proceso de secado que deberá presentar el fabricante.

• Prueba de análisis de barrido de frecuencia de devanados (SFRA): Las pruebas deben ser realizadas de acuerdo con lo expresado en la última versión de la norma IEEE C57.149 “Guide for the Application and Interpretation of Frequency Response Analysis for Oil Immersed Transformers.”

• Medida del aceite residual del equipo a su llegada incluyendo DGA. Los resultados de esta prueba deben ser tomados en cuenta, junto con la anterior de punto de rocío, para determinar el proceso de secado.

• Medida de Capacitancia y Factor de Potencia de devanados. Serán hechas a 2,5 kV y a 10 kV y serán tomadas entre cada devanado y tierra, y entre todos los devanados constructivamente contiguos. Los valores de factor de potencia corregidos a 20 °C no deben superar en ningún caso el 0,5 %. El equipo de medida utilizado debe tener posibilidad de realizar la prueba UST (Ungrounded Speciment Test) para lo cual debe tener tres terminales.

• Medida de Capacitancia y Factor de Potencia del núcleo. Será hecha a 0,5 kV entre el núcleo y tierra. El valor de factor de potencia corregido a 20 °C no debe superar el 0,5 %.

• Medida de las Capacitancias C1 y C2 y Factor de Potencia de todos los bujes capacitivos. Las medidas de capacitancia y factor de potencia de C1 (entre el conductor central y el tap de medida) se harán a 2,5 kV y 10 kV, y las de C2 (entre el tap de medida y tierra) a 0,5 kV si es un tap de medida, o a 2 kV si es de potencial. Los valores de factor de potencia corregidos a 20 °C no deben superar en ningún caso el 0,5 % para la capacitancia C1 y el 1,0 % para la capacitancia C2.

• Comprobación del correcto funcionamiento de los dispositivos de control y protección.

• Relación de transformación y polaridad Transformadores de corriente.

• Resistencia óhmica de devanados Transformadores de corriente.

• Resistencia de aislamiento de devanados de Transformadores de corriente s.



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26. REVISIÓN DEL DISEÑO

26.1 GENERAL

La revisión del diseño se efectuará de acuerdo con las recomendaciones de grupo de trabajo WG A2.36 “Guidelines for conducting design reviews for power transformers”.

Las verificaciones que el diseño propuesto cumple completamente con los requerimientos de la Especificación deberán estar sustentadas con ensayos previos y/o cálculos, que serán entregadas en un reporte técnico a ISA-REP. El reporte técnico deberá ser suficientemente detallado de tal forma que le permita ISA-REP realizar las verificaciones y de ser necesario, solicitar las correcciones pertinentes.

Para la verificación de su capacidad de soporte de los transformadores a los esfuerzos de cortocircuito se hará de acuerdo a lo especificado en la norma IEC 60076-5.

El documento de revisión de diseño deberá ser enviado a ISA-REP para su revisión antes de iniciar la fabricación.

26.2 INFORMACIÓN NECESARIA PARA ESTUDIOS ELÉCTRICOS

El Contratista debe suministrar la información necesaria que permita construir el modelo eléctrico de los transformadores, para realizar estudios eléctricos. La información mínima, sin estar limitada a ella será la indicada en este numeral, además de las características técnicas garantizadas. Adicionalmente el Contratista debe incluir dentro de la información, el modelo matemático de los equipos inductivos que hagan parte de su suministro.

26.2.1 Características de saturación y sobrexcitación

La característica de saturación, para la posición nominal del cambiador de tomas deberá ser entregada por el fabricante a ISA-REP. Las características de voltaje rms versus corriente de excitación rms y densidad de flujo magnético (Bmax) versus Corriente pico de excitación deberán ser presentadas tanto en forma tabulada como en gráfico.

La característica de sobrexcitación, para la posición nominal del cambiador de tomas deberá ser entregada por el fabricante. La característica de voltaje rms versus tiempo deberá ser presentada tanto en forma tabulada como en gráfico.

26.2.2 Esquema de capacitancias

El fabricante deberá entregar los valores de las capacitancias equivalentes de cada devanado contra el núcleo, yugo y el tanque y el valor de las capacitancias equivalentes entre devanados constructivamente adyacentes.

Así mismo deberá entregar los valores característicos de las capacitancias entre espiras para cada devanado.

especificaciones tÉcnicas – diseÑo, fabricaciÓn y pruebas ... en curso/2015/spu-010-2015...

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