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CAPITULO III

ESPECIFICACIONES TECNICAS

TRANSFORMADORES

Tipo I: 50 MVA 150 / 66 / 31.5 kV

Tipo II: 40MVA 150 / 31.5 kV

Tipo III: 63 MVA 150 / 31.5 kV

Tipo IV: 100/3 MVA 159.98 / 34.1 / 6 kV

PLIEGO DE ESPECIFICACIONES TECNICAS

Gerencia Sector ESTUDIOS Y PROYECTOS DE TRASMISIÓN PARTE III Página 2 de 100

INDICE

1 Características del suministro .................................................................... 5

1.1 Objeto ........................................................................................................... 5

1.2 Valores nominales ....................................................................................... 7

1.3 Condiciones de diseño ............................................................................. 11

1.3.1 Generalidades........................................................................................................ 11

1.3.2 Normas .................................................................................................................. 12

1.3.3 Regulación de tensión ........................................................................................... 12

1.3.4 Potencia ................................................................................................................. 13

1.3.5 Sobrecarga y sobretensiones ................................................................................ 13

1.3.6 Aguante al cortocircuito ......................................................................................... 14

1.3.7 Nivel de ruido ......................................................................................................... 15

1.3.8 Tensiones auxiliares .............................................................................................. 15

1.3.9 Abreviaturas utilizadas ........................................................................................... 16

1.3.10 Devanado de compensación ................................................................................. 16

2 Disposiciones constructivas .................................................................... 17

2.1 Núcleo ........................................................................................................ 17

2.2 Arrollamientos ........................................................................................... 18

2.3 Tanque principal ........................................................................................ 19

2.4 Disposición de los aisladores pasantes .................................................. 23

2.4.1 Transformador Tipo I ............................................................................................. 23

2.4.2 Transformador tipo II ............................................................................................. 23

2.4.3 Transformador tipo III ............................................................................................ 24

2.4.4 Transformador tipo IV ............................................................................................ 24

2.5 Tanque de expansión del aceite ............................................................... 25

2.6 Radiadores ................................................................................................. 26

2.7 Paneles adosados al transformador (PLT y PCBC) ................................ 27

2.7.1 Disposiciones constructivas adicionales para el PLT ............................................ 28

3 Condiciones del suministro ...................................................................... 29

3.1 Paneles....................................................................................................... 29

3.1.1 Panel local adosado al transformador (PLT) ......................................................... 29

3.2 Sistema de enfriamiento ........................................................................... 34

3.3 Conmutador de tomas bajo carga ............................................................ 35

3.4 Dispositivos de medida y protección ...................................................... 37

3.4.1 Medidas ................................................................................................................. 37

3.4.2 Protecciones .......................................................................................................... 40

3.5 Aceite aislante ........................................................................................... 41

3.6 Aisladores pasantes .................................................................................. 44

3.7 Transformadores de corriente de neutro tipo bushing .......................... 47

4 Accesorios, planos y manuales ................................................................ 48

4.1 Placa de características ............................................................................ 48

4.2 Información a suministrar por el contratista ........................................... 48

4.2.1 Planos y documentos de proyecto ......................................................................... 48

4.2.2 Manual de montaje, operación y mantenimiento ................................................... 49

4.2.3 Documentación para ensayos ............................................................................... 50

4.2.4 Documentación técnica adicional .......................................................................... 50

4.2.5 Planillas de cableado ............................................................................................. 52

5 Evaluación del fabricante .......................................................................... 53

6 Revisión del diseño ................................................................................... 54



7 Ensayos, toleranciasy multas ................................................................... 55

7.1 Generalidades ........................................................................................... 55

7.2 Ensayos en fábrica .................................................................................... 55

7.2.1 Ensayos de rutina .................................................................................................. 56

7.2.2 Ensayos de Tipo .................................................................................................... 61

7.3 Tolerancias y multas ................................................................................. 62

7.3.1 Tensión de cortocircuito, relación de transformación y corriente de vacío ............ 62

7.3.2 Pérdidas de los transformadores ........................................................................... 63

7.4 Ensayo de Cortocircuito ........................................................................... 64

7.4.1 Cortocircuitos a aplicar .......................................................................................... 64

7.4.2 Procedimiento de ensayo, detección de fallas y evaluación de resultados ........... 66

8 Repuestos ................................................................................................... 68

9 Transporte .................................................................................................. 69

9.1 Ensayo FRA ............................................................................................... 70

9.2 Registradores de impacto ........................................................................ 71

10 Tratamiento de superficies ....................................................................... 73

10.1 Prescripciones para la preparación de superficies a ser pintadas o galvanizadas. ........................................................................................................ 73

10.2 Espesor de la capa de pintura aplicada ................................................... 73

10.3 Aplicación de la pintura ............................................................................ 73

10.4 Tratamiento de superficies exteriores ..................................................... 74

10.4.1 Fondo ..................................................................................................................... 74

10.4.2 Capa intermedia ..................................................................................................... 75

10.4.3 Terminación ........................................................................................................... 75

10.4.4 Garantía esquema de referencia pintura exterior .................................................. 76

10.5 Tratamiento de superficies internas en contacto con aceite caliente ... 76

10.6 Ensayos de tipo ......................................................................................... 76

10.6.1 Ensayo de niebla salina – ASTM B 117 – 90 ......................................................... 76

10.6.2 Ensayo de humedad – ASTM D 1735 – 87 ........................................................... 77

10.6.3 Ensayo de adherencia ........................................................................................... 77

10.6.4 Ensayo de brillo – ASTM D 523 - 89 ...................................................................... 77

10.6.5 Ensayo de resistencia al aceite aislante – NBR 6529 ........................................... 77

10.6.6 Ensayo de dureza .................................................................................................. 78

10.7 Ensayos de recepción ............................................................................... 78

10.7.1 Medición de espesores .......................................................................................... 78

10.7.2 Ensayo de adherencia ........................................................................................... 78

10.8 Normas de referencia ................................................................................ 79

10.9 Radiadores ................................................................................................. 79

10.9.1 Prescripciones especiales para galvanización en caliente .................................... 79

11 Preparación para embarque ...................................................................... 81

11.1 Retoque en sitio de la pintura aplicada en fábrica ................................. 81

11.2 Tropicalización .......................................................................................... 81

11.3 Metales ....................................................................................................... 81

11.4 Tornillos, tuercas, resortes, pivotes, etc. ................................................ 82

11.5 Telas, corcho, papel, etc. .......................................................................... 82

11.6 Adhesivos .................................................................................................. 82

11.7 Paneles....................................................................................................... 83

12 Embalaje y embarque ................................................................................ 83

13 Datos técnicos garantizados ..................................................................... 85

13.1 Transformador Tipo I: 50 MVA 150/66/31.5 kV ...................................... 85

13.2 Transformador Tipo II: 40 MVA 150/31,5 kV ............................................ 89



13.3 Transformador Tipo III: 63 MVA 150/31,5 kV ........................................... 93

13.4 Transformador Tipo IV: 100/3 MVA 159,98/√√√√3 / 34,1/√√√√3 / 6kV .................. 97



1 Características del suministro

1.1 Objeto

Las presentes Especificaciones Técnicas se aplican al diseño, fabricación, ensayo, embalaje, transporte y descarga en sitio de los siguientes transformadores de potencia tipo núcleo (“core type”):

TIPO I

7 (siete) transformadores trifásicos

Primario Secundario Terciario

MVA 50 40 40

kV (((( ))))[[[[ ]]]]% 25.1 12 8 150 ××××−−−−++++ [ ]% 25.18 66 ×± 5.31 TIPO II

3 (tres) transformadores trifásicos

Primario Secundario Terciario interno en

triángulo con un vértice accesible

MVA 40 40 > 40/3

kV [[[[ ]]]]% 25.110 150 ××××±±±± 5.31 kV a definir durante el contrato TIPO III

6 (seis) transformadores trifásicos

Primario Secundario Terciario interno en

triángulo con un vértice accesible

MVA 63 63 > 63/3

kV (((( ))))[[[[ ]]]]% 5.1 8 150 ××××±±±± 5.31 kV a definir durante el contrato

TIPO IV

1 (un) transformador monofásico

Primario Secundario Terciario

MVA 100/3 100/3 100/3/3

kV [ ]kV 3/42.15 kV 3/98.159 ×± [ ]kV3/143.12 kV 3/1.34 ×± 6



El contratista proveerá los transformadores de potencia completos, con todo el material necesario para su correcto funcionamiento.

Los transformadores serán para funcionamiento a la intemperie, sumergidos en aceite aislante, enfriados por circulación natural de aceite y forzada de aire (ONAF), con conmutador bajo carga (CBC), completo con todos sus accesorios del lado primario y, adicionalmente para el tipo I, conmutador bajo carga (CBC) también del lado secundario.

No se aceptará suministro de transformadores tipo acorazado (“shell-type”). Como parte de los suministros se consideran los siguientes servicios conexos:

Supervisión de montaje de una unidad de cada tipo.

Curso de capacitación en fabrica para mantenimiento de las unidades. Los detalles con el alcance de este curso se especifican en el Anexo II.

Curso de capacitación en sitio de montaje y comisionamiento de transformadores. Los detalles con el alcance de este curso se especifican en el Anexo III.



1.2 Valores nominales

Transformador Tipo I

UNIDAD Valor Nominal Observaciones

Frecuencia Hz 50

Potencia ONAF MVA 50/40/40

Potencia ONAN MVA >= 35/28/28

Tensión Primaria kV 150

Tensión Secundaria kV 66

Tensión Terciaria kV 31.5

Regulación automática bajo carga (pos.)x% (+8 -12)x1.25 1875 V/toma

en el Primario


en el Secundario

Grupo de conexión YNyn0d5

Nivel de aislación a impulso:

kV cresta

Fase 150 kV 650

Neutro 150 kV 250

Fase 66 kV 325

Neutro 66 kV 125

Fase 31.5 kV 170

Nivel de Aislación a 50Hz:

kV rms

Fase 150 kV 275

Neutro 150 kV 95

Fase 66 kV 140

Neutro 66 kV 50

Fase 31.5 kV 70

Tensión de Cortocircuito a 75ªC con el regulador primario en su toma nominal y a corriente nominal

P-S %

7.5 Base 40 MVA P-T 18.8

S-T 10

Nivel de ruido presión en condición ONAF dBA 78 @ 2 m



Transformador Tipo II


Frecuencia Hz 50

Potencia ONAF MVA 40

Potencia ONAN MVA >= 28


Tensión Secundaria kV 31.5


en el Primario

Grupo de conexión YNyn0+d5


kV cresta

Fase 150 kV 650

Neutro 150 kV 250

Fase 31.5 kV 170

Neutro 31.5 kV 170


kV rms

Fase 150 kV 275

Neutro 150 kV 95

Fase 31.5 kV 70

Neutro 31.5 kV 70


P-S % 9.5 Base 40 MVA




Transformador Tipo III


Frecuencia Hz 50

Potencia ONAF MVA 63

Potencia ONAN MVA >= 44


Tensión Secundaria kV 31.5

Regulación automática bajo carga (pos.)x% 150 [(±8)x1.5] 2250 V/toma

Grupo de conexión YNyn0+d5


kV cresta

Fase 150 kV 650

Neutro 150 kV 250

Fase 31.5 kV 170

Neutro 31.5 kV 170


kV rms

Fase 150 kV 275

Neutro 150 kV 95

Fase 31.5 kV 70

Neutro 31.5 kV 70






Transformador Tipo IV


Frecuencia Hz 50

Potencia ONAF MVA 100/3

Potencia ONAN MVA >= 70/3

Tensión Primaria kV 159.98 / √3

Tensión Secundaria kV 34.1 / √3

Tensión Terciaria kV 6

Regulación automática bajo carga en el primario (pos.)xkV 159.98/√3 [(±5)x1.42/√3]

1420/√3 V/toma

Regulación manual sin carga en el secundario (pos.)xkV 34.1/√3 [(±2)x1.143/√3]

1143/√3 V/toma

Grupo de conexión del banco YNyn0d11


kV cresta

Fase 159.98 kV 650

Neutro 159.98 kV 250

Fase 34.1 kV 170

Neutro 34.1 kV 170


kV rms

Fase 159.98 kV 275

Neutro 159.98 kV 95

Fase 34.1 kV 70

Neutro 34.1 kV 70

Tensión de Cortocircuito a 75ªC con el regulador primario en su toma nominal y a corriente nominal:





1.3 Condiciones de diseño

1.3.1 Generalidades

Las condiciones locales a tener en cuenta son:

a) Altura sobre nivel del mar: menor a 1.000 metros.

b) Terremotos: no hay fenómenos sísmicos de relevancia en Uruguay. c) Nivel ceráunico: 45. d) Temperatura mínima en el aire: -10º C. e) Temperatura máxima en el aire: 40º C. f) Temperatura media mensual máxima 30º C. g) Temperatura media anual en el aire 20º C. h) Humedad relativa media: 75%. i) Humedad relativa máxima: 100%. j) Precipitación anual promedio: 1065 mm. k) Promedio de días de lluvia en el año: 104. l) Viento con un período de retorno de 150 años: 130 Km/h. m) Atmósfera de alta salinidad, según IEC. n) Máxima presión de viento estable, transversal: 77 kg/m2 o) Radiación solar, potencia irradiada máxima de corta

duración (10 minutos): 1160 W/m2.



1.3.2 Normas

Salvo indicación expresa al efecto, estas Especificaciones Técnicas

hacen referencia a las Normas de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) en vigencia.

En caso de no existir normas IEC aplicables, se recurrirá a la normas ANSI (IEEE, ASTM, etc.).

UTE podrá admitir, a su exclusivo criterio, otras normas que garanticen calidad igual o superior a las normas mencionadas.

1.3.3 Regulación de tensión

Los arrollamientos de alta tensión estarán provistos de un dispositivo conmutador bajo carga (CBC) con el rango de regulación indicado en 1.1. Para el caso de los transformadores tipo I, será adicionalmente provisto de un conmutador bajo carga (CBC) en el arrollamiento de 66 kV. Y para el transformador tipo IV, será adicionalmente provisto de un conmutador sin carga en el arrollamiento de 34.1 kV.



1.3.4 Potencia

Los valores de potencia nominal en 1.2 serán aplicables en todas las tomas correspondientes a los distintos escalones de regulación de tensión (tomas a potencia plena).

No serán sobrepasados los siguientes límites de aumento de temperatura sobre el ambiente:

- Para el aceite en la capa superior medida por termómetro 60° C.

- Para el cobre, medida por variación de resistencia 65° C.

- Para el punto más caliente de las bobinas o Hot-Spot 78° C.

- Para las partes del circuito magnético en contacto con

aislamiento derivado de la celulosa 78º C.

- Para las partes del circuito magnético que no están

en contacto con aislamiento derivado de la celulosa 90º C

El cálculo del aumento de temperatura del punto más caliente de las bobinas y del circuito magnético deberá ser sometido a aprobación por parte de UTE antes de comenzar el proceso de fabricación en la revisión del diseño. Los métodos de cálculo aplicados deberán cumplir con la Norma IEEE Std 1538-2000 “IEEE Guide for Determination of Maximum Winding Temperatura Rise in Liquid-Filled Transformers”.

1.3.5 Sobrecarga y sobretensiones

Los transformadores deberán poder ser sobrecargados con los valores límites de la Tabla 4, de la Norma IEC 60076-7:2005, correspondientes a “Medium power transformers”.

El ensayo de calentamiento se realizará incluyendo condiciones de

sobrecarga de acuerdo a la Norma IEEE C57.119-2001.



El cálculo de sobrecarga se realizará de acuerdo al Anexo G de la

Norma IEEE C57.91-2011. Los parámetros y constantes necesarias para poder realizar este cálculo, que no puedan ser determinados en el ensayo de calentamiento en condiciones de sobrecarga, deberán ser suministrados por el fabricante antes de la realización del ensayo y serán considerados valores garantizados.

Todos los componentes del transformador (aisladores pasantes,

conmutadores de tensión, etc.) deben soportar sobrecargas permanentes de hasta 1,5 veces la corriente nominal, a la tensión nominal.

Los transformadores deben poder funcionar en forma continua a una

tensión 10 % superior a la tensión nominal de la toma correspondiente.

1.3.6 Aguante al cortocircuito

Los transformadores serán diseñados y construidos para resistir, sin sufrir daños, los efectos dinámicos y térmicos causados por cortocircuitos ex-ternos.

A estos fines, en los lugares en que serán ubicados los transformadores la potencia de cortocircuito aparente del lado de 150 kV se asumirá de 10.500 MVA y para el lado de 66 kV (transformador tipo I) se asumirá 4.600 MVA. La relación entre impedancia homopolar y directa del sistema se considerará variando entre 1 y 3 (1≤X0/X1≤3).

La oferta debe describir la metodología que se propone seguir el fabricante para calcular los esfuerzos mecánicos debidos a cortocircuitos, así como todo antecedente que sirva para acreditar su experiencia al respecto, en particular, la presentación de certificados de ensayos de cortocircuito de transformadores de nivel de aislación a impulso no inferior a 650 kVcr, potencia nominal no inferior a 63 MVA y potencia de cortocircuito no inferior 10.000 MVA. UTE se reserva el derecho de rechazar las ofertas que no presenten el citado certificado de ensayo completo.

El fabricante deberá garantizar que el transformador soporta sin sufrir daños las máximas corrientes de cortocircuito que puedan circular por sus devanados como consecuencia de cortocircuitos en cualquiera de sus terminales exteriores. Se analizarán todos los posibles cortocircuitos (trifásico, bifásico sin tierra, bifásico con tierra y fase-tierra) en los terminales de todos los devanados.



Para los casos de transformadores con terciario interno el fabricante deberá garantizar su soportabilidad para todas las condiciones de cortociruito que hagan circular corriente por el mismo. Se admite la utilización de reactores con núcleo de aire en serie con el terciario para limitar la corriente de cortocircuito. La evaluación del aguante al cortocircuito deberá ser sometida a aprobación por parte de UTE antes de comenzar el proceso de fabricación durante la revisión del diseño. Dicha evaluación se realizará de acuerdo a lo especificado en el Anexo A de la Norma IEC 60076-5. Independiente de lo anterior UTE seleccionará un transformador entre los de Tipo I, II y III para realizar el ensayo de cortocircuito de acuerdo a la Norma IEC 60076-5:2006. Lo detalles relativos a este ensayo se encuentran establecidos en el apartado 7.4.

A efectos del cálculo térmico de cortocircuito se supondrá que los cortocircuitos tienen una duración de 3 segundos.

1.3.7 Nivel de ruido

El nivel de ruido presión promedio, máximo admisible en las condiciones nominales de funcionamiento, en condición ONAF, es dado en 1.2 La medida del Nivel de Ruido se realizará en vacío (a tensión y frecuencia nominal) y en cortocircuito (a corriente y frecuencia nominal) y el resultado total se obtendrá combinando ambos resultados de acuerdo con la Norma IEC 60076-10:2001. El fabricante deberá conseguir el nivel de ruido especificado a nivel del diseño propio del transformador, esto es, no se aceptará recurrir a coberturas anteridios.

1.3.8 Tensiones auxiliares

A definirse durante el contrato, transformadores del mismo tipo podrán tener diferentes tensiones auxiliares.



1.3.9 Abreviaturas utilizadas

Paneles y cambiadores de tomas (forman parte del suministro)

PLT – Panel local adosado a cada transformador. CBC – Cambiador de tomas (taps) bajo carga. PCBC – Panel del conmutador bajo carga. CST – Cambiador de tomas (taps) sin tensión.

Otros

SCLE – Sistema de control local de estación, equivale al SCADA local. CAZ o CCR – Centro de atención zonal o Centro de Control Remoto.

1.3.10 Devanado de compensación

Los transformadores tipo II y III, contarán con un terciario interno, conexión en triángulo, y su potencia nominal no debe ser inferior a un tercio de la potencia nominal del transformador. Un vértice del triángulo será accesible a través de dos aisladores pasantes y estará normalmente conectado a tierra. Esto permitirá abrir el triángulo removiendo la conexión externa cuando sea necesario. Uno de los terminales del vértice permanecerá conectado a tierra cuando esté abierto. El fabricante deberá garantizar que no existe restricción alguna en operar con el triángulo abierto. Deberá informar asimismo las características del descargador que sea necesario instalar en el extremo no aterrado del triángulo abierto.



2 Disposiciones constructivas

2.1 Núcleo

El núcleo debe ser tipo columnas o “Core-Type”. El núcleo del transformador será construido por chapas magnéticas de acero silicio de grano orientado. Se utilizará chapa tipo M130-27S5 de 0.27 mm de espesor o de calidad superior de acuerdo a la norma IEC 60404-8-7:2008. Sus pérdidas magnéticas máximas a 50 Hz serán de 0.85 W/kg a una inducción de 1.5 T y de 1.30 W/kg a una inducción de 1.7 T. La inducción de trabajo del transformador a tensión nominal será como máximo de 1.7 T. Las chapas serán cuidadosamente preparadas, en forma tal que sean perfectamente lisas, exentas de rebabas en los bordes, y su aislamiento debe ser resistente al calentamiento. Las columnas y los yugos del núcleo estarán provistos de dispositivos de refuerzo y anclaje, estudiados para reducir al mínimo las pérdidas adicionales por campo magnético de dispersión, usando donde sea necesario refuerzos y tubos de material no magnético. En caso de ser necesario se podrán utilizar shunts magnéticos en los prensayugos. Las estructuras de refuerzo y anclaje, deberán tener una adecuada resistencia mecánica para evitar el desplazamiento relativo de las chapas durante el transporte y en condiciones normales o excepcionales de servicio (por ejemplo en caso de producirse un cortocircuito externo). El conjunto núcleo-arrollamientos deberá estar provisto de dispositivos de anclaje al tanque y ojales para el izado. Todos los materiales aislantes en contacto con el núcleo deberán ser de clase térmica 155ºC. Los ductos de refrigeración en el interior del núcleo serán construidos utilizando varillas de fibra de vidrio o NOMEX o pastillas de material cerámico (no se admitirán materiales derivados de la celulosa). Se preverán conexiones para poner a tierra el núcleo, a través del tanque del transformador. Existirán dos aisladores pasantes en la tapa del transformador uno de los cuales estará conectado al núcleo magnético y el otro a los elementos estructurales del núcleo. El núcleo y los elementos estructurales se conectarán a tierra únicamente en estos puntos. En servicio normal ambos aisladores funcionarán conectados entre ellos y a tierra. A



través de estos aisladores se podrá realizar la medida de resistencia de aislamiento del núcleo. Estos aisladores pasantes deberán estar protegidos por una cobertura metálica con tapa abulonada y junta.

2.2 Arrollamientos

Los arrollamientos serán de cobre electrolítico. Para el cobre se aplicarán las normas IEC 60028:1925, IEC 60317-27:2013 y EN 13601:2013. Deberán cumplir la soportabilidad al cortocircuito (térmica y dinámica) en todas y cada una de las posiciones del conmutador. Todas las bobinas, que en condiciones de cortocircuito estén sometidas a fuerzas radiales dirigidas hacia la columna del núcleo, deberán ser auto soportadas ("free-buckling" o "self-supporting"). Esto significa que la bobina deberá soportar los esfuerzos radiales de cortocircuito sin considerar el efecto de los apoyos que puedan existir contra el núcleo. Siempre que sea técnicamente posible se utilizarán conductores continuamente transpuestos cementables (Bondable Continuously Transposed Cable or Bondable CTC). En caso de no ser técnicamente posible el uso de estos conductores el fabricante deberá justificarlo en su oferta. UTE se reserva el derecho de descalificar a los oferentes que, pudiendo utilizar conductores continuamente transpuestos cementables en su proyecto no lo hagan. El aislamiento de los conductores será, de acuerdo a lo definido en el Numeral 3.12 de la Norma IEC 60076-7, del tipo “Thermally Upgraded Paper” (Insuldur ® o similar) apto para una temperatura de funcionamiento permanente de 110 ºC. Se deberá indicar detalladamente en las tablas de datos garantizados el tipo de papel aislante. Los separadores radiales (“Spacers") y varillas ("Strips") y todos los elementos aislantes sometidos a compresión en los bobinados tipo hélice o disco deberán ser de Psp 3052 (Norma DIN 7733) o Tipo B 3.1 (Norma IEC 60641-3-1). Se aplicarán las normas IEC 60641-1, IEC 60641-2 e IEC 60641-3-1. Para los bobinados tipo hélice o tipo disco se deberá prestar especial cuidado al proceso de estabilización y prensado de los bobinados antes de su montaje en el núcleo. No se permite el uso de madera laminada en los elementos de prensado de las bobinas y de la parte activa. En su lugar deberá utilizarse



Pressboard Laminado de acuerdo a las Normas IEC 60763-1, IEC 60763-2 y IEC 60763-3-1. Todas las conexiones permanentes serán hechas a compresión admitiéndose también conexiones realizadas con soldadura autógena o soldadura en plata. Las conexiones a los aisladores serán del tipo atornilladas y provistas de dispositivos de bloqueo contra vibraciones. Asimismo se preverá en el diseño un procedimiento adecuado para el montaje de los aisladores, por ejemplo, que no sea necesario realizar trabajos desde dentro del transformador. Todas las conexiones intermedias deberán ser rígidamente soportadas, a fin de evitar inconvenientes debidos a las vibraciones producidas por el transporte y por las condiciones normales o excepcionales de servicio (cortocircuitos externos). El nivel de aislamiento del neutro del arrollamiento de 150kV y 66kV será reducido (aislamiento no uniforme) mientras que el nivel de aislamiento del neutro del arrollamiento de baja tensión será pleno (aislamiento uniforme).

2.3 Tanque principal

El tanque del transformador será construido con láminas soldadas de acero reforzadas por medio de perfiles. Las soldaduras del tanque serán dobles, de manera tal de asegurar una adecuada resistencia mecánica y un perfecto sellado del aceite. No se acepta el suministro de transformadores con tanque tipo “campana”. El tanque será del tipo autoclave para permitir el tratamiento del aceite bajo vacío. Será resistente, sin sufrir deformaciones permanentes, a un vacío absoluto menor o igual a 1 mm de Hg. El tanque será resistente, sin sufrir deformaciones permanentes y sin pérdidas, a una presión manométrica de 0,7 kg/cm² durante 24 horas o 1.05 kg/cm² durante 6 horas, aplicada en su punto más alto cuando el transformador está lleno de aceite.

De ser necesario se colocarán shunts magnéticos en las paredes del tanque de modo de minimizar las pérdidas por campo magnético de dispersión y evitar asimismo la formación de puntos calientes.



El tanque y sus elementos de alivio de presión, serán aptos para resistir una solicitación de falla interna de 40 kA, con una tensión de arco de 1250 V, del lado Alta Tensión durante 100 milisegundos (energía de 5000 kJ), sin roturas que ocasionen el escape desordenado del aceite. Se justificará debidamente mediante memoria de cálculo durante la revisión del diseño. Se aplicará la norma IEEE PC57.156 D1.2 de Setiembre de 2013 "Guide for Tank Rupture Mitigation of Liquid-Immersed Power Transformers and Reactors" Deben preverse las siguientes válvulas:

1- Válvula para drenaje y conexión inferior de equipo de tratamiento de

aceite (1”1/2).

2- Válvula para conexión superior tratamiento de aceite (1”1/2).

3- Válvula para el vacío (3”, independiente de las válvulas para el tratamiento de aceite).

4- Válvula para relleno de gas inerte durante el transporte.

5- Grifos para sacar muestras de aceite de la parte alta y de la parte baja del transformador; ambos grifos estarán próximos del nivel de piso (aun cuando en uno de los casos la muestra es tomada de la parte alta).

6- Adicionalmente a estos se deberá prever grifos para adosarles un equipo de monitoreo de gases on-line. Durante el contrato UTE informará las características del equipo a instalar.

7- Válvula de drenaje del CBC.

8- Válvulas para aislar el relé Bucholz sin que se tenga que vaciar el tanque de expansión.

9- Válvulas para aislar el relé de flujo del CBC sin que se tenga que vaciar el tanque de expansión del CBC.

10- Válvulas para aislar las válvulas de sobrepresión (tanque principal y CBC) sin que se tenga que bajar el nivel de aceite.

11- Válvulas para ecualizar las presiones del tanque principal y del CBC durante el tratamiento de aceite con vacío. Esta ecualización podrá



estar resuelta a nivel de los tanques de expansión de aceite. Se preverán ventanillas de inspección en el tanque principal para permitir:

1. El acceso para inspección visual del conmutador completo (preselector y conexiones a tanque del Divertir Switch) y parte activa.

2. El acceso para poder separar el Preselector del tanque aislante del divertir switch en el CBC, y así extraer el mismo en caso de requerir sustitución por falla, sin necesidad de abrir la tapa principal del tanque.

3. Cualquier tarea de mantenimiento en la parte alta de las conexiones de los arrollamientos y en la parte baja de los aisladores pasantes luego de haber bajado el nivel de aceite (incluye tareas de desconexión/conexión de todos los aisladores pasantes).

La parte superior del tanque será diseñada de forma tal de evitar

depósitos de agua (en la superficie expuesta a la intemperie) y permitir el fácil escape del gas al relé Buchholz.

La tapa debe resistir, sin deformaciones, el llenado de aceite bajo vacío. La unión al tanque será abulonada y tendrá juntas. Se preverá escalera con bloqueo de acceso, por ejemplo, una tapa con bisagra tal que cubra los primeros escalones.

Se tomarán medidas para el fácil desmontaje de los aisladores pasantes sin remover la tapa del tanque principal, ni tener que introducirse dentro de la misma.

Todas las conexiones mecánicas serán atornilladas, con

empaquetaduras resistentes al aceite y deberán ser estancas bajo el vacío y la sobrepresión previstas.

El tanque debe ser provisto de cáncamos de fijación de eslingas para

levantar el transformador completo lleno de aceite. Deberá preverse las siguientes trochas según el tipo de transformador: - Transformadores tipo I y II trocha de 1435 mm tanto en la dirección

de movimiento longitudinal como transversal. - Transformadores tipo III trocha de 1435 mm tanto en la dirección de

movimiento longitudinal y 2000 mm en la dirección de movimiento como transversal.



- Transformador tipo IV, se definirá durante el contrato. Se preverán 4 pozos para instalación de sensores de temperatura de

aceite, criterios de ubicación de los mismos se indican en el apartado 3.4.1 Medidas.

Los cables y conexiones de sensores ubicados en la tapa del tanque

tendrán adecuada protección mecánica. Se proveerán dos bornes de puesta a tierra dispuestos diagonalmente,

para doble conductor de 100 mm2 en cada uno. Se preverá en todos los terminales del transformador (incluyendo

terminal del triángulo interno en los casos que corresponda y excluyendo los terminales de neutros) soportes adosados al tanque destinados a colocar los descargadores de sobretensión, de forma que éstos queden enfrentados a los aisladores pasantes respectivos. No se aceptará que se utilicen los radiadores como base para los soportes. Durante el contrato UTE entregará la información de los descargadores que instalará en los transformadores.

Se preverá en todos los terminales (incluyendo tanto terminal del triángulo interno en los tipos de transformador que corresponda, como terminales de neutros) un sistema que permita la instalación de conductores para conexión a tierra. Esta conexión a tierra se refiere, según el caso que corresponda, a:

- Descargadores (cada terna se juntará en un contador de

descargas y de allí una única conexión a tierra).

- Aisladores pasantes de neutros.

- Vértice accesible del triángulo interno.

Este sistema de conexionado a tierra podrá implementarse previendo por ejemplo, el uso de aisladores soporte adosados adecuadamente a la pared del tanque, la aislación debe ser de al menos 15 kV BIL. El fabricante podrá proponer una solución alternativa a consideración de UTE. Se preverá asimismo para cada nivel de tensión una placa de 200x200mm a 1.7m del suelo donde irá adosado al transformador el contador de descargas.



2.4 Disposición de los aisladores pasantes

En el presente capitulo se indica la ubicación relativa de aisladores

pasantes. Durante el contrato la misma será confirmada.

2.4.1 Transformador Tipo I

2.4.2 Transformador tipo II

H1 H2 H3

X1 X2 X3 X0 H0

H1 H2 H3

X1 X2 X3 X0 H0

Y2

Y1

Y3



2.4.3 Transformador tipo III

2.4.4 Transformador tipo IV

H1 H2 H3

X1 X2 X3 X0 H0

Y1

Y2

H1

H0

X1

X2

Y1

Y2



2.5 Tanque de expansión del aceite

Los transformadores deben estar equipados con un tanque de expansión autosoportado montado sobre el tanque del transformador. El tanque de expansión será de chapa soldada y debe ser apto para el mismo grado de vacío que el tanque principal.

El tanque de expansión estará divido en dos partes estancas entre sí, una de ellas destinada a la expansión del aceite del transformador y otra destinada a la expansión del aceite del CBC. Ambas partes podrán estar conectadas entre si mediante una válvula, a los efectos de permitir la ecualización de presiones entre el tanque principal y el tanque del CBC durante el tratamiento de aceite con vacío.

La capacidad del tanque de expansión debe permitir la compensación de la variación de volumen del aceite por variaciones de temperatura y el trasiego de la cantidad de aceite necesaria para permitir el desmontaje de los aisladores pasantes.

El sistema de expansión será adecuado y suficiente para que el tanque pueda soportar los efectos de una variación de temperatura del aceite aislante de 100°C, partiendo de una temperatura inicial de 20°C, sin que se produzcan desbordes de aceite.

El tanque de expansión principal estará equipado con una bolsa (no membrana) de material flexible adecuado para permitir los aumentos y disminuciones de volumen del aceite aislante del transformador de modo que el aceite nunca entre en contacto con el aire atmosférico.

La bolsa deberá ser de un material estable, con baja permeabilidad al aire, aprobado por UTE. Se deberá contar con un relé que de señal de alarma en caso que se produzca la rotura de la bolsa.

En la cañería de conexión entre el tanque de expansión principal y el

tanque del transformador tendrá como mínimo un diámetro de 2". En ella debe incluirse un tramo desmontable, donde será instalado el Relé Buchholz. Dicho tramo debe ser seccionable por medio de válvulas a ambos lados del Relé Buchholz.

En la cañería de conexión entre el tanque de expansión del CBC y el CBC debe incluirse un tramo desmontable, donde será instalado el Relé de Flujo. Dicho tramo debe ser seccionable por medio de válvulas a ambos lados del Relé de Flujo.

El tanque de expansión irá provisto de escotilla para limpieza e inspección, de cáncamos de izado, de válvulas de drenaje y de descarga con



grifo para sacar muestras y de dos Respiraderos de Aire con protección anti higroscópica (silicagel o material equivalente).

El Respiradero de Aire conectado al tanque de expansión del transformador servirá para secar el aire contenido dentro de la bolsa de expansión y como respaldo en caso de rotura de la bolsa en cuyo caso el aire atmosférico entrará en contacto con el aceite aislante.

El Respiradero de Aire conectado al tanque de expansión del CBC servirá para secar el aire contenido dentro de la parte del tanque de expansión correspondiente al CBC.

Los tanques de expansión irán provistos de: • Nivel de aceite tipo a cuadrante

• Escotilla para limpieza e inspección

• Respiradero de aire con material higroscópico no cancerígeno (del

tipo “naranja”) renovable y sello de aceite.

• Válvula de descarga con grifo para sacar muestra.

• Cáncamos de izamiento.

La Sílica Gel tendrá gránulos testigos de color naranja que cambiarán de color cuando estén saturados de humedad. No se admitirán colorantes a base de cobalto ni otros materiales tóxicos.

2.6 Radiadores

Los radiadores serán de placas y deben ser previstos para el mismo grado de vacío que el tanque principal.

Para los radiadores se aplicará la Norma CENELEC EN 50216-6

Los radiadores deben ser fácilmente desmontables para las operaciones de reparación y limpieza, deben conectarse al tanque del transformador mediante bridas y válvulas de exclusión y deben ser previstos para el mismo grado de vacío que el tanque. Debe ser posible la remoción de un radiador sin necesidad de vaciar el aceite del tanque. Para cada conexión se suministrará una brida ciega, con su junta respectiva, para emplearse cuando se quite el radiador.



Los radiadores serán galvanizados por inmersión en caliente.

Cada radiador debe estar provisto de un cáncamo de izado, de un tapón inferior para descargar el aceite y de un tapón superior para el escape del aire.

Los radiadores deben ser proyectados de modo de soportar sin daño las vibraciones e impedir acumulación de sedimentos. Además deben construirse de forma que eviten el depósito de agua en las superficies externas, ser accesibles para limpieza y pintura, que permitan la descarga total del aceite, e impidan la acumulación de burbujas de gas durante el relleno del tanque principal.

2.7 Paneles adosados al transformador (PLT y PCBC)

Estos paneles deben ser de láminas de acero perfectamente lisas y resguardadas externamente de modo de evitar el empozamiento del agua; además, estarán exentos de cualquier saliente o cavidad que pueda favorecer la formación de nidos de insectos. Los paneles deben tener puerta con llave y con juntas de goma o material sintético para asegurar la perfecta estanqueidad y para evitar la entrada de polvo, agua y humedad.

Incluirán una resistencia para calefacción con control automático por

temperatura (por ej. Termóstato) e interruptores para mando manual. Asimismo contarán con iluminación normal se activará con la apertura de la puerta.

El grado de protección será IP55 según la norma IEC 60529:2001 "Degrees of protection provided by enclosures (IP Code)".

Los cables irán debidamente marcados y señalados.



2.7.1 Disposiciones constructivas adicionales para el PLT

Los ductos a utilizarse en estos paneles deberán ser dimensionados,

para que el factor de llenado de todos los cables no supere el 30 % de la sección del ducto.

Adicionalmente a la iluminación normal, contará con iluminación de

emergencia que se activará con la apertura de la puerta y en caso de falla de la alimentación Vca.

Contará también como una toma tipo schuko para conexión de equipos

(230Vca). Se aplicará la norma IEEE C57.148-2011 "IEEE Standard for Control

Cabinets for Power Transformers". Borneras Las borneras serán del tipo componible para montaje en riel DIN y

admitirán cables hasta 10 mm2 para el circuito de corriente y 6 mm2 para los circuitos restantes. Serán del tipo presión a tornillo, sin contacto entre el tornillo y el terminal de cable, realizando la conexión por el frente de la bornera. El material de la aislación será de poliamida.

No se admitirán borneras tipo “fast-on”. Todas las borneras deberán estar de acuerdo con la norma IEC 60999-1.

Asimismo las borneras de los circuitos de corriente se deben poder

cortocircuitar de un modo seguro del lado “transformador de corriente” y seccionar entre el lado “transformador de corriente” y el lado “instrumentos y relés” en el edificio, permitiendo la inserción de fichas tipo banana.

Adicionalmente se preverá una caja de terminales para los cables de

fibra óptica asociados a los sensores de medida de temperatura de los bobinados y del núcleo, estos sensores se encuentran descriptos en 3.4.1.



3 Condiciones del suministro

3.1 Paneles

Conjuntamente con el transformador se deberán suministrar dos

paneles adosados al transformador. Uno general para señales de alarma, órdenes de disparo, medidas y comando del transformador (Panel PLT) y el otro exclusivo para comando y señalización del CBC (Panel PCBC). Los mismos cumplirán con los detalles constructivos indicados en 2.7. Los elementos y funcionalidades del PLT son indicados a seguir, mientras lo relativo a los del PCBC son indicados en la sección correspondiente al conmutador bajo carga. En el caso del transformador tipo I contara con 2 PCBC’s.

3.1.1 Panel local adosado al transformador (PLT)

Este panel contará con los elementos y funcionalidades listados a seguir:

- Elementos de protección para las alimentaciones de alterna y continua. - Elementos de protección por sobrecarga y cortocircuito (guarda motor) para los ventiladores. - Centralización y adaptación para envío a distancia de:

Señales de alarma. Órdenes de disparo.

- Equipo de comando, medida y supervisión, para indicación local y a distancia de temperatura del aceite, temperatura de los bobinados (Hot Spot) y actuación sobre la ventilación forzada. - Comando local y a distancia de la ventilación forzada. - Comando a distancia subir-bajar del CBC. - Corrientes de los secundarios de los transformadores de corriente tipo bushing.



- Indicación local de la temperatura del aceite por termómetro de bulbo de gas.

Todos los dispositivos necesarios como relés auxiliares, lámparas para señalización y demás elementos deberán ser para tensión continua. Todas las adaptaciones para envío a distancia (TUC, SCLE/CAZ) deberán ir cableadas a una bornera exclusiva.

Centralización y adaptación para envío a distancia de señales de alarma Las señales de alarma que deberán estar disponibles son las siguientes:

- “Falla alimentación de continua” con señal luminosa en el PLT

- “Falla alimentación de alterna” con señal luminosa en el PLT

- “Falla ventilación”

- “Nivel de aceite máximo del tanque principal”

- “Nivel de aceite mínimo del tanque principal”

- “Nivel de aceite máximo del CBC”

- “Nivel de aceite mínimo del CBC”

Estas señales deberán quedar adaptadas para envío a distancia mediante contactos libres tipo normalmente abierto (NA), el poder de interrupción de los contactos no será inferior a 1A. Se dispondrá de dos contactos por cada señal de alarma, para lo cual de ser necesario se utilizará relés auxiliares. Adicionalmente a las señales de alarma arriba listadas, se suman las señales de alarma por temperatura de aceite y temperatura de los bobinados que serán reportados por el equipo de comando, medida y supervisión especificado más adelante.



Centralización y adaptación para envío a distancia de órdenes de disparo Las órdenes de disparo que deberán estar disponibles son las siguientes:

- Relé Bucholz del transformador

- Válvula de sobrepresión del transformador (una por cada válvula).

- Válvula de sobrepresión del CBC

- Relé de flujo del CBC

Estas señales deberán quedar adaptadas para envío a distancia mediante contactos libres tipo normalmente abierto (NA), el poder de interrupción de los contactos no será inferior a 1A. Se dispondrá de cuatro contactos por cada orden de disparo, dos para señal de alarma por disparo y dos para orden de disparo propiamente, de ser necesario se podrá recurrir a relés auxiliares, para el caso de las órdenes de disparo propiamente estos relés auxiliares deberán ser del tipo ultrarrápidos (tiempo de actuación menor a 5 ms).

Comando local y a distancia de la ventilación forzada

Para la ejecución de esta funcionalidad el PLT deberá tener incorporadas la siguientes llaves selectoras

- “on-off”

- “local-remoto”

- “manual-automático”

Caso la llave selectora esté en “remoto” deberá quedar habilitada la posibilidad de encender y apagar los ventiladores a distancia, bien como seleccionar “manual-automático” a distancia.

La selección “remoto” no inhibirá el automatismo de encendido y apagado de los ventiladores.

Las llaves selectoras contarán con contactos auxiliares disponibles para enviar la información de su posición a distancia.



Equipo de comando, medida y supervisión

Se trata de un indicador de temperatura que deberá supervisar la temperatura del aceite, temperatura de los bobinados (Imagen Térmica) y además actuar sobre la ventilación forzada.

Debe tener entrada para un sensor Pt100 Ohms a 0ºC de 3 hilos con auto-calibración, precisión 0,2% del fin de escala y alta estabilidad en ancha gama de temperatura ambiente (-15°C a 40°C).

Debe tener entrada universal de corriente AC True RMS de 0 a 5A, precisión 0,5% del fin de escala para medición de carga y cálculo de temperatura del devanado por el proceso de imagen térmica.

Debe realizar el control de los ventiladores. El indicador de temperatura debe permitir la activación de los ventiladores por medio del Hot Spot del devanado y su desconexión por temperatura de aceite.

Debe contar con un display o pantalla LCD de alta luminosidad para fácil visualización, indicando las temperaturas del aceite y de devanado simultáneamente. También debe contar con LED’s indicando los estados de alarma y estado de los contactos de ventilación.

El indicador de temperatura debe ser microprocesado, totalmente configurable y calcular la temperatura de bobinado a partir de un sensor de temperatura que da la temperatura del aceite y de un transformador de corriente que da el estado de carga.

El cálculo de la temperatura del bobinado dará la temperatura del

punto más caliente del bobinado, de acuerdo a la IEC 60076-7.

Se deberá suministrar un manual donde se indique claramente el ajuste del monitor para indicar correctamente la temperatura del punto más caliente de los bobinados (Hot-Spot).

Los disparos y alarmas por aumento de temperatura en el aceite y en el bobinado, así como el contacto para gobernar la ventilación forzada deben ser regulables entre 60° y 120°C.

Debe disponer por lo menos los siguientes contactos secos tipo normal abierto (NA):

• 2 contactos para alarma por temperatura elevada del aceite. • 2 contactos para alarma por temperatura elevada del bobinado. • 4 contactos para disparo por temperatura elevada del aceite. • 4 contactos para disparo por temperatura elevada del bobinado

(4 contactos por bobinado).



• Comando para ventilación forzada. • 2 contactos para alarma por mal funcionamiento del instrumento

(auto-diagnostico sistema del circuito procesador), falta de alimentación y por desconexión del sensor de temperatura del aceite. En los casos que sea necesario se instalarán relés repetidores.

Debe disponer de salidas analógicas de corriente 4-20mA para

indicación remota de Temperatura de Aceite y Temperatura de cada Bobinado, las que se dejarán cableadas en la bornera exclusiva mencionada al principio.

El indicador de temperatura debe contar con memoria de masa no-volátil para almacenamiento de las mediciones de temperaturas, registro de operaciones de todos los contactos y carga.

Debe poseer compatibilidad electromagnética según IEC 60255 o IEC 61000:

• Inmunidad a sobretensiones. • Inmunidad a Transitorios Eléctricos. • Impulso de Tensión. • Tensión Aplicada. • Descargas Electrostáticas. • Inmunidad frente a campos electromagnéticos irradiados. • Resistencia a la vibración.

Debe contar con una bornera con un borne de puesta a tierra. La

bornera debe permitir la conexión de cables de 0.2 mm² a 2.5 mm² de sección. Poder de corte y poder de cierre:

Tensión Corriente Poder de Corte 48 Vcc a 220 Vcc 2 A 250 W L/R < 40 ms 230 Vca 2 A 400 VA cos ϕ > 0.5

La vida mínima de los contactos debe ser de 1000 operaciones

Deberá contar con comunicación remota mediante protocolo IEC61850 con manejo de “buffer report”.

Se deberá suministrar los accesorios y software para el registro y programación mediante Puertos de Comunicación: RS-232; RS-485; Ethernet (100BaseT).



Comando a distancia subir-bajar del CBC.

Este comando se implementará de la siguiente forma: se instalarán dos

relés auxiliares de corriente continua en el PLT, uno destinado el comando “subir” y el otro al comando “bajar”. Los bornes de la bobina principal de estos relés deberán dejarse disponibles para ser alimentados por la continua del panel TUC. Los contactos auxiliares de estos relés deberán venir cableados a los bornes “subir”, “bajar” remoto en el PCBC.

Indicación local de la temperatura del aceite por termómetro de bulbo de gas.

Instrumento de cuadrante que indicará la temperatura de la capa

superior del aceite, siendo ajustable la temperatura de actuación de los contactos. Contará con dos contactos ajustables en forma independiente para: alarma y disparo por sobretempertaura. Los ajustes de los niveles de accionamiento se harán en forma manual en un rango de 0 a 150 ºC. Cada instrumento contará con dos agujas, una que indique el valor en cada instante y otra que indique el valor máximo, y se pueda resetear.

3.2 Sistema de enfriamiento

Los transformadores tendrán dos condiciones de enfriamiento, la

condición por circulación natural de aceite y circulación natural de aire (ONAN), que corresponderá a un nivel de potencia de al menos 68% de la potencia nominal del transformador, y la condición por circulación natural de aceite y circulación forzada de aire (ONAF), que corresponderá al 100% de la potencia nominal.

El enfriamiento por ventilación forzada permitirá el funcionamiento al

95% de la potencia ONAF, con un ventilador fuera de servicio. Asimismo el número de radiadores será tal que permita el funcionamiento del transformador al 90% de su potencia ONAF con un radiador fuera de servicio.

El sistema de enfriamiento será comandado normalmente en forma automática, en función de la temperatura del punto más caliente del cobre (por detector de tipo “imagen térmica”); también será posible conmutarla a comando manual por medio de pulsadores.

Cada uno de los motores de los ventiladores tendrán una protección

por sobrecarga y cortocircuito (guarda motor), ajustable (regulable), y con indicación de falla remota. Serán del tipo sellado, libre de mantenimiento, grado de protección IP65. Los motores tendrán la posibilidad de cambiar la



tensión de alimentación mediante el cambio de conexionado de sus bobinados (estrella 400 V o triángulo 230V).

Se podrá seleccionar tanto desde el armario local adosado a cada

transformador como desde el CAZ, mediante llaves selectoras, si el control se hará en forma manual o automática. El armario local tendrá además una llave selectora “local-remoto”, con indicación de estado.

3.3 Conmutador de tomas bajo carga

El transformador contará con un conmutador de tomas bajo carga (CBC) que deberá responder a la norma IEC 60214-1. Permitirá efectuar las variaciones de relación de transformación establecidas en 1.1 y su diseño tendrá en cuenta lo indicado en 1.3.5. La regulación de la tensión bajo carga se efectuará en el bobinado de AT sobre el neutro. En el caso de los transformadores tipo I también se realizará la regulación en el bobinado MT sobre el neutro. Los CBC’s serán del tipo “in tank”, con corte en vacío. El oferente deberá presentar origen, lugar y marca de fabricación del CBC. Además deberá presentar antecedentes de ventas de equipos del mismo tipo y modelo al ofrecido (deberá contar con equipos en servicio con al menos 5 años de antigüedad), y certificados de ensayos de tipo según norma IEC 60214-1, realizados sobre conmutadores fabricados en el mismo taller que el equipo ofertado. UTE se reserva el derecho de desestimar la oferta que no presente dichos antecedentes y certificados. Contará con dispositivos de protección tales como relé de flujo, válvula de sobrepresión, e indicador de nivel de aceite que contarán con contactos independientes para las funciones de alarma (2) y disparo (2). La tapa del CBC deberá ser diseñada para que no se acumule agua sobre ella. Todos los equipos integrantes del comando del conmutador deben estar alojados en el panel PCBC cuyas disposiciones constructivas están especificadas en 2.7.



Incluirán dispositivos y protecciones para evitar maniobras falsas o intempestivas, como ser:

• Bloqueo mecánico y eléctrico fuera de las posiciones extremas.

• Bloqueo del motor durante la operación con manivela.

• Bloqueo de la secuencia de fase incorrecta.

• Bloqueo de la señal prolongada de los pulsadores de control, el accionamiento hará una sola conmutación.

• Protección del motor. Deberá preverse el correcto funcionamiento de la operación en paralelo de los transformadores aun cuando el tiempo de actuación de los pulsadores sea mínimo (10ms). El sistema de control preverá la continuidad de la conmutación una vez iniciada, así como el bloqueo de actuación cuando exista alguna sobrecorriente o se extienda más allá de lo previsto el tiempo del ciclo de operación. El CBC poseerá un dispositivo "paso a paso" de manera que no pueda cambiarse más de un escalón por cada impulso de comando. Para iniciar un nuevo cambio de escalón deberá haber cesado el impulso de comando y haberse completado el cambio de escalón correspondiente. Además deberá contar con protección por operación incompleta (bloqueo y alarma en posición intermedia). Deberá incluir un contador de maniobras de seis dígitos incorporado en el armario del CBC. El guarda motor del CBC ubicado en el panel PCBC mandará señal de alarma a distancia (TUC, SCLE/CAZ), siempre que esté abierto. El comando deberá ser eléctrico y manual. El comando manual será realizado por un operador, por medios mecánicos actuando directamente sobre el conmutador. La maniobra manual debe excluir el comando eléctrico. El comando eléctrico deberá ser local, por medio de pulsadores colocados en el PCBC, y remoto por comandos provenientes del SCLE/CAZ cuyos bornes correspondientes se ubicarán en el PLT. La maniobra local debe excluir el mando remoto. La posición del escalón de regulación tendrá una indicación directa en PCBC así como una indicación eléctrica al SCLE/CAZ mediante 4-20mA.



La numeración de las tomas se elegirá de forma tal que a mayor número corresponda menor relación de tensión. El CBC podrá ser comandado desde el TUC ubicado en sala de control. A tales efectos el panel local del CBC tendrá una llave selectora Local-Remoto. Esta selectora contará con información de estado que se enviará al CCR. Deberá contar con un pulsador emergencia del CBC (des energiza el CBC en caso de emergencia).

3.4 Dispositivos de medida y protección

Los dispositivos de medida y protección cumplirán con las Normas

CENELEC 50216 “Power transformers and reactor fittings”. El transformador contará con los dispositivos de medida y protección

descriptos a seguir. Aquellos dispositivos que sean suministrados sobre la base de microprocesadores deberán acompañarse de las interfaces y programas (software) necesarios para el ajuste.

Todos los instrumentos, sensores y detectores usados para estos fines deberán ser ubicados en elementos estancos con grado de protección IP55.

3.4.1 Medidas

a) Sensores de temperatura:

Los sensores serán ubicados en el transformador en los puntos

más críticos a juicio del fabricante y se analizará en la revisión del diseño.

Por termómetro de bulbo de gas, sensor para el indicador de temperatura de cuadrante. El mismo se instalará en el pozo que indique la mayor temperatura.

El transformador tendrá dos pozos que se utilizarán durante el ensayo de calentamiento, de acuerdo a lo recomendado en el numeral 7.4.1 de la IEC 60076-2:2011.



Por sonda resistiva, El transformador tendrá dos pozos adicionales próximos a los indicados anteriormente que se utilizarán durante el ensayo de calentamiento, de acuerdo a lo recomendado en el numeral 7.4.1 de la IEC 60076-2:2011. La sonda resistiva será del tipo Pt100 y se instalara en el pozo que indique la mayor temperatura.

La medida irá al PLT y será enviada a distancia (TUC, SCLE/CAZ).

Por detector de tipo "imagen térmica", que permita la indicación local y a distancia de la temperatura del punto más caliente del cobre en cada devanado siendo ajustable su temperatura de actuación. Contará con cuatro contactos ajustables en forma independiente para: encendido de ventiladores, apagado de ventiladores, alarma y disparo por sobretempertaura.

Los transductores a utilizar deberán tener fusible de fácil acceso para su eventual recambio. Los transformadores de corriente necesarios a estos efectos se instalarán en los aisladores pasantes del transformador, y su potencia de precisión no será inferior a 10 VA clase 3 de IEC.

Los ajustes de los niveles de accionamiento se harán en forma manual en un rango de 0 a 150 ºC. Cada instrumento contará con dos agujas, una que indique el valor en cada instante y otra que indique el valor máximo, y se pueda resetear.

La medida irá al PLT y será enviada a distancia (TUC, SCLE/CAZ).

Por sensores de fibra óptica, para medición de la temperatura del punto más caliente (Hot Spot) de cada bobinado. La cantidad de sensores por bobina y por fase se determinará siguiendo las recomendaciones del numeral E.2 del Anexo E de la Norma IEC 60076-2:2011("Application of optical fibre sensors for winding hot-spot measurements"). La instalación de los sensores en las bobinas y de los cables de fibra óptica en el interior del transformador se realizará siguiendo las recomendaciones de los numerales E.3 y E.4 del Anexo E de la Norma IEC 60076-2:2011. La ubicación de estos sensores se determinará durante la instancia de revisión del diseño. Estos sensores se utilizarán para medir las temperaturas durante los ensayos de calentamiento.

Por sensores de fibra óptica, para medición de la temperatura del núcleo, serán instalados al menos dos sensores, uno activo y otro de repuesto. La ubicación y cantidad definitiva de estos sensores se determinará durante la instancia de revisión del diseño.



Estos sensores se utilizarán para medir las temperaturas durante los ensayos de calentamiento. Sensores de fibra óptica: comentarios adicionales Debido a la fragilidad de los sensores y cables de fibra óptica se deberá prestar especial atención de modo de evitar esfuerzos mecánicos y vibraciones peligrosas de estos elementos durante los procesos de fabricación y durante la operación. El fabricante, en base a su experiencia, deberá montar la cantidad de sensores adicionales que considere necesarios para cubrir la eventualidad de rotura de alguno de ellos durante los procesos de fabricación y garantizar que durante el ensayo de calentamiento se contará con la cantidad de sensores operativos recomendada en el numeral E.2 del Anexo E de la Norma IEC 60076-2:2011.

En principio no se adquirirá la central necesaria para el monitoreo on-

line de dichas temperaturas, aunque el fabricante deberá prever su propio equipo de lectura de estas medidas en la instancia de los ensayos de calentamiento previstos.

b) Indicadores de nivel de aceite

Indicador del nivel de aceite del tanque principal y del CBC.

Serán del tipo a cuadrante, con contacto de alarma por bajo nivel y por alto nivel y serán montados en el tanque de expansión del transformador en posición fácilmente visible desde el suelo. El tamaño del indicador de nivel deberá ser de cómo mínimo 140mm de diámetro.

Los indicadores de nivel deberán disponer de los siguientes contactos

tipo normalmente abierto:

• Dos contactos para Nivel Máximo • Dos contacto para Nivel Mínimo

Los indicadores de nivel deben estar dotado de un flotador macizo que

opere por el principio de desplazamiento (no están permitidos los flotadores huecos). No debe haber contacto mecánico directo entre el mecanismo del flotador y el indicador de dial (acoplamiento magnético).

El nivel de líquido a 20ºC y los niveles máximo y mínimo deben estar marcados de manera clara e indeleble, no pasible del ataque UV.



El sistema de montaje del indicador debe ser tal que pueda ser desmontado y retirado desde el exterior del tanque de expansión.

La corriente asignada de los contactos será de 2 Aef y la corriente de

corta duración será de 10 Arms durante 30 ms. Poder de corte y poder de cierre:

Tensión Corriente Poder de Corte 48 Vcc a 220 Vcc 2 A 100 mA L/R < 40 ms 230 Vca 2 A 2 A cos ϕ > 0.5

La vida mínima de los contactos debe ser de 1000 operaciones

El indicador de nivel deberá ser sometido a los ensayos individuales y

de tipo indicados en el numeral 3 de la Norma EN 50216-5:2002

3.4.2 Protecciones

- Relé Buchholz, instalado entre el tanque principal y el tanque de expansión, sus características técnicas se detallan en el Anexo IV. El relé contará con un dispositivo que permita la recolección de los gases atrapados, y con un contacto de alarma por acumulación lenta de gases. También contará con un dispositivo que permita el ensayo del relé con la introducción de gas (aire seco o nitrógeno) durante los ensayos y con botones de prueba para el chequeo de los contactos de accionamiento. - Relé de Flujo, instalado en el conmutador bajo carga. Contará con 2 contactos independientes para las funciones disparo. - Válvula/s de Sobrepresión. Se instalará al menos una válvula en la parte en la parte superior del tanque principal, alejada del punto de conexión con el tanque de expansión. Deberá contar con válvulas seccionables de tal forma de tal forma que pueda ser posible sustituir la válvula de sobrepresión sin necesidad de bajar el nivel de aceite. El fabricante deberá justificar la cantidad y ubicación de las válvulas a utilizar de modo de garantizar la integridad del tanque. La cantidad y ubicación de las válvulas de sobrepresión será aprobada por UTE durante la revisión del diseño.



Deberá contar con un sistema de señalización visual cuando ocurra una actuación por sobrepresión, el cual deberá ser claramente visible desde el nivel de piso por el personal de operación y mantenimiento. Deberá contar con un dispositivo integrado a la válvula, que permita dirigir en forma controlada el flujo de aceite y gases minimizando riesgo de encendido de los gases por contacto con el aire atmosférico y daños al personal. El mismo consistirá en el dispositivo de acople a la válvula de sobrepresión y una tubería para dirigir el flujo hacia piso. La tubería será metálica de aluminio y poseerá una pantalla de protección en su extremo. - Válvula de sobrepresión, para el conmutador bajo carga (CBC), idéntica funcionalidad a la del tanque principal. - Protección por temperatura elevada, esta funcionalidad estará incorporada en el Equipo de comando, medida y supervisión - Relé de Rotura de Bolsa del Tanque de Expansión, dará una alarma en caso de detectarse la rotura de la bolsa

3.5 Aceite aislante

El aceite será de base nafténica con inhibidor agregado y deberá cumplir con la norma IEC 60296:2012, Clase Transformer Oil I -30 ºC, para transformadores de potencia clase 170 kV, con características de aceite nuevo antes del llenado del transformador. UTE se reserva el derecho de desestimar la propuesta que no cumplan con este requisito. UTE solicitará al inicio del contrato que se le informe acerca del origen y de las características generales y particulares del aceite, reservándose UTE el derecho de exigir el cambio de tipo y/o suministrador. El contratista deberá entregar un listado de aceites recomendados y posibilidad de mezclado con aceite de otras bases, así como el procedimiento de llenado y tratamiento de aceite.

El aceite cumplirá las especificaciones indicadas en la Tabla 2 de la Norma IEC 60296:2012 y en particular tendrá las siguientes características: • Debe ser de alta refinación,

• Aspecto límpido y libre de sedimentos y materiales en suspensión,

• No debe contener ácidos minerales o álcali,



• No debe contener asfaltos.

• Contenido de inhibidor (DBPC) ≥ 0,3% en peso

• Libre de azufre corrosivo o El aceite deberá ser NO CORROSIVO, en base al ensayo ASTM

D1275-06 (Método B) "Standard Test Method for Corrosive Sulfur in Electrical Insulating Oils"

o El aceite deberá ser NO CORROSIVO, en base al ensayo IEC 62535:2008 "Insulating liquids – Test method for detection of potentially corrosive sulphur in used and unused insulating oil"

o El aceite deberá ser NO CORROSIVO, en base al ensayo DIN 51353:1985 "Testing of insulating oils; detection of corrosive sulfur; silver strip test"

Conjuntamente con el suministro se debe entregar el certificado de análisis original de fábrica, correspondiente a la partida, que acredite el cumplimiento de estas especificaciones, en particular:

1. Los requerimientos de Tabla 2 de la norma IEC 60296.

2. Certificado de análisis de Azufre Corrosivo según ASTM 1275B.

3. Certificado de análisis de Azufre Corrosivo según IEC 62535.

4. Certificado de análisis de Azufre Corrosivo según DIN 51353.

5. Contenido de contenido de sulfuro total según IEC 62697-2

Durante el proceso de impregnación y durante los ensayos de

recepción en fábrica se deberá utilizar aceite del mismo fabricante y tipo que el que será suministrado con los transformadores.

Se suministrará aceite en cantidad necesaria para efectuar el primer

llenado de cada transformador más un 5% para cada transformador para reposiciones futuras.

El aceite para el primer llenado de cada transformador vendrá en

bidones de 5000 litros, debidamente protegidos. Se podrán poner a consideración de UTE otras propuestas, que permitan un transporte más



adecuado y seguro, así como una manipulación más simple del aceite como ser “container” con envase plástico, o tanques grandes. Cualquiera sea el tipo de recipiente utilizado (bidones, “container” o tanques), los mismos quedarán en propiedad de UTE.

En el caso que parte del aceite sea transportado dentro del propio

transformador, el mismo, deberá contar con atmósferas protegidas de nitrógeno, y sistemas de monitoreo que permitan el control del aceite durante su transporte.

El aceite para reposiciones futuras vendrá en bidones metálicos de 200 litros (los que quedarán en propiedad de UTE), los mismos serán entregados por el contratista en el depósito de UTE (Sede Norte S103) sobre pallets. La cantidad de bidones por pallets lo define el contratista. Cada bidón deberá poseer una etiqueta con la siguiente información:

• Número de la Licitación.

• Marca del Aceite.

• Tipo del Aceite.

• Base del Aceite: Nafténica/Parafínica.

• Si es Inhibido o no Inhibido.



3.6 Aisladores pasantes

Los aisladores pasantes de 150kV fase y neutro y 66 kV, deben ser de tipo condensador con tap para medida de tangente delta y capacitancia, con cubierta exterior de porcelana. El cuerpo capacitivo interior será de Papel Impregnado en Aceite (OIP = Oil Impregnated Paper) o de Papel Impregnado en Resina (RIP = Resin Impregnated Paper). En caso de ofertar aisladores pasantes de Papel Impregnado en Aceite (OIP = Oil Impregnated Paper) los mismos deberán estar equipados con un indicador de nivel de aceite. Las pantallas de control de campo de los aisladores pasantes de 150 kV deben ser aisladas con papel. Los aisladores pasantes de 31.5kV y tensiones menores, serán de porcelana sólida y construidos en una sola pieza. La porcelana utilizada debe ser homogénea y exenta de cualquier defecto. El esmalte será de color marrón y resistente a la intemperie. Los aisladores pasantes cumplirán con la Norma IEC 60137 :2008 El oferente debe incluir en la oferta los certificados de ensayos de tipo de los aisladores pasantes a suministrar bien como antecedentes de venta del mismo tipo y modelo ofrecido. UTE se reserva el derecho de rechazar las ofertas que no presenten los citados certificados de ensayo completos. Durante el contrato el adjudicatario deberá someter a la aprobación de UTE los certificados de ensayo de rutina de todos los aisladores pasantes a instalar en el transformador.

Se tendrá en cuenta que para los ensayos se deberán utilizar los

aisladores a suministrar. No es aceptable utilizar otros. Los esfuerzos dinámicos (cantiléver load test) y estáticos (cantiléver

operating load) deberán ser iguales o superiores a los indicados en la tabla 1 de la norma IEC 60137, para los casos “Heavy Load” (Level II). Estos valores los indicará el oferente en las tablas de datos garantizados.

Los pinos de los aisladores pasantes serán del tipo lisos.



Los aisladores tendrán las características indicadas en los cuadros siguientes conforme tipo de transformador:

Tipo I

Tensión Nominal kV

Tensión nominal fase-tierra

kV

Ensayo a 50Hz-1m kV

Ensayo con onda de impulso kVcr

Corriente Nominal A

Línea fuga mínima

mm

Terminales fase 150 kV

170 98 325 750 315 4250

Terminal neutro 150 kV

52 30 95 250 315

1300


72.5 42 140 325 630 1813

Terminales neutro 66 kV

24 14 50 125 630 600

Terminales fase 31.5 kV

36 21 70 170 1250 900

Tipo II

Tensión Nominal kV


kV

Ensayo a 50Hz-1m kV


Corriente Nominal A

Línea fuga mínima

mm


170 98 325 750 250 4250

Terminales neutros 150 kV

52 30 95 250 250 1300


36 21 70 170 1250 900

Terminales neutro 31.5 kV

36 21 70 170 1250 900



Tipo III

Tensión Nominal kV


kV

Ensayo a 50Hz-1m kV


Corriente Nominal A

Línea fuga mínima

mm

Terminales fase 150 kV 170 98 325 750 400 4250

Terminales neutro 150 kV 52 30 95 250

400

1300


36 21 70 170 2000 900


36 21 70 170 2000 900

Tipo IV

Tensión Nominal kV


kV

Ensayo a 50Hz-1m kV


Corriente Nominal A

Línea fuga mínima

mm

Terminales fase 150 kV 170 98 325 750 630 4250

Terminales neutro 150 kV 52 30 95 250 630 1300


36 21 70 170 3150 900


36 21 70 170 3150 900

Obs.:

1 - Corriente térmica y dinámica conforme IEC 60137 y IEC 60076-5. 2 - las corrientes de corta duración nominal min. 3s, las propondrá el contratista, calculándolas en las mismas condiciones que se especificaron para el aguante al cortocircuito del transformador



La ubicación de los mismos respecto al tanque principal se muestra en 2.4.

Aisladores pasantes durante transporte Durante el transporte los transformadores vendrán provistos de aisladores pasante clase de aislación 10kV. El propósito de los mismos es posibilitar ensayos SFRA y contenido de humedad inmediatamente de descargado los transformadores en las estaciones.

3.7 Transformadores de corriente de neutro tipo bushing

Adicionalmente a los transformadores de corriente necesarios para la medida de imagen térmica y para la función de bloqueo de actuación del CBC, todos los neutros deberán contar con transformadores tipo bushing, con las siguientes características preliminares:

Para los clases TPX, factor de corriente de cortocircuito simétrica Kssc=20, Ciclo = CO, t'al = 60ms, Tp = XXms, Rb = 10ohm Lado del

transformador Relación TI Potencia Clase

Tipo I 150 600/5 15 VA 5P20 66 600/5 15 VA 5P20

Tipo II 150 1200/5 15 VA 5P20 31.5 1200/5 15 VA 5P20

Tipo III 150 2000/ 5 o 1* 10 VA TPX 31.5 2000/ 5 o 1* 10 VA TPX

Tipo V 159.98 450/ 5 15 VA A definir 34.1 2000/ 5 30 VA 5P20

* 5 o 1 A, a definir durante el contrato Para los casos de los transformadores con devanado de

compensación (tipos II y III), se preverá adicionalmente un transformador de corriente en uno de los aisladores pasantes para conexión exterior (cierre del triángulo) con corriente nominal primaria correspondiente al valor de potencia del devanado y corriente secundaria de 5 A. La potencia será de 15 VA.

En todos los casos (imagen térmica, protección) deberán cumplir con las normas IEC 61869-1 e IEC 61869-2.



4 Accesorios, planos y manuales

4.1 Placa de características

La placa de características será de material resistente a la intemperie, escrita en idioma español y contendrá toda la información indicada en la Publicación 60076-1:2011 de IEC.

Adicionalmente incluirá: - Las características de los transformadores de corriente tipo "bushing". - Un esquema eléctrico básico indicando los cambiadores de puntos. Los terminales y derivaciones se identificaran de acuerdo a la

norma IEC 60616:1978 - Capacidad y tangente delta de los aisladores pasantes y de sus taps secundarios. - Peso de la aislación celulósica. - Tipo de papel utilizado: Papel Kraft Termoestabilizado.

4.2 Información a suministrar por el contratista

4.2.1 Planos y documentos de proyecto

El Contratista deberá presentar a aprobación de UTE, planos que

definan con detalle a su suministro, a saber:

- Planos de dimensiones y pesos del conjunto y de cada parte componente. En particular, se deberán indicar en los planos las ubicaciones de los descargadores montados y las distancias de aislación proyectadas entre los descargadores (incluyendo sus anillos de ecualización si los tuvieran) y el transformador. Los planos dimensionales de los descargadores así como eventuales criterios de distancias mínimas serán suministrados por UTE



durante el contrato.

- Planos de circuitos eléctricos de medida, señalización y control, así como de conexionado entre los paneles.

- Planos del armario adosado al transformador, panel del CBC,

donde se muestre las dimensiones y pesos generales así como el detalle de la distribución de sus componentes.

- Esquema lógico que permita ver y entender en conjunto la lógica

de paralelismo implementada.

- Planos para montaje (desencubado) e izamiento de partes activas.

- Planillas de cableado de todos los paneles involucrados.

La información se suministrará respaldada en medio informático

(planos del equipo y cableados), compatibles con Word, Excel, Acad. Las versiones se coordinarán durante el contrato.

El Contratista entregará para aprobación de UTE, las planillas de

cableado de todos los paneles involucrados. Se deberán indicar en particular las señales provenientes de los

transformadores que sean requeridas por otros paneles no suministrados, y agrupadas en una bornera frontera.

En lo que corresponda, agregará folletos de fabricantes de los equipos. Además, facilitará toda la información necesaria para el proyecto de la

infraestructura de fundación. UTE dispondrá de 20 días hábiles para aprobar los planos.

4.2.2 Manual de montaje, operación y mantenimiento

El Contratista deberá preparar un Manual de Montaje, Operación y

Mantenimiento, que servirá de guía durante la realización del trabajo de montaje y posteriormente para el personal de operación y mantenimiento.

Este Manual de instrucciones deberá describir en detalle e ilustrar el

procedimiento para armado, ajuste y desmontaje de cada componente, sistema o aparato, así como el mantenimiento requerido por los mismos.



En particular, describirá el procedimiento para secado del

transformador, forma de llenado de aceite para montaje, según las condiciones de sellado que se mantuvieron durante el transporte, así como la descripción del tratamiento del material celulósico durante mantenimiento. Se describirá detalladamente el procedimiento de llenado de aceite en el tanque de expansión. Asimismo se indicará los métodos de inspección y mantenimiento de la bolsa del tanque expansión de aceite del transformador.

Asimismo tendrá la información de los valores de torque para cada

componente específico. El Manual será presentado a aprobación por lo menos 2 (dos) meses

antes de la fecha de embarque del equipo, deberá estar en idioma español, y se entregaran dos copias por transformador de la versión definitiva.

4.2.3 Documentación para ensayos

El contratista deberá presentar a aprobación de UTE los

procedimientos de ensayo y esquemas de los circuitos eléctricos a ser utilizados en los ensayos de tipo y rutina. Esta información deberá ser enviada al menos 30 días antes de la fecha del primer ensayo de recepción.

4.2.4 Documentación técnica adicional

El Contratista entregará información sobre:

- La curva de saturación del núcleo, inclusive más allá del 110% de la tensión nominal. En particular, se indicará el valor de diseño de la inductancia de núcleo de aire.

- El fabricante deberá informar si los transformadores son capaces de soportar los siguientes valores de sobreexcitación:

t (s) 5 10 20 60 480 ∞ en

vacío

∞ en

carga V/Hz (pu) 1.40 1.35 1.25 1.20 1.15 1.10 1.05

Si los transformadores no pueden soportar estos valores el fabricante deberá informar los valores soportados para los tiempos indicados en la tabla.



- Las capacidades entre bobinados y a tierra a usar en estudios

de alta frecuencia que involucren al transformador.

- El peso total de la materia fibrosa (cartón, madera, papel) que forma parte de cada uno de los transformadores.

- Peso del cobre y del hierro del núcleo.

- Curvas de carga de cada transformador, de acuerdo a norma IEC 60354.

- Curvas de saturación de los transformadores de corriente que se suministren.

- Esfuerzos mecánicos estáticos y dinámicos soportados por los aisladores pasantes.

- Información general y particular del aceite a utilizar (se solicitará

inicio del contrato). Asimismo el Contratista entregará información sobre:

- La respuesta en frecuencia del transformador en el rango de 10 a 106 Hz.

Esta respuesta en frecuencia consiste de:

a) una medida de la impedancia de entrada, aplicando tensión del lado de alta tensión con los otros devanados en vacío. Se debe registrar módulo y ángulo en ese rango de frecuencia.

b) una medida del factor de amplificación Primario/Secundario. Con los devanados secundario y terciario en vacío se aplica tensión en el lado primario y se deben registrar los módulos de las tensiones en el primario y en el secundario.

c) una medida del factor de amplificación Primario/Terciario (transformador tipo III). Con los devanados secundario y terciario en vacío se aplica tensión en el lado primario y se deben registrar los módulos de las tensiones en el primario y en el terciario.

Las Curvas FRA (frequency response analysis) se suministaran en archivos con formatos compatibles con tipo texto, Excel, etc. Se deberá entregar documentación con el detalle de las conexiones de manera



de poder repetir el ensayo en sitio en lasmismas condiciones en que fueron realizados en fábrica.

4.2.5 Planillas de cableado

Se entregarán planillas de cableado de interconexión entre paneles y entre los dispositivos y los diferentes paneles, imprescindibles para el trabajo de montaje. Se dejará una planilla indicando las conexiones que se podrán vincular con otros paneles que no son parte de este contrato.



5 Evaluación del fabricante Antes de la firma del contrato se realizará en fábrica una evaluación de las capacidades del fabricante basada en el CIGRE Technical Brochure 530: "Guide for conducting factory capability assessment for power transformers", publicado en April 2013 por el Working Group A2.36. Una evalución negativa de las capacidades del fabricante con la aplicación de esta guía podrá ser motivo de desestimación de la oferta.



6 Revisión del diseño Antes de comenzar con la fabricación de los transformadores se realizará una revisión de diseño en fábrica basada en el CIGRE Technical Brochure 529: "Guidelines for conducting design reviews for power transformers", publicado en April 2013 por el Working Group A2.36 La revisión del diseño tiene por objetivo asegurar que existe un entendimiento completo de las normas y especificaciones técnicas aplicables y realizar una revisión de los diseños o proyectos propuestos por el fabricante de modo de asegurar que todos los requisitos solicitados por el comprador se cumplen. Las deficiencias de proyecto que se detecten durante la revisión del diseño deberán ser corregidas antes de comenzar con la fabricación del transformador. La revisión del diseño no elimina la responsabilidad del fabricante que deberá garantizar el correcto funcionamiento de los transformadores en todos los ensayos de recepción y posteriormente en operación en la red. Asimismo dentro de la instancia de la revisión de diseño, se verificara los procedimientos previstos para los ensayos de rutina y tipo. Asimismo se verificará, previa presentación por parte del fabricante de los planos correspondientes, que la funcionalidad prevista a nivel de instrumentos y paneles está de acuerdo a las especificaciones técnicas.



7 Ensayos, toleranciasy multas

7.1 Generalidades

Los materiales y equipos suministrados deben someterse a ensayos para comprobar la perfecta correspondencia con lo prescrito en las presentes Especificaciones Técnicas y con los datos garantizados por el Contratista. El Contratista deberá avisar con 30 (treinta) días de anticipación a U.T.E. para que un representante pueda estar presente en las pruebas.

Los costos inherentes a los ensayos (a excepción de los gastos de

supervisión del inspector de UTE), estarán a cargo del Contratista. En caso de ser necesario repetir ensayos, el contratista tomará a su cargo los costos de los ensayos así como también los costos de supervisión por parte de los inspectores de UTE.

Si, a juicio de U.T.E., los materiales o las máquinas presentasen defectos o desviaciones respecto a lo prescrito en las presentes Especificaciones Técnicas, el Contratista deberá efectuar todas las modi-ficaciones, reparaciones o sustituciones, a satisfacción de U.T.E. El contratista deberá hacer llegar al representante de UTE, con por lo menos 30 días de anticipación, la propuesta de realización de cada uno de los ensayos, y los métodos, circuitos, valores y equipos de prueba a ser utilizados en los ensayos. Durante los ensayos de recepción en fábrica se deberá utilizar aceite del mismo fabricante y tipo que el que será suministrado con los transformadores.

Se tendrá en cuenta que, contarán con inspección de UTE la totalidad de los ensayos previstos.

7.2 Ensayos en fábrica

Las condiciones generales y procedimientos para efectuar los ensayos se ajustarán a lo establecido en las normas de la serie IEC 60076, excepto para aquellos en los que se indica expresamente la norma de aplicación. UTE se reserva el derecho de repetir cualquiera de los ensayos de recepción o de tipo por su cuenta, en laboratorios propios o de terceros, reservándose el derecho de responsabilizar al fabricante por eventuales discrepancias entre los resultados obtenidos.



Se llevarán a cabo en fábrica los ensayos de rutina y de tipo que se detallan a continuación para verificar que el diseño y la construcción del transformador, está de acuerdo con las normas de la serie IEC 60076, últimas versiones y las presentes especificaciones técnicas. En todo lo no especificado especialmente regirán los métodos y tolerancias prescritas por las normas IEC, CENELEC (normas europeas) o ANSI (normas americanas) en ese orden de prioridad. El Contratista deberá presentar un cronograma detallando las actividades de cada día de ensayo, indicando las horas de trabajo diarias previstas, teniendo en cuenta que no podrá superarse las 48 horas semanales.

7.2.1 Ensayos de rutina

Sobre cada uno de los transformadores suministrados se efectuarán

los siguientes ensayos:

a. Resistencia de aislamiento entre: Núcleo magnético – Elementos de fijación y soporte del núcleo. Núcleo magnético – Tierra. Elementos de fijación y soporte del núcleo - Tierra.

Se medirá la resistencia de aislamiento con un megóhmetro de 2500 V, siendo la lectura mínima de 10 MΩ luego de 1 minuto de aplicada la tensión. Se dispondrá de dos aisladores pasantes (uno para el núcleo y otro para los elementos de fijación y soporte), ubicados en la tapa del tanque principal, que permitirán realizar esta medida en presencia del inspector.

b. Ensayo de resistencia de aislamiento e índice de polarización de las bobinas respecto a tierra y de las bobinas entre sí.

c. Ensayo de estanqueidad y resistencia a presión interna. Prueba de presión sobre el transformador completo lleno de aceite, con una presión manométrica de 0.7 kg/cm2 durante 24 horas o 1.05 kg/cm2 durante 6 horas, aplicada al tope del tanque principal, para comprobar la resistencia mecánica y la estanqueidad. El laboratorio deberá disponer de elementos de medida basados en laser de tal forma de verificar que las eventuales deformaciones del tanque no supere los límites impuestos por la norma IEC 60076-1.



d. Ensayo de resistencia al vacío. Se efectuará una prueba de resistencia al vacío, llevándose el interior del tanque a una presión absoluta de menor o igual a 1 mm de mercurio durante 24 horas, verificándose a posterior las deformaciones producidas. Este ensayo se realizará luego de los ensayos dieléctricos. El laboratorio deberá disponer de elementos de medida basados en laser de tal forma de verificar que las eventuales deformaciones del tanque no supere los límites impuestos por la norma IEC 60076-1.

e. Control de funcionamiento del conmutador bajo carga.

f. Medición de la relación de transformación en todas las tomas

del conmutador. g. Control de cableado y equipos auxiliares.

h. Ensayo de aislamiento de circuitos auxiliares. i. Medida de la resistencia de los arrollamientos en todas las

tomas del conmutador referida a 75° C.

j. Medida de la tensión de cortocircuito y pérdidas debidas a la carga (pérdidas en el cobre), referidas a 75° C, con el conmutador en las tomas nominal y extremas.

k. Medida de las pérdidas en vacío (pérdidas en el hierro) y de la

corriente de vacío a 90, 100 y 110% de la tensión nominal.

l. Medida de la potencia consumida por la refrigeración forzada.

m. Ensayo de calentamiento. Sobre todas las unidades se realizaran los siguientes ensayos de calentamiento:

- Ensayo en cortocircuito con pérdidas máximas en régimen ONAF. Este ensayo se extenderá por 24 horas.

- Ensayo en vacío con una tensión de excitación de 110 % durante 24 horas.



Se realizarán análisis cromatográficos de gases disueltos en el aceite antes y después de cada uno de los ensayos de calentamiento siguiendo las recomendaciones de la Norma IEC 61181:2007 " Mineral oil-filled electrical equipment – Application of dissolved gas analysis (DGA) to factory tests on electrical equipment" y el Amendement 1 de dicha norma publicado en 2012. Dado el bajo nivel de gases que usualmente se generan en estos ensayos se deberá prestar especial atención a la toma de muestras de modo que las mismas sean representativas (Numeral 4.3 de la Norma IEC 61181:2007)

Ensayos dieléctricos: se realizarán en el orden especificado en el numeral 7.2.3 de la Norma IEC 60076-3:2013

n. Ensayo de aguante al Impulso atmosférico para terminales de línea, con onda completa y recortada y para terminales de neutro con onda completa. (LI, LIC y LIN utilizando la nomenclatura de la norma IEC 60076-3:2013)

o. Ensayo de aguante de tensión aplicada a 50 Hz, para

terminales de línea y neutro. (AV utilizando la nomenclatura de la norma IEC 60076-3:2013).

p. Ensayo de aguante de los terminales de línea. (LTAC utilizando

la nomenclatura de la norma IEC 60076-3:2013).

q. Ensayo de aguante a la tensión Inducida. (IVW utilizando la nomenclatura de la norma IEC 60076-3:2013) Se deberá leer el valor de tensión, tanto del lado de baja tensión, como de alta tensión.

r. Ensayo de aguante a la tensión Inducida con Medida de Descargas Parciales. (IVPD utilizando la nomenclatura de la norma IEC 60076-3:2013) Se deberá leer el valor de tensión, tanto del lado de baja tensión, como de alta tensión.

s. Ensayos de rutina de los transformadores de corriente, según

las publicaciones IEC 61869-1:2007 e IEC 61869-2:2012

t. Se entregarán para aprobación de UTE los protocolos de ensayos de tipo, muestreo y rutina de los aisladores pasantes según la publicación IEC 60137, así como de sus componentes.



u. Se medirá antes y después de los ensayos dieléctricos la capacidad y tangente delta de los aisladores pasantes y sus tap’s secundarios.

v. Se entregarán asimismo certificados de ensayo que garanticen las propiedades del aceite, tanto el despachado con el transformador como el que se entregue en tanques separados. En particular, se exige realizar un análisis cromatográfico del aceite, como también detección de Azufre corrosivo. Para este último, se deberán realizar cuatro ensayos, cada uno basado en las normas IEC 62535:2008, ASTM D1275 Método B, DIN51353 y contenido de sulfuro total IEC 62697-2 respectivamente.

w. Se realizará una prueba completa de todos los accesorios

montados, y se realizará ensayo de los mismos, desde los sensores, verificándose la funcionalidad (se simulará la señal verdadera ya sea de presión, temperatura, y gases). En caso que exista, se utilizarán como referencia las normas CENELEC de la serie 50216.

x. Ensayo de medida del porcentaje de humedad en el papel de

aislación. Se especifica un valor límite del 0.5% para medidas hechas sobre el transformador al final de los ensayos de recepción. El contenido de humedad del aislamiento celulósico se determinará midiendo el punto de rocío de acuerdo al Anexo C de la Norma IEEE Std C57.93-2007 “IEEE Guide for Instalation of Liquid-Immersed Power Transformers” o al Anexo D de la Norma IEEE Std C57.152-2013: "IEEE Guide for Diagnostic Field Testing of Fluid-Filled Power Transformers, Regulators, and Reactors". Para lo cual se utilizará Nitrógeno de alta calidad (N2≤-50°C).

y. Ensayo de medida del porcentaje de humedad en el papel de aislación aplicando FDS (Frequency Domain Spectroscopy)

z. Ensayo de FRA (Frecuency Response Analysis) en circuito

abierto y cortocircuito. Se acordarán previamente con UTE las configuraciones a ensayar así como el equipo a utilizar para realizar el ensayo. Se realizarán dos medidas en fábrica, la primera con el transformador completo con aceite, y la segunda con el transformador sin aceite inmediatamente antes de iniciar su transporte.

aa. Se ensayará la funcionalidad de los paneles PLT, PCBC.



bb. Medida de capacitancias parciales y tangente delta a 10kV entre bobinados y bobinados – tierra.

cc. Ensayos físico químico sobre el aceite (humedad, tensión superficial, rigidez dieléctrica, etc), posterior a los ensayos dieléctricos y de calentamiento.

Observación adicional: Los ensayos de: estanqueidad y resistencia a presión interna, resistencia al vacío, y medida del porcentaje de humedad en el papel de aislación, serán, en este órden, los tres últimos a realizar.



7.2.2 Ensayos de Tipo

Sobre un transformador de cada tipo de los suministrados (a elección de UTE), se realizarán los siguientes ensayos:

a. Ensayos de calentamiento.

Sobre una unidad de cada tipo, en presencia del inspector de UTE y aplicando la Norma IEC 60076-2:2011, se realizarán los siguientes ensayos de calentamiento:

- Dos ensayos, uno para 100% de la potencia ONAN y otro para 100% de la potencia ONAF. En el caso de transformadores de tres arrollamientos el calentamiento se realizará para el 100% de la potencia nominal de cada arrollamiento.

- Dos ensayos adicionales para verificar el funcionamiento en las siguientes condiciones:

• 95% de la potencia ONAF, con un ventilador fuera de servicio

• 90% de la potencia ONAF, con un radiador fuera de servicio

- Ensayos adicionales en condiciones de sobrecarga de modo de poder determinar todas las constantes y parámetros necesarios para aplicar las normas de guía de carga de la IEC (IEC 60354:1991 e IEC 60076-7:2005). En estos ensayos se aplicará la Norma IEEE Std C57.119- 2001 "IEEE Recommended Practice for Performing Temperature Rise Tests on Oil-Immersed Power Transformers at Loads Beyond Nameplate Ratings" y el paper de D. Susa and H. Nordman "IEC 60076–7 loading guide termal model constants estimation" publicado en 2012 en los European Transactions on Electrical Power. Los tres niveles de carga que se utilizaran durante el ensayo serán 0,7 pu, 1,0 pu y 1,3 pu.

Las condiciones de detalle en las cuales se realizará estos ensayos de calentamiento se acordarán durante la revisión del diseño. Durante los ensayos de calentamiento se medirá la temperatura del hot spot de los arrollamientos bien como la temperatura del núcleo. Para estos efectos se utilizarán los sensores de fibra óptica detallados en 3.4.1. El fabrícate deberá prever su propio equipo de lectura de estas medidas.



Durante el ensayo se contará asimismo con sensores de temperatura internos a la cañería del aceite, en los puntos de entrada y salida de aceite de los radiadores. Se realizarán análisis cromatográficos de gases disueltos en el aceite antes y después de cada uno de los ensayos de calentamiento siguiendo las recomendaciones de la Norma IEC 61181:2007 " Mineral oil-filled electrical equipment – Application of dissolved gas analysis (DGA) to factory tests on electrical equipment" y el Amendement 1 de dicha norma publicado en 2012. Dado el bajo nivel de gases que usualmente se generan en estos ensayos se deberá prestar especial atención a la toma de muestras de modo que las mismas sean representativas (Numeral 4.3 de la Norma IEC 61181:2007).

b. Medida de los armónicos de la corriente de vacío.

c. Medida del nivel de ruido.

La medida del Nivel de Ruido se realizará en vacío (a tensión y frecuencia nominal) y en cortocircuito (a corriente y frecuencia nominal) y el resultado total se obtendrá combinando ambos resultados de acuerdo con la Norma IEC 60076-10.

d. Medida de impedancia de secuencia cero.

7.3 Tolerancias y multas

7.3.1 Tensión de cortocircuito, relación de transformación y corriente de vacío

Las tolerancias serán las indicadas en IEC 60076-1. Complementando lo establecido en IEC 60076-1 se fija la misma tolerancia para la relación de transformación en todas las tomas. En caso que en los ensayos resulten sobrepasados éstas y/o las restantes tolerancias fijadas por IEC 60076-1, el transformador estará en condición de rechazo.



7.3.2 Pérdidas de los transformadores

En caso de resultar alguno de los valores de pérdidas determinadas por ensayo superior al garantizado en la oferta, se aplicarán multas que se calcularán como sigue: 3.000 (tres mil) DFe (en U$S) + 1.200 (mil doscientos) Dcu (en U$S) donde: DFe = Diferencia entre las pérdidas en el hierro (a tensión nominal) determinadas por ensayo y las garantizadas, expresadas en kW. Dcu = Diferencia entre las pérdidas en el cobre (a plena carga, 75° C de temperatura y con los reguladores en su punto nominal) determinadas por ensayo y las garantizadas, expresadas en kW a plena carga en todos los bobinados. Si en cualquiera de las dos diferencias supera el 15% o las pérdidas totales superan el 10%, UTE se reserva el derecho de rechazar los transformadores.



7.4 Ensayo de Cortocircuito

Se seleccionará un transformador entre los de Tipo I, II y III para realizar el ensayo de cortocircuito de acuerdo a la Norma IEC 60076-5:2006. La selección la realizará UTE una vez conocidos, durante la instancia de revisión del diseño, los detalles constructivos de los transformadores y luego de haber analizado su soportabilidad al cortocircuito aplicando las recomendaciones del Anexo A de la Norma IEC 60076-5:2006. El laboratorio donde se realizará este ensayo deberá contar con certificación ISO 17025.

7.4.1 Cortocircuitos a aplicar

Los cortocircuitos a aplicar y su secuencia de aplicación varía según el Tipo de transformador y se detalla a continuación. Para simplificar utilizaremos la siguiente nomenclatura:

− AT = Bobinado Primario − BT = Bobinado Secundario − TER = Bobinado Terciario − Fase A = Una de las fases de los extremos − Fase B = La fase central − Fase C = La otra fase de los extremos − AT Tap Zmin = Tap de AT en el cual la impedancia de

cortocircuito entre AT y TER es mínima − BT Tap Zmin = Tap de BT en el cual la impedancia de

cortocircuito entre BT y TER es mínima

• Transformador Tipo I

o Fase A - AT Tap 1 - BT Tap 1 - TER abierto Corrientes correspondientes al cortocircuito trifásico entre AT y BT





o Fase B - AT Tap 11 - BT Tap 1 - TER abierto Corrientes correspondientes al cortocircuito trifásico entre AT y BT



o Fase C - AT Tap 21 - BT Tap 1 - TER abierto Corrientes correspondientes al cortocircuito trifásico entre AT y BT



o Fase C - BT Tap Zmin - TER - BT abierto Corrientes correspondientes al cortocircuito trifásico entre BT y TER Este cortocircuito se aplicará tres veces

• Transformadores Tipo II

o Fase A - AT Tap 1 - BT Corrientes correspondientes al cortocircuito trifásico entre AT y BT Este cortocircuito se aplicará tres veces

o Fase B - AT Tap 11 - BT

Corrientes correspondientes al cortocircuito trifásico entre AT y BT Este cortocircuito se aplicará tres veces

o Fase C - AT Tap 21 - BT


o Ensayo en conexión homopolar, alimentado desde BT, para probar TER Corriente en TER durante este ensayo deberá ser la correspondiente a un cortocircuito fase-tierra en BT alimentado desde AT. Este cortocircuito se aplicará tres veces.



• Transformadores Tipo III

o Fase A - AT Tap 1 - BT


o Fase B - AT Tap 9 - BT


o Fase C - AT Tap 17 - BT


o Ensayo en conexión homopolar, alimentado desde BT, para probar TER Corriente en TER durante este ensayo deberá ser la correspondiente a un cortocircuito fase-tierra en BT alimentado desde AT Este cortocircuito se aplicará tres veces

7.4.2 Procedimiento de ensayo, detección de fallas y evaluación de resultados

Con respecto al procedimiento de ensayo, la detección de posibles fallas y la evaluación de los resultados se deberán tener en cuenta las siguientes observaciones: • Se deberá dejar pasar por lo menos 10 minutos entre la aplicación de dos

cortocircuitos consecutivos

• Luego de la aplicación de cada cortocircuito se medirá la reactancia de cortocircuito por fase en las tres fases del transformador

• La variación total de la reactancia de cortocircuito por fase no deberá superar el 2% en ninguna de las fases. En caso que esto ocurra se deberá desmontar el transformador durante la inspección posterior en fábrica de modo de verificar el estado de todos los bobinados

• La tendencia a la estabilización de las medidas de reactancia de cortocircuito, es decir, si las variaciones en las sucesivas medidas de la



reactancia de cortocircuito durante las pruebas tiende a reducirse a un valor insignificante, es un claro indicativo de un resultado satisfactorio del ensayo. Si en cambio la reactancia de cortocircuito continúa aumentando, se debe prestar especial atención a la parte activa del transformador en la inspección después de las pruebas. Por tanto se analizará la tendencia de la variación de la reactancia de cortocircuito por fase. Si dicha variación es menor a 2% pero manifiesta claramente una tendencia creciente se deberá desmontar el transformador durante la inspección posterior en fábrica de modo de verificar el estado de todos los bobinados

• Se realizara medida de respuesta en frecuencia del transformador de acuerdo a IEC 60076-18. La medida de referencia se realizara en el laboratorio de ensayo antes de comenzar el ensayo de corto circuito y al finalizar el mismo. También se deberá realizar una medida luego de cada cortocircuito aplicado de manera de poder detectar una falla incipiente antes del siguiente cortocircuito. Se realizaran las medidas con los terminales en cortocircuito en los bobinados de alta tensión (end-to-end

short-circuit measurements on the HV windings) y con los terminales en circuito abierto en los bobinados de baja tensión (end-to-end open

test on the LV side).

• De existir otras señales o medidas, que a juicio de UTE indiquen posibles deformaciones de los bobinados, se deberá desmontar el transformador durante la inspección posterior en fábrica de modo de verificar el estado de todos los bobinados

• Como es importante establecer que no se han producido defectos visibles después de la finalización de la prueba de cortocircuito, el conjunto de núcleo y bobina deberá ser cuidadosamente inspeccionado y fotografiado en fábrica antes de proceder al encubado. Tales fotografías se utilizarán para proporcionar una comparación con la condición después de la prueba.



8 Repuestos

El Contratista suministrará obligatoriamente los repuestos para 5 años

de operación de acuerdo con los índices de confiabilidad y disponibilidad declarados.

Todos los repuestos serán intercambiables con las partes correspondientes del equipo suministrado y de los mismos materiales y fabricación.

El detalle de los repuestos a suministrar y sus cantidades se indican en la tabla de precios. En esta tabla se indica lista mínima, preparada sin un conocimiento detallado de los componentes de los equipos que propondrá el Oferente. Por lo tanto, se solicita al Oferente que incorpore ítems adicionales que en su opinión deban ser adquiridos por U.T.E. para el mantenimiento y reparación de los transformadores, así como que defina las cantidades propuestas en los casos en que la lista mínima no las explicite.

Estos repuestos adicionales no formarán parte del comparativo y serán

de adjudicación opcional.

Los repuestos se entregarán adecuadamente embalados para asegurar su correcto estado de conservación durante un período de al menos 5 años. Las pantallas de control de campo de los aisladores pasantes de AT, que serán aisladas en papel, deberán ser entregadas sumergidas en aceite en un contenedor metálico, y previamente impregnadas en vacío para evitar formación de burbujas de aire.

A continuación se aclara algunos de los repuestos obligatorios: Juego completo de empaquetaduras

Corresponde a un juego completo de empaquetaduras para cada tipo de abertura del transformador. Debe comprender: tapa del tanque principal, cubierta, caja de conexiones secundarias de los transformadores de corriente, cajas de registro en general, compuertas hombre, aisladores pasantes, tuberías en general, relé buchholz, relé de flujo, conmutador bajo carga, válvulas de sobrepresión, platinas de válvulas, etc. Estos se sumarán a los necesarios para el montaje y operación inicial en el lugar.



Juego de válvulas completo (1 de cada tipo+ 7 en el caso de los radiadores)

El conjunto de válvulas de repuesto para cada banco, incluirá una válvula de cada tipo de las utilizadas y siete para el caso de las válvulas de los radiadores Elementos auxiliares tableros de mando

Se suministrará para cada tipo de panel un conjunto completo de componentes. Se debe suministrar el 10% de cada uno de los distintos tipos de contactores, calefactores, fusibles, mecanismos de arranque, llaves, transductores, relé auxiliares, otros, necesarios para el sistema de control del equipo de enfriamiento, y los circuitos de protección. Aceite, 5 % del volumen total Se entiende por volumen total el correspondiente a la totalidad de los transformadores del suministro. El aceite de repuesto se suministrará en bidones metálicos de 200 litros. 9 Transporte

El contratista deberá transportar los transformadores desde fábrica hasta el destino final de los mismos así como realizar la descarga en sitio. A tales efectos deberá realizar a su cargo todos los trámites, autorizaciones, etc. asociados.

Nro. de

transformadores Destino

Tipo I

2 Nueva Palmira 1 Solymar 2 Cuchilla Peralta 2 Treina y tres

Tipo II 1 Tacuarembó 2 José Ignacio

Tipo III 2 Montevideo A 150 2 Salto 2 Colonia

Tipo IV 1 Montevideo E

El lugar de entrega de los repuestos de todas las unidades será en Montevideo, Almacenes de Trasmisión de UTE, sito en Aparicio Saravia 4292 (de lunes a viernes de 8 a 13 horas).



Para los transformadores tipo II el bulto máximo para el transporte no

podrá superar las 60 (sesenta) toneladas mientras que para los transformadores de tipo I, III y IV el límite es de 70 (setenta) toneladas. Asimismo en todos los casos la altura del bulto máximo para transporte no podrá superar los cuatro metros ni su ancho dos metros y medio. Se fija en 2,5 g el valor límite de impacto en cada dirección, el mismo se verificará mediante la lectura de los registradores de impacto definidos en el punto siguiente.

Los arrollados no recubiertos de aceite vendrán transportados en una atmósfera de gas inerte. El fabricante asegurará la presión constante del gas mediante monitoreo y relleno a través de una bombona que compensará las eventuales pérdidas, y sus elementos de control (manómetros, etc.). El relleno de gas inerte se hará a través de una válvula situada en la tapa del tanque, esta válvula es exclusiva para este propósito.

El nivel del aceite aun contenido en el taque principal será marcado en

el exterior del mismo por medio de marcas de pintura que puedan ser removidas posteriormente.

El fabricante asegurará también una hermeticidad suficiente para evitar el ingreso de humedad y el agotamiento del gas.

Cada parte o componente individual deberá ser apropiadamente

preparada para el despacho, itemizada y etiquetada. Cada ítem deberá ser nombrado, codificado y etiquetado por tamaño, tipo, número de plano o número de elemento y registrado en la planilla de embarque.

Se debe prestar especial atención a las condiciones de

almacenamiento (inclinación) de los aisladores pasantes tipo condensador en caso de ser del tipo OIP (Oil Impregnated Paper).

En caso de ser necesario se aplicarán las recomendaciones de la norma IEEE C57.150-2012: "IEEE Guide for the Transportation of Transformers and Reactors Rated 10000 kVA or Higher".

9.1 Ensayo FRA

El fabricante deberá realizar un ensayo FRA a cada transformador en

sitio inmediatamente luego de la descarga del equipo en sitio. En caso que el equipo de FRA con el cual se realizaron las medidas en fábrica sea igual al



equipo que posee UTE, la medida la podrá realizar UTE con su equipo. A los efectos de posibilitar la realización de este ensayo con inmediatez los transformadores, durante el transporte, vendrán provistos de aisladores pasantes clase de aislación 10 kV.

Para evaluar e interpretar en forma objetiva la diferencia entre los

ensayos de FRA en fábrica e in situ se aplicará la Norma China Std. DL/T911-2004 “Frequency Response Análisis on Windings Deformation of Power Transformers” o norma IEEE equivalente.

También se considerarán las recomendaciones de las normas IEC 60076-18 Edition 1.0 2012-07: "Power transformers – Part 18: Measurement of frequency response" e IEEE Std C57.149-2012: "IEEE Guide for the Application and Interpretation of Frequency Response Analysis for Oil-Immersed Transformers"

9.2 Registradores de impacto

Para el transporte de los transformadores el contratista deberá prever y

suministrar el equipamiento para el registro continuo de los movimientos de los transformadores. De esta forma se prevé chequear el estado de los transformadores durante el transporte desde fábrica hasta el destino final de los mismos. Por lo que una vez llegado a puerto y verificado el registro del mismo, se dejará nuevamente registrando hasta llegar a sus destinos correspondientes.

Serán del tipo electrónico, con capacidad de registro de hasta 3

meses, con estampa de tiempo real, equipado con GPS de modo de garantizar el registro exacto de posición y tiempo de los impactos.

El contratista suministrará el software de los registradores y los

respectivos conectores para extraer la información. Se registrarán impactos en las tres direcciones: vertical (eje Oz) y

horizontal (ejes ortogonales Ox y Oy).

El registrador de impactos estará de acuerdo con el numeral 6.1.3 (Impact recorders) de la norma IEEE C57.150-2012: "IEEE Guide for the Transportation of Transformers and Reactors Rated 10000 kVA or Higher"

El registrador irá adosado a cada transformador, protegido de golpes

externos. Contará con un manual explicativo para interpretar los registros



tomados, en español con copia en inglés. Si a su llegada al Uruguay se comprueba que el registrador de impacto

no funcionó correctamente o se superó el valor límite de impacto especificado (2,5 g), UTE determinará los ensayos a realizar por el fabricante, los que se realizarán en sitio o en fábrica a los efectos de chequear el estado del transformador. Estos eventuales ensayos y todos sus costos asociados serán por cuenta del fabricante.

Los registradores de impacto serán propiedad del fabricante y la

devolución de los mismos será responsabilidad del contratista, asumiendo los trámites y el costo que se requiere. UTE tendrá la responsabilidad de entregarlos al representante del contratista en Uruguay.

La entrega en diferentes etapas de los transformadores no puede

quedar supeditada a la devolución de los registradores, en cuanto a plazos de entrega y cumplimiento del cronograma.



10 Tratamiento de superficies

Las especificaciones de este capítulo se entienden orientativas, pudiendo el contratista proponer métodos alternativos, los cuales deberán contar con la aprobación de UTE.

10.1 Prescripciones para la preparación de superficies a ser pintadas o galvanizadas.

Las superficies serán tratadas mediante chorro de arena o granalla de acero para lograr un grado de Preparación Sa 2 1/2, de acuerdo a la norma ISO 8501-88.

10.2 Espesor de la capa de pintura aplicada

El espesor completo de la capa de pintura exterior será superior a 160

µm, y la dureza de la pintura de terminación será H - 3H según ASTM D 3363-74.

Estos espesores se exigen tanto sobre bordes y aristas, como sobre

superficies planas. La última mano de pintura exterior aplicada a los transformadores

y la pintura para retoques será de color RAL 7035. La pintura interior será de color claro, preferentemente blanco.

10.3 Aplicación de la pintura

El procedimiento de aplicación de la pintura se ajustará a las

instrucciones actualizadas del fabricante de la pintura en todos los aspectos. La superficie a tratar debe estar como mínimo a una temperatura de

3°C por encima del punto de rocío, durante la preparación mecánica, la aplicación, secado y curado.

Para la preparación mecánica se agrega que la humedad ambiente

deberá ser menor de HR 85 %. Para la preparación mecánica se debe verificar también la ausencia de

humedad y rastros de aceite tanto en el aire comprimido como en el abrasivo utilizado.



Para el pintado la temperatura de la pintura y de la superficie a pintar

deben mantenerse próximas. Estando la temperatura de la pintura siempre dentro del rango especificado por el fabricante de la misma.

No está permitido usar pintura de base alquídica. El color de las sucesivas manos de pintura diferirá lo suficiente como

para permitir una clara identificación de la secuencia de pintado a efectos del control.

10.4 Tratamiento de superficies exteriores

Las superficies ferrosas que estarán expuestas a la acción atmosférica

deben pintarse. Se aplicará cuatro capas de pintura de acuerdo al siguiente detalle:

a. Fondo: Una capa de fondo anticorrosivo Zinc-Rich Epoxi.

b. Capa intermedia: Una capas fondo epoxi a base de hierro micáceo. c. Terminación: dos capas de esmalte poliuretánico.

10.4.1 Fondo

Se aplicará una mano de fondo anticorrosivo Zinc-Rich Epoxi con un

espesor mínimo de 60 micras y con las siguientes características: • Fondo Zinc-Rich Epoxi • Vehículo: resina epoxi curada con poliamida • Porcentaje de cinc metálico en película seca: mínimo 87% • No volátiles: mínimo 86 % • Peso específico: mínimo 2,70 g/cc (mezcla) • Viscosidad : 200" ± 30" Copa Ford 4/25° C (mezcla) • Curado: o Aire, tacto: 20 minutos o Duro : 2 horas o Para repintar: 12 horas o Total: 7 días



10.4.2 Capa intermedia

Se aplicará una mano de fondo epoxi a base de hierro micáceo de acuerdo a las siguientes características y con un espesor mínimo de 40 micras:

• Fondo Epoxi Óxido de Hierro Micáceo • Vehículo: Resina epoxi curada con isocianato • Porcentaje de pigmento: mínimo 42 % • Composición del pigmento: mínimo 91 % de óxido de hierro micáceo • No volátiles: mínimo 68 % • Peso específico: mínimo 1,48 g/cc (mezcla) • Viscosidad: 100" ± 20" en Copa Ford 4/25 °C (mezcla) • Curado: o Aire, tacto: 1 hora o Duro : 3 horas o Para repintar: 12 horas o Total: 7 días

10.4.3 Terminación

Se aplicarán dos manos de esmalte poliuretánico de dos componentes del color indicado, con un espesor total mínimo de 80 micras y con las siguientes características:

• Esmalte Poliuretánico • Vehículo : Resina poliester curada en isocianato calidad Desmophen-

Desmodur. No similar • Porcentaje de pigmento: mínimo 15 % • No volátiles: mínimo 65 % • Brillo: mínimo 70 en Glossmeter 20° • Color: RAL 9006. • Curado: o Aire, tacto : 2-3 horas o Dura : 6-8 horas o Para repintar : 12 horas o Total : 7 días El recubrimiento exterior cumplirá las siguientes condiciones: ausencia

de grietas, burbujas y porosidades, estabilidad del color y del brillo, resistencia a los golpes y al rayado e insolubilidad en el aceite caliente.

El color de las sucesivas manos de pintura diferirá lo suficiente como

para permitir una clara identificación de la secuencia de pintado a efectos de su control.



UTE se reserva el derecho de requerir para el esquema de pintura de

referencia propuesto en este punto de esta norma la misma documentación que se requiere para el esquema alternativo.

10.4.4 Garantía esquema de referencia pintura exterior

Se fija un período de 3 (tres) años de garantía. Si dentro de ese

período aparecen señales visibles de deterioro o corrosión de las superficies pintadas, los costos de reparación serán por cuenta del proveedor.

En caso que se acuerde un esquema alternativo de pintura la misma

deberá garantizarse por un período de 5 años.

10.5 Tratamiento de superficies internas en contacto con aceite caliente

En todos los transformadores el interior del tanque principal y su tapa

será desoxidado y pintado con antióxido de fondo epoxídico hasta totalizar un espesor de 40 µm ± 10 µm, tal que no resulte atacado por el medio aislante ni modifique sus características.

La pintura interior será de color claro, preferentemente blanco

10.6 Ensayos de tipo

Se efectuarán sobre probetas de ensayo del mismo material que el

transformador a pintar, paneles de aproximadamente 76x127x0,8 mm, las cuales deben ser preparadas con la misma tecnología y productos usados para el transformador por el laboratorio certificador de los ensayos.

10.6.1 Ensayo de niebla salina – ASTM B 117 – 90

Con una lámina cortante se realizan dos cortes de la capa de pintura

hasta la base metálica de modo de formar una "X" sobre la superficie de los paneles a ensayar.

Se someten estos paneles a 960 horas de exposición en cámara de

niebla salina (solución al 5 % de NaCl en agua), manteniéndolos en posición



vertical y con la superficie cortada hacia el atomizador. Finalizado el ensayo no deben aparecer ampollamientos y la

penetración máxima en los cortes trazados será de 2 mm.

10.6.2 Ensayo de humedad – ASTM D 1735 – 87

Se colocan las probetas de ensayo, paneles, en posición vertical, en

una cámara de atmósfera controlada a:

• Humedad Relativa: 99% ± 1% • Temperatura: 38°C ± 1°C • Tiempo de exposición: 240 horas • Luego del ensayo no deben observarse:

- Cambios de color - Ampollas - Perdida de adhesión - Ablandamiento - Resquebrajamiento

• Las probetas son evaluadas al salir de la cámara, sin dejar transcurrir tiempo de recuperación.

10.6.3 Ensayo de adherencia

Descripto en el apartado 13.7.2

10.6.4 Ensayo de brillo – ASTM D 523 - 89

La capa exterior debe tener un brillo mayor de 70 medido en Gardner Glossmeter bajo ángulo de 20°.

10.6.5 Ensayo de resistencia al aceite aislante – NBR 6529

Se preparan paneles, con el esquema de pintura interna, los que

deberán resistir una inmersión en aceite a 110°C ± 2°C durante 48 h, sin que se produzcan alteraciones de ningún tipo.

Se dejará constancia en los protocolos de ensayo de las eventuales

fallas ocurridas durante los ensayos de tipo así como las correcciones que se efectúen.



10.6.6 Ensayo de dureza

Ensayo de dureza al lápiz, según norma ASTM D 3363-74, debiendo

los resultados encontrarse dentro del rango especificado.

10.7 Ensayos de recepción

Se ensayará el 100 % de las unidades, tanto transformadores propiamente como también sus paneles adosado.

10.7.1 Medición de espesores

Instrumento:

- Medidor magnético de espesor de capa seca. Calibración:

- El instrumento debe ser calibrado antes y después de efectuar las mediciones y su precisión debe mantenerse durante las mismas.

Método de medida: - Por cada cara del transformador, deben tomarse como mínimo,

cinco medidas puntuales ubicadas al azar. Cada medida puntual consiste en un promedio de tres medidas distintas hechas en un área muy pequeña. Criterio de aceptación

- El promedio de las cinco medidas puntuales debe ser superior al espesor mínimo especificado en el punto 13.2 y ninguna medida puntual puede ser menor que el 80% de dicho mínimo.

10.7.2 Ensayo de adherencia

Método de ensayo: Seleccionar una superficie lo más plana posible, libre de imperfecciones, limpia y seca. Ejecutar con una cuchilla adecuada (lámina de acero de 10 mm de largo, con un ángulo de corte aproximado de 17°), dos cortes de 40 mm de largo cada uno, que se corten al medio formando un ángulo entre ellas entre 35° y 45°. Los cortes se deberán realizar con un solo movimiento uniforme y continuo, y deberán llegar hasta el sustrato (observar con una lupa con un



aumento de 7 veces si existe brillo en los cortes). En caso de no llegar al sustrato se deberá comenzar de nuevo, eligiendo otra zona. Aplicar la cinta adhesiva adecuada (semitransparente, 25 mm de ancho, adhesividad de 32 +/- 4 g/mm) en el centro de la intersección de los cortes, en dirección a los ángulos menores. Pegar firmemente la cinta mediante el uso de los dedos y de una goma, hasta obtener uniformidad en la transparencia de la cinta. Remover la cinta luego de un tiempo de 1 a 2 minutos de aplicada, en un ángulo lo más cercano posible a los 180° Criterio de aceptación: No se deberá producir ningún levantamiento de la pintura ni en la intersección de los cortes ni a lo largo de los mismos. NOTA: Los transformadores sometidos a este ensayo cuya pintura resulte dañada no deben ser utilizados en servicio sin una reparación previa.

10.8 Normas de referencia

ASTM B 117 - 90 Ensayo de Niebla Salina ASTM D 1735 - 87 Ensayo de Humedad ASTM D 523 - 89 Ensayo de Brillo NBR 6529 Varnizes utilizados para isolamento elétrico - Ensaios ISO 8501 - 88 Preparation of steel substrates before application of paints and related products - Visual assessment of surface cleanliness. ASTM D 3363 - 74 Ensayo de dureza al lápiz

10.9 Radiadores

Los radiadores podrán exteriormente ser galvanizadas en caliente. El

peso de la capa de cinc no será inferior a 420 g/m².

10.9.1 Prescripciones especiales para galvanización en caliente

Antes de galvanizar, la superficie se preparará de acuerdo a lo especificado en 12.1.

El galvanizado cumplirá las normas ASTM A 123 y ASTM A 153.



La capa será adherente, lisa y sin imperfecciones ni discontinuidades tales como burbujas, porosidades, grietas o cualquier otro tipo de irregulari-dades que puedan afectar su resistencia, aún después del transporte y montaje.

Luego de la inmersión en el baño de cinc las superficies protegidas no

serán sometidas a ningún proceso de rasqueteado o soldado que pueda afectar la uniformidad o el espesor de la capa protectora.

U.T.E. puede verificar el espesor de la capa de cinc y la calidad del proceso de galvanizado mediante ensayos que se realizarán en presencia del personal del Contratista. El Contratista pondrá a disposición el equipo necesario para realizar estos ensayos.



11 Preparación para embarque Todas las superficies del equipo deberán ser preparadas para embarque marítimo (cuando corresponda). En particular las superficies metálicas maqui-nadas que no se pinten, serán cubiertas con una capa protectora. Esta capa resistirá la exposición al aire marino y podrá retirarse fácilmente a la llegada del material a destino.

11.1 Retoque en sitio de la pintura aplicada en fábrica

Las superficies pintadas en fábrica que se dañen durante el viaje o el montaje, así como las uniones abulonadas o soldadas que se realicen en sitio, serán retocadas hasta adquirir el aspecto y calidad original. El Contratista incluirá en el suministro la cantidad de pintura necesaria para llevar a cabo esta operación.

11.2 Tropicalización

Todos los materiales y equipos suministrados de acuerdo a las

presentes Especificaciones Técnicas serán apropiados para ser transportados, depositados y operados bajo condiciones tropicales como alta temperatura y humedad, lluvias abundantes y ambiente propicio a la propagación de hongos.

El proceso de tropicalización se realizará de acuerdo con la mejor práctica comercial.

Las especificaciones de este capítulo se entienden orientativas,

pudiendo el contratista proponer métodos alternativos, los cuales deberán contar con la aprobación de UTE.

11.3 Metales

Las piezas pequeñas de hierro o acero (que no sean de acero

inoxidable) de todos los instrumentos y equipo eléctrico, los núcleos de los electroimanes y las partes metálicas de los relés y otros mecanismos, serán tratadas para impedir la oxidación. Los núcleos u otros componentes laminados o aquellos elementos que no puedan ser tratados tendrán las partes expuestas cuidadosamente limpias y cubiertas completamente con esmalte, laca o compound.



Cuando sea preciso utilizar metales distintos en contacto, éstos deben

elegirse en lo posible de forma tal que la diferencia de potencial entre ellos en la serie electroquímica no supere los 0.5 volts.

Si esto no es posible las superficies en contacto de uno o ambos

metales serán cubiertas por electrodeposición o tratadas de manera de reducir la diferencia de potencial, o si es aplicable, los dos metales deben aislarse entre sí con un material aislante aprobado o una capa de barniz aislante.

11.4 Tornillos, tuercas, resortes, pivotes, etc.

Los tornillos de acero, cuando se usen, serán cadmiados, cincados o

cromados, o si esto no es posible por limitaciones de tolerancias, serán de acero resistente a la corrosión. Los tornillos para madera serán de bronce niquelado o con otra terminación apropiada.

Los tornillos de instrumentos (excepto aquellos que formen parte de un circuito magnético) serán de bronce. Los resortes serán de material inoxidable como bronce fosforoso o plata níquel, siempre que sea posible. Los pivotes y otras partes para las cuales solo son apropiados materiales ferrosos serán de acero inoxidable.

11.5 Telas, corcho, papel, etc.

Las telas, corcho, papel y materiales similares que deban protegerse

por impregnación deben tratarse apropiadamente con un fungicida.

No deben usarse telas impregnadas en aceite de linaza o barniz de aceite de linaza.

11.6 Adhesivos

Se elegirán especialmente aquellos que son inmunes a la humedad, moho y ataque de insectos. El cemento de resina sintética solo podrá usarse para unir madera. No se usará cemento de caseína.



11.7 Paneles

Todos los paneles que contienen equipos eléctricos serán tratados internamente con barniz especial anti-condensación y serán equipados con resistencias de calentamiento comandadas por termostatos. 12 Embalaje y embarque Durante el contrato y con anterioridad suficiente al embarque, el contratista deberá enviar a UTE para su aprobación la siguiente información: características constructivas de los embalajes (materiales, planos con dimensiones, peso, etc), normas de referencia, instrucciones para el transporte (por ej: si son aptos para el traslado mediante las uñas de un autoelevador), y condiciones para la estiba (por ej: cantidad de cajones que se pueden apilar uno sobre otro). En caso que algún aspecto relacionado con el embalaje no resulte aceptable para UTE, no se dará la autorización para el embarque hasta que se acuerde con el contratista la solución.

El Contratista preparará y cargará todos los materiales para embarque

de manera tal que estén protegidos durante el transporte y será responsable por cualquier daño que resulte de un embalaje inapropiado hasta la recepción.

No vendrán componentes de diferentes transformadores en la misma

caja. El equipo se depositará a la intemperie en destino durante varios meses, por lo que deberá estar protegido apropiadamente. Cuando resulte necesario, las partes pesadas vendrán montadas sobre trineos o encajonadas y los materiales que puedan perderse deben venir en cajones o en paquetes armados con flejes de acero y marcados en español para su fácil identificación. Todas las partes que excedan los 100 kg de peso bruto se prepararán para embarque de manera que las eslingas para izado por grúa sean fácilmente colocadas cuando las partes están en un camión, trailer o sobre cubierta. Los puntos en que las eslingas deban ser colocadas estarán claramente indicados. Las partes embaladas en cajas, cuando sea peligroso colocar las eslingas a las cajas, serán enviadas con eslingas atadas al equipo para poderlas manipular fácilmente.



Las partes eléctricas y las piezas mecánicas delicadas, que puedan sufrir daños por la humedad, se embalarán en envolturas selladas plásticas o de otro material apropiado, dentro de sus respectivos cajones.

Los cajones estarán claramente marcados y el contenido identificado para su apropiado almacenaje.

Las cajas que deban permanecer paradas se marcarán con flechas

señalando el lado que debe quedar hacia arriba.

Se deberá tener especial cuidado para apilar los cajones o cajas, considerando el peso indicado para ello. El embalaje deberá cumplir las normas internacionales en cuanto a calidad y robustez, guardando relación entre el equipo y el tipo de embalaje. Se deberá contemplar embalajes que presenten facilidad de manejo y prever las correctas condiciones de traslado ya sea con autoelevador, grúas, etc. Los repuestos deberán venir embalados por separado de los equipos y accesorios principales. A su vez los repuestos y accesorios deberán venir embalados de acuerdo a cada tipo de Transformador. Los transformadores saldrán de fábrica con el armario adosado instalado, así como con todo su correspondiente cableado. En caso de que el contratista presente dificultades para preparar el transformador a embarcar de esta forma, deberá poner a consideración de UTE (dentro de los 60 días inmediatos a la firma del contrato), una alternativa que garantice un montaje y cableados prácticos, marcando adecuadamente los cables, conectores, accesorios, etc. para evitar errores en el montaje. Cada embalaje deberá indicar de forma legible e indeleble (de acuerdo a Packing List):

-Descripción de los equipos -Modelo -Nro de serie -Nro de bulto -Identificación



13 Datos técnicos garantizados

13.1 Transformador Tipo I: 50 MVA 150/66/31.5 kV

1- Datos Generales

- Fabricante

- País de origen

- Normas de fabricación y ensayo

2- Datos eléctricos

- Frecuencia nominal (Hz)

- Tensiones nominales en vacío (kV):

Primaria

Rango de regulación

Secundaria


Terciaria

- Tensiones máximas en servicio (kV):

Primaria

Secundaria

Terciaria

- Grupo de conexión

- Potencia nominal (MVA) P S T

ONAN

ONAF

- Corriente absorbida en vacío (% de la corriente nominal ONAF)

- Impedancia de cortocircuito (%) con el primario en su toma: BASE 40 MVA

P-S P-T S-T

Inferior

Nominal

Superior

- Impedancia homopolar (%) en la toma nominal, BASE 40 MVA

P-S

P-T

S-T

- Perdidas en el cobre (kW) a 75ºC y corriente

nominal, base 40 MVA, con el primario en su toma: P-S P-T S-T

Inferior

Nominal

Superior

- Perdidas en vacío (kW)

a tensión nominal aplicada (V=Vn)

a tensión aplicada (V=1,1 x Vn)




- Potencia consumida por la refrigeración forzada con carga nominal ONAF (kW)

- Niveles de aislación a impulso (KVcr.):

Primario

Neutro primario

Secundario

Neutro secundario

Terciario

- Niveles de aislación a frecuencia industria (kVef.)l:

Primario

Neutro primario

Secundario

Neutro secundario

Terciario

- Aguante al cortocircuito (especificar si cumple con norma

IEC 60076-5)

3 - Corriente de excitación (A)

- Condiciones nominales (V=Vn)

- Tensión aplicada (V=0,9xVn)

- Tensión aplicada (V=1,1 xVn)

- Componentes armónicas (% ref. a corriente de excitación)

3era armónica

5ta armónica

7ma armónica

4 - Calentamiento, según IEC 60076-2

- Máximas sobretemperaturas respecto al ambiente, en las condiciones ambientales según estas especificaciones (°K)

Capa superior del aceite

Circuitos magnéticos

P S T

Media del arrollamiento

Hot Spot

Factor de Hot Spot (adimensional)

5 - Nivel de ruido máximo(dBA)

- Nivel de Ruido Presión, a potencia ONAN @ 0.3 m

- Nivel de Ruido Presión, a potencia ONAF @ 2.0 m

- Nivel de Ruido Potencia, a potencia ONAN

- Nivel de Ruido Potencia, a potencia ONAF

6 - Datos mecánicos y constructivos

- Pesos (T)

Máximo para transporte

Aceite

Núcleo y devanados

Unidad completa



- Dimensiones del transformador completo (m):

Altura

Largo

Ancho

- Dimensiones del bulto más grande para transporte (m):

Altura

Largo

Ancho

- Trocha (mm):

Longitudinal

Transversal

- Tanque principal

Sobrepresión resistida (kg/cm2)

Vacío absoluto resistido (mm de Hg)

Espesor de la chapa (mm)

Color

- Materiales

Juntas

Chapas del núcleo

Perdidas especificas (W/kg)

Tipo papel aislante (detallar tipo exacto)

- Aceite

Marca

Tipo

Rigidez dieléctrica

Punto de inflamación

Punto de congelación

- Ventiladores

Marca

Origen

Número total de ventiladores

Diámetro de las Palas (mm)

Caudal de cada ventilador (m3/s)

Velocidad (rpm)

Potencia nominal de cada motor (W)

Corriente de arranque de cada motor (A)

7 - Aisladores pasantes 150, 66 kV

Fase 150 kV

Neutro 150 kV

Fase 66 kV

Neutro 66 kV

- Fabricante

- Clase de tensión (kV)

- Corriente nominal (A)

- Corriente de corta duración nominal (kAef 3s)

- Tensión de ensayo a 50Hz 1min seco y húmedo (kVef.)

- Tensión de ensayo onda de impulso 1.2/ 50us (kVcr.)

- Línea de fuga mínima (mm)



- Esfuerzo cantiléver dinámico (cantilever test load, N)

- Esfuerzo cantiléver estático (cantilever operating test, N)

- Sobretensión temporaria máxima, duración según IEC 60137 (kVef.)

8 - Aisladores pasantes 31.5 kV

Fase 31.5 kV

- Fabricante










9 - Conmutador bajo carga 150 kV

- Fabricante

- País de origen

- Modelo


- Corriente máxima (kA)

- Normas de fabricación y ensayos

- Nivel de aislación (kV)

- Tensión de paso nominal (V)

- Corriente de cortocircuito 3s (kA)

10 - Conmutador bajo carga 66 kV

- Fabricante

- País de origen

- Modelo







9 - Transformadores de corriente tipo bushing

Neutro 150 kV

Neutro 66 kV

- Relación

- Clase de precisión

- Factor límite de precisión

- Potencia (VA)



13.2 Transformador Tipo II: 40 MVA 150/31,5 kV

1- Datos Generales

- Fabricante

- País de origen





Primaria


Secundaria


Primaria

Secundaria


- Potencia nominal ONAF (MVA)

- Potencia nominal ONAN (MVA)

- Potencia del terciario de compensación (MVA)


- Impedancia de cortocircuito (%) con el P-S P-T S-T

primario en su toma: 40MVA Inferior

Nominal

Superior

- Impedancia homopolar (%) en la toma nominal 40 MVA

P-S

P-T

S-T

- Perdidas en el cobre (kW) a 75ºC y corriente nominal, base 40 MVA, con el primario en su toma:

Inferior

Nominal

Superior





- Potencia consumida por la refrigeración

forzada con carga nominal ONAF (kW)


Primario

Neutro primario

Secundario



Neutro secundario

Terciario


Primario

Neutro primario

Secundario

Neutro secundario

Terciario


IEC 60076-5)






3era armónica

5ta armónica

7ma armónica





P S


Hot Spot








- Pesos (T)


Aceite

Núcleo y devanados

Unidad completa


Altura

Largo

Ancho


Altura



Largo

Ancho

- Trocha (mm):

Longitudinal

Transversal

- Tanque principal:




Color

- Materiales

Juntas

Chapas del núcleo



- Aceite

Marca

Tipo




- Ventiladores

Marca

Origen




Velocidad (rpm)



7 - Aisladores pasantes

Fase 150 kV

Neutro 150 kV

Fase 31,5 kV

Neutro 31,5 kV

- Fabricante










8 - Conmutador bajo carga

- Fabricante



- País de origen

- Modelo








Neutro 150 kV

Neutro 31,5 kV

Terciario

- Relación



- Potencia (VA)



13.3 Transformador Tipo III: 63 MVA 150/31,5 kV

1- Datos Generales

- Fabricante

- País de origen





Primaria


Secundaria


Primaria

Secundaria


- Potencia nominal ONAF (MVA)

- Potencia nominal ONAN (MVA)

- Potencia del terciario de compensación (MVA)


- Impedancia de cortocircuito (%) con el primario en su toma: base 63 MVA

P-S P-T S-T

Inferior

Nominal

Superior

- Impedancia homopolar (%) en la toma nominal base 63 MVA

P-S

P-T

S-T

- Perdidas en el cobre (kW) a 75ºC y corriente nominal, base 63 MVA, con el primario en su toma:

Inferior

Nominal

Superior








Primario



Neutro primario

Secundario

Neutro secundario

Terciario


Primario

Neutro primario

Secundario

Neutro secundario

Terciario


IEC 60076-5)






3era armónica

5ta armónica

7ma armónica





P S


Hot Spot








- Pesos (T)


Aceite

Núcleo y devanados

Unidad completa


Altura

Largo

Ancho




Altura

Largo

Ancho

- Trocha (mm):

Longitudinal

Transversal

- Tanque principal:




Color

- Materiales

Juntas

Chapas del núcleo



- Aceite

Marca

Tipo




- Ventiladores

Marca

Origen




Velocidad (rpm)




Fase 150 kV

Neutro 150 kV

Fase 31,5 kV

Neutro 31,5 kV

- Fabricante













- Fabricante

- País de origen

- Modelo








Neutro 150 kV

Neutro 31,5 kV

Terciario

- Relación



- Potencia (VA)



13.4 Transformador Tipo IV: 100/3 MVA 159,98/√√√√3 / 34,1/√√√√3 / 6kV

1- Datos Generales

- Fabricante

- País de origen





Primaria


Secundaria


Terciario


Primaria

Secundaria

Terciario


- Potencia nominal (MVA) P S T

ONAF

ONAN


- Impedancia de cortocircuito (%) con el primario en su toma: base 100 MVA

P-S P-T S-T

Inferior

Nominal

Superior

- Impedancia homopolar (%) en la toma nominal, base 100 MVA

P-S

P-T

S-T

- Perdidas en el cobre (kW) a 75ºC y corriente

nominal, base 100 MVA, con el primario en su toma: P-S P-T S-T

Inferior

Nominal

Superior










Primario

Neutro primario

Secundario

Neutro secundario

Terciario


Primario

Neutro primario

Secundario

Neutro secundario

Terciario


IEC 60076-5)






3era armónica

5ta armónica

7ma armónica





P S T


Hot Spot








- Pesos (T)


Aceite

Núcleo y devanados

Unidad completa




Altura

Largo

Ancho


Altura

Largo

Ancho

- Trocha (mm):

Longitudinal

Transversal

- Tanque principal:




Color

- Materiales

Juntas

Chapas del núcleo



- Aceite

Marca

Tipo




- Ventiladores

Marca

Origen




Velocidad (rpm)




Fase

150/√3 kV Neutro

150/√3 kV Fase

34,1/√3 kV

Neutro

34,1/√3 kV

- Fabricante













- Fabricante

- País de origen

- Modelo








Neutro 159.98 kV

- Relación



- Potencia (VA)

capitulo iii especificaciones tecnicas€¦ · 4.2.2 manual de montaje, operación y mantenimiento...

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