1 introducción - Grupo ICE - Instituto Costarricense de Electricidad

INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD
UEN TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD
NORMA DE PROCEDIMIENTOS GENERALES DE
PRUEBA PARA LA RECEPCIÓN DE EQUIPOS DE
POTENCIA
SAN JOSÉ, COSTA RICA
2000
INDICE
1
INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 5
2
OBJETIVO Y ALCANCE ............................................................................................ 5
3
GENERALIDADES ..................................................................................................... 5
4
DOCUMENTOS APLICABLES ................................................................................... 5
5
DEFINICIONES ........................................................................................................... 5
6
PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS .............................................................................. 6
6.1 PRUEBAS GENERALES PARA EQUIPOS DE SUBESTACIÓN ........................................... 6
6.1.1 Sellado de las tuberías ................................................................................... 6
6.1.2 Sistema de calefacción ................................................................................... 7
6.1.3 Cableado ........................................................................................................ 7
6.1.4 Encolillado ...................................................................................................... 7
6.1.5 Alambrado ...................................................................................................... 7
6.1.6 Anillos de identificación .................................................................................. 7
6.1.7 Codificación de las tuberías ............................................................................ 7
6.1.8 Identificación del equipo ................................................................................. 7
6.1.9 Identificación de las fases ............................................................................... 7
6.1.10 Fugas de aceite .............................................................................................. 7
6.1.11 Puesta a tierra ................................................................................................ 7
6.1.12 Sistema de anclaje y nivelación ...................................................................... 7
6.1.13 Estructuras de soporte.................................................................................... 7
6.1.14 Acabado ......................................................................................................... 7
6.1.15 Iluminación interna de gabinetes o tableros .................................................... 8
6.2 PRUEBAS GENERALES SOBRE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA ...................... 8
6.2.1 Verificación de la posición de las válvulas ..................................................... 8
6.2.2 Verificación de las purgas de aire ................................................................... 8
6.2.3 Cuernos de arqueo ......................................................................................... 8
6.2.4 Revisión del sistema de anclaje...................................................................... 8
6.3 PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO SOBRE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA ......... 8
6.3.1 Cambiador de derivaciones ............................................................................ 8
6.3.2 Pruebas al relé Buchholz ................................................................................ 9
6.3.3 Respirador de sílica - gel ................................................................................ 9
6.3.4 Sistema de refrigeración del aceite ................................................................. 9
6.3.5 Protección de sobrepresión de la cuba ......................................................... 10
6.3.6 Termómetros del aceite y los devanados...................................................... 10
6.3.7 Imagen térmica ............................................................................................. 10
6.3.8 Relé de flujo ................................................................................................. 10
6.4 PRUEBAS ELÉCTRICAS Y MECÁNICAS SOBRE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA 10
6.4.1 Factor de potencia de los devanados de los aisladores ................................ 10
6.4.2 Resistencia óhmica de los devanados .......................................................... 10
6.4.3 Resistencia del aislamiento de los devanados y de los aisladores................ 10
6.4.4 Relación de transformación de los devanados ............................................. 11
6.4.5 Corriente de excitación ................................................................................. 11
6.4.6 Pruebas al aceite dieléctrico ......................................................................... 11
6.5 PRUEBAS GENERALES SOBRE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA .......................... 11
6.5.1 Identificación en la Sala de control ............................................................... 11
6.5.2 Verificación de Posición................................................................................ 12
6.5.3 Conectores y cables de potencia .................................................................. 12
6.6 PRUEBAS DE OPERACIÓN SOBRE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA ...................... 12
6.6.1 Cierre local - eléctrica ................................................................................... 12
6.6.2 Apertura local - eléctrica ............................................................................... 12
6.6.3 Cierre remoto ............................................................................................... 12
6.6.4 Apertura Remoto .......................................................................................... 12
6.6.5 Prueba al relé de antibombeo ....................................................................... 12
6.6.6 Disparo mecánico (emergencia) ................................................................... 12
6.6.7 Bloqueo de media carrera para el cierre del interruptor: ............................... 12
6.6.8 Control nivel de gas SF6: ............................................................................. 12
6.6.9 Control nivel de aceite hidráulico .................................................................. 13
6.6.10 Discrepancia de fases ................................................................................. 13
6.6.11 Control nivel de Aire Comprimido ................................................................. 13
6.6.12 Control de Nitrógeno .................................................................................... 13
6.7 PRUEBAS ELECTROMECÁNICAS SOBRE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA ............. 13
6.7.1 Alimentación C.D. ......................................................................................... 13
6.7.2 Alimentación C.A. ......................................................................................... 13
6.7.3 Motor - Compresor ....................................................................................... 13
6.7.4 Motor de tensado de resorte ......................................................................... 13
6.7.5 Tensión mínima de operación....................................................................... 13
6.7.6 Corriente de Bobinas .................................................................................... 14
6.7.7 Prueba Resistencia de contacto ................................................................... 14
6.7.8 Prueba tiempo de apertura y cierre............................................................... 14
6.7.9 Prueba Recorrido de contacto ...................................................................... 14
6.7.10 Prueba velocidad de apertura y cierre .......................................................... 14
6.7.11 Prueba de Penetración ................................................................................. 14
6.7.12 Prueba de Rebote ........................................................................................ 14
6.7.13 Prueba de humedad en el gas SF6 .............................................................. 14
6.7.14 Prueba de Aislamiento.................................................................................. 14
6.8 PRUEBAS GENERALES SOBRE LOS SECCIONADORES .............................................. 14
6.9 PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO SOBRE LOS SECCIONADORES ................................. 14
6.10 PRUEBAS ELÉCTRICAS Y MECÁNICAS SOBRE LOS SECCIONADORES......................... 14
6.10.1 Verificación de tensión C.A. y C.D. ............................................................... 14
6.10.2 Revisión del alineamiento y niveles. ............................................................. 14
6.10.3 Revisión de la presión mecánica de los contactos. ....................................... 15
6.10.4 Revisión del estado del aislador ................................................................... 15
6.10.5 Revisión de las conexiones primarias y secundarias. ................................... 15
6.10.6 Revisión de caja de mando........................................................................... 15
6.10.7 Prueba de resistencia de contactos .............................................................. 15
6.10.8 Verificación de media carrera ....................................................................... 15
6.11 PRUEBAS GENERALES SOBRE LOS SERVICIOS PROPIOS .......................................... 15
6.12 PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO SOBRE LOS SERVICIOS PROPIOS ............................. 15
6.13 PRUEBAS ELÉCTRICAS Y MECÁNICAS SOBRE LOS SERVICIOS PROPIOS .................... 15
6.13.1 Revisión del alineamiento y niveles. ............................................................. 15
6.13.2 Revisión de los seccionadores ..................................................................... 15
6.13.3 Revisión de los transformadores de potencia ............................................... 15
6.13.4 Revisión de los transformadores de instrumento .......................................... 16
6.13.5 Revisión de los pararrayos ........................................................................... 16
6.13.6 Revisión del estado de los aisladores ........................................................... 16
6.13.7 Revisión de las conexiones primarias y secundarias. ................................... 16
6.13.8 Revisión de caja de armarios y tableros ....................................................... 16
6.13.9 Revisión de cables ....................................................................................... 16
6.13.10 Revisión de los terminales aislados (mufas) .............................................. 16
6.13.11 Prueba de transformadores de potencia .................................................... 16
6.13.12 Prueba de transformadores de instrumento............................................... 16
6.13.13 Prueba de pararrayos ................................................................................ 16
6.13.14 Prueba de cables de potencia y terminales aislados ................................. 16
1
INTRODUCCIÓN
El Instituto Costarricense de Electricidad – Área Eléctrica, con el propósito de uniformar los
procesos de prueba para la recepción de equipos de alta tensión, emite la presente norma de
Procedimientos generales de prueba para la recepción de equipos de potencia. La elaboración de
este documento se basó en la experiencia acumulada en las áreas de mantenimiento y montaje de
equipos y en los procedimientos recomendados por los fabricantes.
2
OBJETIVO Y ALCANCE
Esta norma define los procedimientos de prueba que se deben seguir en el momento de recibir
cualquier equipo de potencia que sea parte de algún módulo, ya sea en una subestación nueva o
en una ampliación. Se aplica a equipos con voltajes de alta tensión de 230, 138, 34.5, 24.9 y 13.8
kV y voltajes de baja tensión de 120, 208 y 240 Vca. Las pruebas contenidas en esta norma se
aplicarán en los casos en que así se especifique en el procedimiento de prueba de algún equipo
particular. El documento se limita a presentar los procedimientos de prueba, no comprende el
formato para registrar los resultados.
3
GENERALIDADES
Abreviaturas
ICE: Instituto Costarricense de Electricidad
UEN Transporte de Electricidad: Unidad Estratégica de Negocio Transporte de Electricidad
4
DOCUMENTOS APLICABLES
Instituto Costarricense de Electricidad, Manual de puesta a tierra para subestaciones. Instituto
Costarricense de Electricidad, 1995.
IEEE C57.13.90-1993 Standard Test Code for Liquid – Inmersed Distribution, Power, and
Regulating Transformers
5
DEFINICIONES
Pruebas generales: Las que permiten determinar el estado general del equipo instalado, los
detalles finales de acabado, y la coincidencia con los planos.
Cambiador de derivaciones: Dispositivo electromecánico o manual que permite modificar la
relación de un transformador de potencia al variar el punto de conexión de alguno de los
devanados, generalmente el de media o baja tensión.
Derivación: Cada una de las terminales del devanado de un transformador de potencia, y que
permite variar la relación de transformación.
Contactos: Cada uno de los elementos del equipo por medio de los cuales se hace la conexión
eléctrica entre los terminales.
Interruptor: Dispositivo que permite abrir o cerrar una conexión eléctrica entre dos puntos o
contactos, aún cuando esté circulando corriente entre ellos. Para esto dispone de algún medio de
extinción del arco eléctrico que se produce durante la operación.
Mando: Dispositivo eléctrico, mecánico o hidráulico que permite la apertura y cierre del interruptor.
Media carrera: Posición de los contactos del interruptor en la cual no están ni completamente
abiertos ni completamente cerrados.
Polo: Cada uno de los sistemas formados por cámara, contactos y aisladores que corresponde a
cada fase.
SF6: Gas inerte, hexafluoruro de azufre, que se emplea en algunos interruptores como medio para
extinguir el arco eléctrico que se produce durante una operación bajo carga.
Brazo de contacto: Soporte móvil en el que se ubican los contactos del seccionador.
Conexiones primarias: Las que corresponden al lado de alta tensión.
Conexiones secundarias: Las que corresponden al lado de baja tensión.
Enclavamiento: Mecanismo eléctrico o mecánico que impide la operación de cierre o apertura de
una cuchilla en determinadas condiciones.
Falso contacto: Cuando entre dos o más superficies no se puede garantizar una buena conexión
eléctrica debido a que existe movimiento entre ellas.
Mando: Dispositivo eléctrico o mecánico que permite la apertura y cierre del seccionador.
Mecanismo de transmisión: Dispositivo mecánico que transmite el movimiento del mando a los
brazos de contacto, y que permite su movimiento, tanto para el cierre como para la apertura.
Seccionador: Dispositivo electromecánico que permite la desconexión o conexión eléctrica entre
sus terminales.
Mufa: Terminal del cable aislado que permite su conexión con un equipo externo.
Servicio propio: conjunto de equipos destinados a la alimentación de corriente alterna de una
subestación, incluyendo: cables aéreos o de potencia, mufas, barras, herrajes, aisladores,
estructuras, portafusibles, seccionadores, transformadores de potencia, transformadores de
instrumento, cables de baja tensión, interruptores, armarios y tableros de distribución.
6
PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS
A continuación se describen los procedimientos para realizar las pruebas generales que se
ejecutarán en cada equipo de subestación, cuando así lo especifique la norma de pruebas
respectiva.
6.1
Pruebas generales para equipos de subestación
Comprenden la revisión de los aspectos generales de acabado, de acuerdo con la siguiente lista y
procedimientos.
6.1.1
Sellado de las tuberías
Se revisará que en todos los armarios, cajas y tableros, las tuberías estén adecuadamente
selladas para impedir el ingreso de humedad.
6.1.2
Sistema de calefacción
Se revisará en todos los armarios, cajas y tableros el funcionamiento de la resistencia de
calefacción, y que el ajuste del control de temperatura esté fijado en 20ºC. Además se hará una
verificación visual del estado del empaque de las puertas.
6.1.3
Cableado
Se hará una verificación del cableado contra los planos respectivos.
6.1.4
Encolillado
Se verificará que cada uno de los cables esté marcado apropiadamente por medio de una colilla de
identificación.
6.1.5
Alambrado
Se debe verificar el alambrado contra los planos a fin de verificar cualquier discrepancia entre
ambos (procedencia y puntos de regleta).
6.1.6
Anillos de identificación
Se revisará que cada uno de los hilos del cable de control este adecuadamente identificado por
medio del sistema de marcas de anillo.
6.1.7
Codificación de las tuberías
Se revisará que las tuberías del cable de control estén rotuladas de acuerdo con los planos.
6.1.8
Identificación del equipo
Se verificará que el equipo esté identificado con el código respectivo, asignado de acuerdo a las
prácticas del ICE, y que tenga una marca indicando el nombre del módulo respectivo. Además, se
verificará la identificación de los accesorios, aparatos de control.
6.1.9
Identificación de las fases
Se verificará que cada uno de los polos del equipo esté marcado con el color respectivo para
identificar las fases, según las prácticas seguidas en el ICE.
6.1.10 Fugas de aceite
En caso de que los equipos tengan aislamiento en aceite, se revisará que el nivel sea adecuado y
que no existan fugas de en ninguno de los elementos del sistema. Se prestará atención especial a
los puntos de acople entre tuberías, válvulas y otros dispositivos, cuando existan.
6.1.11 Puesta a tierra
Se verificará que todas las conexiones para puesta a tierra y detalles se hayan realizado según se
indica en el Manual de diseño, construcción y mantenimiento de sistemas de puesta a tierra para
subestaciones.
6.1.12 Sistema de anclaje y nivelación
Se hará una inspección general a la nivelación y se corroborará el torque de apriete de las tuercas
de los pernos de anclaje.
6.1.13 Estructuras de soporte
En caso de que el equipo esté montado sobre una estructura de soporte, se verificará que su
montaje se haya hecho de acuerdo a los planos, y mediante una muestra, se verificará el torque
que el torque de apriete corresponda al recomendado por el fabricante.
6.1.14 Acabado
Se hará una revisión del estado de la pintura o de la superficie del equipo ubicando si hay puntos
de corrosión o daños. Además debe verificarse que los tornillos y accesorios no tengan señales de
corrosión, así como la integridad del aislamiento (porcelana).
6.1.15 Iluminación interna de gabinetes o tableros
En caso de que el equipo cuente con algún gabinete o tablero, se verificará el funcionamiento del
sistema de iluminación interno.
6.2
Pruebas generales sobre los transformadores de potencia
Para todo tipo de transformador de potencia se ejecutarán las pruebas generales incluidas en la
Norma de procedimientos generales de prueba para la recepción de equipos de potencia. Además
de las pruebas incluidas en dicho documento, se harán las descritas a continuación.
6.2.1
Verificación de la posición de las válvulas
Se revisarán las válvulas de los radiadores, tubería del Buchholz, relé de flujo, y bombas (si
existen) a fin de verificar que todas se encuentren en su posición de abierto y que el mecanismo de
seguro esté activo (en caso de que dispongan de este seguro).
6.2.2
Verificación de las purgas de aire
En el momento de recibir el equipo, se deben abrir todas los lugares previstos para purgar el aire
del sistema de enfriamiento y mantenerlos en esa posición hasta que el aceite fluya sin formar
burbujas. Cuando se haya extraído todo el aire, las purgas se deben cerrar y se deben limpiar los
derrames de aceite.
6.2.3
Cuernos de arqueo
En caso de que los aisladores dispongan de cuernos de arqueo, se debe revisar que su separación
sea la correcta de acuerdo al manual del transformador. En caso de que en éste no haya alguna
indicación particular, la distancia en centímetros se estimará con base en el producto del valor
cuadrático medio (rms) del voltaje fase a tierra y una constante igual a 1.1.
6.2.4
Revisión del sistema de anclaje
Para el caso particular de transformadores de potencia montados sobre ruedas se verificará que
las trabas o frenos se encuentren colocados de forma adecuada. En caso de transformadores
fijados sobre una placa, se verificará el estado de los hilos de las roscas, el torque de apriete y que
las tuercas se encuentren en su posición final.
6.3
6.3.1
Pruebas de funcionamiento sobre los transformadores de potencia
Cambiador de derivaciones
La verificación de funcionamiento se hará de acuerdo al esquema de operación del cambiador:
eléctrico, mecánico y manual. Se ejecutarán, al menos, las pruebas descritas en esta sección. En
caso de que en el manual de instalación se recomiende otra prueba, deberá realizarse y comparar
los resultados con los valores de referencia que éste indique.
6.3.1.1 Cambiador de derivaciones eléctrico
Se debe colocar el conmutador local / remoto en la posición “local”. Posteriormente se da la orden
de subir o bajar paso a paso hasta alcanzar la última derivación. Para cada uno de los pasos se
mide la corriente de trabajo del motor y se compara con sus datos de placa, se registra el tiempo
para realizar el cambio (carga del mecanismo mecánico), se verifica la posición del cambiador, y la
indicación, tanto local como a distancia. El tiempo de carga del mecanismo debe ser el indicado en
el manual de instalación, pero en caso de que no se indique, se puede tomar como referencia 5
segundos.
Durante la prueba debe verificarse que el sentido de giro del motor sea el adecuado para
garantizar la operación del cambiador.
Debe repetirse la operación pero con el conmutador en la posición de “remoto” y realizando las
pruebas desde la sala de control.
Además deberá verificarse el funcionamiento del bloqueo electromecánico, tanto en la última como
en la primera derivación.
6.3.1.2 Cambio de derivaciones por medio de una palanca
Cuando el cambiador disponga de un mecanismo de cambio manual mediante palanca, se debe
efectuar un cambio paso a paso hasta alcanzar la última derivación, verificar su posición, e
indicación tanto local como remota, y comprobar el mecanismo de bloqueo eléctrico.
6.3.1.3 Cambiador de derivaciones manual
Antes de hacer el cambio manual de derivaciones, debe verificarse que tanto el lado de alta, como
el de media y baja tensión del transformador estén desenergizados y aislados eléctricamente.
Luego de hacer el cambio se realiza una prueba de relación de transformación, según el
procedimiento que se indica en la cláusula 6.3.4 de esta norma para verificar que la operación
haya sido correcta. Al concluir la prueba debe bloquearse el mecanismo con un candado.
6.3.2
Pruebas al relé Buchholz
Antes de iniciar las pruebas de funcionamiento debe verificarse que su montaje se haya efectuado
de forma correcta. Este dispositivo dispone de una flecha que indica el sentido del flujo y que debe
señalar hacia el tanque de conservación del aceite. Además, en caso de que el manual del
transformador así lo indique, se debe revisar que el mecanismo de bloque para el transporte esté
desactivado.
La verificación del funcionamiento se debe hacer de tres formas: mecánica, eléctrica, y con aire a
presión. Con cualquiera de los medios debe revisarse que se active la alarma correspondiente y se
produzca el disparo del interruptor.
6.3.2.1 Prueba mecánica
Esta prueba no revisa propiamente el funcionamiento del relé, sino la operación mecánica de los
contactos móviles. Para realizarla se oprime el botón o dispositivo de accionamiento ubicado sobre
el cuerpo del relé.
6.3.2.2 Prueba eléctrica
Esta prueba verifica el alambrado desde el relé hasta el equipo de protección. Se realiza haciendo
una conexión eléctrica (puente) entre los terminales de los contactos.
6.3.2.3 Con aire a presión
Esta prueba es la que realmente verifica el funcionamiento del dispositivo completo. Para realizarla
se emplea la toma que tiene el relé para obtener muestras del gas. En ésta se conecta una bomba
de aire manual y se aplica aire hasta que el aceite se desplace, y se produzca la alarma y el
disparo.
6.3.3
Respirador de sílica - gel
Debe verificarse que la sílica sea de color azul y que el deshidratador esté completamente lleno. El
funcionamiento se verifica observando si en el sello de aceite ubicado en la parte inferior del
deshidratador se forman burbujas.
6.3.4
Sistema de refrigeración del aceite
Si el sistema de enfriamiento emplea abanicos, deben ponerse en funcionamiento por medio del
interruptor manual y verificar que la corriente de los motores concuerde con los datos de placa.
Si el sistema emplea adicionalmente una bomba, debe revisarse que el sentido de giro del motor
sea el correcto, y además que la corriente esté dentro del margen indicado en los datos de placa.
6.3.5
Protección de sobrepresión de la cuba
La cuba del transformador tiene un dispositivo mecánico que en caso de que se presente una
sobrepresión interna activa un contacto eléctrico que envía la señal de disparo al interruptor. Para
realizar la prueba se debe activar de manera manual el contacto eléctrico y verificar que ocurra el
disparo del interruptor. Al concluir la prueba se debe regresar el contacto a la posición original.
6.3.6
Termómetros del aceite y los devanados
Para realizar esta prueba se debe extraer cada sonda y elevar su temperatura por medio de una
fuente de calor. Debe verificarse que ocurran los siguientes eventos:
Devanados
60ºC o 65ºC Arranque de abanicos
95ºC
Alarma por alta temperatura en el devanado
105ºC
Disparo por alta temperatura en el devanado
Aceite
85ºC
Alarma por alta temperatura en el aceite
95ºC
Disparo por alta temperatura en el aceite
Debe registrarse el tipo y modelo de la fuente de calor.
6.3.7
Imagen térmica
Para verificar el funcionamiento de la imagen térmica se le aplica una corriente al elemento
calefactor y se verifica el movimiento de la aguja. La corriente debe estar dentro del rango indicado
en el manual del transformador.
6.3.8
Relé de flujo
El relé de flujo se activa cuando hay una corriente brusca de aceite desde el cambiador de
derivaciones.
Antes de revisar el funcionamiento debe verificarse que la flecha de indicación de montaje esté
señalando en dirección del tanque conservador de aceite.
La prueba se debe realizar por medio del mecanismo de activación manual que tiene el relé. Con la
activación debe operar el dispositivo de protección. Al concluir la prueba se debe reponer la señal
para volver el relé a su estado normal.
6.4
Pruebas eléctricas y mecánicas sobre los transformadores de potencia
Se realizarán las pruebas descritas en las siguientes cláusulas.
6.4.1
Factor de potencia de los devanados de los aisladores
Se realizarán y reportarán de acuerdo a la norma IEEE C57.12.90 Cláusula 10.10. Debe
registrarse en los resultados el tipo y modelo del equipo de medición y el método empleado.
6.4.2
Resistencia óhmica de los devanados
Las pruebas se realizarán de acuerdo a la norma IEEE C57.12.90 Cláusula 5.3. Debe registrarse
en los resultados el tipo y modelo del equipo de medición y el método empleado.
6.4.3
Resistencia del aislamiento de los devanados y de los aisladores
El objetivo de esta medición es detectar errores de montaje y transporte. Los resultados dependen,
entre otros factores, de la tensión del equipo de megóhmetro, la humedad del ambiente, la limpieza
de las porcelanas y la temperatura.
Las pruebas se realizarán de acuerdo a la norma IEEE C57.12.90 Cláusula 10.11. Debe registrarse
en los resultados el tipo y modelo del equipo de medición y el método empleado.
Los valores medidos deben coincidir con los indicados en el manual de transformador, con la
tolerancia indicada en el mismo. En caso de que no se disponga de estos valores, y si las
condiciones de medición son buenas, se puede considerar como referencia un valor de aislamiento
de 1 M/kV.
6.4.4
Relación de transformación de los devanados
Esta prueba tiene como objeto constatar el correcto funcionamiento mecánico del cambiador de
derivaciones después del transporte y montaje del transformador.
Las pruebas se realizarán de acuerdo a la norma IEEE C57.12.90 Cláusula 7. Debe registrarse en
los resultados el tipo y modelo del equipo de medición y el método empleado.
6.4.5
Corriente de excitación
Las pruebas se realizarán de acuerdo al Draft 8 de la norma IEEE C57 1993 C1.3. Debe
registrarse en los resultados el tipo y modelo del equipo de medición y el método empleado.
6.4.6
Pruebas al aceite dieléctrico
El siguiente grupo de pruebas se aplican en caso de transformadores de potencia inmersos en
aceite dieléctrico. Se realizarán sobre una muestra del aceite tomada antes de llenar el
transformador. Los resultados deben estar dentro del rango de valores permitido en la norma
respectiva. Debe registrarse en tipo y modelo de equipo así como el procedimiento empleado.
6.4.6.1 Inspección general
Debe revisarse que el aceite no presente ningún tipo de decoloración, olor o contaminación.
6.4.6.2 Prueba de acidez
De acuerdo con la Norma ASTM D974.
6.4.6.3 Color visual
De acuerdo con la norma ASTM D1524.
6.4.6.4 Tensión interfacial
De acuerdo con la norma ASTM D971.
6.4.6.5 Rigidez dieléctrica
De acuerdo con la norma ASTM D877 o D1816.
6.4.6.6 Factor de potencia
De acuerdo con la norma ASTM D924.
6.4.6.7 Contenido de agua
De acuerdo con la norma ASTM D1533.
6.4.6.8 Apariencia
De acuerdo con la norma ASTM D1500.
6.4.6.9 Resistividad
De acuerdo con la norma ASTM DXXXX.
6.5
Pruebas generales sobre los interruptores de potencia
Para todo tipo de interruptor de potencia se ejecutarán las pruebas incluidas en la Norma de
procedimientos generales de prueba para la recepción de equipo de subestación. Además se
realizarán las siguientes pruebas:
6.5.1
Identificación en la Sala de control
Se verificará que el interruptor esté adecuadamente identificado en la interfaz de visualización
ubicada en la sala de control.
6.5.2
Verificación de Posición
Se corroborará de que la indicación de cierre y apertura esté de acuerdo con la posición de
operación del equipo.
6.5.3
Conectores y cables de potencia
Se verificará de que los conectores sean las adecuados, que tengan su tuerca y torque respectivo.
Además se revisará que los cables de potencia sean los indicados y adecuados.
6.6
6.6.1
Pruebas de operación sobre los interruptores de potencia
Cierre local - eléctrica
Con el conmutador Local - Remoto, en posición local, se dará la orden de cierre desde la botonera
de cierre.
6.6.2
Apertura local - eléctrica
Con el conmutador Local - Remoto en posición local, se dará la orden de apertura desde la
botonera de apertura.
6.6.3
Cierre remoto
Con el conmutador Local - Remoto en posición remoto, se solicitará al operador de la Sala de
Control dar la orden de cierre (se verificará el cumplimiento de la orden en el equipo).
6.6.4
Apertura Remoto
Con el conmutador Local - Remoto en posición Remoto, se solicitará al operador de la Sala de
Control dar la orden de apertura (se verificará el cumplimiento de la orden en el equipo).
6.6.5
Prueba al relé de antibombeo
Con el interruptor en posición “abierto” y el conmutador local - remoto en posición local, se dará la
orden de cierre desde la botonera de cierre, este cerrará y mantenimiento la señal fija, se dará la
orden de apertura desde la botonera respectiva, el interruptor no debe de volver a cerrar.
6.6.6
Disparo mecánico (emergencia)
Con el interruptor en posición cerrado, se provocará la apertura desde el dispositivo de disparo
mecánico (emergencia) y en el caso de que este cuente con bloqueo eléctrico para los mandos, se
verificará.
6.6.7
Bloqueo de media carrera para el cierre del interruptor:
Se dispone el seccionador de alta tensión que alimenta al interruptor en la posición de media
carrera, y con el conmutador local - remoto en la posición remoto o local, se le dará orden de
cierre o apertura desde las botoneras respectivas, el interruptor no deberá cerrar ni abrir.
6.6.8
Control nivel de gas SF6:
Si el interruptor utiliza el gas SF6 como medio de aislamiento, se seguirán las recomendaciones del
fabricante para verificar si el dispositivo de control funciona correctamente. Cabe mencionar que
la operación para verificar la correcta funcionalidad de los manómetros y sus contactos se debe de
hacer cuando se está llenando el equipo con gas, ya que con ello se controlará el movimiento de
los contactos que dan la alarma y bloqueo. O en su lugar se puedan probar aparte del equipo
siempre y cuando sea con presión.
Alarma: Se verificará que el contacto esté en la posición adecuada que permita enviar la
señal de alarma al panel de control.
Bloqueo por baja presión de GAS SF6: Con el conmutador Local - Remoto en posición
local, y con el manómetro de control de gas indicando baja presión a nivel de bloqueo, se
dará la orden de cierre o apertura eléctrica, el interruptor no debe operar, siempre y
cuando los dispositivos anexos al control estén funcionando correctamente.
6.6.9
Control nivel de aceite hidráulico
Si el mecanismo de operación utiliza aceite hidráulico para realizar las operaciones de cierre o
apertura, se controlará y se verificará su correcta funcionalidad de acuerdo con lo establecido
por el fabricante. Se verificará la alarma y bloqueo por baja presión de aceite.
Se corroborará que la presión nominal indicada por el fabricante sea la que indique el manómetro.
Los contactos de los relés de flujo serán probados bajo presión.
6.6.10 Discrepancia de fases
Esta prueba se realizará en los interruptores monopolares de la siguiente manera:
Se desconectará La Bobina de cierre del Polo A, y con el conmutador Local - Remoto en posición
Local, se dará la orden de cerrar al interruptor por medio de la botonera de cierre, éste debe de
cerrar en dos fases, y pasado el tiempo para el cual está ajustado el relé de discrepancia, éste
dará la orden de abrir, cabe mencionar que también se verificará la alarma de discrepancia de
fases. Una vez verificada la operación se debe de volver a conectar la bobina de cierre del polo
“A”. Esta prueba se realizará de igual manera en las fases B y C.
6.6.11 Control nivel de Aire Comprimido
Si el mecanismo de operación utiliza aire comprimido para efectuar las operaciones de cierre o
apertura, se controlará y verificará su correcta funcionalidad de acuerdo con lo establecido por el
fabricante.
El cierre y apertura de los contactos de los relés de flujo se harán bajo presión. Se revisará la
alarma y bloqueo por baja presión de aire. Asimismo se revisará la conexión y desconexión del
compresor de acuerdo con los parámetros indicados por el fabricante.
6.6.12 Control de Nitrógeno
Se hará siguiendo el procedimiento descrito en el manual del fabricante.
6.7
6.7.1
Pruebas electromecánicas sobre los interruptores de potencia
Alimentación C.D.
Se verificará la tensión de corriente directa recomendada por el fabricante en
respectivos en el gabinete de mando.
6.7.2
los bornes
Alimentación C.A.
Se verificará la tensión de corriente alterna recomendada por el fabricante en los bornes
respectivos en el gabinete de control.
6.7.3
Motor - Compresor
Se revisará el nivel de aceite, voltaje y corriente; tiempo de llenado de “o” a presión nominal de
trabajo.
6.7.4
Motor de tensado de resorte
Se revisará tiempo de tensado, corriente y tensión.
6.7.5
Tensión mínima de operación
Esta prueba debe ser realizada al voltaje mínimo recomendado por el fabricante tanto para la
bobina de cierre como para las de apertura.
6.7.6
Corriente de Bobinas
Estas se harán conforme a la norma.
6.7.7
Prueba Resistencia de contacto
Estas pruebas se realizarán conforme a la norma.
6.7.8
Prueba tiempo de apertura y cierre
Se efectuará conforme a la norma #ANSI C37.
6.7.9
Prueba Recorrido de contacto
Se realizará conforme a la norma # ANSI C37
6.7.10 Prueba velocidad de apertura y cierre
Se realizará conforme a la norma # ANSI C37.
6.7.11 Prueba de Penetración
Se realizará conforme a la norma # ANSI C37.
6.7.12 Prueba de Rebote
Se realizará conforme a la norma # ANSI C37.
6.7.13 Prueba de humedad en el gas SF6
Esta se realizará conforme a la norma # ANSI C37.
6.7.14 Prueba de Aislamiento
Se realizará conforme a la norma # ANSI C37.
6.8
Pruebas generales sobre los seccionadores
Para todo tipo de seccionador estas pruebas se ejecutarán según la Norma de procedimientos
generales de prueba para la recepción de equipos de subestación.
6.9
Pruebas de funcionamiento sobre los seccionadores
Se verificará la operación del seccionador mediante operaciones de cierre y apertura, con y sin
condiciones de enclavamiento, y de forma manual y eléctrica (cuando aplique). En cada operación
se debe verificar el funcionamiento del indicador de posición en la sala de control (cuando exista).
Después de cada operación el seccionador debe mantener la alineación y ajustes indicados por el
fabricante.
6.10 Pruebas eléctricas y mecánicas sobre los seccionadores
Las pruebas eléctricas y mecánicas que se deben realizar a los seccionadores son las siguientes:
6.10.1 Verificación de tensión C.A. y C.D.
Se revisará que en los puntos que corresponden a la alimentación de corriente alterna y (o) directa
el nivel de tensión sea el correcto.
6.10.2 Revisión del alineamiento y niveles.
Si el seccionador está sobre una estructura, se debe verificar que él, así como todos sus
componentes (aisladores, brazos de contacto, mando y mecanismo de transmisión), estén
correctamente nivelados y alineados.
6.10.3 Revisión de la presión mecánica de los contactos.
La presión de los contactos del seccionador se debe medir con un dinamómetro y verificar que esté
dentro de la especificación del fabricante.
6.10.4 Revisión del estado del aislador
El aislador debe estar limpio de cualquier suciedad para evitar la pérdida de aislamiento por
contaminación y para facilitar su inspección. No debe presentar ningún daño en la porcelana. Se
pueden aceptar reparaciones en la parte exterior de los aisladores siempre y cuando sean
superficiales y debidamente tratadas para evitar bordes filosos y la acumulación de humedad.
6.10.5 Revisión de las conexiones primarias y secundarias.
Las conexiones no deben presentar falsos contactos. En caso de conexiones bimetálicas debe
verificarse que cuenten con medios inhibidores (por ejemplo grasa inhibidora).
6.10.6 Revisión de caja de mando.
La caja de terminales secundarios debe encontrarse limpia y libre de humedad. Además debe estar
sellada para mantenerse en dichas condiciones.
6.10.7 Prueba de resistencia de contactos
La prueba de resistencia de contactos deberá realizarse para todos los polos del seccionador. En
el reporte se deberán incluir los valores obtenidos en cada medición e indicar las condiciones,
procedimiento y equipo con que fueron realizadas.
6.10.8 Verificación de media carrera
Se debe verificar el funcionamiento adecuado del seccionador y de los bloqueos en posición de
media carrera.
6.11 Pruebas generales sobre los servicios propios
Para todo tipo de servicio propio estas pruebas se ejecutarán según la norma de procedimientos
generales de prueba para la recepción de equipos de alta tensión.
6.12 Pruebas de funcionamiento sobre los servicios propios
Se verificará la correcta operación del servicio propio, enfasamiento y voltajes de alimentación a
todos los tableros de distribución de corriente alterna.
Si se cuenta con un servicio propio alterno se deberá realizar la operación de transferencia
correspondiente para verificar la correcta operación de ambos servicios así como su enfasamiento
y enclavamientos respectivos.
6.13 Pruebas eléctricas y mecánicas sobre los servicios propios
6.13.1 Revisión del alineamiento y niveles.
Se debe revisar que todos los equipos que conforman el servicio propio se encuentren
correctamente nivelados sobre sus soportes.
6.13.2 Revisión de los seccionadores
La revisión de los seccionadores que formen parte de un servicio propio serán revisadas según la
Norma de procedimientos de prueba para la recepción de seccionadores.
6.13.3 Revisión de los transformadores de potencia
Todo transformador de potencia que forme parte de un servicio propio deberá ser revisado según
la Norma de procedimientos de prueba para la recepción de transformadores de potencia.
Además, si se trata de un banco de transformadores, se deberá revisar que los transformadores
sean de la misma potencia y polaridad.
6.13.4 Revisión de los transformadores de instrumento
Todo transformador de instrumento que forme parte de un servicio propio deberá ser revisado
según la Norma de procedimientos de prueba para la recepción de transformadores de
instrumento.
6.13.5 Revisión de los pararrayos
Todo pararrayos que forme parte de un servicio propio deberá ser revisado según la Norma de
procedimientos de prueba para la recepción de pararrayos.
6.13.6 Revisión del estado de los aisladores
Todos los aisladores utilizados en el servicio propio deben estar limpios de cualquier suciedad para
evitar la pérdida de aislamiento por contaminación y para facilitar su inspección. No deben
presentar ningún daño en la porcelana.
6.13.7 Revisión de las conexiones primarias y secundarias.
Se deben revisar las conexiones comprendidas desde la alimentación primaria del transformador
de servicio propio hasta los tableros de distribución de corriente alterna, inclusive.
Las conexiones no deben presentar falsos contactos y en caso de conexiones bimetálicas deberán
contar con medios inhibidores.
6.13.8 Revisión de caja de armarios y tableros
Todos los armarios y tableros deben encontrarse limpios y libres de humedad.
6.13.9 Revisión de cables
Todos los cables deben tener todos sus hilos conductores en perfecto estado. En los cables
aislados, no deben existir daños en el aislante ni en la chaqueta protectora (si la posee).
6.13.10
Revisión de los terminales aislados (mufas)
Todas las mufas que formen parte de un servicio propio deberán estar libres de daños y de
espacios entre el teminal que permitan la acumulación de agua.
6.13.11
Prueba de transformadores de potencia
Las pruebas a los transformadores de potencia deben realizarse según la Norma de
procedimientos de prueba para recepción de transformadores de potencia.
6.13.12
Prueba de transformadores de instrumento
Las pruebas a los transformadores de instrumento deben realizarse según la Norma de
procedimientos de prueba para la recepción de transformadores de instrumento.
6.13.13
Prueba de pararrayos
Las pruebas a los pararrayos deben realizarse según la Norma de procedimientos de pruebas de
para recepción de pararrayos.
6.13.14
Prueba de cables de potencia y terminales aislados
Deberán realizarse pruebas de aislamiento a los cables de potencia y terminales aislados. Se
reportarán todas las mediciones realizadas y se debe indicar el procedimiento utilizado.