n-204

PDVSA N TITULO

REV. FECHA DESCRIPCION PAG. REV. APROB. APROB.

APROB. FECHAAPROB.FECHA

VOLUMEN 4–I

� PDVSA, 2005

N–204 TRANSFORMADORES DE POTENCIA

EMISIÓN ORIGINAL

Cesar Eizaga Luis TovarENE.11 ENE.11

ESPECIFICACIÓN DE INGENIERIA

ENE.11 C.E.0 24 L.T L.T

MANUAL DE INGENIERIA DE DISEÑO

ESPECIALISTAS

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ESPECIFICACIÓN DE INGENIERÍA

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ENE.110

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.Menú Principal Indice manual Indice volumen Indice norma

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“La información contenida en este documento es propiedad de Petróleos de

Venezuela, S.A. Esta prohibido su uso y reproducción total o parcial, así como

su almacenamiento en algún sistema o transmisión por algún medio

(electrónico, mecánico, gráfico, grabado, registrado o cualquier otra forma) sin

la autorización por escrito de su propietario. Todos los derechos están

reservados. Ante cualquier violación a esta disposición, el propietario se

reserva las acciones civiles y penales a que haya lugar contra los infractores.”

“Las Normas Técnicas son de obligatorio cumplimiento en todas las

organizaciones técnicas como parte del Control Interno de PDVSA para

salvaguardar sus recursos, verificar la exactitud y veracidad de la información,

promover la eficiencia, economía y calidad en sus operaciones, estimular la

observancia de las políticas prescritas y lograr el cumplimiento de su misión,

objetivos y metas, es un deber la participación de todos en el ejercicio de la

función contralora, apoyada por la Ley Orgánica de la Contraloría General

de la República y Sistema Nacional de Control Fiscal, Artículos 35–39”.

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Índice1 OBJETIVO 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2 ALCANCE 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3 REFERENCIAS 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1 American Society for Testing and Materials (ASTM) 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2 Comisión Venezolana de Normas Industriales (COVENIN) 4. . . . . . . . . . . . 3.3 International Electrotechnical Commission (IEC) 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.4 Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) 5. . . . . . . . . . . . . . . 3.5 National Fire Protection Association (NFPA) 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6 Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4 ABREVIATURAS 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5 DEFINICIONES 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.1 Autotransformador 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2 Barras Completamente Aisladas 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.3 Cambiador de Tomas Bajo Carga 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.4 Capacidad de Cierre 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.5 Conexiones Delta (D) 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.6 Conexiones Estrella (Y) 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.7 Nivel Básico de Aislamiento (BIL) 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.8 Simbolo del Grupo Vectorial 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.9 Subestacion de Planta 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.10 Tensión Máxima del Sistema 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.11 Tensión Nominal del Sistema 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.12 Terminal 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.13 Toma (Tap) 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.14 Transformador Cautivo 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.15 Transformador de Potencia 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.16 Transformador Seco 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.17 Transformador Seco en Aire 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.18 Transformador Sumergido en Líquido Aislante 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6 REQUERIMIENTOS GENERALES PARA EL DISEÑO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7 DISEÑO DE TRANSFORMADORES 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.1 Diseño de Transformadores de Distribución 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.2 Diseño de Transformadores de Potencia 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.3 Clases de Enfriamiento y Capacidades 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.4 Devanado del Transformador y Sistemas de Aislamiento 13. . . . . . . . . . . . .

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7.5 Sistemas de Preservación de Líquidos 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.6 Cambiador de Tomas 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.7 Capacidad de Cortocircuito 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.8 Transformadores Cautivos 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.9 Transformadores Elevadores para Generadores 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.10 Conector de Tierra para Descargadores de Sobretensión (Pararrayos) 14. 7.11 Relé de presión súbita 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.12 Terminales y Terminaciones 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.13 Seccionadores Primarios 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.14 Transformadores de Corriente en el Lado Primario (TC) 17. . . . . . . . . . . . . . 7.15 Transformador de Corriente en el Neutro del Secundario (TC) 17. . . . . . . . . 7.16 Sistemas de Protección 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.17 Accesorios 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8 VALORES NOMINALES DE TRANSFORMADORES PARASUBESTACIONES UNITARIAS 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9 INSPECCIÓN Y PRUEBAS 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.1 Inspección 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.2 Pruebas 23. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

10 CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA INSTALACIÓN DE TRANSFORMADORES 24. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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1 OBJETIVOEstablecer los requerimientos mínimos para el diseño, fabricación, instalación,inspección y pruebas de aceptación de los transformadores de potencia utilizadosen las instalaciones de PDVSA.

2 ALCANCELos criterios de diseño que se establecen en la presente norma aplican a lostransformadores y autotransformadores de potencia (de transmisión ydistribución) utilizados en las instalaciones de exploración y producción, gas,refinación, mercadeo y suministro pertenecientes a PDVSA.

Esta norma aplica a transformadores y autotransformadores de potencia (detransmisión y distribución), con la excepción de los siguientes tipos especiales yde pequeña capacidad:

– Transformadores monofásicos de menos de 1kVA y polifásicos de menos de5 kVA.

– Transformadores de medición.– Transformadores para convertidores estáticos.– Transformadores de arranque.– Transformadores de ensayo.– Transformadores de soldadura.– Transformadores de aislamiento.– Transformadores rectificadores de protección catódica.

3 REFERENCIAS

3.1 American Society for Testing and Materials (ASTM)D 3487 Standard Specification for Mineral Insulating Oil Used in ElectricalApparatus.

3.2 Comisión Venezolana de Normas Industriales (COVENIN)536 Transformadores de Potencia. Generalidades.

3.3 International Electrotechnical Commission (IEC)60071–1 Insulation co–ordination – Part 1: Definitions, Principles and Rules.

60071–2 Insulation co–ordination – Part 2: Application Guide.

60076–5 Power Transformers Part 5: Ability to Withstand Short Circuit.

60076–1 Power Transformers – Part 1.

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60296 Fluids for Electrotechnical Applications Unused Mineral Insulating Oils forTransformers and Switchgear.

3.4 Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE)141 Recommended Paractice for Electric Power Distribution for Industrial Plants.

C57.12.00 General Requirements for Liquid–Immersed Distribution, Power, andRegulating Transformers.

C.57.12.01 Standard General Requirements for Dry–Type Distribution and PowerTransformers, Including Those with Solid–Cast and/or Resin EncapsulatedWindings.

C.57.12.24 Standard for Sumergible, Thre Phase Transformers, 3750 kVA andSmaller: High Voltage, 34500 Grd. Y / 19920 Volts and Below, Low Voltage, 600Volts and Below.

C57.12.55 Transformers Used in Unit Installations, Including UnitSubstationsConformance Standard Replaces.

C57.12.90 Test Code for Liquid–Immersed Distribution, Power, and RegulatingTransformers.

C57.12.91 Standard Test Code for Dry–Type Distribution and Power Transformer.

3.5 National Fire Protection Association (NFPA)70 National Electrical Code.

3.6 National Electrical Manufacturers Association (NEMA).

250 Enclosures for Electrical Equipment (1000 Volts Maximum).

3.6 Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA)N–201 Obras Eléctricas.

N–203 Diseño de Sistemas de Potencia.

N–242 Instalaciones Eléctricas y Ensayos.

N–276 Design And Fabrication of Liquid–immersed Power Transformers of 500Kva Through 10,000 Kva up to 34.5 Kv High Voltage Winding.

N–352 Technical Specification for Liquid–Immersed Transformers up to 230 Kvand 60 Mva (OA)

PI–13–06–01 Transformadores Sumergidos en Líquidos Aislantes.

PI–13–06–02 Transformadores con Aislamientos Sólidos (Secos).

PI–13–06–03 Inspección en el Campo para Recepción de Transformadores.

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PI–13–17–01 Aceites Dielectricos para Uso en Equipos de Potencia yDistribución Eléctrica.

90619.1.051 Transformadores para Subestaciones Unitarias.

90619.1.091 Puesta a Tierra y Protección Contra Sobretensiones.

4 ABREVIATURASONAN:Inmerso en Aceite, Auto Enfriado Aire Natural.

ONAF: Inmerso en Aceite, Auto Enfriado Aire Forzado.

OFAF: Inmerso en Aceite, Auto Enfriado Aceite y Aire Forzado.

AN: Seco, Autoenfriado Aire Natural.

AF: Auto Enfriado Aire Forzado.

5 DEFINICIONESAdicionalmente a las definiciones establecidas en la norma PDVSA N–201 sedeben tomar en consideración las siguientes:

5.1 AutotransformadorEs un transformador en el que por lo menos dos de sus devanados tienen unaparte en común.

5.2 Barras Completamente AisladasSon barras completamente recubiertas o cubiertas con material sólido aislante.Estas pueden ser aisladas como barras individuales. El propósito del aislamientoes prevenir la propagación de arcos entre fases o fase y tierra.

5.3 Cambiador de Tomas Bajo CargaEl cambiador de tomas bajo carga consiste de un selector o conmutador y uninterruptor de arco inmerso en aceite, un mecanismo motorizado y elementos decontrol automático. El tanque del interruptor desviador debe ser presurizado ytener un dispositivo de protección por sobrepresión que desconecte eltransformador y libere completamente la presión.

5.4 Capacidad de CierreCapacidad de cierre es la corriente momentánea máxima a la cual el interruptorpuede cerrarse sobre una falla sin que se abra o se deteriore. La corrientemomentánea máxima puede ser definida en términos de amperios pico o rms yocurre cuando el interruptor cierra sobre una falla permanente.

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5.5 Conexiones Delta (D)Es la conexión en la cual un terminal de cada devanado de fase de untransformador trifásico o los devanados de transformadores monofásicos de lamisma tensión nominal, asociados a un banco trifásico, están conectados enserie para formar un circuito cerrado.

5.6 Conexiones Estrella (Y)Es la conexión en la cual un terminal de cada devanado de fase de untransformador trifásico, o de cada uno de los devanados de los transformadoresmonofásicos de la misma tensión nominal, que forman un banco trifásico, estánconectados a un punto común (punto neutro) y los otros terminales a losterminales de línea correspondientes.

5.7 Nivel Básico de Aislamiento (BIL)Es la designación del conjunto de valores de tensiones de ensayo, tanto afrecuencia industrial como a ondas de impulso, que caracteriza al aislamiento deltransformador con relación a su capacidad para resistir esfuerzos dieléctricos.

NOTA: El nivel de aislamiento se expresa generalmente por los valores de ambastensiones de ensayo, a frecuencia industrial ondas de impulso completas.

5.8 Simbolo del Grupo VectorialEs la notación convencional indicando las conexiones respectivas de losdevanados de alta, intermedia y baja tensión y su desfase expresado comonúmero de horas.

5.9 Subestacion de PlantaUna subestación utilizada principalmente para alimentar a una instalación deprocesos.

5.10 Tensión Máxima del SistemaEs el mayor valor de tensión que aparece en cualquier instante y en cualquierpunto del sistema en condiciones normales de funcionamiento. Este valor excluyelas variaciones momentáneas de la tensión, como aquellas debidas a maniobrasen el sistema, causas accidentales o cambios bruscos del régimen de carga.

Nota: La tensión en circuito abierto de ciertas tomas, puede ser mayor que latensión máxima normal del sistema.

5.11 Tensión Nominal del SistemaEs el valor de la tensión eficaz entre fases por el cual se define el sistema.

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Nota: Esta tensión no es necesariamente la misma que la tensión nominal deldevanado del transformador, conectado al sistema

5.12 TerminalEs un elemento conductor previsto para la conexión de un devanado aconductores externos.

5.13 Toma (Tap)Es la conexión hecha en un punto entre los terminales de un devanado paramodificar la relación del número de espiras.

5.14 Transformador CautivoTransformador cautivo es aquel que alimenta un solo equipo, usualmente unmotor grande. El transformador puede estar localizado en una subestación ocerca del equipo al que alimenta.

5.15 Transformador de PotenciaEs un aparato estático que por medio de inducción electromagnética, transformaun sistema de tensión y corriente a otros niveles, usualmente diferentes, detensión y corriente alterna de la misma frecuencia entre dos o más devanados.

5.16 Transformador SecoEs un transformador cuyo núcleo y devanados no están sumergidos en un líquidoaislante.

5.17 Transformador Seco en AireEs un transformador cuyo núcleo y devanados están envueltos y enfriados por elaire del ambiente.

5.18 Transformador Sumergido en Líquido AislanteEs un transformador cuyo núcleo y devanados están sumergidos en un líquidoaislante.

6 REQUERIMIENTOS GENERALES PARA EL DISEÑO DETRANSFORMADORES DE POTENCIA

6.1 Los transformadores para subestaciones unitarias deben cumplir con loestablecido en la Guía de Diseño de Ingeniería PDVSA 90619.1.051.

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6.2 La capacidad para soportar los efectos térmicos y dinámicos de los cortocircuitos,debe ser de 2 segundos para el caso de transformadores de Subestaciones deplanta y de 3 segundos para Subestaciones principales y de potencia (según lanorma IEC 60076–5).

6.3 Para los transformadores inmersos en aceite, se deben usar aceites producidoslocalmente por el ingeniero de PDVSA según ASTM D 3487 o IEC 60296. No sonaceptados aquellos aceites que contengan Bifenilos Policlorinados (PCB).

6.4 Las clases y los niveles básicos de aislamiento (BIL) deben ser como seespecifica en el código IEEE STD C57.12.00 o IEC 60071 Partes 1 y 2. La clasede aislamiento de los aisladores pasatapas (bushing) debe ser mayor o igual queel del terminal de la bobina a la cual se conecta.

6.5 Los transformadores del tipo no sellados, deben tener un tanque conservadormontado sobre el punto más alto del sistema de circulación de aceite.

Éste debe tener internamente una membrana para la separación aire/aceite.Cada tanque conservador debe tener un indicador de nivel de aceite visible.

6.6 Para voltajes hasta 34,5 kV, la conexión terminal de los cables debe estar en unacaja fijada al transformador y acondicionada con láminas no metálicas yremovibles apropiadas para la conexión. Debe tener internamente tornillos detamaño apropiado para las conexiones a tierra. La caja debe ser a prueba de aguacon un grado mínimo de protección NEMA 4 ó grado IP 66 (ver norma NEMA 250)y tener un adecuado calentador de espacio, filtros absorbentes u otro dispositivoque prevenga la condensación. El cableado BT debe estar segregado en barrasmetálicas. Cuando son requeridos los ductos de barras, éstos se deben acoplara la caja de conexiones sin afectar el grado mínimo de protección.

6.7 Los tableros de transformadores MT y BT mayores de 2,5 MVA, deben contenerun interruptor como mecanismo para el aislamiento del cable del transformadorpara propósitos de pruebas. Las canalizaciones del primario o secundario, debenacoplarse por debajo de la caja de conexiones del transformador, deben ser detipo metálico y deben proteger mecánicamente los cables.

6.8 Los radiadores para transformadores mayores de 2,5 MVA, deben serdesmontables y deben estar acoplados al tanque por medio de bridas apernadasy válvulas para el bloqueo del refrigerante.

6.9 Todas las cajas de conexiones deben tener un techo metálico a 50 mm de la partesuperior de la caja.

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6.10 Una placa metálica duradera y resistente a la corrosión, suministrada por elfabricante, debe estar fijada a cada transformador. La información contenidadebe ser la especificada en el código IEEE STD C57.12.00 y la siguienteinformación, cuando aplique:

– Número de la orden de compra– Indicación de equipamiento para enfriamiento forzado.– Presión máxima de operación del sistema de preservación de aceite.– Tanque diseñado para llenado al vacío.

6.11 La pintura de acabado debe ser gris claro según el código NFPA 70; sonaceptables estándares alternativos previa aprobación de PDVSA (Ver normasIEEE 141 y C57.12.24).

6.12 El método de puesta a tierra depende de la tensión nominal del transformadortrifásico y debe regirse por lo establecido en la norma PDVSA 90619.1.091 y lassiguientes consideraciones:

– 115, 69 y 34,5 kV Neutro sólidamente puesto a tierra.– 34,5 kV Puesto a tierra a través de baja resistencia.– 13,8 kV Puesta a tierra a través de baja resistencia.– 4,16 kV Puesta a tierra a través de baja resistencia.– 0,480 kV Neutro puesto a tierra sólidamente para cargas no críticas de

iluminación, control, instrumentación y motores menores a 1 hp.– 0,480 kV Puesta a tierra a través de alta resistencia para procesos continuos

críticos.

6.13 A menos que se especifique lo contrario, el ángulo de desfase entre el voltaje delprimario y secundario para una conexión Y, debe ser según lo indicado en lanorma IEC 60076–1, estándar YN 11 (el voltaje del secundario está atrasado30 grados respecto al del primario).

6.14 Todos los devanados deben estar totalmente aislados como se define en la normaIEEE STD C57.12.00 o IEC 60076–1. Todos los neutros de las bobinas debenconectarse a un aislador externo. El terminal del neutro debe tener una clase deaislamiento igual al de la línea terminal.

7 DISEÑO DE TRANSFORMADORES

7.1 Diseño de Transformadores de DistribuciónEl diseño de los transformadores de distribución será realizado de acuerdo a lanorma COVENIN 536.

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7.2 Diseño de Transformadores de Potencia

7.2.1 Documentación del Transformador

a. Se debe disponer de los siguientes datos para los efectos de las ofertas desuministro conjuntamente con los planos correspondientes. Estos datos debenser corregidos y aplicados a los transformadores adquiridos, y deben sersuministrados con los planos finales e información de repuestos.

1. Datos técnicos del transformador (ver Tabla 3).

2. Pérdidas (Watts)

– En vacío a tensión nominal– Totales a 50, 75, 100 y 125 por ciento de la capacidad nominal.

3. Corriente de excitación a 100 y 110 por ciento de la tensión nominal(amperios o porcentaje).

4. Impedancia en la toma nominal y a capacidad ONAN (porcentaje).

5. Peso, kg (lb)

– Núcleo y bobinas.– Tanques y accesorios.– Transformador ensamblado totalmente, incluyendo el líquido.

6. Volumen de líquido, (l) (Para transformadores sumergidos en líquido).

7. Tipo de aceite suministrado.

8. Planos con dimensiones exteriores incluyendo información del motor delventilador cuando se especifica la etapa de enfriamiento ONAF.

9. Relación X/R a la toma nominal.

10. Grupo vectorial de conexionado.

11. Especificaciones de pintura.

b. Cuando se suministren transformadores de corriente (TC), se debe proporcionarla siguiente información para cada TC:

1. Relación.

2. Precisión.

3. Curva de magnetización.

4. Resistencia interna.

5. Informe de pruebas.

c. El informe de las pruebas será entregado al Ingeniero de PDVSA para cadatransformador.

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d. La documentación que debe suministrar el fabricante para transformadoresinmersos en líquido desde 500 hasta 10000 kVA y hasta un nivel de tensión de34,5 kV debe cumplir con lo establecido en la norma PDVSA N–276.

e. La documentación que debe suministrar el fabricante para transformadoresinmersos en líquido hasta 60000 kVA y hasta un nivel de tensión de 230 kV ONANdebe cumplir con lo establecido en la norma PDVSA N–352.

7.3 Clases de Enfriamiento y Capacidades

7.3.1 La capacidad del transformador de potencia estará basada en la operación conenfriamiento natural (ONAN con aumento de temperatura de 65�C).

7.3.2 En transformadores de potencia con aislamiento líquido de 750 kVA y mayores,se tomará la previsión, de incrementar su capacidad nominal continua conventiladores. Se incluirá en esta previsión, la capacidad en las partes portadorasde corriente para el valor nominal para la capacidad ONAF. Las capacidades noserán menores a las descritas en la Tabla 1.

TABLA 1. CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR

ENFRIAMIENTO NATURAL (ONAN)KVA

ENFRIAMIENTO CONVENTILADOR (ONAF)

750–2499 115 %2500–10.000 125 %mayor a 10.000 133 %

7.3.3 Si se especifican ventiladores, los motores de los ventiladores deben ser de 3fases, de tipo jaula de ardilla.

7.3.4 Cuando se especifique, se suministrarán los transformadores con aislamientolíquido con capacidad adicional por ventilación y aceite forzado (OFAF). Elcomprador especificará el tipo de enfriamiento deseado y la potencia nominal deltransformador para cada tipo.

7.3.5 Cuando se utilicen ventiladores de enfriamiento sujetados con abrazaderas, sedebe utilizar un material de aislamiento tales como almohadillas de fibra oneopreno para eliminar cualquier contacto conductivo entre los radiadores y lossujetadores.

7.3.6 Cuando se especifique, el diseño de los transformadores debe tomar en cuentalas corrientes armónicas asociadas con las cargas y aplicar la apropiadadisminución de capacidad (derating) u otros cambios en el diseño para acomodarestas cargas sin sobrecalentamiento general o localizado en cualquiercomponente del transformador.

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7.4 Devanado del Transformador y Sistemas de Aislamiento

7.4.1 Todos los devanados, conexiones y terminales de los transformadores deberánser de cobre o aluminio según la norma COVENIN 536.

7.4.2 Los transformadores inmersos en líquido con devanados de aluminio deberántener puntas de cobre (copper leads) salientes hacia las conexiones de las tomas.La transición de aluminio a cobre debe ser realizada en el líquido de aislamientoutilizando juntas de transición metalúrgicamente unidas.

7.4.3 Los transformadores inmersos en líquido deben ser provistos con aceite mineralnuevo, de acuerdo con los requerimientos de las normas ASTM D 3487 ó IEC60296. Otros líquidos aislantes, incluyendo hidrocarburos parafinados y silicona,deben ser aprobados por el ingeniero de PDVSA.

7.4.4 Se deben suministrar las Hojas de Datos de Seguridad de Material (MSDS),donde se especifique que los medios aislantes no contienen bifenilospoliclorinados (PCB).

7.5 Sistemas de Preservación de LíquidosEl Ingeniero de PDVSA especificará el tipo de sistema para la preservación dellíquido en transformadores (diafragma o tanque con sello de nitrógeno).

7.6 Cambiador de TomasSe proveerá cambiador de tomas para operación desernegizada si no seespecifica operación bajo carga. Si no se especifica de otra forma éstas seráncuatro tomas de 2,5 %: dos por arriba y dos por debajo de la tensión nominal. Elcambiador de tomas será instalado en el exterior; y será operable desde el suelo,el mismo no se ubicará en la caja de terminales o cajas que contengan accesoriosdel transformador.

7.7 Capacidad de CortocircuitoLos transformadores deben ser diseñados y construidos para soportar losesfuerzos mecánicos y térmicos producidos por cortocircuitos exteriores ycortocircuitos de fase a neutro en cualquiera de los devanados que tengan unaconexión a neutro externo, bajo las condiciones especificadas en los estándaresANSI/IEEE C.57.12.00 y C.57.12.01.

7.8 Transformadores Cautivos

7.8.1 Se especificará cuando un transformador va a ser utilizado como untransformador cautivo y las características de carga. Si la carga es un motor, seespecificará la capacidad nominal del motor, tipo de arrancador, magnitud de lacorriente de arranque y frecuencia de arranques.

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7.8.2 Los transformadores deben ser diseñados y construidos para soportar losesfuerzos mecánicos y térmicos propios de las condiciones de servicio.

7.9 Transformadores Elevadores para GeneradoresLos transformadores elevadores para generadores deben ser capaces desoportar sin daño los efectos de las sobretensiones debidas a la pérdida total dela carga. El núcleo y devanados deben ser diseñados para soportar 1,4 veces latensión nominal, en el lado de los terminales del generador, por 5 segundos.

7.10 Conector de Tierra para Descargadores de Sobretensión(Pararrayos)

Si se especifica que se instalen descargadores de sobretensión en o a unosmetros del transformador, se proveerán conectores sin soldadura en el tanquepara el conductor de puesta a tierra de los descargadores de sobretensión. Losconectores serán instalados lo más cerca posible de los descargadores desobretensión y no deben ser colocados sobre radiadores o tapas de registro.Éstos estarán ubicados de manera tal que el recorrido eléctrico desde losconectores hasta el sistema de puesta a tierra pueda conducir, sin sufrir daño, lacorriente de descarga nominal del descargador de sobretensión.

7.11 Relé de presión súbita7.11.1 Se suministrarán transformadores con relés de presión súbita para los

transformadores de 500 kVA y mayores. Los relés deben ser colocados en eltransformador con una válvula tipo globo, para facilitar el retiro y reemplazo sinsacar de servicio el transformador. La válvula principal de drenaje del tanque deltransformador no debe ser utilizada para este propósito.

7.11.2 Los relés deben ser apropiados para pruebas con las herramientas adecuadasmientras el transformador esté energizado, y no debe requerir la instalación deun equipo adicional para prueba.

7.11.3 Se deben proporcionar los contactos para alarma y puesta fuera de servicio. Loscontactos deben ser de al menos 125 VCC, 5 A.

7.12 Terminales y Terminaciones7.12.1 El tipo de terminación será especificado en la hoja de datos del transformador. Se

proveerán cajas separadas para las terminaciones primarias y secundarias en lostransformadores que tengan terminaciones encerradas. Los terminales las fasesy el neutro deben estar permanentemente identificados.

7.12.2 El neutro, para cada transformador especificado con neutro accesible, tendráaislamiento completo. Si los pasatapas de fase del transformador estánencerrados, el terminal del neutro estará encerrado en forma similar. Se aceptaun encerramiento común para los terminales de fase y el neutro.

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7.12.3 Las terminaciones de cables, si se especifican, serán para entrada por la parteinferior, y estarán diseñadas para evitar el doblado del cable durante la instalacióno remoción posterior de algún transformador (ver Figura 1).

Fig 1. TERMINACIONES DE CABLES PARA TRANSFORMADORES

NO ACEPTABLE ACEPTABLE

7.12.4 Si se especifican entradas dobles para cables con el propósito de extender elalimentador primario, se proveerán puentes removibles dentro de la caja terminalo caja del seccionador con los cuales se podrán aislar los dos terminales. Si la cajaterminal es especificada sin seccionador, también se suministrarán puentesremovibles para aislar el transformador mientras está en servicio la extensión delalimentador. Las cajas terminales o cajas para seccionadores con puentesremovibles cumplirán con lo siguiente:

a. Los puentes serán en aire y accesibles para removerlos sin necesidad de drenaraceite u otro líquido de ninguna parte de la caja terminal o caja paraseccionadores.

b. El diseño de los puentes, ubicación y distancias alrededor de los mismos permitirásu remoción y reemplazo con el alimentador primario desenergizado.

c. Se proveerá un enclavamiento entre la cubierta de acceso de la caja que contienelos puentes y el interruptor que alimenta al transformador. El enclavamientopermitirá el acceso a los puentes únicamente cuando el interruptor esta en laposición abierto. Llaves de enclavamiento son aceptables.

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d. Los puentes, los conjuntos de barras y la barra deben ser fijados para soportarel nivel de cortocircuito momentáneo máximo de diseño. A menos que seespecifique lo contrario, éstos deben utilizar barras completamente aisladas. Eluso de recubrimientos para aislamiento sólido, cubiertas o barreras, no debenreducir las distancias de aislamiento (aire) entre barras, o entre las barras y tierra.

7.13 Seccionadores Primarios

7.13.1 Cuando se especifiquen en la hoja de datos seccionadores primarios montadosen la caja del transformador (operación sin carga), serán operados manualmente.El mecanismo de operación del seccionador será suministrado por el fabricantey dispuesto de tal forma que el seccionador sea operado desde el lado opuestodel transformador sobre el cual esta montado dicho seccionador.

7.13.2 Cuando el seccionador está ubicado en un área Clase I, División 2, debe sersumergido en aceite. En áreas no clasificadas se puede usar el seccionador enaire.

7.13.3 Se prefieren los seccionadores diseñados para interrumpir la corriente demagnetización y con capacidad de cierre por lo menos igual a la corrientemomentánea especificada.

7.13.4 El enclavamiento entre el seccionador de desconexión en el primario y elinterruptor en el secundario, es requerido como se especifica en la Tabla 2. Llavespara enclavamiento son aceptables.

TABLA 2. ENCLAVAMIENTO DEL SECCIONADOR

CONDICIÓN ENCLAVAMIENTOSi el seccionador puede interrumpir lacorriente de carga.

El enclavamiento no es requerido a menosque se especifique para la corrientemomentánea según el punto 7.13.5.b.

Si el seccionador puede interrumpir lacorriente de magnetización pero no lacorriente de carga.

El enclavamiento con el interruptorprincipal del secundario es preferido, deotra forma se requiere enclavar con elinterruptor de la fuente. El enclavamientocon el interruptor de la fuente puede serrequerido para una corriente momentáneasegún el punto 7.13.5.b.

Si el seccionador no puede interrumpir lacorriente de magnetización.

El enclavamiento con el interruptor de lafuente es requerido.

7.13.5 Se especificará la corriente momentánea incluyendo la contribución de losmotores para este seccionador. Los requerimientos con respecto a la capacidadmomentánea son:

a. En posición cerrada, el seccionador será capaz de soportar la corrientemomentánea especificada sin sufrir daño.

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b. Enclavamiento con el interruptor de la fuente es requerido si la capacidad decierre del seccionador es menor que la corriente momentánea especificada.

c. Si utilizan fusibles en la conexión entre seccionadores y el transformador, laacción limitadora de corriente de los fusibles puede ser tomada en consideracióncuando se determina la corriente momentánea de los seccionadores. En estecaso, los sub–párrafos a) y b) anteriores no aplican para una falla entre elseccionador y el fusible.

7.13.6 Si se especifican fusibles en el primario, se requiere un seccionador dedesconexión y el acceso a los fusibles será posible solamente con el seccionadorabierto. Una placa de datos con el tipo de fusible y tamaño debe ser fijada alseccionador o carcasa del seccionador.

7.14 Transformadores de Corriente en el Lado Primario (TC)

7.14.1 Cuando sea especificado, se deben suministrar tres transformadores de corrientepara los relés de protección de falla de fases. Los TC’s montados dentro oalrededor de los pasatapas deberán ser usados donde sea práctico. Los TC’smontados separadamente en la caja terminal primaria del transformador sonaceptables. El Ingeniero de diseño especificará la relación de transformación.

7.14.2 Los terminales secundarios del transformador de corriente serán conectados auna regleta terminal instalada dentro de una caja externa montada sobre eltransformador. La regleta terminal tendrá puentes que permitan poner encortocircuito los devanados secundarios del TC. La regleta terminal puede estaren la misma caja prevista para el transformador de corriente en el neutro delsecundario.

7.15 Transformador de Corriente en el Neutro del Secundario (TC)

7.15.1 Cuando sea especificado, un transformador de corriente será suministrado paralos relés de protección de falla a tierra según lo siguiente:

a. El TC montado dentro o alrededor del pasatapas del neutro será usado donde seapráctico. Si un TC es montado alrededor del aislador, puede ser necesarioincrementar la distancia desde el pasatapas del neutro a los pasatapas de faseo a la caja terminal.

b. El TC será conectado para detectar tanto la corriente de retorno por tierra comola corriente de neutro.

c. El Ingeniero de diseño especificará la relación de transformación del TC. Estarelación será seleccionada para permitir que la corriente de arranque del relé estépor encima de la máxima corriente de desbalance de carga.

7.15.2 Si se utilizan TC’s tipo no–aislador, éstos serán conectados como se muestra enla Figura 2 y cumplirán con lo siguiente:

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a. Para transformadores que alimentan sistemas de 3 hilos, el terminal del aisladordel neutro y la conexión del aislador al TC serán aislados para la tensión de línea.Si los pasatapas del neutro y las fases están en la misma caja serán separadospor una barrera conductora puesta a tierra.

b. Para transformadores que alimentan sistemas de 4 hilos, además del subpárrafode arriba, se requiere instalar un aislador falso para la terminación y soporte delconductor de neutro. Si la puesta a tierra es hecha en el transformador, se harábien sea en el aislador falso donde termina el conductor de salida del neutro, oen el aislador del transformador de corriente.

Fig 2. ARREGLO DE TC SIN PASATAPAS

3 – SISTEMA DE 3 HILOS 4 – SISTEMA DE 4 HILOS

ABC

ABC

BARRERA

HACIA LOS DEVANADOSDEL SECUNDARIO

LAS LINEAS PUNTEADASMUESTRAN EL ARREGLOALTERNATIVO DEL TC ENCAJA SEPARADA

TC DEL NEUTRO ENLA CAJA TERMINAL

HACIA EL NEUTRO DE LOSDEVANADOS SECUNDARIOS

HACIA LOS DEVANADOSDEL SECUNDARIO

AISLADOR FALSO

TC DEL NEUTRO EN LACAJA TERMINAL

HACIA EL NEUTRO DE LOSDEVANADOS SECUNDARIOS

LAS LINEAS PUNTEADASMUESTRAN EL ARREGLOALTERNATIVO DEL TC ENCAJA SEPARADA

BARRERA

7.15.3 Si son utilizados TC en cajas separadas, bien sea suministrados con eltransformador o separadamente (ver Figura 2), y la instalación debe cumplir conlo siguiente:

a. Se aplicarán los requerimientos del punto 7.15.2.

b. Los TC serán ubicados tan cerca como sea práctico del pasatapa del neutro deltransformador. La ubicación propuesta del TC será entregada por el fabricantepara la revisión por parte del ingeniero de PDVSA.

7.15.4 Los terminales del secundario de los transformadores de corriente seránconectados a una regleta terminal instalada dentro de una caja terminal externamontada sobre el transformador. Dicha regleta terminal tendrá puentesdispuestos de tal manera que permitan poner en cortocircuito los devanados delsecundario del TC y debe estar ubicada en lugar accesible y resguardada de laintemperie.

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7.16 Sistemas de ProtecciónLos sistemas de protección para transformadores deben cumplir con loestablecido en la norma PDVSA N–203.

7.17 Accesorios

7.17.1 Accesorios para Transformadores

Los accesorios para transformadores deben cumplir con la clasificación de áreaespecificada, y deben incluir lo siguiente:

a. Dos placas para puesta a tierra del tanque perforadas con rosca. Las placas seránubicadas en las esquinas diagonalmente opuestas de la base del tanque.

b. Termómetro tipo Dial para indicación de temperatura del líquido de la partesuperior, con dos manecillas, una para mostrar la temperatura del aceite en elmomento de su lectura y la segunda para mostrar la máxima temperaturaalcanzada desde la última reposición. El termómetro tendrá contactosherméticamente sellados para alarma, normalmente cerrados, calibrados paraabrir a la máxima temperatura de operación de auto enfriamiento (ONAN).

c. Indicador del nivel del líquido para el tanque del transformador o el tanqueconservador de aceite y para la caja del seccionador del primario, cuando ésteexista.

d. Filtro deshidratador de sílica–gel para los transformadores con conservador.

e. Indicador de presión de vacío para el transformador de tipo tanque sellado.

1. Dispositivo de purga de presión de vacío.

2. Indicador ajustado para operar a la máxima presión o vacío indicado en laplaca de datos del transformador.

3. Válvula de toma de gas.

4. Conector de la manguera.

f. Facilidades de izamiento para la remoción de la cubierta y ganchos delevantamiento para facilitar la suspensión del transformador completo.

g. Relé Buchholtz (para los transformadores con conservador).

h. Válvula de alivio de presión para los transformadores del tipo tanque sellado conconservador.

i. Relé de imagen térmica para transformadores con previsiones para capacidadforzada (ONAF).

j. Válvula tomamuestras.

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k. Válvulas para la conexión de la máquina de filtrado.

l. Válvulas en los radiadores de los transformadores con capacidad forzada.

m. Ruedas para permitir el desplazamiento horizontal del transformador, tipoferrocarril (cuando aplique).

n. Otros como se indique en la hoja de datos.

o. Cuando se especifique, radiadores removibles deben ser suministrados enaplicaciones de transformadores costa afuera y para transformadores por encimade 5000 kVA con válvulas en las conexiones del tope y fondo.

7.17.2 Los dispositivos de alivio de presión, cuando sean suministrados, no seránubicados dentro de cajas terminales para accesorios del transformador.

7.17.3 Los radiadores tipo ventilador tendrán válvulas y deberán ser removibles. Losradiadores y ventiladores de enfriamiento serán completamente accesibles paraser pintados en todas sus partes.

7.17.4 Hoja de Datos del Transformador

La hoja de datos del transformador se muestra en la Tabla 3.

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TABLA 3. HOJA DE DATOS TÉCNICOS DEL TRANSFORMADOR

TRANSFORMADOR No UNIDADREQUERIDO GARANTIZADO

TRANSFORMADOR No. UNIDADALTA TENSIÓN BAJA TENSIÓN ALTA TENSIÓN BAJA TENSIÓN

A VALORES NOMINALES

1. kVA (CONTINUO)

2. TENSIÓN NOMINAL V

3. CAMBIADOR DE TOMAS (Nº DE PASOS y % DE REGULACION)

4. GRUPO DE CONEXIÓN ( D– DELTA, Y–ESTRELLA)

5. FRECUENCIA Hz

6. N DE FASES

7. ELEVACIÓN DE TEMPERATURA 55/65/80 �C

8. CAPACIDAD CON VENTILADOR INSTALADO KVA

9. NIVEL BÁSICO DE AISLAMIENTO BIL KV

B DATOS DE OPERACIÓN

1. CORRIENTE (CARGA COMPLETA A TENSIÓN NOMINAL) A

2. EFICIENCIA (CARGA COMPLETA – MINIMA) %

3. IMPEDANCIA – REQUERIMIENTOS ESPECIALES – ENSAYOACTUAL

%

4. TEMPERATURA AMBIENTE (SI EXCEDE 40 C) �C

5. ALTURA (SI EXCEDE 1005 m) m

6. PERDIDAS – SIN CARGA– CARGA COMPLETA W

7. REQUERIMIENTOS PARA TRANSFORMADORES EN PARALELO(CUANDO EXISTA)

C CONSTRUCCION

1. TIPO (ONAN – INMERSO EN ACEITE, AUTOENFRIADO AIRENATURAL; ONAF – INMERSO EN ACEITE, AUTOENFRIADO AIRE FORZADO;OFAF – INMERSO EN ACEITE, AUTOENFRIADO ACEITE Y AIREFORZADO; AN – SECO; AUTOENFRIADO AIRE NATURAL; AF – AUTOENFRIADO AIRE NATURAL)

2. SERVICIO (POTENCIA, ILUMINACIÓN DE INSTRUMENTACIÓN)

3. INSTALACIÓN DE ENCERRAMIENTO (DENTRO/FUERA)

4. TIPO DE AISLAMIENTO

5. CINTA AISLANTE DE ALTA TENSIÓN

6. CUBIERTA (APERNADA/ SOLDADA)

7. PASATAPAS (PARED, CUBIERTA)

8. TERMINALES

9. CONECTORES (CABLE/TUBERÍA/BARRA)

10. ENCERRAMIENTO DE TERMINALES (GARGANTE/ CAJA DECONEXIÓN – PASATAPAS )

11. CANTIDAD Y TAMAÑO DE CONECTORES DE CONDUITS

12. CABEZOTE (1 CONDUCTOR/3 CONDUCTORES – CANTIDAD YTIPO)

13. ENTRADA DE CABEZOTE (MANGA DE SECADO)

14. REQUERIMIENTOS DE PINTURAS ESPECIALES

15. TIPO Y DIMENSIÓN DE DUCTO DE BARRAS

16. DISEÑO DEL TANQUE(VENTEO/SELLADO/CONSERDORES/SELLO DE GAS O ACEITE)

17. BOBINADO TERCIARIO REQUERIDO

18. MATERIAL DE BOBINADO

19. MATERIAL DE BOBINADO

20. NIVELES DE RUIDO

(SI EL SITIO DE INSTALACIÓN LO REQUIERE)

dB

21. TIPO DE CAMBIADOR DE TOMAS

(MANUAL O AUTOMÁTICO – BAJO CARGA O SIN CARGA)

22. CATEGORÍA DEL ENCERRAMIENTO (A,B ó C) SEGÚN IEEE C5712.55.

23. DESIGNACIÓN DEL TIPO DE ENCERRAMIENTO (103,103R,103Só 104) PARA LUGARES EXTERIORES PELIGROSOS SEGÚNSEGÚN IEEE C57 12.55.

D ACCESORIOS

1 SUMINISTRAR ACCESORIOS MENCIONADOS A CONTINUACIÓNMAS CUALQUIER OTRO ADICIONAL QUE PUEDA SERREQUERIDO

2. VISOR DE NIVEL DE ACEITE CON O SIN CONTACTOS DEALARMAS

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TRANSFORMADOR No.GARANTIZADOREQUERIDO

UNIDADTRANSFORMADOR No.BAJA TENSIÓNALTA TENSIÓNBAJA TENSIÓNALTA TENSIÓN

UNIDAD

3. TERMÓMETRO TIPO DIAL CON O SIN CONTACTOS DEALARMAS

4. INDICADOR DE PRESIÓN DE VACÍO CON O SIN CONTACTOS DEALARMAS

5. REGULADOR DE PRESIÓN

6. PREVISIÓN PARA VENTILADORES DE ENFRIAMIENTOFUTUROS

7. TENSIÓN DE OPERACIÓN DE VENTILADORES V

8. GANCHOS PARA CRUCETAS

9. ORIFICIO DE ARRASTRE DE LA FUNDACIÓN

10. DIAFRAGMA DE ALIVIO DE PRESIÓN EN LA CARCASA

11. RELÉ TIPO BUCHHOLTZ (PARA TRANSFORMADORES CONTANQUE CONSERVADOR)

E OTROS REQUERIMIENTOS

1. DESCONEXIÓN PRIMARIA A

– SECCIONADOR DE INTERRUPCIÓN

– PUENTES DE AISLAMIENTO

– FUSIBLE

2. DESCARGADOR DE SOBRETENSIÓN

3. RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO ______ A_______ s.

4. RELACIÓN DE LOS TC DE PASATAPAS

5. TCS SECUNDARIOS DEL NEUTRO

F MISCELÁNEOS

1. MODELO DEL FABRICANTE

2. NUMERO DEL DIAGRAMA DE DIMENSIONES DELTRANSFORMADOR

3. GALONES DE ACEITE

4. PESO DEL TRANSFORMADOR CON ACEITE

8 VALORES NOMINALES DE TRANSFORMADORES PARASUBESTACIONES UNITARIAS

Los valores nominales de transformadores para subestaciones unitarias debenregirse por lo establecido en la Guía de Ingeniería PDVSA 90619.1.051.

9 INSPECCIÓN Y PRUEBAS

9.1 Inspección

La inspección debe incluir un examen visual del transformador ensamblado ypresencia en ensayos según lo especificado por el ingeniero de PDVSA.

9.1.1 Inspección en Fábrica de Transformadores Sumergidos en LíquidosAislantes

La inspección en fábrica de transformadores sumergidos en líquidos aislantesserá realizada de acuerdo a la norma PDVSA PI–13–06–01.

9.1.2 Inspección en Fábrica de Transformadores con aislamientos Sólidos(Secos)

La inspección en fábrica de transformadores con aislamientos sólidos (secos)será realizada de acuerdo a la norma PDVSA PI–13–06–02.

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9.1.3 Inspección en Campo para Recepción de Transformadores

La inspección en campo para recepción de transformadores será realizada deacuerdo a la norma PDVSA PI–13–06–03.

9.2 PruebasSe deben ejecutar todas las pruebas estándar especificadas por el fabricante enla planta de fabricación.

9.2.1 Transformadores Distribución y Potencia Tipo Sumergido en Líquido

Las pruebas para transformadores distribución y potencia tipo sumergidos enlíquido deberán cumplir con lo establecido en la norma IEEE C57.12.90.

9.2.2 Transformadores Distribución y Potencia Tipo Seco

Las pruebas para transformadores distribución y potencia tipo seco deberáncumplir con lo establecido en la norma IEEE C57.12.91.

9.2.3 Pruebas Adicionales para Transformadores de 5000kVA o Mayores

Se deben realizar las siguientes pruebas adicionales a transformadores de 5000kVA o mayores:

a. Medición de resistencia de todos los devanados a nivel del voltaje nominal detoma de cada unidad, y en los extremos de cada una de las tomas.

b. Pruebas de relación de transformación a voltaje nominal y en todas las posicionesde las tomas (para transformadores con tomas para operación desenergizada).

c. Pruebas de polaridad y relación de fase a voltaje nominal.

d. Pérdida en vacío y corriente de excitación a voltaje y frecuencia nominal en laconexión de voltaje nominal.

e. Impedancia, tensión, pérdida de carga a corriente nominal en la posición nominalde toma de voltaje. Para órdenes de múltiples transformadores de la mismacapacidad, se requieren pruebas adicionales en los extremos de tomas en unasola unidad.

f. Pruebas de potencial aplicado e inducido.

g. Prueba de fuga en todas las unidades sumergidas en líquido y selladas tipo seco.

h. Prueba de aceite dieléctrico para todas las unidades a ser despachadas con elaceite (ver norma PDVSA PI–13–17–01).

i. Pruebas de impulso (cuando sean especificadas).

j. Pruebas de temperatura (cuando sean especificadas). Los resultados de laspruebas en un transformador de características similares son aceptables.

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k. Determinación de la regulación del transformador, basados en las pruebas deimpedancia y pérdidas de carga.

l. Se debe probar el funcionamiento de instrumentos, relés, contactos de alarmas,sensores de presión súbita, transformadores de corriente, ventiladores, entreotros.

9.2.4 Inspección y Documentación de Pruebas

Cuando sea especificado se deben suministrar copias certificadas de lasinspección de producción y los resultados de las pruebas realizadas.

10 CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA INSTALACIÓNDE TRANSFORMADORES

La instalación de transformadores debe cumplir con lo establecido en la normaPDVSA N–242.

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