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UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CUENCA

UNIDAD ACADÉMICA DE INGENIERÍA DE SISTEMAS, ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

INGENIERÍA ELÉCTRICA

MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EN C.A.

TRABAJO DE INVESTIGACIÓN PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

INGENIERO ELÉCTRICO

ADRIÁN RODOLFO SEGOVIA SARMIENTO

adriansego87@gmail.com

Director: Ing. JOSÉ LUIS PALADINES DÍAZ

2013

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DECLARACIÓN

Yo, ADRIÁN RODOLFO SEGOVIA SARMIENTO, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Católica de Cuenca puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y la normatividad institucional vigente.

ADRIÁN RODOLFO SEGOVIA S.

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CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el Sr. ADRIÁN RODOLFO SEGOVIA SARMIENTO, bajo mi supervisión.

Ing. JOSÉ LUIS PALADINES DÍAZ

DIRECTOR

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AGRADECIMIENTOS

Quiero agradecer por su gran colaboración en la realización de esta monografía al Ing. José Luis Paladines, y a todas las personas que de una u otra forma estuvieron pendientes y colaborando para que este texto sea realizado de la mejor forma.

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DEDICATORIA

Porque tomado de la mano de ustedes hace ya muchos años comencé este largo viaje, que hoy por hoy estoy culminando y ya que se ve pronto y venidero esta meta, este triunfo, este logro más alcanzado como un paso más en la vida, con un profundo agradecimiento y con una gran nostalgia quiero dedicar este título a ustedes quienes han sido mi apoyo mi fuerza mi inspiración mi ejemplo MIS PADRES.

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ÍNDICE DE CONTENIDOS

DECLARACIÓN ……………………………………………………………..………………...………….…………………………………2

CERTIFICACIÓN ……………………………………………………………..………………...………….…………….……..………….3

AGRADECIMIENTOS……………………………………………………………..………………...………….………….……………..4

DEDICATORIA ……………………………………………………………..………………...………….………………………..………..5

ÍNDICE DE CONTENIDOS ………………………………………………………….…………...………….…………………………..6

LISTA DE FIGURAS ……………………………………………………………..………………...………….……………………………8

LISTA DE TABLAS …………………………….………………………………………………………..…..………………...…………..9

LISTA DE ANEXOS ………………………………………………………………………….….……..…………………..…………….10

RESUMEN …………………………….……………….……………………………………………………………………….……………11

ABSTRACT …………………………….……………….………………………………………………………………………....………..12

CAPÍTULO 1. ESTRUCTURA BÁSICA DE TRANSFORMADORES ………………...13 1.2 CONCEPTO O DEFINICIÓN …………………………………………...…….14 1.3 FUNCIONAMIENTO……………………………………………….….…...….15 1.4 MARCAS DE POLARIDAD DE TERMINALES ESTANDAR……..………..16 1.5 ACCESORIOS Y PARTES..…………………………………………..……….18 1.6 TIPOS DE CONECCIONES EN TRANSFORMADORES…………………....23

CAPÍTULO 2. TIPOS DE TRANSFORMADORES………………………….………….27 2.1 TRANSFORMADORES MONOFASICOS CONVENCIONALES.…...……..28 2.2 TRANSFORMADORES MONOFASICOS AUTOPROTEGIDOS..……...…..32 2.3 TRANSFORMADORES TRIFASICOS PAD MOUNTED RADIAL..………..34 2.4 TRANSFORMADORES TRIFASICOS PAD MOUNTED MALLA………....38

CAPÍTULO 3. PRUEBAS A LOS TRANSFORMADORES…………………………….35 3.2 PRUEBA DE AISLAMIENTO…………………………………………...…….35 3.3 PRUEBA DE CORTOCIRCUITO…..……………………………………...….35 3.4 PRUEBA DEL ACEITE DIELECTRICO……………………………..……….36 3.5 PRUEBA DE RELACÍON DE TRANSFORMACIÓN.…………..……….......36 3.6 LAS PRUEBAS DIELECTRICAS…………………….…………..……….......38 3.7 PRUEBA DE CORRIENTE EXCITACIÓN…………......………..……….......39

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CAPÍTULO 4. MANUAL DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL

TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN Y HOMOLOGACION DE UNIDADES DE PROPIEDAD…………………………….………….………..43

4.1 NORMAS BASICAS PREVIAS….……………………………………...…….43 4.2 TAREAS DE MANTENIMIENTO…….…………………………………...….44 4.3 OBJETIVOS…….……………………………………………………..………..44 4.4 BENEFICIOS…..……………………………………………………..………...45 4.5 LINEAMIENTOS....…………………………………………………..………..45 4.6 CRITERIOS HOMOLOGADOS……………………………………..………...45 4.7 ALCANCE……..……………………………………………………..………...48 4.8 DEFINICIONES BÁSICAS…………………………………………..………...48 4.9 LINIAMIENTOS GENERALES PARA DETERMINAR EL IDENTIFICADOR

NEMOTECNICO DE LAS (UP)…………………………………….………....48

CONCLUSIONES…………………….……………….………………………………………………………………………....………76

RECOMENDACIONES…………………….……….………………………………………………………………………..…..……..77

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.…….……….………………………………………………………………………….………..78

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LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Marcas de Polaridad del Transformador …………………………………..…………………….…… pág. 16

Figura 2. Relé Buchholz………………………………………………………………….……….………..………………… pág. 18

Figura 3. Deshumectador de Silica-gel……………..…………………………………..……………………………. Pág. 18

Figura 4. Válvula de Sobre Presión…………………..…………………………………...……………………………. Pág. 19

Figura 5. Indicador de Nivel……………………………..…………………………………..……………………………. Pág. 19

Figura 6. Termómetro……………………………………..………………….………………..……………………………. Pág. 19

Figura 7. Conmutador de Derivaciones.……….…..…………………………………..……………………………. Pág. 20

Figura 8. Placa de Características……………………..…………………………………..……………………………. Pág. 20

Figura 9. Caja para terminales del Circuito de Control…………………………..……………………………. Pág. 20

Figura 10. Tanque de Expansión…………….…………..………………………………………………………………. Pág. 21

Figura 11. Caja Terminal o Ducto para Aisladores………………………………………………………………. Pág. 21

Figura 12. Dispositivos de Purga…………….…………..………………………………………………………………. Pág. 21

Figura 13. Válvulas de Recirculación…………………..………………………………………………………………. Pág. 22

Figura 14. Conectores del Tanque a Tierra.………..………………………………………………………………. Pág. 22

Figura 15. Dispositivos de Tracción……..……………..………………………………………………………………. Pág. 22

Figura 16. Radiadores…………………………….…………..………………………………………………………………. Pág. 23

Figura 17. Cuernos de Arco………………………………..………………………………………………………………. Pág. 23

Figura 18. Transformador de Corriente.……………..………………………………………………………………. Pág. 26

Figura 19. Transformador de Potencial.……………..………………………………………………………………. Pág. 27

Figura 20. Transformador Monofásico Convencional…………………………………………………………. Pág. 28

Figura 21. Transformador Monofásico Autoprotegido.………………………………………………………. Pág. 29

Figura 22. Transformador Trifásico Aéreo y Convencionales………………………………………………. Pág. 30

Figura 23. Transformador Trifásico Autoprotegidos……………………………………………………………. Pág. 31

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LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Características Eléctricas.……….…………………………………………………………………………..… pág. 33

Tabla 2. Tensiones de corto circuito máximas..…………………………………………………………….….… pág. 34

Tabla 3. Valores aceptables mínimos en el índice de polarización….……………………………..…… pág. 39

Tabla 4. Conexiones de Prueba.….……….………………………………………………………………………..…… pág. 39

Tabla 5. Capacidad de transformadores.………………………………………………………………………..…… pág. 55

Tabla 6. Conductores en redes de distribución……………………………………………………………….….. pág. 62

Tabla 7. Calibres de conductores.……….……………………………………………………………………….…..… pág. 63

Tabla 8. Conductores pre ensamblados.………………………………………………………………………..…… pág. 63

Tabla 9. Especificaciones técnicas para los equipos de medición…………………………………..…… pág. 65

Tabla 10. Tipos de conductor….….………………………………………………………………………..……….…… pág. 66

Tabla 11. Calibres normalizados...……….…………………………………………………………….………….…… pág. 67

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LISTA DE ANEXOS

Transformador monofásico convencional……….….............……….………………………………….…… ANEXO A

Transformador monofásico auto protegido…..……..…………………………………………………………. ANEXO B

Normas ANSI para transformadores monofásicos.............……….………………………………….…… ANEXO C

Transformadores Trifásicos aéreos y convencionales………………………………………………………. ANEXO D

Transformadores Trifásicos Auto protegidos……….............……….………………………………….…… ANEXO E

Ley del Sistema Ecuatoriano de la Calidad Art. 31……………………………………………………………. ANEXO F

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RESUMEN

El presente resumen contiene una breve descripción de la monografía aquí presente y trata sobre la importancia de los transformadores de distribución en los diferentes tipos de usos que se le puedan dar, las diferentes formas de instalación ya sea por su tipo o número de fases, tipo de estructura o tipo de montaje. Los transformadores de distribución han sido un hito único desde su descubrimiento para el desarrollo de los pueblos y para el desarrollo de la tecnología, el transformador ha sido uno de los inventos más grandes y porque no decir el que ha dado la facilidad para el descubrimiento de grandes avances tecnológicos ya sea en la parte eléctrica como tal o en la parte electrónica con sus diferentes aplicaciones.

También se podrá encontrar en este texto la forma de homologación de las diferentes unidades de propiedad que van de la mano para que un transformador pueda funcionar de una manera correcta. Este tipo de homologación de las unidades de propiedad sirve para que el diseñador o el profesional pueda tener una guía cuando se requiera construir nuevos levantamientos eléctricos y de acuerdo con la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur se pueda mejorar y dar una mejor descripción del proyecto que se este realizando.

Palabras clave: Transformador, Monofásico, Bifásico, Trifásico, Mantenimiento.

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ABSTRACT

This summary provides a brief description of the essay here present and discusses the importance of distribution transformers in different types of uses to which it can give, the different ways of installing either type or number of phases, type structure or mounting. Distribution transformers have been a unique landmark since its discovery for the development of peoples and the development of technology, the transformer has been one of the greatest inventions and why not says it has the facility to the discovery of technological breakthroughs in either the electrical or such or in the electronics with different applications. Also you can find in this text the way for approval of the different units of property that go together to make a transformer to operate in a proper way. This type of approval ownership units helps the designer or professional to have a guide when needed build new electric lifts and according to the South Central regional electric company can improve and give a better description of the project that this made. Palabras clave: Transformer, Monophase, Biphasic, Triphasic, Maintenance.

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CAPITULO 1 ESTRUCTURA BASICA DE LOS TRANSFORMADORES

Con frecuencia la información generada para los procesos de mantenimiento es conocida exclusivamente por los técnicos y las instituciones directamente involucradas en los procesos diseño y mantenimiento; por ello consideramos pertinente difundir la información de los transformadores de distribución, su debido mantenimiento, montaje y homologación de las unidades de propiedad mediante la realización de este Manual de Mantenimiento Preventivo de los Transformadores de Distribución y la homologación de las unidades de propiedad, que está dirigido a quienes toman decisiones, a profesionales, a la población en general y, con un énfasis particular, a los estudiantes secundarios y universitarios que requieren conocer más acerca del tema.

El desarrollo de este manual se baso en la información generada por el Ministerio de Electricidad y Energía renovable conjuntamente con los requerimientos de la Empresa Eléctrica Centro Sur de la ciudad de Cuenca. Con estos datos se elaboraron las principales características simbologías y requerimientos dispuestos por la Empresa Eléctrica Centro Sur para la construcción diseño y levantamiento de nuevas redes futuras.

Este manual está constituido por información en las cuales se encuentran gráficos, tablas, anexos e información complementaria que se ha considerado de utilidad. Ya que el transformador es una de los dispositivos más importantes en la distribución de energía eléctrica, ya que nos permite manipular la energía de una manera confiable y segura para el uso de la misma en las diferentes áreas eléctricas en las que se lo requiere.

Se ha creído conveniente realizar este manual de mantenimiento correctivo preventivo en los transformadores de distribución para la ciudad de Cuenca ya que se ha observado que en esta ciudad existen muchos transformadores que tienen de 5 a 10 años en funcionamiento, y no se ha realizado el mantenimiento adecuado y necesario para que la vida útil y el rendimiento de los transformadores no se deteriore y pueda brindar un desempeño adecuado y correcto.

ESTRUCTURA BÁSICA

Por años, el mantenimiento preventivo de los transformadores ha estado basado en la determinación de la resistencia de su aislamiento junto con la medición de la rigidez dieléctrica de su aceite; como pruebas más avanzadas que se realizan tenemos pruebas de cortocircuito, pruebas en vacío, pruebas de relación de transformación, PCB’s, de voltaje y corriente a redes, a modo de adecuarlos a las distintas necesidades de un sistema eléctrico de distribución. Los Transformadores de Distribución son equipos que juegan un importante papel en todo sistema eléctrico. A éstos, los podemos encontrar en Redes de Distribución, subestaciones y en innumerables instalaciones Industriales. Cualquiera sea el lugar de instalación, el impacto producido por estos equipos es tal, que los procesos productivos podrían verse seriamente afectados y se enfrentarían a graves pérdidas

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económicas con la falla de un transformador. Lo anterior amerita que las empresas deban establecer políticas de mantenimiento eficientes y rigurosas. En particular, para los transformadores, se requiere que las áreas de mantenimiento, cuenten con la capacitación y recursos adecuados a objeto de lograr la mayor confiabilidad. Particularmente este documento, pretende ser un manual de consulta para el técnico de mantenimiento, el cual entregue los conocimientos necesarios para la realización de efectivas actividades de mantenimiento y un soporte dentro de los programas de capacitación para el personal.

ANTECEDENTES. (1)

En sus primeros pasos los transformadores se experimentaron con bobinas1 de inducción2. El fenómeno de inducción electromagnética en el que se basa el funcionamiento del transformador fue descubierto por Michael Faraday en 1831, se basa fundamentalmente en que cualquier variación de flujo magnético que atraviesa un circuito cerrado genera una corriente inducida, y en que la corriente inducida sólo permanece mientras se produce el cambio de flujo magnético.

La primera "bobina de inducción" para ver el uso de ancho fueron inventadas por Nicholas Callan College de Maynooth, Irlanda en 1836, uno de los primeros investigadores en darse cuenta de que cuantas más espiras hay en el secundario, en relación con el bobinado primario, más grande es el aumento de la fuerza electro motriz (FEM), y se descubrieron la fórmula matemática de los transformadores:

ݏVp =

NsNp

Donde: (Vs) es la tensión en el secundario y (Ns) es el número de espiras en el secundario, (Vp) y (Np) corresponden al primario. Su solicitud de patente hizo el primer uso de la palabra “TRANSFORMADOR”

1.2 CONCEPTO O DEFINICIÓN (2)

Transformador se denomina transformador a un dispositivo eléctrico que permite aumentar o disminuir la tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna sin cambiar la frecuencia. La potencia que ingresa al equipo, en el caso de un transformador ideal (esto es, sin pérdidas de tensión), es igual a la que se obtiene a la salida. Las máquinas reales presentan un pequeño porcentaje de pérdidas, dependiendo de su diseño, tamaño, etc.

El transformador es un dispositivo que convierte la energía eléctrica alterna de un cierto nivel de tensión, en energía alterna de otro nivel de tensión, por medio de interacción electromagnética. Está constituido por dos o más bobinas de material conductor, aisladas entre sí eléctricamente y por lo general enrolladas alrededor de un mismo núcleo de

1 Bobina es un componente pasivo de un circuito eléctrico que, debido al fenómeno de la autoinducción, almacena energía en forma de campo magnético.

2 La inducción electromagnética es el fenómeno que origina la producción de una fuerza electromotriz(f.e.m. o voltaje) en un medio o cuerpo expuesto a un campo magnético variable, o bien en un medio móvil respecto a un campo magnético estático.

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material ferro magnético. La única conexión entre las bobinas la constituye el flujo magnético común que se establece en el núcleo.

Los transformadores son dispositivos basados en el fenómeno de la inducción electromagnética y están constituidos, en su forma más simple, por dos bobinas devanadas sobre un núcleo cerrado, fabricado bien sea de hierro dulce o de láminas apiladas de acero eléctrico, aleación apropiada para optimizar el flujo magnético. Las bobinas o devanados se denominan primario y secundario según correspondan a la entrada o salida del sistema en cuestión, respectivamente. También existen transformadores con más devanados; en este caso, puede existir un devanado "terciario", de menor tensión que el secundario

1.3 FUNCIONAMIENTO (2)

Si se aplica una fuerza electromotriz alterna en el devanado primario, circulará por éste una corriente alterna que creará a su vez un campo magnético variable. Este campo magnético variable originará por inducción electromagnética, la aparición de una fuerza electromotriz en los extremos del devanado secundario.

1.3.1 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN (2)

La relación de transformación nos indica la variación que sufre el nivel de la tensión de salida con respecto a la tensión de entrada, esto quiere decir, por cada voltio de entrada cuántos voltios hay en la salida del transformador.

La relación entre la fuerza electromotriz inductora (Ep), la aplicada al devanado primario y la fuerza electromotriz inducida (Es), la obtenida en el secundario, es directamente proporcional al número de espiras de los devanados primario (Np) y secundario (Ns) .

EpEs =

NpNs

La razón de la transformación (m) de la tensión entre el bobinado primario y el bobinado secundario depende de los números de vueltas que tenga cada uno. Si el número de vueltas del secundario es el triple del primario, en el secundario habrá el triple de tensión.

Ns =

VpVs =

IsIp =

Donde: (Vp) es la tensión en el devanado primario ó tensión de entrada, (Vs) es la tensión en el devanado secundario ó tensión de salida, (Ip) es la corriente en el devanado primario ó corriente de entrada, e (Is) es la corriente en el devanado secundario ó corriente de salida.

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Esta particularidad se utiliza en la red de transporte de energía eléctrica: al poder efectuar el transporte a altas tensiones y pequeñas intensidades, se disminuyen las pérdidas por el efecto Joule y se minimiza el costo de los conductores.

Así, si el número de espiras (vueltas) del secundario es 100 veces mayor que el del primario, al aplicar una tensión alterna de 230 voltios en el primario, se obtienen 23.000 voltios en el secundario (una relación 100 veces superior, como lo es la relación de espiras). A la relación entre el número de vueltas o espiras del primario y las del secundario se le llama relación de vueltas del transformador o relación de transformación.

1.4 MARCAS DE POLARIDAD DE TERMINALES ESTÁNDAR (3)

La polaridad de un transformador se puede mostrar por medio de puntos en las terminales del primario y el secundario. Este tipo de marcación se utiliza en transformadores de instrumentos. Sin embargo, en transformadores de potencia, las terminales estan designadas por los símbolos H1 y H2 para el devanado de alto voltaje (AV) y por X1 y X2 para el devanado de bajo voltaje (BV), Por convención. H1 y X2 tienen la misma polaridad.

Aunque se conoce la polaridad cuando se dan los símbolos H1*H2 X1 y X2 en el caso de transformadores de potencia es común montar las cuatro termínales en el tanque del transformador de una manera estándar para que el transformador tenga polaridad aditiva o sustractiva. Se dice que un transformador tiene polaridad aditiva cuando la terminal H1 está diagonal mente opuesta a la terminal X1 Asimismo, un transformador tiene polaridad sustractiva cuando la terminal H1 está adyacente a la terminal X1. Si sabemos que un transformador de potencia tiene polaridad aditiva (o sustractiva), no tenemos que identificar las terminales mediante símbolos.

Fig. 1 Marcas de Polaridad del Transformador.

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La polaridad sustractiva es estándar para todos los transformadores monofásicos de más de 200 kVA, siempre que la capacidad del devanado de alto voltaje sea de más de 8660 V. Todos los demás transformadores tienen polaridad aditiva.

MÉTODOS DE ENFRIAMIENTO (3)

Para evitar el rápido deterioro de los materiales aislantes en el interior de un transformador, se debe disponer de un adecuado enfriamiento de los devanados y el núcleo.

Los transformadores para interiores por debajo de 200 kVA pueden ser enfriados directamente por el flujo natural del aire circundante. La caja metálica dispone de rejillas de ventilación para que fluyan corrientes de convección sobre los devanados y alrededor del núcleo. Los transformadores grandes se pueden construir de la misma manera, pero deben contar con circulación fornida de aire limpio. Estos transformadores de tipo seco se utilizan en el interior de edificios, alejados de atmósferas hostiles.

Los transformadores de distribución de menos de 200 kVA casi siempre están sumergidos en aceites minerales y encerrados en un tanque de acero. El aceite absorbe el calor del tanque donde se disipa por radiación y convección hacia el aire exterior. El aceite es mucho mejor aislante que el aire, así que siempre se utiliza en transformadores de alto voltaje.

A medida que se incrementa la capacidad de potencia, se agregan radiadores externos para incrementar la superficie de enfriamiento del tanque lleno de aceite. El aceite circula alrededor de los devanados del transformador y pasa a través de los radiadores, donde el calor es liberado de nuevo al aire circundante. Para capacidades aún más altas, se utilizan ventiladores de enfriamiento que soplan aire sobre los radiadores.

En transformadores con capacidad de megawatts. el enfriamiento se puede realizar mediante un intercambiador de calor de aceite-agua. El aceite caliente del tanque del transformador es bombeado hacia un intercambiador de calor donde fluye a través de tubos que están en contacto con agua fría. El intercambiador de calor es muy efectivo, pero también muy costoso, porque el agua se tiene que enfriar y recircular continuamente.

Algunos transformadores grandes están diseñados para que tengan múltiples capacidades, según el método de enfriamiento utilizado. Por lo tanto, un transformador puede tener una capacidad triple de 18000 / 24000 / 32000 k VA dependiendo de si es enfriado 1.mediante la circulación natural de aire (AO) (18000kVA.) 2.mediante enfriamiento de aire forzado con ventiladores (FA) (24000kVA.) o 3.mediante la circulación forzada de aceite acompañado por enfriamiento de aire forzado (FOA) (32000kVA.).

Estos elaborados sistemas de enfriamiento son económicos a pesar de todo, porque permiten una salida mucho más grande de un transformador de un tamaño y peso dados.

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1.5 ACCESORIOS Y PARTES DE UN TRANSFORMADOR

Analicemos primero cuales son los accesorios que disponemos en el transformador de distribución y para qué sirven cada uno:

RELÉ BUCHHOLZ.- es un aparato de protección del transformador que se encuentra en el tanque de expansión este puede accionar una alarma en caso de fallas leves y puede sacar de servicio al transformador en caso de fallas graves. Las fallas que puede detectar son todas aquellas que producen aumento de temperatura capaz de hacer e bullir el aceite y producir burbujas; tal es el caso de un cortocircuito interior.

Fig. 2 Relé Buchholz.

DESHUMECTADOR DE SILICA–GEL.- La expansión y contracción del volumen

del aceite hacen que el transformador necesite respirar el aire del medio ambiente, el cual contiene humedad que al penetrar al interior ocasionara degeneración del aceite y oxidación interior, este deshumectador contiene gránulos con una sustancia deshidratante que hace paso forzado del aire, absorbiendo toda la humedad protegiendo al transformador del ingreso de agua al tanque de expansión.

Fig. 3 Deshumectador De Silica–Gel

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VÁLVULA DE SOBREPRESIÓN.- Es una protección contra explosión del transformador ocasionada por un aumento de presión cuando ocurren fallas o cortocircuito. Las hay de dos tipos: Con contacto de alarma y o disparo (para desconectarse del transformador) y otra pequeña sin contactos.

Fig. 4 Válvula de Sobrepresión.

INDICADOR DE NIVEL.- es un medio de conocer el nivel (altura) a la que se

encuentra el líquido en el tanque con el fin de descubrir fugas o aumentos excesivos en el volumen por calentamiento. De igual manera las tenemos de dos tipos diferentes: Tipo flotador mostrando el nivel por medio de una aguja en un dial, y de vidrio donde se observa directamente el interior del tanque.

Fig. 5 Indicador de nivel.

TERMÓMETRO.- Indica la temperatura en la parte superior del aceite. Los tenemos

de dos tipos: con contacto de alarma y sin contactos. Ambos poseen un indicador de la máxima temperatura que ha alcanzado el transformador desde la su última inspección.

Fig. 6 Termómetro

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CONMUTADOR DE DERIVACIONES.- Colocado con el fin de regular el voltaje de

salida del transformador cuando ocurren variaciones en el voltaje primario. Estos son de accionamiento exterior.

Fig. 7 Conmutador de Derivaciones

PLACA DE CARACTERÍSTICAS.- Donde aparecen consignados todos los datos particulares del transformador, tales como corrientes por las líneas, pesos, conexiones eléctricas etc.

Fig. 8 Placa de Características.

CAJA PARA TERMINALES DEL CIRCUITO DE CONTROL.- A donde van

todos los terminales de los contactos de alarma y disparo que poseen el relé buchholz, la válvula de sobrepresión, termómetros, etc. Los elementos encargados de dar alarma como bombillos, sirenas, pitos, etc. Deben ser conectados desde esta caja.

Fig. 9 Caja para Terminales del Circuito de Control.

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TANQUE DE EXPANSIÓN.- Es un tanque elevado con respecto al tanque principal del transformador y conectado por una tubería con este, su finalidad es prevenir el envejecimiento prematuro del aceite; solo se usa en transformadores de potencias muy altas.

Fig. 10 Tanque de Expansión.

CAJA TERMINAL O DUCTO PARA AISLADORES.- es una cámara donde van

albergados los aisladores terminales para Alta tensión o Baja tensión con el fin de protegerlos en un medio ambiente hostil, deben cumplir distancias eléctricas mínimas

Fig. 11 Caja Terminal o Ducto para Aisladores

DISPOSITIVOS DE PURGA.- Se utiliza para drenar o tomar muestras de aceite. Deben ir en la parte inferior del tanque principal y en la parte inferior del tanque de expansión.

Fig. 12 Dispositivos de Purga.

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VÁLVULAS DE RECIRCULACIÓN.- Son dos: ubicadas estratégicamente en el transformador, una en la parte superior y otra en la parte inferior del tanque y se usan para hacer recircular el aceite con filtro de prensa.

Fig. 13 Válvulas de Recirculación.

CONECTORES DEL TANQUE A TIERRA.- se usan para conectar a tierra el tanque

del transformador con el fin de evitar peligros en el personal que se acerque a él y facilitar el camino a tierra de las sobretensiones que se produzcan en el transformador.

Fig. 14 Conectores del Tanque a Tierra.

DISPOSITIVOS DE TRACCIÓN.- Facilita el transporte de los transformadores

evitando que sea agarrado de partes susceptibles de daño.

Fig. 15 Dispositivos de Tracción.

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RADIADORES.- Ayudan a enfriar el transformador aumentando artificialmente la

superficie del tanque en contacto con el medio ambiente refrigerante.

Fig. 16 Radiadores.

CUERNOS DE ARCO.- desvía las sobretensiones de las líneas para que se descarguen a través del tanque y no pase por los devanados.

Fig. 17 Cuernos de Arco.

1.6 TIPOS DE CONEXIONES EN TRANSFORMADORES (4) CONEXIÓN DELTA - DELTA: Se utiliza comúnmente en lugares donde existen tensiones relativamente bajas En sistemas de distribución se utiliza para alimentar cargas trifásicas a 3 hilos Presenta la desventaja de no tener hilo de retorno, en cambio tiene la ventaja de poder conectar los devanados primero y secundario sin desfasamiento.

CONEXIÓN DELTA - ESTRELLA:

Se emplea en aquellos sistemas de transmisión en que es necesario elevar voltajes de generación en sistemas de distribución conviene por que se pueden tener 2 voltajes diferentes.

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CONEXIÓN ESTRELLA - ESTRELLA:

Se emplea en tensiones muy elevadas ya que se disminuye la cantidad de aislamiento puede conectarse a un hilo de retomo

TIPOS DE ENFRIAMIENTO MÁS EMPLEADOS (3)

Tipo OA o Inmerso en aceite, autoenfriado.- Por lo general en transformadores de más de 50 KVA se usan tubos radiadores o tanques corrugados, Para disminuir las pérdidas en capacidades mayores de 3000 KVA se usan radiadores de tipo desmontables Este tipo de transformadores con voltajes de 46 KV. O menos puede tener como medio de enfriamiento liquido inerte en lugar de aceite.

Tipo OA/FA o Inmerso en aceite, autoenfriado, enfriado por aire forzado.- Este es como un transformador OA con ventiladores para disipar calar (aire forzado) FA

Tipo OA/FA/FOA o Inmerso en aceite, autoenfriado, enfriado por aire forzado, y aceite forzado.- Este es básicamente un transformador OA con adición de ventiladores y bombas para circulación de aceite Tipo FOA o Sumergido en aceite con enfriamiento con aceite forzado y con enfriamiento de aire forzado.- Este tipo de transformador de usa únicamente donde se desea que operen al mismo tiempo las bombas de aceite y los ventiladores Tipo OW o Sumergido en aceite y enfriamiento con agua.- En este tipo de enfriamiento el agua es conducida por serpentines los cuales están en contacto con el aceite aislante del transformador El aceite circula alrededor de los serpentines por convección natural.

Tipo AA o Tipo seco con enfriamiento propio.- No contiene aceite ni otros líquidos para enfriamiento usados en voltaje nominales menores de 15 KVA, en pequeñas capacidades.

Tipo AFA o Tipo seco enfriado con aire forzado.- Estos transformadores tienen una capacidad simple basada en la circulación de aire forzado por ventiladores o sopladores.

CONTROL DEL TRANSFORMADOR (5) Temperatura del transformador Presión del transformador Nivel de aceite o líquido Rigidez dieléctrica del aceite

Control De Temperatura Del Transformador: La temperatura de un transformador se lee por medio de termómetros de mercurio, y en algunos casos por medio de termopares colocados en los devanados que alimentan a voltímetros calibrados que existen varios métodos para controlar la temperatura. Los más avanzados son el control de temperatura por medio del dispositivo de imagen térmica con relevador TRO Se basa en que cualquier falla dentro del transformador se

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manifiesta como una variación de corriente y la protección por el revelador Buchholz, Se emplea en transformadores que emplean tanque conservación Su principio se basa en que toda falla interna va acompañada de una producción de gases. La Presión De Los Transformadores: Se controla normalmente por medio de manómetros que pueden tener accionamiento automático El Nivel De Aceite O Líquido: Se puede controlar por medio de indicadores de nivel que así mismo se pueden controlar automáticamente La Rigidez Dieléctrica Del Aceite: Se controla tomando muestras periódicas del aceite del transformador por medio de la válvula de muestra que se encuentra colocada por lo general en la parte inferior del transformador DEVANADOS Los devanados secundarios de los transformadores de distribución deben tener los medios para poner en corto circuito, conectar a tierra simultáneamente y aislar los transformadores del equipo normalmente conectado al circuito alimentador Los circuitos secundarios de los transformadores de potencial deben estar provistos de algún medio de desconexión segura que evite la posibilidad de energizar el lado de alta tensión debido a una retroalimentación accidental desde los circuitos secundarios en el lado del primario debe de colocarse fusibles. Para protección de los transformadores contra sobre corriente debe de cumplirse con los siguientes requisitos. En los transformadores de más de 600 voltios cuando se emplean fusibles su capacidad nominal no debe exceder el 250 por ciento de la corriente nominal primaria del transformador en caso de emplear un interruptor automático su ajuste de disparo no debe de exceder el 300 por ciento de la capacidad de dicha corriente del transformador. Cuando el 250 por ciento nos da un valor de capacidad del fusible que no está comercializado se podrá usar la capacidad siguiente superior y también se podrá usar un solo fusible para dos o más transformadores tomando en cuenta el transformador de más baja capacidad. Cada transformador de 600 volt o menos en su lado del primario debe estar protegido por un dispositivo cuya capacidad nominal no exceda el 125 por ciento de la corriente nominal del mismo lado del transformador, cuando la corriente nominal del lado primario del transformador sea de 9 amperios o más y el 125 por ciento de esta corriente no corresponde a una capacidad ajustada de fusible, se podrá usar la capacidad siguiente superior, cuando la corriente nominal del lado primario del transformador sea de 9 amperios puede usarse un dispositivo cuya capacidad nominal no exceda el 165 por ciento de la

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corriente en caso que la corriente nominal del lado del primario del transformador sea de 2 amperes puede usarse un dispositivo con capacidad nominal o ajuste hasta el 300 por ciento de la misma corriente del Transformador. CLASIFICACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES PARA INSTRUMENTOS (5) Transformadores de corriente Transformadores de potencial

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE: Se conoce con este nombre a aquel que tiene como función principal cambiar el valor de la corriente de uno más o menos elevado a otro el cuál puede alimentar instrumentos de protección o control, medición, como amperímetros watt metros, instrumentos registradores, relevadores de sobre corriente etc. La capacidad de estos instrumentos es muy baja, se determina sumando la capacidad de todos los instrumentos que va a alimentar y pueden ser de 15, 30, 50 60 y 70 KVA. La relación de transformación son diferentes valores pero la corriente en el devanado secundario normalmente es de 5 amperes. Como estos transformadores van a estar conectados a sistemas Trifásicos, las conexiones que pueden hacerse con ellos son las mismas que con los transformadores normales.

Fig. 18 Transformador de Corriente.

TRANSFORMADORES DE POTENCIAL: Se les denomina así a los transformadores cuya función principal es la de cambiar los valores de voltaje sin tomar en cuenta la corriente, estos transformadores sirven para alimentar instrumentos de medición, control o protección que requieren de una señal de voltaje. Su capacidad es baja ya que se determina sumando la capacidad de los instrumentos a los que va a alimentar y varia de 16 a 60 VA, se construyen para diferentes relaciones de transformación pero el voltaje en el devanado secundario es normalmente de 115 volt

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Los aislamientos usados son de muy buena calidad y son generalmente los mismos que se usan para los transformadores de corriente. Los transformadores para instrumentos tienen diferentes tipos de precisión de acuerdo con el empleo que se le dé, a esta precisión se le denomina clase de precisión y se selecciona de acuerdo a las siguientes características: Son generalmente transformadores patrones que son empleados en laboratorios para

calibración por contrastación Estos pueden emplearse como transformadores patrones, o para alimentar

instrumentos que requieren de mucha precisión Estos se emplean para alimentar instrumentos de medición normal y para alimentar

instrumentos de protección.

Fig. 19 Transformador de Potencial

CAPITULO 2 “TIPOS DE TRANSFORMADORES”

2.1 TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS CONVENCIONALES (6)

Estos Transformadores de distribución monofásicos están sumergidos en aceite, con una variación de temperatura de 65ºC sobre la del ambiente, cumpliendo las prescripciones de las normas establecidas. Anexo A Rango: -Potencia: desde 5KVA. hasta 50 KVA -Nivel de aislamiento en BT: hasta 3kV. -Nivel de aislamiento en AT: hasta 36kV. -Frecuencia: 60Hz. -Enfriamiento: ONAN

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-Altitud: hasta 5000 msnm Aplicaciones: -Sistemas aéreos de distribución. Ventajas: -Previstos para ser montados en poste. -Ahorro en estructuras, soportes, conectores, etc.

Fig. 20 Transformador Monofásico Convencional.

Estos transformadores constan de un núcleo y bobinas ensambladas de manera segura, en un tanque cargado con aceite, que llevan hacia fuera las terminales necesarias y que pasan a través de los bujes apropiados.

El tipo convencional incluye solo la estructura básica del transformador sin equipo de protección alguna. La protección deseada por sobre voltaje, sobrecarga y cortocircuito se obtiene usando pararrayos e interrupciones primarias de fusibles montados separadamente en el poste o en la cruceta muy cerca del transformador. La interrupción primaria del fusible proporciona un medio para detectar a simple vista los fusibles quemados en el sistema primario, y sirve también para sacar el transformador de la línea de alto voltaje, ya sea manual, cuando así se desee, o automáticamente en el caso de falla interna de las bobinas.

2.2 TRANSFORMADORES MONOFASICOS AUTOPROTEGIDOS (7) Anexo B

Este Transformador de distribución monofásico convencional tiene más protección contra sobre tensiones en alta tensión, cortocircuitos en baja tensión, sobre cargas momentáneas y continuas. Además aísla la red del equipo en caso de fallas internas del devanado. Cumplen las prescripciones en las normas ANSI que están descritas en el Anexo C. Rango: -Potencia: desde 5KVA. hasta 50KVA. -Nivel de aislamiento en BT: hasta 3kV. -Nivel de aislamiento en AT: hasta 24kV.

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-Frecuencia: 60Hz. -Enfriamiento: ONAN -Altitud: hasta 5000 msnm Aplicaciones: -Sistemas aéreos de distribución en MRT. Ventajas: -Previstos para ser montados en poste. -Reducción del espacio necesario en la instalación. -Ahorro en estructuras, soportes, conectores, etc. -Reducción en el tiempo de instalación.

Fig. 21 Transformador Monofásico Autoprotegido.

El transformador autoprotegido tiene un circuito secundario de protección por sobrecarga y cortocircuito, controlado térmicamente y montado en su interior, un eslabón protector de montaje interno conectado en serie con el devanado de alto voltaje para desconectar el transformador de la línea en caso de falla interna de las bobinas, y uno o más pararrayos montados en forma integral en el exterior del tanque para protección por sobre voltaje. En el caso de cortocircuito opera una lámpara de señal cuando se llega a una temperatura de devanado predeterminada, a manera de advertencia antes del disparo. Si no se atiende la señal y el circuito se dispara se puede restablecer y restaurar la carga por medio de un conector externo. Es común que esto se logre con el ajuste normal del circuito, pero si la carga se ha sostenido por un tiempo prolongado tal que haya permitido al aceite alcanzar una temperatura elevada el circuito podrá dispararse de nuevo y podría ser imposible restablecerlo para que permanezca cerrado. En tales casos, puede ajustarse la temperatura de disparo por medio de un conector externo auxiliar de control para que pueda volverse a cerrar el circuito por la emergencia hasta que pueda instalarse otro transformador.

Transformadores Trifásicos aéreos y convencionales (7) Anexo D

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Estos Transformadores de distribución trifásicos están sumergidos en aceite, con unavariación de temperatura de 65ºC sobre la del ambiente. Estos transformadores son adaptables para montaje en poste aéreo o en subestaciones. Rango: -Potencia: < 500KVA. -Nivel de aislamiento en BT: hasta 3kV. -Nivel de aislamiento en AT: hasta 36kV. -Frecuencia: 60Hz. -Enfriamiento: ONAN -Altitud: ≤ 5000 msnm Aplicaciones: -Sistemas aéreos y subestaciones convencionales de distribución. -Sector eléctrico, industria, pesquera, minería, centros comerciales. Ventajas: -Previstos para ser montados en poste ≤ 37.5 KVA. -Previstos para ser montados en una S.A.B. ó S.C.I.

Fig. 22 Transformadores Trifásicos aéreos y convencionales.

Estos transformadores son similares a las unidades monofásicas, con la excepción de que emplea un cortocircuito de tres polos. El seccionador está dispuesto de manera que abra los tres polos en caso de una sobrecarga seria o de falla en alguna de las fases. Los transformadores de distribución del "tipo estación" tienen por lo general, capacidad para 250 ó 500KVA. como se ve en las características. Un transformador de distribución de estas características puede ser aplicado a redes de bajo voltaje o en áreas de alta densidad de carga. TRIFASICOS AUTOPROTEGIDOS (7) Anexo E

Estos Transformadores de distribución trifásicos sumergidos en aceite, con una variación de temperatura de 65ºC sobre la del ambiente. Estos transformadores son adaptables para montaje interior o exterior instalados sobre el piso, mediante ruedas

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orientables.

Rango: -Potencia: ≥ 500 KVA hasta 5000 KVA -Nivel de aislamiento en BT: hasta 3kV -Nivel de aislamiento en AT: hasta 36kV -Frecuencia: 60Hz. -Enfriamiento: ONAN -Altitud: ≤ 5000 msnm Aplicaciones: -Sistemas de distribución convencional y subterránea. Ventajas: -Previstos para ser montados en el piso sobre sus ruedas.

Fig. 23 Transformador Trifásico Autoprotegido.

Transformador autoprotegido trifásicos. Estos transformadores son similares a las unidades monofásicas, con la excepción de que emplea un seccionador de tres polos. AUTOPROTEGIDO (7) El esquema de protección, se da cuando el pararrayo protege al transformador de sobre-tensiones causadas por descargas atmosféricas y/o maniobras de swicheo. El fusible de protección opera para desconectar el transformador de servicio en caso que una falla interna ocurra. El interruptor provee al transformador un grado de protección de sobrecargas y corto-circuito ya sea en el lado primario o secundario, dependiendo de la protección-seleccionada. En ocasiones se solicita adicionalmente fusibles limitadores de corriente, los cuales se conectarían en serie con los fusibles de AT, para proteger a integridad humana, además de los circuitos externos de alimentación.

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TRANSFORMADORES MONOFASICOS PAD MOUNTED MALLA (7) Definir las características eléctricas, tipos y mecánicas de un transformador monofásico tipo Pad-Mounted y conocer las tenciones de salida y entrada a través de una memoria técnica es lo que vamos a ver a continuación: MEMORIA TÉCNICA Los Transformadores Pad-Mounted o tipo pedestal monofásico se fabrican especialmente para aquellos sitios donde la distribución de la alta tensión es subterránea como edificios, urbanizaciones, centros comerciales etc. Es apto para las aplicaciones que requieran una unidad de transformación compacta y auto protegida, que armonice con el medio ambiente, sin necesidad de construir una caseta y constituyendo una alternativa de menor costo que una subestación del mismo tamaño. CONFIGURACION GENERAL:

Todo tipo de transformador tipo Pad-Mounted tienen una configuración tipo malla o radial de acuerdo a la demanda del consumidor

POTENCIA GENERAL:

Transformadores monofásicos hasta 167 KVA NIVEL DE VOLTAGE GENERAL: Baja tensión hasta 1.2 KV

PADMOUNTED MONOFÁSICO

El transformador tipo Pad-Mounted está diseñado para cumplir con alimentación en bucle o alimentación radial en sistemas sólidamente puestos a tierra.

Características Eléctricas:

Valores Nominales 12,5 KV Tensión soportada a impulso tipo rayo (BIL) primaria 95KV Frecuencia 60Hz Potencias asignadas 50, 75 y 167 KVA

2.3 TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS PAD MOUNTED RADIAL. (7)

Poseen un trío de bobinados en su primario y un segundo trío en su secundario. Pueden adoptar forma de estrella o triángulo, sus mezclas pueden ser: triangulo-triangulo, triangulo-estrella, estrella-triangulo y estrella-estrella. A pesar de tener una relación 1:1, al pasar de triangulo a estrella o viceversa, las tensiones se modifican.

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El diseño del transformador tipo pad-mounted trifásico fin de línea consistirá en un tanque con compartimentos para media y baja tensión separados por una barrera de metal u otro material rígido. La cabina de seguridad estará de acuerdo con los procesos y requerimientos descritos en las normas establecidas. Los compartimentos de media y baja tensión deben estar localizados uno al lado del otro, en un lado del tanque del transformador. Visto desde el frente, el compartimento de baja tensión debe estar a la derecha. Cada compartimento debe tener una puerta que se construya de modo que se dé acceso al compartimento de alta tensión sólo cuando esté abierta la puerta del lado de baja tensión. Los compartimentos únicamente serán accesibles mediante la apertura de su puerta correspondiente. El transformador contará con un indicador de nivel del aceite y termómetro localizados en el compartimento de media tensión. Así mismo, contará con dos válvulas, una de entrada para el relleno del aceite, y otra de salida, para el vaciado situada también en el compartimento de media tensión. Además incluirá una válvula de sobrepresión situada en el citado compartimento de media tensión. La disposición de las bornes de media y baja Tensión se ajustará a lo indicado en los planos adjuntos.

Fig. 24 Transformador Trifásico Pad mounted Radial.

CARACTERÍSTICAS ELECTRICAS

Valores nominales. Las características eléctricas mínimas cumplirán con lo establecido en la norma ANSI C57.12.26, y serán como mínimo las establecidas en la siguiente tabla:

VALORES NOMINALES 12,47/13,2

kV 24,9 kV 34,5 kV Tensión soportada a impulso tipo rayo (BIL) primaria (kV) 95 125 150 Frecuencia (Hz) 60 Potencias Asignadas (kVA) 150,300,500 y 750

Tabla 1: Características Eléctricas

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La conexión del trafo será del tipo Dyn (Delta-Estrella aterrizada), de acuerdo con la norma ANSI C57.12.26. Las tensiones de cortocircuito máximas de acuerdo a las distintas potencias, serán las indicadas en la siguiente tabla:

POTENCIA NOMINAL (KVA) 150 300 500 750

Tensión de cortocircuito Vcc (%) 4 5 5 5.75 Tabla 2: Tensiones de Cortocircuito máximas

Bornes Las bornes de M.T. serán del tipo “Enchufables en Carga”, con una intensidad admisible da 200 A según la norma establecida. El pasatapas estará en la carcasa del transformador y será del tipo universal (“Universal Bushing Well”). El suministro incluirá ambas piezas, es decir: - Pasatapas tipo pozo (“Universal Bushing Well”) - Borne insertable 200A. en carga (“Loadbreak Bushing Insert”). Las bornes de M.T. y B.T. deben cumplir como mínimo las características indicadas.

2.4TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS PAD MOUNTED MALLA. (7)

Utilizada generalmente junto a estructura primaria (poste) sobre el cual se establece un afloramiento primario desde una línea aérea. Este afloramiento se dispondrá de pararrayos y de seccionamiento.

Serán utilizados terminales pre moldeadas en la conexión a la red primaria aérea e en la conexión a bujes primarios (bornes primarios) del trasformador. Se construye malla de seguridad que separe los equipos de las áreas de circulación adyacente.

CARACTERISTICAS

Todas las características, valores nominales y pruebas que deben cumplir estos trasformadores se distribución deben ser las mismas que figuren en las normas ICONTEC.

Las especificaciones generales se refieren a los trasformadores de distribución sumergidos en aceite, se diferencia únicamente en su construcción del tipo convencional en que no tiene partes vivas expuestas.

Este tipo de trasformadores posee protecciones del siguiente tipo: fusibles de protección rápida tipo Bayoneta, que se introduce dentro de una cartuchera inmersa en aceite en el trasformador. Se encuentra en la parte superior y puede ser removido en forma externa. (8).

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ESTRUCTURA Y CONEXIÓN.

Los trasformadores trifásicos sirven para trasformar tensiones alternas trifásicas. La siguiente figura nos muestra su estructura.

Las corrientes trifásicas pueden transformarse o bien conectarse dos o tres trasformadores monofásicos de forma adecuada o bien mediante trasformadores polifásicos especiales.

En el circuito en V (o circuito triangular abierto con dos trasformadores monofásicos no existe posibilidad alguna de conectar el conducto neutro. Los primarios de los dos trasformadores cargan la red asimétricamente, pues en el conductor central la intensidad de corriente es mayor que en los dos exteriores.

CAPITULO 3 “PRUEBAS A LOS TRANSFORMADORES”

3.1 PRUEBA DE AISLAMIENTO (9)

La prueba de resistencia de aislamiento en transformadores sirve no solo hará verificar la calidad del aislamiento en transformadores, también permite verificar el grado de humedad y en ocasiones defectos severos en el aislamiento. La resistencia de aislamiento se mide por medio de un aparato conocido como MEGGER. El megger consiste de una fuente de alimentación en corriente directa y un sistema de medición. La fuente es un pequeño generador que se puede accionar en forma manual o eléctricamente. El voltaje en terminales de un megger varía de acuerdo al fabricante y a si se trata de accionamiento manual o eléctrico, pero en general se pueden encontrar en forma comercial megger de 250 volts 1000 volts y 2500 volts. La escala del instrumento está graduada para leer resistencias de aislamiento en el rango de 0 a 10,000 megohms. La resistencia de aislamiento de un transformador se mide entre los devanados conectados todos entre sí, contra el tanque conectado a tierra y entre cada devanado y el tanque, con el resto de los devanados conectados a tierra.

3.2 PRUEBA DE CORTOCIRCUITO (10)

La prueba de corto circuito consiste en cerrar o poner en corto circuito, es decir: con una conexión de resistencia despreciable, las terminales de uno de los devanados y alimentar el otro con un voltaje reducido (aplicado en forma regulada de un valor reducido de tensión que representa un pequeño porcentaje del voltaje del devanado por alimentar, de tal forma, que en los devanados circulen las corrientes nominales. En estas condiciones se miden las corrientes nominales y la potencia absorbida.

En el ensayo en cortocircuito un devanado del transformador, generalmente el del lado de baja tensión se cortocircuita. En el otro extremo se aplica una tensión inferior a la nominal, de tal manera que haga pasar por el devanado en cortocircuito la corriente nominal del devanado conectado a la fuente de alimentación. La tensión que se aplica al devanado correspondiente, (que debe ser el de baja tensión si es un trasformador de MT o

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AT), es del orden del 2 al 15 por ciento de la tensión nominal del transformador. Los porcentajes inferiores corresponden a los transformadores de mayor potencia. Dicha tensión recibe el nombre de tensión de cortocircuito, siendo un valor característico del transformador de tensión proporcionado por el fabricante y que se expresa en porcentaje respecto a la tensión nominal.

Debido a que la tensión aplicada es pequeña en comparación con la tensión nominal, las pérdidas en vacío o en el núcleo se pueden considerar como despreciables, de manera que toda la potencia absorbida es debida a las pérdidas por efecto joule en los devanados primario y secundario.

3.3 PRUEBA DEL ACEITE DIELÉCTRICO. (9)

Esta prueba se hace en un probador especial denominado “probador de rigidez dieléctrica del aceite”. En este caso, la muestra de aceite también se toma de la parte inferior del transformador, por medio de la llamada válvula de drenaje y se vacía en un recipiente denominado “copa estándar” que puede ser de porcelana o de vidrio y que tiene una capacidad del orden de ½ litro. En ocasiones el aceite se toma en un recipiente de vidrio y después se vacía a la copa estándar que tiene dos electrodos que pueden ser planos o esféricos y cuyo diámetro y separación está normalizada de acuerdo al tipo de prueba. El voltaje aplicado entre electrodos se hace por medio de un transformador regulador integrado al propio aparato probador. Después de llenada la copa estándar se debe esperar alrededor de 20minutos para permitir que se eliminen las burbujas de aire del aceite antes de aplicar el voltaje, el voltaje se aplica energizando el aparato por medio de un switch que previamente se ha conectado ya a un contacto o fuente de alimentación común y corriente. El voltaje se eleva gradualmente por medio de la perilla o manija del regulador de voltaje, la tensión o voltaje de ruptura se mide por medio de un voltímetro graduado en kilovoltios.

Existen algunos y distintos criterios de prueba, pero en general se puede afirmar que se pueden aplicar seis rupturas dieléctricas con intervalos de 10 minutos. La primera no se toma en cuenta, y el promedio de las otras cinco se toma como la tensión de ruptura o rigidez dieléctrica. Normalmente la rigidez dieléctrica en los aceites aislantes se debe comportar en la forma siguiente:

Aceites degradados y contaminados De 10 a 28kV

Aceites carbonizados no degradados De 28 a 33kV

Aceites Nuevo sin desgasificar De 33 a 44kV

Aceite Nuevo desgasificado De 40 a 50kV

Aceite regenerado De 50 a 60kV

3.4 PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN. (9)

Cuando los devanados primario y secundario de un transformador de Distribución tienen conexiones distintas, la relación entre las dos tensiones de vacío (sin carga) en las

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terminales, no es igual a la relación entre las espiras de una fase primaria y secundaria. Esto depende de los tipos de conexiones que se seleccionen, debido a que como se ha notado, cada tipo de conexión corresponde una determinada realización entre las tensiones concatenadas y las tensiones de fase.

Si se considera por ejemplo un transformador con devanado primario en delta y devanado secundario en estrella. Si se designan por V1 y V2 las tensiones de una fase del primario y de una fase del secundario respectivamente y con V1 y V2, los voltajes concatenados (indicados) en terminales del primario y secundario, respectivamente.

En el devanado primario, por estar conectado en delta se tiene:

V1 = V1

En el devanado secundario conectado en estrella:

V2 = 3V2 = 1,732 V2

Por lo tanto, la relación entre las tensiones en vacío en las terminales será:

V1

=

V1

V20 1,732V20

Hasta ahora, se ha hablado de transformadores monofásicos, y en estos la relación entre las tensiones primaria y secundaria en vacío se le conoce como “relación de transformación” (se designa con la letra A) y esta relación es válida también para le número de espiras primarias N1 y secundarias N2. Si se le quiere dar el significado de relación de transformación a la relación entre espiras:

A = N1

N2

LOS PROCEDIMIENTOS DE PRUEBAS A LOS TRANSFORMADORES EN LAS INSTALACIONES

Todos los transformadores requieren de cierto mantenimiento, pero los transformadores que son operados en áreas donde se tienen atmósferas corrosivas y polvos eléctricamente conductivos, requieren de frecuentes inspecciones. La humedad, la elevación de temperatura y los ambientes corrosivos y contaminados, son los primeros enemigos que pueden afectar un transformador. Aún los transformadores de tipo seco que están herméticamente sellados, requieren de inspecciones frecuentes.

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Los registros para el mantenimiento de un transformador, se inician cuando el transformador es instalado. Los datos concernientes con la operación del aparato se deben registrar cuando el transformador se pone en servicio y opera normalmente. Estos podrían incluir: El voltaje presente, los KVA entregados a la carga y las lecturas de temperatura apropiadas para el tipo de enfriamiento del transformador. Se puede incluir otra información de algunas pruebas de puesta en servicio, tales como: Alto potencial, rigidez dieléctrica del aceite (cuando éste es el medio de enfriamiento).

Esta información sirve como base para comparar los datos obtenidos durante la rutina de mantenimiento y para determinar cambios en las condiciones que puedan llevar a daños en el transformador. Es útil también para localizar las fallas en el sistema cuando éstas ocurren.

Cuando una compañía lleva un buen registro de las fallas, éste puede proveer una gula sobre qué tan frecuentemente se debe programar el mantenimiento. Esto refuerza o apoya a las recomendaciones de los fabricantes, sobre cuándo comenzar con el mantenimiento de las distintas partes o componentes que deben ser consideradas.

3.5 LAS PRUEBAS DIELÉCTRICAS (9)

Un refrigerante decolorado puede indicar un alto grado de oxidación y la presencia de sedimentos o lodos. Para investigar el estado real del refrigerante (aceite por lo general), se deben realizar pruebas dieléctricas que también permitan determinar con una aproximación general el estado de los aislamientos del transformador en general.

Las pruebas dieléctricas se hacen durante la fase de puesta en servicio del transformador, en los periodos de mantenimiento, o bien, cuando se presentan fallas y es necesaria hacer un diagnóstico de las mismas. De los resultados de estas pruebas, algunas veces se obtienen concusiones respecto a las acciones que se deben tomar, ya sea para los fines del mantenimiento (tratado del aceite, secado del transformador, etc.), o bien, para reparaciones.

DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA EN EL ACEITE AISLANTE

Esta prueba es aplicable a los aceites aislantes nuevos y usados, y es una de las más importantes que se realizan en los aceites aislantes. El significado del factor de potencia en un aceite es el mismo que para cualquier otro material dieléctrico.

El aparato de prueba es esencialmente un capacitor, en el cual el dieléctrico es el aceite. Al conjunto, se le conoce como celda de prueba. La toma de muestras para la prueba se hace en la misma forma que para la prueba de rigidez dieléctrica. El procedimiento es el siguiente:

Disponer el equipo de prueba conectándose a él todas las puntas de prueba o terminales.

Se llena la celda de prueba con el aceite a probar, procurando que se encuentre

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perfectamente nivelada sobre una base firme. Se efectúan las conexiones del equipo a la celda, conectando el gancho del cable

de alta tensión a la manija de la celda, la terminal de baja tensión se conecta al cilindro metálico de la Celda y el anillo de guarda del cable de alta tensión al tornillo de guarda del cable.

Las Pruebas a Transformadores

• Des energizar los devanados del transformador. • interpretar los resultados con la gráfica de absorción dieléctrica.

La pendiente de la curva muestra la condición del aislamiento. Un aislamiento en buen estado muestra un incremento continuo en la resistencia. Un aislamiento con humedad o fracturado muestra una resistencia relativamente constante.

Los valores mínimos de referencia aceptables de índices de polarización, se dan en la tabla siguiente:

VALORES ACEPTABLES MINIMOS DEL INDICE DE POLARIZACION

AISLAMIENTO VALOR CLASE A 1.5 CLASE B 2.0 CLASE C 2.0

Tabla 3: Valores aceptables mínimos del índice de polarización.

PRUEBA CONEXIONES DE PRUEBA

MIDE L G T 1 H X+TQ RH 2 H RHX RHX 3 X H+TQ RX

Tabla 4: Conexiones de prueba.

TQ = TANQUE

L = TERMINAL DE LINEA

T = TERMINAL DE TIERRA

G = TERMINAL DE GUARDA

3.6 PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN (10)

La prueba de corriente de excitación en los transformadores de potencia sirve para detectar los daños que se presentan en los devanados y núcleo, por los esfuerzos electrodinámicos que producen el cortocircuito y también por malos manejos en su transportación.

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RECOMENDACIONES PARA EFECTUAR LA PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN

Tomar en cuenta, por cuestiones de seguridad, las recomendaciones generales de prueba.

Des energice y desconecte de sus terminales externas todas las boquillas del transformador.

Todas las pruebas de corriente de excitación deberán efectuarse en el devanado de más alto voltaje

Cada devanado deberá medirse en dos direcciones, es decir, primero se energiza una terminal se registran sus lecturas, enseguida se energiza la otra terminal registrando también sus lecturas, esto es con la finalidad de verificar la prueba.

En conexión estrella, desconecte el neutro del devanado que se encuentra bajo prueba, debiendo permanecer aterrizado el neutro de baja tensión.

Cerciórese de que los devanados no energizados en la prueba están libres de toda proximidad de personal, cables, etc. En virtud de que al energizar el devanado bajo prueba, se induce un potencial en el resto de los devanados.

El voltaje de prueba de los transformadores, no deberá exceder al valor del voltaje nominal del devanado bajo prueba.

El voltaje de prueba en los devanados conectados en estrella no deberá exceder el voltaje de línea a neutro.

El voltaje de prueba no deberá exceder el voltaje de línea a línea en los devanados conectados en Delta.

Antes de efectuar cualquier medición, al ajustar el voltaje de prueba con el selector en posición Check, verifique que se estabilice la aguja del medidor.

Si el punto anterior no se cumple, puede deberse a que exista un fuerte magnetismo remanente, recomendándose desmagnetizar el núcleo de acuerdo con el tipo de conexión que se tenga en el devanado primario. Otra causa de inestabilidad de la aguja se puede deber a la interferencia electromagnética.

Se recomienda que para equipo nuevo o reparado que se prepara para puesta en servicio, deberán efectuarse las pruebas de todas las posiciones del cambiador de derivaciones.

Los valores de relación teóricos calculados servirán de base para colocar los selectores en el valor esperado en el medidor.

Accione la manivela manteniendo 8 volts de excitación y opere los selectores de menor rango hasta lograr la deflexión nula en el galvanómetro.

Haga las mediciones y registre las lecturas en el formato correspondiente. Al terminar la prueba, ponga fuera de servicio el medidor y aterrice el equipo

objeto del ensayo.

CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA

Cuando se tienen corriente y voltaje de excitación normal, pero sin deflexión en la aguja del galvanómetro, es indicio de que se tiene un circuito abierto. Es posible determinar cuál

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de los dos devanados se encuentra abierto. Desconecte las dos terminales secundarlas H1 y H2. Abra una de las mordazas de excitación (X) e inserte una pieza de fibra aislante entre la terminal del transformador y la pieza que es tope del lomillo, la cual va conectada al cable grueso que conecta al transformador de referencia del TTR. Apriete el tornillo nuevamente contra el conector de la boquilla, gire la manivela del generador. Si el devanado secundario está abierto no se tendrá indicación de corriente en el amperímetro. Si el amperímetro indica una corriente de excitación normal, se pueda concluir que el devanado primario está abierto.

VERIFICACIÓN DE IMPEDANCIA (11)

La prueba es importante para determinar en campo la impedancia de transformadores de potencia.

En transformadores reparados, podemos comprobar si el valor de impedancia es el mismo que el original. En transformadores nuevos, verificar el valor de placa, también para calcular la impedancia de aquellos equipos sin placa de dato: por este método, podemos obtener únicamente la impedancia del transformador en la capacidad (OA).

En Ira reformadores reparados, podemos comprobar si el valor de impedancia es el mismo que el original. En transformadores nuevos, verificar el valor de placa, también para calcular la impedancia do aquellos equipos sin placa de dato: por este método, podemos obtener únicamente la impedancia del transformador en la capacidad (OA).

La prueba consiste en aplicar bajo voltaje por uno de los devanados del transformador, mientras el otro devanado se mantiene cortocircuitado; no se debe aplicar el voltaje nominal del devanado.

El tambor separador se coloca en un recipiente herméticamente sellado y consiste de un gran número de placas o discos en forma de cono con aperturas o perforaciones. Las placas son empacadas en forma paralela una con otra, sobre un eje vertical común y. se separan entre si por solo unas fracciones de milímetro. El propósito de las placas es separar el aceite en copas delgadas e intensificar la purificación.

El aceite entra al separador a través de una apertura o entrada central. Hay también tres salidas, arregladas una encima de la otra.

La salida superior sirve para: drenar hacia el exterior el aceite en caso de una parada accidental del separador o un atascamiento del tambor que está en medio, para descargar el aceite limpio y el del fondo, para separar el agua junto con las impurezas. El aceite a ser purificado es bombeado al interior del separador y extraído del mismo por medio de dos bombas con engranes,

Como normalmente la humedad se remueve del aceite en forma más intensiva a una temperatura de 50 a 55°C, entonces, el separador se equipa con un calentador eléctrico.

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Un filtro con una fina gasa metálica colocado en el tubo de entrada del aceite, sirve para atrapar las partículas gruesas y, de esta manera, evitar su ingreso al interior del aparato. El tambor separador se acciona por medio de un motor eléctrico a través de una banda y poleas. Si el tambor opera a 6800 revoluciones por minuto, el separador entrega una cantidad igual a 1500 litros por hora.

Si el aceite contiene demasiada humedad, el purificador de aceite se reajusta para hacer una separación de agua previa.

Esto se hace arreglando las placas del tambor separador. Si el contenido de humedad no es muy alto, el aparato se ajusta normalmente, es decir, para separar tanto agua como impurezas mecánicas.

Para reducir la aireación del aceite en el proceso de separación centrifuga, se usan separadores de aceite al vacio, donde el aceite se limpia en vacio.

FILTRADO (11)

Este es un método que actualmente tiene poco uso y básicamente por medio de este procedimiento el aceite se limpia forzándolo a circular a través de un medio poroso con un gran número de aperturas minúsculas, en las cuales el agua y las partículas en suspensión o impurezas mecánicas quedan atrapadas. Tal medio puede ser un filtro especial de papel, cartón prensado o tela.

El aparato para filtrar el aceite se conoce como filtro-prensa y consiste de un conjunto de cuadros o marcos de acero fundido y placas con filtros de papel colocados entre ellos. Los marcos y placas se arreglan en forma alterna y el conjunto completo con los filtros de papel se fija, atornillado entre dos placas robustas por medio de un tornillo a presión.

Los filtros, placas y papel filtro tienen dos agujeros en las esquinas inferiores, el agujero A sirve para admitir el aceite que va a ser limpiado y el agujero B para descargar el aceite limpio. Ambas superficies de las placas se encuentran compactadas por sujetadores en V que no alcanzan los filos de las placas y dividen sus superficies en un gran número de pirámides regulares truncadas.

Cuando los elementos del filtro-prensa se compriman, los agujeros A y B en ellos forman los duelos comunes 4 y 7.

El aceite que se va a filtrar se bombea en el interior del ducto 4 a través del cual va hacia el agujero 2 y golea a una de las esquinas inferiores de los marcos 3 hacia el interior de las cámaras 1 formadas dentro de los marcos, y entonces, es forzado a través del filtro de papel 5 sobre los lados de la cámara, el aceite ya purificado entra a las ranuras en la placa 6 y fluye por ellos hacia el interior del ducto común 7, vía ranuras hechas en una de las esquinas de las placas. Del ducto 7, el aceite filtrado va a la salida del filtro prensa. La conexión en paralelo de las cámaras incrementa la superficie de filtrado y de aquí el suministro del filtro-prensa.

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El aceite a ser limpiado se bombea hacia el interior del filtro-prensa a una presión de 4 a 6 pascal Un incremento en la presión del aceite durante la operación del filtro-prensa indica que los papeles del filtro-prensa se han saturado y se deben reemplazar El aceite que entra se limpia primero en un filtro especial conectado en la entrada del tubo. En el tubo de salida hay una pequeña llave para muestrear el aceite purificado.

CAPITULO 4

MANUAL DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCION Y HOMOLOGACION DE UNIDADES DE PROPIEDAD. (12)

ANTECEDENTES: La necesidad del mantenimiento preventivo en las instalaciones eléctricas, tanto en las de Alta, Media y Baja tensión se multiplica en función de los daños que podría ocasionar su parada por avería, tanto se trate de instalaciones públicas como privadas. Tratándose de costosos equipos, su revisión debe efectuarse con la periocidad establecida en su proyecto de instalación, adecuándola en todo momento a las especiales características de su utilización, ubicación etc. Así también el convenio de cooperación interinstitucional para el fortalecimiento del sector de la distribución eléctrica entre el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER) y las Empresas de Distribución Eléctrica (EDs), tiene como objetivo principal implantar un Sistema de Gestión Único, para lo cual, sobre la base del convenio citado, se conformó la “Comisión de Homologación de Unidades de Propiedad (CUP)”, integrada por delegados de la Empresa Eléctrica Quito, Empresa Eléctrica Regional Centro Sur, Corporación para la Administración Temporal Eléctrica de Guayaquil (actualmente Unidad Eléctrica de Guayaquil) y la Corporación Nacional de Electricidad, en coordinación con un delegado del MEER. 4.1 NORMAS BASICAS PREVIAS Aquí detallamos unos consejos básicos y generales que se deberían tener en consideración:

Planificar el trabajo con antelación a la parada y desconexión del transformador de la red, solicitando los permisos y efectuando todos los avisos necesarios.

Recopilar toda la información técnica relativa al transformador y sus equipos (ventiladores, sistemas de control y seguridad, etc.).

Revisar todo el protocolo de seguridad necesario, incluyendo los equipos necesarios (puestas a tierra, señalizaciones etc.)

Seleccionar el personal necesario para la tarea de mantenimiento entre los capacitados para ello, así como los medios, herramientas, vehículos, grúas etc.

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4.2 TAREAS DE MANTENIMIENTO Aunque cada instalación tendrá características específicas, intentaremos relacionar las más habituales; resaltando una vez más que todo trabajo deberá cumplir con las normas y protocolos de seguridad pertinentes por personal autorizado y calificado para ello.

Desconectar el equipo de la red de tensión, tomando todas las medidas necesarias establecidas en el protocolo. Las más habituales son:

1. Bloqueo o desconexión de todas las posibles conexiones entrantes y salientes.

2. Puestas a tierra del equipo. 3. Delimitación y marcado del área de trabajo.

Comprobación del sistema de seguridad de la temperatura del transformador. Comprobación del sistema de seguridad de sobre presión interna del transformador. Comprobación de los sistemas de sobrecorriente, fuga a tierra, diferencial etc. En

función y modelo del transformador. Comprobación del resto de indicadores, alarmas ópticas o acústicas. Comprobación del nivel del aceite, así como posibles fugas. Prueba de la rigidez dieléctrica del aceite. Comprobación, limpieza y ajuste de todas las conexiones eléctricas, fijaciones,

soportes guías etc. Comprobación y limpieza de los aisladores, buscando posibles grietas o manchas

donde pueda fijarse la suciedad o humedad. Revisión en su caso del funcionamiento de los ventiladores, así como limpieza de

radiadores o además elementos refrigerantes. Limpieza y pintado del chasis, carcasas, deposito y demás elementos externos del

transformador susceptibles de oxido o deterioro. El trabajo se encamina a unificar la identificación de materiales y equipos usados en las estructuras y montajes de equipos para su debido reconocimiento y fácil identificación de los mismos. 4.3 OBJETIVOS:

Establecer un sistema único para la identificación de las Unidades de Propiedad (UP) que conforman los Transformadores de distribución.

Estandarizar y homologar los materiales y equipos que conforman las Unidades Constructivas.

Definir un sumario de especificaciones técnicas de los materiales y equipos eléctricos de mayor uso en el sistema de distribución.

Estandarizar la simbología para representar los elementos del sistema de distribución.

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4.4 BENEFICIOS

• Disponer de una única identificación de las unidades de transformación, propiedad y unidades constructivas del sistema de distribución a nivel nacional, coadyuvando a las diferentes actividades del sistema, como: levantamiento de información geográfica, registro de activos, liquidación de proyectos, etc.

• Homologar o estandarizar a nivel nacional, los materiales que conforman las diferentes unidades constructivas como: estructuras aéreas, sistemas de puesta a tierra, montaje de transformadores, alumbrado público, etc.

• Contribuir al fortalecimiento de la gestión técnica, en los procesos de: adquisición, montaje, operación y mantenimiento de los diferentes componentes, materiales y estructuras que conforman el sistema de distribución; este documento recoge, experiencias, buenas prácticas y criterios técnicos consensuados en el sector.

• Interpretar mediante una simbología unificada, la información gráfica de los sistemas de distribución para facilitar la gestión entre las Empresas de Distribución Eléctricas “EDs”.

4.5 LINEAMIENTOS El presente documento de homologación, fue definido para las unidades de propiedad y unidades constructivas existentes de mayor uso, y será adoptado e implantado por las Empresas Eléctricas del país. Para la adquisición de materiales y equipos eléctricos, se sugiere adoptar las especificaciones técnicas anexas al documento; considerando que estas fueron elaboradas para materiales y equipos de mayor uso, se deja a criterio de cada empresa, las especificaciones de equipos y materiales que no consten en el presente trabajo de homologación. Este documento está sujeto a ser actualizado permanentemente con el objeto de responder en todo momento las necesidades y exigencias actuales, y cualquier aporte, contribución o sugerencias al presente, se deberá remitir al Ministerio de Electricidad y Energía Renovable. 4.6 CRITERIOS HOMOLOGADOS Debido a la expansión de la cobertura del servicio eléctrico y al incremento de la demanda, se vuelve prioritario analizar la unificación del nivel de tensión para sistemas de distribución a valores normalizados superiores a 13,8 kV, sobre la base de las normativas. Sin embargo, dada la diversidad de niveles de voltaje existentes en las redes de distribución eléctrica en nuestro país, se ha considerado definir los siguientes niveles de voltaje nominal:

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Medio Voltaje: 6.300 [ V ] 13.800 GRDY / 7.967 [ V ] 22.000 GRDY / 12.700 [ V ] 22.860 GRDY / 13.200 [ V ] 34.500 GRDY / 19.920 [ V ] Bajo Voltaje: En redes monofásicas 120 / 240 [ V ] En redes trifásicas 127 / 220 [ V ] En Postes.-

• Los postes donde se instalen los transformadores de distribución serán normalmente postes circulares de hormigón armado, plástico reforzado con fibra de vidrio o cualquier otro material que cumpla con las exigencias y características necesarias para su uso en redes de distribución eléctrica.

• Los postes normalizados son de 10 m 400 kg y 12 m 500 kg, adicionalmente por condiciones especiales de funcionamiento, se pueden utilizar postes de 14, 16 y 18 m. dependiendo del uso al que vaya a ser expuesto.

• Se utilizará postes con carga horizontal de rotura de 2000 kg (autosoportantes), para evitar el uso de tensores en casos de extrema necesidad. El reemplazo del tensor tipo A por postes autosoportantes está sujeto a análisis de esfuerzos mecánicos.

Conductores.-

• Uso del conductor preensamblado en las redes de bajo voltaje en zonas de alta incidencia de flora, fauna, protegidas y con niveles considerables de hurto de energía.

• En zonas donde exista alta incidencia de flora y fauna o protegidas, el conductor en la conexión entre la red de medio voltaje y los bujes de los transformadores debe ser protegido para evitar fallas.

• El término “antihurto”, debe ser reemplazado por su vocablo técnico correspondiente “concéntrico”.

Transformadores.-

• En redes monofásicas, generalmente se instalarán transformadores del tipo autoprotegido. Para condiciones particulares se podrá instalar transformadores del tipo convencional.

• Los transformadores a instalarse, deberán ajustarse a lo detallado en el Sumario de Especificaciones Técnicas.

• De acuerdo a análisis técnicos, la instalación de bancos de transformadores monofásicos se realiza en condiciones particulares.

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Estructuras en Redes Aéreas de distribución.-

• Normalizar la longitud de las crucetas, con valores de: 1.50, 2.00 y 2.40 m. • Generalizar el uso de aisladores de caucho siliconado (polímero). • Considerar el uso como elemento sustituible de las crucetas de perfil metálico, a las

crucetas de plástico reforzadas con fibra de vidrio o cualquier otro material que cumpla con las exigencias y características necesarias para su uso en redes de distribución eléctrica.

Puestas a Tierra.- • Normalizar que la instalación de puestas a tierra en las instalaciones de los usuarios

masivos, sea de responsabilidad de las EDs. • La conexión de puesta a tierra, electrodo-conductor deberá ser con suelda

exotérmica o conectores de compresión. Medidores de Energía Eléctrica.-

• En clientes masivos debe eliminarse el uso de medidores tipo socket, reemplazándolos por los de tipo bornera con su respectiva caja de protección.

• Se debe eliminar el uso de medidores monofásicos a tres hilos, debido a que no registra el consumo real ante la desconexión de uno de los hilos de la fase y puede afectar o incidir en la carga del transformador que alimenta a este medidor.

Especificaciones Técnicas.-

• En este capítulo, se ha considerado tomar como referencia normativa internacional o regional, mientras el Instituto Ecuatoriano de Normalización – INEN, elabore las normas ecuatorianas respectivas o sus referentes para el material y equipo eléctrico utilizado en las redes de distribución.

• Los certificados de cumplimientos de normas, emitidos por laboratorios acreditados u organismos de certificación acreditados, solicitados en cada material o equipo, deberán ser avalados por el OAE conforme lo establecido en el Art. 31 de la Ley del Sistema Ecuatoriano de la Calidad Anexo F.

Para equipos importados se debe presentar la documentación 1) y/o 2): 1. Certificados de conformidad del producto o de cumplimiento de normas emitidos por Organismos Acreditados en el país de origen o de embarque, documentación que deberá ser avalada por el Organismo de Acreditación Ecuatoriano (OAE). 2. Reportes de ensayos emitidos por Laboratorios Acreditados, documentación que deberá ser avalada por el Organismo de Acreditación Ecuatoriano (OAE).

Para equipos fabricados en el país se debe presentar la documentación 1) y/o 2):

1. Certificados de conformidad del producto o de cumplimiento de normas emitidos por Organismos Acreditados internacionalmente o regionalmente o por Organismos Designados a nivel nacional, documentación que deberá ser avalada por el

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Organismo de Acreditación Ecuatoriano (OAE). Los productos que cuenten con sello de calidad INEN, no requieren tener certificados de conformidad para su comercialización. 2. Reportes de ensayos emitidos por Laboratorios Acreditados o Designados, documentación que deberá ser avalada por el Organismo de Acreditación Ecuatoriano (OAE).

4.7 ALCANCE Este capítulo, determina la metodología para establecer el identificador nemotécnico de las Unidades de Construcción, que están inmersas dentro de las Unidades de Propiedad homologadas para Redes de Distribución de Energía Eléctrica. Esta metodología permite designar las Unidades de Construcción que se han venido utilizando en las diversas empresas eléctricas del país y que servirán para definir y contabilizar sus inventarios actuales. Este proceso de organizar y categorizar, permite establecer el significado de cada identificador, es decir, el nombre correspondiente, luego de lo cual se le asignan los materiales componentes de esta unidad homologada y el gráfico correspondiente; esta última parte está definida únicamente para las Unidades de Construcción homologadas de mayor frecuencia de uso. Esta homologación no abarca los sistemas asociados a las redes subterráneas de distribución. 4.8 DEFINICIONES BÁSICAS: (12) UNIDADES DE PROPIEDAD (UP).- Es un conjunto de bienes diferentes entre sí y asociados, para cumplir una función específica en los Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica que abarcan a las diferentes Unidades de Construcción. UNIDAD DE CONSTRUCCIÓN (UC).- Es el conjunto de materiales dispuestos de una forma preestablecida que componen una unidad de montaje, que facilitan el diseño, construcción, operación y mantenimiento de instalaciones eléctricas de distribución, de manera sencilla, ordenada y uniforme. 4.9 LINEAMIENTOS GENERALES PARA DETERMINAR EL IDENTIFICADOR NEMOTÉCNICO DE LAS UP (12) 4.9.1 ESTRUCTURA DEL IDENTIFICADOR NEMOTÉCNICO El identificador está estructurado por cinco campos, los dos primeros identifican a la Unidad de Propiedad separados por un guión de los tres siguientes, que definen las

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unidades de construcción; los cuales serán alfabéticos y/o numéricos y/o signos. La disposición de la estructura del identificador será la siguiente:

4.9.2 ESTRUCTURA DEL IDENTIFICADOR NEMOTÉCNICO DE LAS UNIDADES DE PROPIEDAD Y DE CONSTRUCCIÓN. UNIDADES DE PROPIEDAD.- PRIMER CAMPO: Está conformado por dos caracteres alfabéticos en mayúsculas, denominado GRUPO, que define la Unidad de Propiedad. Para especificar el primer campo, se considera la primera y/o segunda letra de la (s) palabra (s) clave (s) que define el grupo. Las equivalencias son las siguientes: ES = EStructuras en redes aéreas de distribución. TR = TRansformadores en redes de distribución. SP = Seccionamiento y Protección en redes aéreas de distribución. EC = Equipos de Compensación en redes aéreas de distribución. PO = POstes en redes de distribución. CO = COnductores en redes de distribución. ME = MEdidores en redes de distribución. AC = ACometidas en redes de distribución. TA = Tensores y Anclajes en redes de distribución. PT = Puesta a Tierra en redes de distribución. AP = Alumbrado Público vial en redes de distribución. AO = Alumbrado Público Ornamental. SEGUNDO CAMPO: Está conformado por un carácter alfabético en mayúscula, denominado NIVEL DE VOLTAJE, que indica los voltajes utilizados actualmente en el país. Se considera la primera letra de la palabra clave, de repetirse ésta, se utilizará la siguiente letra; las equivalencias son las siguientes: C = 120 V – 121 V – 127 V (Cien). E = 0 V (CEro) D = 240/120 V – 220/127 V (Doscientos). U = 440/256 V – 480/227 V (CUatrocientos).

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S = 6,3 kV (Seis mil). T = 13,8 kV GRDy / 7,96 kV – 13,2 kV GRDy / 7,62 kV (Trece mil). V = 22 kV GRDy / 12,7 kV - 22,8 kV GRDy / 13,2 kV (Veinte mil). R = 34,5 kV GRDy / 19,92 kV (TReinta mil). 0 = No aplica. En los campos en los cuales, al Grupo definido (postes, conductores, acometidas y puestas a tierra) no aplica las características establecidas, se usará el carácter “0”, para completar el código. UNIDADES DE CONSTRUCCION.- TERCER CAMPO: Está conformado por un carácter numérico, denominado NÚMERO DE FASES o VÍAS, o FASES e HILOS, cuya definición depende de la Unidad de Propiedad. En los campos en los cuales el elemento no aplica en las características establecidas, se usará el carácter “0”, para completar el código. CUARTO CAMPO: Está conformado por un carácter alfabético en mayúsculas, denominado DISPOSICIÓN o TIPO. QUINTO CAMPO: Está conformado de hasta 10 caracteres alfabéticos (mayúsculas), numéricos y/o signos, denominado FUNCIÓN o ESPECIFICACIÓN, e indica las principales características técnicas del elemento y/o su función. En los campos en los cuales el elemento no aplica en las características establecidas, se usará el carácter “0”, para completar el código. 4.9.3 IDENTIFICADOR NEMOTÉCNICO DE LAS UNIDADES DE PROPIEDAD. En el presente proceso, la información de los componentes básicos de los Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica que abarcan a las diferentes Unidades de Construcción, será convertida en símbolos, sobre la base de un conjunto de normas. La identificación del tercero al quinto campo, depende de cada uno de los grupos definidos. 4.9.4. GRUPO: EStructuras en redes aéreas de distribución (ES) PRIMER CAMPO: ES SEGUNDO CAMPO: Nivel de voltaje de operación del sistema de distribución TERCER CAMPO: Número de fases o vías

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El tercer campo del identificador nemotécnico será numérico, de un solo carácter, el cual representará para redes de distribución de medio voltaje, el número de fases, mientras que para bajo voltaje, el número de vías; las equivalencias son las siguientes: Para redes de Medio Voltaje: 1 = Una fase. 2 = Dos fases. 3 = Tres fases. Para redes de Bajo Voltaje: 1 = Una vía. 2 = Dos vías. 3 = Tres vías. 4 = Cuatro vías. 5 = Cinco vías. CUARTO CAMPO: Disposición. Se considera la primera letra de la palabra clave, de repetirse ésta, se utilizará la siguiente letra; las equivalencias son las siguientes: C = Centrada. S = Semicentrada. V = En Volado. L = Line post. H = H en dos postes. T = Tres postes. N = Neutro alineado en cruceta centrada. B = Bandera. P = Preensamblado. E = VErtical. O = Vertical en Volado QUINTO CAMPO: Función Estará conformado hasta por 10 caracteres alfabéticos en mayúsculas, numéricos y/o signos, los cuales indican las principales características de su función; estas equivalencias son las siguientes: Para redes de Medio Voltaje: P = Pasante o tangente. A = Angular. R = Retención o terminal. D = Doble retención o doble terminal.

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Para redes de Bajo Voltaje: P = Pasante, tangente o angular. R = Retención o terminal. D = Doble retención o doble terminal. En redes de bajo voltaje con cable preensamblado se adiciona un carácter numérico que define el número de conductores, dependiendo del sistema (monofásico o trifásico) y el uso de hilo piloto: 3 = Con 3 conductores. 4 = Con 4 conductores. 5 = Con 5 conductores. Ejemplos: Estructura para redes aéreas de distribución a 13,8 kV GRDy/7,96 kV, tres fases, centrada, pasante o tangente: EST-3CP. Estructura para redes aéreas de distribución a 220/127 V, tres vías, vertical, pasante o tangente: ESD- 3EP. Estructura para redes aéreas de distribución a 240/120 V, una vía, preensamblada, retención o terminal con 3 conductores: ESD-1PR3. Estructura para redes aéreas de distribución a 0 V (neutro corrido), una vía, retención o terminal: ESE- 1ER. Para la gestión interna de las EDs en los procesos de Diseño y Construcción, cuando un material que conforma la unidad constructiva tenga varias posibilidades en su dimensión o tipo, se añadirá en el Quinto Campo, caracteres numéricos y/o signos; presentándose los siguientes casos:

En estructuras de Medio Voltaje los materiales que pueden variar son crucetas,

varillas de armar, retenciones preformadas, conectores, amortiguadores, etc. A continuación se citan los siguientes ejemplos:

1.- En crucetas se debe indicar su longitud. Ejemplo: Estructura para redes aéreas de distribución a 22,8 kV GRDy/13,2 kV, tres fases, centrada, angular, con cruceta de 1,5 m : ESV- 3CA1,5

2.- Cuando se utilice amortiguadores (para vanos mayores a 300 m), se debe indicar el calibre del conductor. Ejemplo: Estructura para redes aéreas de distribución a 22,0 kV GRDy/12,7 kV, una fase, centrada, doble retención, con un amortiguador para conductor ACSR calibre 1/0 AWG :

ESV-1CD1/0

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En estructuras de Bajo Voltaje los materiales que pueden variar son las retenciones preformadas, conectores, etc. A continuación se citan los siguientes ejemplos:

1.- En las retenciones preformadas se debe indicar el calibre del conductor de la

fase y entre paréntesis “( )” si existiera el calibre del neutro. Ejemplo: Estructura para redes aéreas de distribución a 240/120 V – 220/127 V, tres vías, vertical, retención o terminal, para retener una configuración de conductores 2x1/0(2) : ESD-3ER1/0(2)

COMBINACION DE ESTRUCTURAS.- Para identificar la combinación de estructuras, el símbolo vinculante será el “+”, el cual representa un grupo de materiales que permite la conexión entre diferentes tipos de estructuras. Cuando las estructuras a combinarse, pertenezcan a la misma unidad de propiedad (grupo y nivel de voltaje), el signo “+” enlazará únicamente las unidades constructivas (tercer, cuarto y quinto campo). Ejemplos: Estructura 22 kV GRDy / 12,7 kV - 22,8 kV GRDy / 13,2 kV, trifásica centrada pasante, con una derivación a través de una estructura a 22kV GRDy / 12,7 kV - 22,8 kV GRDy / 13,2 kV, monofásica centrada de retencion: ESV-3CP + 1CR Estructura a 240/120 V – 220/127 V, cinco vías, vertical pasante; con una derivación a través de una estructura a 240/120 V – 220/127 V, cinco vías, vertical retención: ESD-5EP + 5ER Estructura a 240/120 V – 220/127 V, cuatro vías, vertical retención; con una derivación a través de una estructura a 240/120 V – 220/127 V, cuatro vías, vertical retención: ESD-4ER + 4ER Cuando las estructuras a combinarse, pertenezca a unidades de propiedad diferentes (nivel de voltaje), se mantiene la identificación completa de las dos estructuras enlazadas por el signo “+”. Ejemplo

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Estructura para redes aéreas de distribución a 0 V (neutro corrido), una vía, vertical retención; con una derivación a través de una estructura a 240/120 V – 220/127 V, cinco vías, vertical retención: ESE- 1ER + ESD-5ER MONTAJE DE VARIAS UNIDADES DE CONSTRUCCIÓN IGUALES SIN CONEXIÓN ELÉCTRICA DENTRO DE UNA MISMA UNIDAD DE PROPIEDAD.- Para identificar el montaje de varias unidades de construcción iguales sin conexión eléctrica entre ellas, que pertenecen a una misma unidad de propiedad, se utilizará el número que indique las veces que la unidad constructiva esté instalada. Ejemplo En un poste donde estén instaladas dos estructuras a 240/120 V – 220/127 V, una vía, vertical, pasante; y una estructura a 0 V (neutro corrido), una vía, vertical, pasante: 2(ESD-1EP), ESE-1EP 4.9.5. GRUPO: Transformadores en redes de distribución (TR) PRIMER CAMPO: TR SEGUNDO CAMPO: Nivel de voltaje de operación del sistema de distribución TERCER CAMPO: Número de fases El tercer campo del identificador nemotécnico será numérico, de un solo carácter que representará el número de fases del transformador; las equivalencias son las siguientes: 1 = Una fase (monofásico). 2 = Dos fases. 3 = Tres fases (trifásico). CUARTO CAMPO: Tipo Está definido por el tipo de transformador y el sitio donde esté instalado, asignado por la primera letra de la palabra clave, si ésta se repite, se tomará la siguiente letra de la misma y así sucesivamente; las equivalencias son las siguientes:

C = Convencional para instalación exterior (en poste) O = cOnvencional para instalación interior (en cabina o cámara) A = Autoprotegido para instalación exterior (en poste) U = aUtoprotegido para instalación interior (en cabina o cámara)

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B = Banco de 2 transformadores tipo convencional, conexión Y abierta, Delta, para instalación exterior (en poste)

N = BaNco de 3 transformadores tipo convencional, conexión Delta, Y, para instalación exterior (en poste)

V = Banco de 2 transformadores tipo conVencional, conexión Y abierta, Delta, para instalación interior (en cabina o cámara)

I = Banco de 3 transformadores tipo convencIonal, conexión Delta, Y, para instalación interior (en cabina o cámara)

P = Pedestal o padmounted tipo convencional para instalación exterior o interior E = PEdestal o padmounted tipo autoprotegido para instalación exterior o interior S = Sumergible para instalación interior (en cabina o cámara)

QUINTO CAMPO: Especificación técnica La designación de la potencia estará establecida de acuerdo a la capacidad nominal del transformador, a continuación se definen las capacidades nominales más utilizadas, sin embargo en caso de existir un valor diferente, se lo ubicará en este campo.

CAPACIDAD DE TRANSFORMADORES 3 50 250 5 75 300

10 100 350 15 112,5 400 25 125 500 30 150 600

37,5 167 750 45 200 1000

Tabla 5 Capacidad de transformadores Para el caso de un banco convencional de 2 y 3 transformadores se deben especificar las potencias de cada uno de los transformadores, separados por un guión bajo (_). En el caso de que la potencia de los transformadores individuales sea la misma, se debe especificar la potencia total del conjunto. Ejemplos: Transformador para un sistema de 13,8 kV GRDy/7,96 kV, monofásico autoprotegido para instalación en poste de 37,5 kVA: TRT-1A37,5 Transformador para un sistema de 22,8 kV GRDy/13,2 kV, trifásico, convencional instalado en dos postes o en plataforma, de 112,5 kVA: TRV-3C112,5 Banco de 2 transformadores para un sistema de 13,8 kV GRDy/7,96 kV, trifásico, convencionales con conexión: Y abierta – Delta, instalado en un poste, de 15 y 25 kVA: TRT-3B15_25

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Banco de 3 transformadores para un sistema de 13,8 kV GRDy/7,96 kV, trifásico, convencionales con conexión: Delta – Y, instalado en un poste, 3 de 15 kVA: TRT-3N45 4.9.6. GRUPO: Seccionamiento y Protección en redes aéreas de distribución (SP) PRIMER CAMPO: SP SEGUNDO CAMPO: Nivel de voltaje de operación del sistema de distribución TERCER CAMPO: Número de fases El tercer campo del identificador nemotécnico será numérico, de un solo carácter que representará el número de fases; las equivalencias son las siguientes: 1 = Una fase. 2 = Dos fases. 3 = Tres fases. CUARTO CAMPO: Tipo Corresponde al tipo de seccionamiento utilizado y las equivalencias son las siguientes: S = Seccionador fusible unipolar tipo abierto. E = SEccionador fusible unipolar tipo abierto con dispositivo rompearco. C = SeCcionador de cuchilla o de barra unipolar. O = SecciOnador de cuchilla o de barra unipolar con dispositivo rompearco. A = SeccionAdor tripolar para operación con carga u operado en grupo. N = SeccioNador tripolar para operación con carga u operado en grupo con dispositivo rompearco. D = SeccionaDor fusible unipolar cerrado. G = Seccionamiento con Grapa de derivación en caliente. U = Seccionamiento con conector para red desnUda. L = Seccionamiento con conector para red aisLada. F = Seccionamiento con Fusibles P = Descargador o Pararrayos. I = Interruptor de apertura con carga. R = Reconectador. QUINTO CAMPO: Especificaciones Técnicas. a. El seccionador fusible unipolar tipo abierto, con o sin dispositivo rompearco, se define

sobre la base de: La capacidad de corriente nominal está definida por caracteres numéricos; las equivalencias son las siguientes:

100 = 100 A 200 = 200 A

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El nivel básico de aislamiento (BIL) está definido por caracteres numéricos; las equivalencias son las siguientes:

75 = 75 kV 95 = 95 kV

125 = 125 kV 150 = 150 kV

La conexión del seccionador está definida de acuerdo a las siguientes consideraciones:

R = Conexión de entrada y salida a la Red de distribución E = Conexión de entrada a la red de distribución y salida a Equipo montado en un poste (transformador, reconectador, etc.) Q = Conexión de entrada a la red de distribución y salida a eQuipo montado en

dos postes (transformador, reconectador, etc.). Ejemplo: Seccionamiento y protección en redes de distribución 13,8 kV GRDy/7,96 kV, para tres fases con seccionador fusible unipolar tipo abierto, capacidad 100 A, BIL 125 kV, conexión de entrada y salida a la red de distribución: SPT-3S100_125R b. El seccionador de cuchilla o barra unipolar, con o sin dispositivo rompearco, se define

basándose:

Capacidad del seccionador: 100, 200, 300, 600 [A].

La conexión del seccionador está definida de acuerdo a las siguientes consideraciones:

R = Conexión de entrada y salida a la Red de distribución E = Conexión de entrada a la red de distribución y salida a Equipo montado en un poste (transformador, reconectador, etc.)

Ejemplo: Seccionamiento y protección en redes de distribución 13,8 kV GRDy/7,96 kV, para tres fases con seccionador de cuchilla o barra unipolar, capacidad 100 A, conexión de entrada y salida a la red de distribución: SPT-3C100R. c. Los descargadores o pararrayos, se definen basándose en:

Voltaje máximo de servicio continuo y nivel básico de aislamiento (BIL) separados por un guión bajo (_). - Voltaje máximo de servicio continuo: 6,10 y 18 [kV]

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- BIL: 75, 95, 125 y 150 [kV]

La conexión del descargador o pararrayo está definida de acuerdo a las siguientes consideraciones: R = Para protección de Red de distribución E = Para protección de Equipo (transformador, reconectador, etc.) Ejemplo: Seccionamiento y protección en redes de distribución 13,8 kV GRDy/ 7,96 kV, para tres fases con descargador o pararrayos tipo polimérico de óxido de Zn con módulo de desconexión, voltaje máximo de servicio 10 kV, con un BIL de 125 kV: SPT-3P10_125R. d. Los reconectadores e interruptores se definen sobre la base de su medio para extinción

del arco, tipo de control, capacidad nominal: 100, 200, 300, 400 y 600 [A], y BIL: 75, 95, 125 y 150 [kV].

V = Vacio, control Hidráulico A = VAcio, control Electrónico S = SF6, control Hidráulico F = SF6 control Electrónico

Ejemplo: Seccionamiento y Protección en redes de distribución 13,8 kV GRDy/ 7,96 kV, para tres fases con reconectador, con medio de extinción del arco en vacío, control hidráulico, capacidad nominal 100 A, BIL de 125 kV: SPT-3RV100_125. e. Las grapas de derivación para línea en caliente se definen sobre la base de su rango de

conexión de entrada y salida. A = Entrada: 8 a 2/0 AAC – ACSR. Salida: 8 a 2/0 AAC, 8 a 1/0 ACSR B = Entrada: 6 a 400 MCM AAC – 8 - 397.5 ACSR. Salida: 6 a 4/0 AAC – ACSR

Ejemplo: Seccionamiento y Protección en redes de distribución 13,8 kV GRDy/ 7,96 kV, para tres fases con grapas de derivación para línea en caliente, entrada: 8 a 2/0 AAC – ACSR, salida: 8 a 2/0 AAC, 8 a 1/0 ACSR: SPT-3GA. f. El seccionamiento con conectores para red desnuda se definen sobre la base de:

Rango de conexión de entrada y salida (conectores de compresión): A = Entrada: 1 a 2/0 ASC - 3 a 1/0 ACSR. Salida: 6 a 1 ASC - 6 a 2 ACSR

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B = Entrada/Salida: 3/0 a 4/0 ASC - ACSR C = Entrada/Salida: 4/0 a 500 ASC - 4/0 a 477 ACSR Tipo de equipo a seccionar: A = Transformador Autoprotegido instalado en poste C = Transformador Convencional instalado en un poste O = Transformador cOnvencional instalado en dos postes

Ejemplo: Seccionamiento y Protección en redes desnudas de distribución 13,8 kV GRDy/ 7,96 kV, para tres fases con conectores, entrada/salida: 3/0 a 4/0 ASC – ACSR, para seccionar transformador autoprotegido: SPT-3UBA. g. El seccionamiento con conectores para red aislada se define sobre la base de:

Rango de conexión de entrada y salida: A = Simple. Entrada: 10 - 95 mm2 (7 - 4/0 AWG). Salida: 1,5 - 10 mm2 (16 - 7 AWG) B = Doble. Entrada: 16 - 95 mm2 (5 - 4/0 AWG). Salida: 4 - 35 mm2 (12 - 2 AWG). C = Doble. Entrada/Salida: 25 - 95 mm2 (3 - 4/0 AWG). D = Doble Entrada/Salida: 35 - 150 mm2 (2 - 300 MCM). E = Doble Entrada: 35 - 150 mm2 (2 - 300 MCM). Salida: 4 - 35 mm2 (12 - 2 AWG) Tipo de equipo a seccionar: A = Transformador Autoprotegido instalado en un poste C = Transformador Convencional instalado en un poste O = Transformador cOnvencional instalado en dos postes

Ejemplo: Seccionamiento y Protección en redes aisladas de distribución 240/120 V, para dos fases con conectores dentado estanco, doble, entrada/salida: 35 - 150 mm2 (2 - 300 MCM), para seccionar transformador convencional instalado en un poste: SPD-2LDC. h. El seccionamiento y protección con fusibles se define por su tipo.

Para Fusibles H y K usados en medio voltaje: 2H 3H 5H 6K 8K 10K 12K 15K 20K 25K 30K 40K 65K 80K 100K 140K 160K 165K 180K 200K

Ejemplo:

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Seccionamiento y protección en redes de distribución 22,8 kV GRDy/13,2 kV, para tres fases con tirafusible 5H: SPV-3F5H Para fusibles NH usados en bajo voltaje: Capacidad 20 25 36 63 80 100 125 160 224 250 315 400 500 630 700 1000 Tamaño 0 00 1 2 3 Ejemplo: Seccionamiento y protección en redes de distribución 240/120 V, para tres fases con fusible NH de 63 A tamaño 00: SPD-3F63_00 4.9.7. GRUPO: Equipos de Compensación en redes de distribución (EC) PRIMER CAMPO: EC SEGUNDO CAMPO: Nivel de voltaje de operación del sistema de distribución. TERCER CAMPO: Número de fases. El tercer campo del identificador nemotécnico será numérico, de un solo carácter que representa el número de fases; las equivalencias son las siguientes: 1 = Una fase. 2 = Dos fases. 3 = Tres fases. CUARTO CAMPO: Tipo. El cuarto campo del identificador nemotécnico será alfabético, de un solo carácter que representa el tipo de equipo; las equivalencias son las siguientes: C = Capacitor fijo. A = CApacitor automático. R = Regulador de voltaje de bobina fija. E = REgulador de voltaje de bobina múltiple. QUINTO CAMPO: Especificaciones Técnicas. Para los capacitores se definirá por la potencia reactiva: 50, 100, 200 y 300 [kVAR]. Para los reguladores, se definirá el tipo de control y la potencia activa. Las equivalencias del tipo de control del regulador son: M = Control Manual. E = Control Electrónico.

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Las capacidades de los reguladores en voltamperios, van desde 50 a 400 [kVA]. Ejemplos: Equipo de compensación en redes de distribución 13,8 kV GRDy/ 7,96 kV, para 3 fases con banco de capacitores fijos de 300 kVAR: ECT- 3C300 Equipo de compensación en redes de distribución 22,8 kV GRDy / 13,2 kV, para 3 fases con regulador de voltaje con control electrónico de 100 kVA: ECV- 3RE100 Equipo de compensación en redes de distribución 13,8 kV GRDy / 7,96 kV, para una fase con regulador de voltaje de 100 kVA, con control manual: ECT- 1RM100 4.9.8. GRUPO: Postes en redes de distribución (PO) PRIMER CAMPO: PO SEGUNDO CAMPO: No aplica. TERCER CAMPO: No aplica. CUARTO CAMPO: Tipo. El cuarto campo será designado por un carácter alfabético (mayúscula), la primera letra de la palabra clave y se refiere al tipo de material de construcción del poste; si se repite se considerará la segunda letra y así sucesivamente. H = Hormigón armado. P = Plástico reforzado con fibra de vidrio. M = Madera. E = MEtálico. QUINTO CAMPO: Especificación Técnica. En este campo se indican los siguientes parámetros: forma geométrica, altura del poste y la carga de rotura horizontal. El tipo de poste está definido por la primera letra de la palabra clave, si se repite la letra, se considera la segunda y así sucesivamente. C = Circular R = Rectangular H = Forma H T = Torre O = Ornamental Las tablas 1 y 2 indican diferentes alturas y cargas de roturas utilizadas. Tabla1.- Altura de postes:

Altura [m] 9 10 11 12 13 14 15

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Tabla 2.- Carga de Rotura Horizontal de postes: Carga de Rotura [kg] 350 400 475 500 600 675 2000

Ejemplo: Poste en redes de distribución de hormigón armado, tipo circular de 10 m y carga de rotura 400 kg: PO0–0HC10_400 4.9.9. GRUPO: Conductores en redes de distribución (CO) PRIMER CAMPO: CO SEGUNDO CAMPO: No aplica TERCER CAMPO: No aplica CUARTO CAMPO: Tipo El cuarto campo será designado por las letras del alfabeto y en mayúscula, de acuerdo a la siguiente tabla, dejando para cada tipo de cable un espacio conveniente para integrar otros cables.

TIPO EQUIVALENCIA ASC o AAC A ACSR B AAAC 5005 C AAAC 6201 D CU Desnudo G TW Aluminio I MULTIPLEX Aluminio J MULTICONDUCTOR N TW Cobre O TTU Cobre P THHN Cobre Q PREENSAMBLADO PORTANTE AAAC T PREENSAMBLADO PORTANTE ACSR U CONDUCTORES AISLADO DE MEDIO VOLTAJE Cobre, Clase 15 Kv V CONDUCTORES AISLADO DE MEDIO VOLTAJE Cobre, Clase 25 Kv Y CONDUCTORES AISLADO DE MEDIO VOLTAJE Aluminio, Clase 15 Kv Z CONDUCTORES AISLADO DE MEDIO VOLTAJE Aluminio, Clase 25 kV E CONCENTRICO Aluminio X

Tabla 6: Conductores en redes de Distribución. Si todas las letras del alfabeto fueran utilizadas y se requiera codificar otro tipo de conductor, se deberá usar la combinación de dos letras.

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QUINTO CAMPO: Especificaciones Técnicas El quinto campo estará conformado por caracteres del tipo numérico y signos, se escribirá primero el número de conductores relacionados con el número de fases o hilos del sistema, seguido por el signo “x” que vincula al calibre del conductor. El calibre del neutro será identificado entre paréntesis. Las secciones de los conductores desnudos y aislados están definidas en calibres normalizados (AWG o MCM), y en milímetros cuadrados para conductores preensamblados.

Calibres AWG MCM mm2

8 1/0 250 35 6 2/0 266,8 50 4 3/0 300 70 2 4/0 366,4 95

Tabla 7: Calibres de Conductores Para los conductores preensamblados, las configuraciones más utilizadas son:

PREENSAMBLADOS (mm2) 2 X 35 (35) 2 X 50 (50) 2 X 70 (50) 2 X 95 (50) 3 X 35 (50) 3 X 50 (50) 3 X 70 (50)

Tabla 8: Conductores preensamblados. Ejemplos: Conductor preensamblado portante AAAC, 3 x 50 mm2 + 1 x 50 mm2: CO0-0T3x50(50). Conductor tipo ASC, 3 x 4/0 + 1 x 1/0: CO0-0A3x4/0(1/0) Conductor tipo TTU, 3 x 1/0 + 1 x 2: CO0-0P3x1/0(2) Conductor aislado de medio voltaje, de cobre clase 25 kV, 3 x 2/0: CO0-0Y3x2/0 Para la identificación del conductor que cumple la función del neutro pero es de diferente tipo de aislamiento al conductor de la fase y para el conductor que hace la función de hilo piloto, se lo representa de manera independiente de la configuración de conductores. Ejemplo:

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Conductor para hilo piloto, tipo ACSR, 1 x 4: CO0-0B1x4. Conductor para neutro de cobre desnudo, 1 x 1/0: CO0-0G1x1/0 EMPALMES ENTRE RAMALES DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN. Para identificar los empalmes entre ramales, el símbolo vinculante será el “+”, el cual representa un grupo de materiales que permite la conexión entre las diferentes configuraciones de conductores y enlazará únicamente las unidades constructivas (tercer, cuarto y quinto campo) Ejemplo Empalme de dos ramales conformados por conductor preensamblado con el portante ACSR, 2 x 50 + 1 x 50 mm2: CO0-0U2x50(50) + 0U2x50(50). Empalme de dos ramales conformados por conductores ACSR 3x3/0 + 1x1/0 y 3x1/0 + 1x1/0: CO0- 0B3x3/0(1/0) + 0B13x1/0(1/0). 4.9.10. GRUPO: Medidores en redes de distribución (ME) PRIMER CAMPO: ME SEGUNDO CAMPO: Nivel de voltaje de operación del sistema de distribución TERCER CAMPO: Número de fases e hilos El tercer campo del identificador nemotécnico será numérico, de un solo carácter que representa el número de fases; las equivalencias son las siguientes: 1 = Una fase 2 = Dos fases 3 = Tres fases CUARTO CAMPO: Tipo El cuarto campo será alfabético, de un solo carácter, que identificará el tipo del equipo; las equivalencias son las siguientes: USUARIOS MASIVOS: H = HIBRIDOS (ENERGÍA ACTIVA): 1 fase 2 hilos, 1 fase 3 hilos, 2 fases 3 hilos, 3 fases 4 hilos. E = ELECTRONICOS (ENERGÍA ACTIVA): 1 fase 2 hilos, 1 fase 3 hilos, 2 fases 3 hilos, 3 fases 4 hilos.

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L = ELECTROMECANICOS (ENERGÍA ACTIVA): 1 fase 2 hilos, 1 fase 3 hilos, 2 fases 3 hilos, 3 fases 4 hilos. P = PREPAGO ELECTRÓNICOS (ENERGÍA ACTIVA): 1 fase 2 hilos, 1 fase 3 hilos, 2 fases 3 hilos, 3 fases 4 hilos. USUARIOS ESPECIALES: D = ELECTRONICOS (ENERGÍA ACTIVA y DEMANDA): 1 fase 2 hilos, 1 fase 3 hilos, 2 fases 3 hilos. R = ELECTRONICOS (ENERGÍA ACTIVA, ENERGÍA REACTIVA, DEMANDA Y MULTITARIFA): 1 fase 3 hilos, 2 fases 3 hilos, 3 fases 4 hilos. QUINTO CAMPO: Especificaciones Técnicas. Para los medidores se definirá la capacidad máxima de corriente, seguido de un guión bajo (_), luego un número seguido de una letra que identifica la forma; la letra identifica el tipo de conexión (bornera o socket). En el siguiente cuadro se muestra las especificaciones técnicas para los equipos de medición:

CAPACIDAD MAXIMA (A)

DENOMINACIÓN NORMALIZADA (FORMA) EQUIVALENCIA

100 1A 100_1A 100 2A 100_2A 100 12A 100_12A 100 16A 100_16A 20 10A 20_10A

100 1S 100_1S 100 2S 100_2S 200 2S 200_2S 200 12S 200_12S 200 16S 200_16S 20 3S 20_3S 20 4S 20_4S 20 5S 20_5S 20 6S 20_6S 20 9S 20_9S

Tabla 9: Especificaciones técnicas para los equipos de medición. Ejemplos: Medidor para un sistema a 240 voltios, 1 fase, para usuarios masivos, electrónico, con registro de energía activa, clase 100, forma 2S, tipo socket: MED-1E100_2S.

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Medidor para un sistema a 13,8 kV GRDy / 7,96 kV – 13,2 kV GRDy / 7,62 kV, 3 fases, para usuarios especiales, electrónico, con registro de energía activa, reactiva, demanda y multitarifa, clase 20, forma 9S, tipo socket: MET-3R20_9S. Medidor para un sistema a 440/256 V – 480/277 V, 3 fases, para usuarios especiales, electrónico, con registro de energía activa, reactiva, demanda y multitarifa, clase 20, forma 9S, tipo socket: MEU- 3R20_9S. Medidor para un sistema a 240 voltios, 1 fase, para usuarios masivos, prepago electrónico, con registro de energía activa, clase 100, forma 2A, tipo bornera: MED-1P100_2A. 4.9.11. GRUPO: Acometidas en redes de distribución (AC) PRIMER CAMPO: AC SEGUNDO CAMPO: No aplica. TERCER CAMPO: No aplica. CUARTO CAMPO: Tipo. El cuarto campo será alfabético, de un solo carácter, que identificará al conductor; las equivalencias son las siguientes:

TIPO EQUIVALENCIAS

TW Aluminio I MULTIPLEX Aluminio J MULTICONDUCTOR Cobre N TW Cobre O TTU Cobre P THHN Cobre Q CONCENTRICO Cobre W CONCENTRICO Aluminio X

CONDUCTORES AISLADO DE MEDIA TENSIÓN Cobre, Clase 15 Kv V

CONDUCTORES AISLADO DE MEDIA TENSIÓN Cobre, Clase 25 kV Y

CONDUCTORES AISLADO DE MEDIA TENSIÓN Aluminio, Clase 15 kV Z

CONDUCTORES AISLADO DE MEDIA TENSIÓN Aluminio, Clase 25 kV E

Tabla 10: Tipos de Conductor QUINTO CAMPO: Especificaciones Técnicas

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El quinto campo estará conformado por caracteres del tipo numérico y signos; describirá el número de conductores relacionados con el número de fases del sistema, seguido por el signo “x” que vincula al calibre del conductor; de acuerdo al tipo de conductor y de ser necesario el calibre del neutro será identificado entre paréntesis. Las secciones de los conductores desnudos y aislados para acometidas, están definidas en calibres normalizados (AWG o MCM), y en milímetros cuadrados para conductores concéntricos, como referencia, se detalla la siguiente tabla:

DENOMINACION NORMALIZADA

EQUIVALENCIA

2 x 8 AWG 2x8 3 x 8 AWG 3x8 4 x 4 AWG 4x4 2 x 6 +1 x 8 AWG 2x6(8) 2 x 4 + 1 x 6 AWG 2x4(6) 2 x 6 mm2 2x6 2 x 10 mm2 2x10

Tabla 11: Calibres Normalizados

Para acometidas en redes preensambladas con caja de distribución, se debe añadir en último lugar del quinto campo el carácter alfabético C: C = Con Caja de distribución para acometidas. Ejemplos: Acometida en redes de distribución, con conductor multiplex de aluminio 3 x 4 AWG: AC0-0J3x4. Acometida en redes de distribución, con conductor concéntrico de cobre 3 x 6 mm2 para red preensamblada sin caja de distribución: AC0-0W3x6. Acometida en redes de distribución, con conductor multiplex de aluminio 2 x 4 + 1 x 6 AWG: AC0- 0J2x4(6). Acometida en redes de distribución, con conductor aislado de medio voltaje de aluminio, clase 15 kV, 3 x 1/0 + 1 x 2: AC0-0Z3x1/0(2). 4.9.12. GRUPO: Tensores y Anclajes en redes de distribución (TA) PRIMER CAMPO: TA SEGUNDO CAMPO: Nivel de voltaje de operación del sistema de distribución TERCER CAMPO: No aplica CUARTO CAMPO: Tipo

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Será designado por un carácter alfabético (mayúscula), la primera letra de la palabra clave y se refiere al tipo; si se repite se considerará la segunda letra y así sucesivamente. A = Tensor en A o con poste de apoyo. E = Tensor de Empuje (tornapunta). F = Tensor Farol. P = Tensor Poste a poste. S = Tensor poSte a poste en V. T = Tensor a Tierra. V = Tensor en V a tierra. QUINTO CAMPO: Especificaciones Técnicas. Será designado por la primera letra de la palabra clave, que será alfabético en mayúscula y establece la conformación del tensor. S = Simple: un cable ligado a un anclaje para tensar y regular una red de medio o bajo voltaje. D = Doble: dos cables ligados a un anclaje para tensar y regular una red de medio y bajo voltaje. Ejemplos: Tensor y anclaje en red de distribución 13,8 kV GRDy / 7,96 kV – 13,2 kV GRDy / 7,62 kV, farol, simple: TAT-0FS Tensor y anclaje en red de distribución 13,8 kV GRDy / 7,96 kV – 13,2 kV GRDy / 7,62 kV, poste a poste, doble: TAT-0PD 4.9.13. GRUPO: Puesta a Tierra en redes de distribución (PT) PRIMER CAMPO: PT SEGUNDO CAMPO: No aplica. TERCER CAMPO: No aplica CUARTO CAMPO: Tipo Está conformado por un carácter alfabético en mayúscula y define el tipo de red en donde se instala la puesta a tierra. Tipo de red A = En Acometida D = En red Desnuda P = En red Preensamblada

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QUINTO CAMPO: Especificaciones Técnicas. Está conformado por caracteres alfabéticos, numéricos y/o signos; el primer carácter será alfabético en mayúscula y define el tipo de material del conductor de puesta a tierra y será designado por la primera letra de la palabra clave, después se especifica el calibre del conductor de puesta a tierra y la cantidad de varillas utilizadas, separados estos dos parámetros por un guión bajo (_). Material del conductor: C = Conductor de Cobre. A = Cable Alumoweld de 7 hilos. Calibre conductor de Cu (AWG): 8, 6, 4, 2, 1/0, 2/0 Cable alumoweld de 7 hilos, calibre del hilo: 9 AWG Cantidad de Varillas: 1, 2, 3, 4. Ejemplos: Puesta a tierra en redes de distribución secundarias preensambladas, conductor de cobre No. 2 AWG, con dos varillas tipo copperweld: PT0-0PC2_2 Puesta a tierra en redes de distribución secundarias preensambladas, cable alumoweld de 7 hilos con calibre No. 9 AWG cada uno, con una varilla tipo copperweld: PT0-0PA9_1 4.9.14. GRUPO: Alumbrado Público vial en redes de distribución (AP) PRIMER CAMPO: AP SEGUNDO CAMPO: Nivel de voltaje de operación del sistema de distribución TERCER CAMPO: No aplica CUARTO CAMPO: Tipo Está conformado por un carácter alfabético que especifica el tipo de montaje de la luminaria junto con el tipo de red y será designado por la primera letra de la palabra clave, si se repite se tomará la siguiente letra y así sucesivamente; las equivalencias son las siguientes: P = En Poste con red aérea desnuda. O = En POste con red aérea preensamblada. S = En PoSte con red subterránea. F = En Fachada con red aérea preensamblada. A = En FAchada con red subterránea. QUINTO CAMPO: Especificaciones Técnicas.

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El quinto campo del identificador nemotécnico estará conformado por caracteres alfabéticos en mayúsculas, numéricos y/o signos; que indican los siguientes parámetros: equipo de alumbrado o caja de elementos de control, fuente de luz, potencia, control y el nivel de potencia de la luminaria. Para el equipo de alumbrado o cajas de elementos de control, se ha considerado la primera letra de la palabra clave; las equivalencias son las siguientes: L = Luminaria P = Proyector C = Caja de elementos de control a. Para el equipo luminaria La forma de acabado: C = Cerrada A = Abierta El tipo de fuente de luz está considerado por la primera letra de la palabra clave; las equivalencias son las siguientes: M = Mercurio S = Sodio de alta presión L = Led La potencia está definida por caracteres numéricos; las equivalencias son las siguientes: Luminarias de Sodio:

POTENCIA (W) 70 100 150 250 400

Luminarias de Mercurio: POTENCIA (W) 125 175 250 400

Luminarias LED: POTENCIA (W) 70 100

El control está considerado por la primera letra de la palabra clave; las equivalencias son las siguientes: A = Autocontrolada. P = Sistema con hilo Piloto. El nivel de potencia está considerado por la primera letra de la palabra clave; y será considerado únicamente para luminarias con fuente de luz de “Sodio”, las equivalencias son las siguientes:

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C = Nivel de potencia Constante. D = Doble nivel de potencia. El uso del doble nivel de potencia es aplicable a luminarias de sodio de alta presión de potencia iguales o mayores a 150 W. Ejemplos: Alumbrado público vial en redes de distribución 240/120 V – 208/120 V – 210/121 V – 220/127V, en poste con red aérea preensamblada, con luminaria cerrada de sodio alta presión, 150vatios, autocontrolada, doble nivel de potencia: APD-0OLCS150AD Alumbrado público vial en redes de distribución 240/120 V – 208/120 V – 210/121 V – 220/127V, en poste con red aérea desnuda, con luminaria de mercurio abierta, 175 vatios, con sistema con hilo piloto: APD-0PLAM175P Alumbrado público vial en redes de distribución 240/120 V – 208/120 V – 210/121 V – 220/127 V, en poste con red aérea desnuda, con luminaria LED, 70 vatios, con hilo piloto: APD-0PLL70P. b. Para el equipo proyector El tipo de fuente de luz está considerado por la primera letra de la palabra clave; las equivalencias son las siguientes: M = Mercurio. S = Sodio de alta presión. La potencia está definida por caracteres numéricos; las equivalencias son las siguientes: Proyector de Sodio:

POTENCIA (W) 250 450

Proyector de Mercurio: POTENCIA (W) 1000

El control está considerado por la primera letra de la palabra clave; las equivalencias son las siguientes: A = Autocontrolada. P = Sistema con hilo Piloto. El nivel de potencia está considerado por la primera letra de la palabra clave; las equivalencias son las siguientes: C = Nivel de potencia Constante. D = Doble nivel de potencia.

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Ejemplos: Alumbrado público vial en redes de distribución 240/120 V – 208/120 V – 210/121 V – 220/127 V, en poste con red subterránea, con proyector de sodio, 450 vatios, para sistema con hilo piloto, doble nivel de potencia: APD-0SPS450PD. Alumbrado de cancha deportiva 240/120 V – 220/127 V, en poste con red subterránea, con proyector de mercurio metal halight 1000 vatios, para sistema con hilo piloto: APD-0SPM400P. c. Para Caja de elementos de control El tipo de control está considerado por la primera letra de la palabra clave; las equivalencias son las siguientes: C = Caja de control (contactor) para sistemas con hilo piloto. T = Tablero de control con reloj temporizador. Ejemplos: Caja de elementos de control para alumbrado público vial en redes de distribución 240/120 V –220/127 V, en poste con red aérea, con caja de control para sistemas con hilo piloto: APD- 0PCC. Caja de elementos de control para alumbrado público vial en redes de distribución 240/120 V – 220/127 V, en poste con red aérea desnuda, con tablero de control con reloj temporizador: APD-0PCT. 4.7.14. GRUPO: Alumbrado Público Ornamental (AO) PRIMER CAMPO: AO SEGUNDO CAMPO: Nivel de voltaje de operación del sistema de distribución TERCER CAMPO: No aplica CUARTO CAMPO: Tipo Está conformado por un carácter alfabético que especifica el tipo de montaje de la luminaria y/o proyector y será designado por la primera letra de la palabra clave, si se repite se tomará la siguiente letra y así sucesivamente; las equivalencias de los grupos son las siguientes: P = En Poste. I = En PIso. F = En Fachada.

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QUINTO CAMPO: Especificaciones Técnicas. El quinto campo del identificador nemotécnico estará conformado por caracteres alfabéticos en mayúsculas, numéricos y/o signos; los cuales indican los siguientes parámetros: equipo de alumbrado o caja de elementos de control, fuente de luz, potencia, control y el nivel de potencia de la luminaria. Para el equipo de alumbrado o cajas de elementos de control, se ha considerado la primera letra de la palabra clave; las equivalencias son las siguientes: L = Luminaria P = Proyector C = Caja de elementos de control a. Para el equipo luminaria El tipo de fuente de luz está considerado por la primera letra de la palabra clave; las equivalencias son las siguientes: H = Halogenuro Metálico (Metal halyde) S = Sodio de alta presión L = Led La potencia está definida por caracteres numéricos; las equivalencias son las siguientes: Luminarias de Sodio:

POTENCIA (W) 70 100 150 250 400

Luminarias de Mercurio: POTENCIA (W) 125 175 250 400

Luminarias LED: POTENCIA (W) 16 24

El control está considerado por la primera letra de la palabra clave; las equivalencias son las siguientes: A = Autocontrolada. P = Sistema con hilo Piloto. El nivel de potencia está considerado por la primera letra de la palabra clave; y será considerado únicamente para luminarias con fuente de luz de “Sodio”, las equivalencias son las siguientes: C = Nivel de potencia Constante. D = Doble nivel de potencia.

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Ejemplos: Alumbrado público ornamental 240/120 V – 220/127 V, en poste, con luminaria de sodio, 250 W, autocontrolada, doble nivel de potencia: AOD-0PLS250AD Alumbrado público ornamental 240/120 V– 220/127 V, en piso, con luminaria de mercurio, 175 W, autocontrolada, con nivel de potencia constante: AOD-0ILM175A b. Para el equipo proyector El tipo de fuente de luz está considerado por la primera letra de la palabra clave; las equivalencias son las siguientes: M = Mercurio. S = Sodio de alta presión. La potencia está definida por caracteres numéricos; las equivalencias son las siguientes: Proyector de Sodio:

POTENCIA (W) 150 250

Proyector de Mercurio: POTENCIA (W) 100 150 500 1000

El control está considerado por la primera letra de la palabra clave; las equivalencias son las siguientes: A = Autocontrolada. P = Sistema con hilo Piloto. El nivel de potencia está considerado por la primera letra de la palabra clave; las equivalencias son las siguientes: C = Nivel de potencia Constante. D = Doble nivel de potencia. Ejemplos: Alumbrado público ornamental 240/120 V – 220/127 V, en poste, con proyector de sodio, 250 W, con sistema hilo piloto, nivel de potencia constante: AOD-0PPS250PC Alumbrado público ornamental 240/120 V – 220/127 V, en fachada, con proyector de mercurio, 500 W, con sistema hilo piloto: AOD-0FPM500P c. Para Caja de elementos de control

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El tipo de control está considerado por la primera letra de la palabra clave; las equivalencias son las siguientes: C = Caja de control (contactor) para sistemas con hilo piloto. T = Tablero de control con reloj temporizador. Ejemplos: Caja de elementos de control para alumbrado ornamental 240/120 V – 220/127 V, en fachada, con tablero de control con reloj temporizador: AOD-0FCT.

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CONCLUSIONES

En el desarrollo de este documento, se han analizado estrategias, procesos, metodología, procedimientos, formatos, etc. utilizados por las Empresas de Distribución, adicionalmente, la realización de talleres de trabajo con personal de las diferentes empresas, ha permitido recopilar información, criterios técnicos y demás conceptos; los cuales fueron analizados e incluidos en la estructura de Homologación de las Unidades de Propiedad en Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica.

Se ha establecido un sistema único para la identificación de las Unidades de

Propiedad (UP), de fácil manejo, que reúne los parámetros y características fundamentales de las Unidades de Construcción (UC), al igual que los componentes básicos de los Sistemas de Distribución.

La estructura del identificador - nemotécnico muestra claramente la Unidad de

Propiedad mediante dos campos de tipo alfabéticos y la Unidad de Construcción mediante tres campos de tipo alfabéticos, numéricos y/o signos, definidos de forma independiente, siendo factible realizar las composiciones necesarias para la respectiva identificación. Un guión separa las Unidades de Propiedad de las de Construcción.

El quinto campo de la identificación, ha sido necesario definirlo hasta con 10

caracteres alfabéticos (mayúsculas), numéricos y/o signos, debido a la necesidad de identificar las principales características técnicas del elemento o su función.

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RECOMENDACIONES

El estudio de los transformadores de distribución es muy largo y complejo, por lo que se recomienda a las futuras generaciones continuar investigando acerca del tema y que también se continúen actualizando en cuanto a la materia porque cada día aparecen y se crea más tecnología que nos permite tener un mejor manejo de la energía eléctrica y un mejor desenvolvimiento de la misma.

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