transformador principal potencia

PLANTA VALDIVIA

MANTENCION ELECTRO - CONTROL

TRANSFORMADOR PRINCIPAL

MÓDULO REVISIÓN FECHA P

MVE - 30 0 17/02/03

REPARADO REVISADO APROBADO

Ruben Alvarez

Fernando Morales

Félix Hernaiz

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REGISTRO DE REVISIONES.

Revisión Descripción Ejecutó Aprobó Fecha

Diseño: Este material se editó utilizando el procesador Word de la versión 2000 de Office de Microsoft. Su visualización e impresión quedó habilitada para utilizar Acrobat Reader de la versión 5.0. Los dibujos, esquemas, fotografías y planos que lo acompañan se insertaron utilizando la extensión jpg. Para su edición electrónica se utilizó Dreamweaver, en tanto que las animaciones se hicieron utilizando Flash, ambos software pertenecientes a la suite e-learning de Macromedia en su versión MX 5.0 Para el acceso electrónico se requiere que la pantalla de su computador se configure en la resolución estándar 800x600 y se disponga de los plug in de Flash 6.0 y del Acrobat Reader

2002 Celulosa Arauco y Constitución S. A. Todo el material contenido en este módulo es propiedad intelectual de Celulosa Arauco y Constitución S.A. Queda prohibida toda copia, reproducción, distribución, publicación, ejecución, exhibición, modificación, transmisión, o creación de obras derivadas y cualquier otra forma de explotar dichos contenidos sin el consentimiento expreso y previo por parte de un ejecutivo superior designado por la Compañía para este fin.

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ÍNDICE.

PRESENTACIÓN...............................................................................................................4 OBJETIVOS DE APRENDIZAJE........................................................................................5 1 INTRODUCCION......................................................................................................... 6

1.1 Definición............................................................................................................... 6 1.2 Circuito equivalente. .............................................................................................. 7 1.3 Modelos de transformadores. ................................................................................ 8 1.4 Disposición de transformador principal en Celulosa Planta Valdivia. .................... 9

2 COMPONENTES DEL EQUIPO................................................................................ 14 3 DETALLE DE COMPONENTES................................................................................ 15

3.1 Núcleo. ................................................................................................................ 15 3.2 Toma HV. ............................................................................................................ 16 3.3 Toma LV. ............................................................................................................. 18 3.4 Cambiador de Taps. ............................................................................................ 19 3.5 Radiadores. ......................................................................................................... 27 3.6 Equipos Auxiliares. .............................................................................................. 28

4 FUNCIONAMIENTO DEL EQUIPO. .......................................................................... 36 5 RECOMENDACIONES GENERALES....................................................................... 38

5.1 Normas de seguridad. ......................................................................................... 38 6 MANTENCIÓN DEL EQUIPO.................................................................................... 39

6.1 Intervalos de Mantenimiento................................................................................ 40 6.2 Mantención Tipo A: Inspecciones........................................................................ 41 6.3 Mantención Tipo B: Control. ................................................................................ 43 6.4 Mantención Tipo C: Cambio de Componentes. ................................................... 44 6.5 Mantención Tipo R: Reparación. ......................................................................... 46

7 DETECCION Y SOLUCION DE PROBLEMAS. ........................................................ 48 7.1 Defectos Mecánicos. ........................................................................................... 48 7.2 Defectos Eléctricos.............................................................................................. 49

8 BIBLIOGRAFÍA.......................................................................................................... 50 9 EVALUACIÓN. .......................................................................................................... 51

9.1 Test N°1 .............................................................................................................. 51 9.2 Test N°2. ............................................................................................................. 53 9.3 Práctica en Terreno. ............................................................................................ 57

AREA Mantención Electro-Control Página Página 3 de 57 EQUIPO Trasformador Principal Fecha 17/02/03 MATERIA Índice Revisión n° 0

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PRESENTACIÓN.

El módulo “Transformador Principal” del área de Electro-Control, es parte de una serie de módulos de instrucción de Mantención.

Tiene como finalidad entregar las funciones, componentes, tareas y procedimientos básicos de la mantención de los transformadores e incluye los aspectos más relevantes relacionados con la mantención que se debe realizar a las unidades electrónicas.

Este módulo entrega un enfoque detallado de su trabajo, permitiéndole efectuar mantención y/o reparación adecuada del equipo. Presenta el material de aprendizaje de tal forma que, una vez que haya finalizado todas las secciones de aprendizaje, usted conozca el funcionamiento y mantención de los Transformadores.

El personal que complete exitosamente las actividades contempladas en el programa de capacitación, del cual este módulo forma parte , incluyendo las fases de instrucción presencial y de terreno, quedará en condiciones de realizar en forma adecuada las tareas inherentes a la mantención del equipo.

Una evidencia de que el aprendizaje ha ocurrido incluye la probación del test del contenido teórico del manual con un mínimo de 85 %.

AREA Mantención Electro-Control Página Página 4 de 57 EQUIPO Trasformador Principal Fecha 17/02/03 MATERIA Presentación Revisión n° 0

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OBJETIVOS DE APRENDIZAJE.

Al terminar el estudio de este módulo, y complementarlo con las prácticas de terreno incluidas en el programa de capacitación, usted será capaz de:

1. Identificar las partes principales del equipo en:

• Plano unilineal eléctrico. • Plano CAD. • Equipo en terreno.

2. Identificar los instrumentos asociados.

• Plano CAD. • Equipo en terreno.

3. Entender la forma en que operan los componentes principales.

• Instrumentos asociados a protección. • Instrumentos asociados a alarma.

AREA Mantención Electro-Control Página Página 5 de 57 EQUIPO Trasformador Principal Fecha 17/02/03 MATERIA Objetivos de Aprendizaje Revisión n° 0

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1 INTRODUCCION. 1.1 Definición. El transformador es un dispositivo que convierte energía eléctrica de un cierto nivel de voltaje, en energía eléctrica de otro nivel de voltaje, por medio de la acción de un campo magnético. Esta constituido por dos o más bobinas de alambre, aisladas entre sí eléctricamente por lo general, y arrolladas alrededor de un mismo núcleo de material ferromagnético de alta permeabilidad. La Figura 1.1 y Figura 1.2 muestran en forma esquemática un dibujo en corte.

Figura 1.1 Esquema del transformador de dos

devanados.

Figura 1.2 Esquema del transformador de dos

devanados. Para la construcción del núcleo se emplea casi exclusivamente chapas de grano orientado, laminadas en frío, de 0,3 mm de espesor, con cifras de pérdidas del orden de 0,3 W/Kg, con las que se alcanzan inducciones de 1,7 a 1,9T. La alta permeabilidad del núcleo hace que éste se constituya en el camino preferencial para el flujo, por lo que la mayor parte de éste se cierra a través del núcleo, enlazando así a ambos devanados. Pero como la permeabilidad del núcleo no es infinita, también habrá flujo por el aire.

AREA Mantención Electro-Control Página Página 6 de 57 EQUIPO Trasformador Principal Fecha 17/02/03 MATERIA 1. Introducción Revisión n° 0

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El arrollamiento que recibe la energía eléctrica se denomina arrollamiento primario (bobina A), con independencia si se trata del mayor (alta tensión) o menor tensión (baja tensión). El arrollamiento del que se toma la energía eléctrica a la tensión transformada se denomina arrollamiento secundario (bobina B). Ambas bobinas envuelven la misma columna del núcleo de hierro. En un transformador, el núcleo tiene dos misiones fundamentales: Desde el punto de vista eléctrico: Es la vía por que discurre el flujo magnético. A través de las partes de la culata conduce el flujo magnético siguiendo un circuito preescrito, de una columna a otra. Desde el punto de vista mecánico: Es el soporte de los arrollamientos que en él se apoyan. 1.2 Circuito equivalente. Dada la importancia de la representación esquemática del transformador en los circuitos eléctricos, se ha desarrollado el circuito equivalente.

Figura 1.3 Esquema de acoplamiento

inductivo del transformador.

Figura 1.4 Circuito magnético ideal del

transformador.

En la Figura 1.3 se reproduce el dibujo en corte del transformador superponiéndole el esquema de acoplamiento inductivo. De él se aprecia claramente la topología del circuito magnético ideal de la Figura 1.4 Las bobinas, con vueltas N1 y N2 , se reemplazan por bobinas ideales, sin pérdidas, en serie con las se conectan sendas resistencias, cuyo valor es tal que las pérdidas generadas en ellas sean iguales a las pérdidas que se producen en las bobinas reales.


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Si referimos todos los parámetros al voltaje primario, obtendremos el siguiente circuito:

Figura 1.5 Circuito equivalente de un transformador.

Donde:

V1: Voltaje primario. R1: Resistencia del primario. Xd1: Reactancia de dispersión del primario. V2’: Voltaje secundario referido al primario. R2’: Resistencia del secundario referida al primario. Xd2’: Reactancia de dispersión del secundario referida al primario. Xm: Reactancia magnetización. Rm: Resistencia de la rama de magnetización, representa las pérdidas del

núcleo. 1.3 Modelos de transformadores. Principalmente, en Celulosa Planta Valdivia, los modelos utilizados serán cuatro, de acuerdo a su nivel de tensión:

Transformador principal. 220/15 KV

Transformadores de distribución . 15/0.69 KV

Transformadores especiales. 15/6.6 KV

Transformadores de fuerza y alum. 0.69/0.4 KV


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1.4 Disposición de transformador principal en Celulosa Planta Valdivia. 1.4.1 Plano Unilineal Subestación 1.

Figura 1.6 Plano Unilineal Subestación 1.


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1.4.2 Plano eléctrico transformador. 1.4.2.1 Descripción de elementos eléctricos.

Descripción Símbolo Desconectador Motorizado : Utilizado para tener visualización de apertura del circuito 220 KV. Abre desconectador principal y aterriza lado HV del transformador.

Pararrayos : Limita las sobre tensiones en el transformador. Transformador de potencial: Obtiene una muestra de tensión del transformador. Transformadores de corriente: Son dos, sirven para obtener una muestra de corriente de la corriente que circula por el transformador. Interruptor 2000 Amperes, con aislamiento en SF6 y sincronizable (S): Permite conectar el transformador a la línea de 220 kV Transformador Zigzag: Utilizado para crear una tierra artificial en el secundario del transformador.


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Figura 1.7 Descripción de la nomenclatura del transformador en el plano.


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1.4.2.2 Conexión del transformador trifásico. Existen distintas maneras de realizar las conexiones de los transformadores, tanto en el primario como en el secundario del transformador, para nuestro caso se mencionará sólo una: Conexión Estrella /Delta: En esta conexión los voltajes primarios de línea y de fase cumplen la relación PLP Vφ3=

SLS Vφ=

V , mientras que las tensiones secundarias de línea y de fase son iguales a V Así que la relación entre los voltajes de línea del primario y del secundario del

transformador son: aVLSLP 3=V

Figura 1.8 Conexión del transformador trifásico. Donde: a: Razón de transformación, que es igual a la razón entre el número de espiras. Es

adimensional. Vlp: Voltaje entre líneas del primario. Vls: Voltaje entre líneas del secundario. Np: Número de espiras del lado primario. Ns: Número de espiras del lado secundario. Ventajas de esta conexión:

• No, tiene problemas con componentes de tercera armónica de voltaje, puesto que estos se consumen en corriente circulante, en el lado conectado en delta.

• Esta conexión redistribuye parcialmente cualquier desbalance de carga.


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Desventaja de esta conexión:

• Debido a la conexión delta, los voltajes en el secundario sufren un desplazamiento de 30º con respecto a los voltajes del primario.

Nota: El desplazamiento se hace crítico cuando se requiere conectar un segundo transformador en paralelo, por el secundario de ambos transformadores. En ese caso los ángulos de las tensiones de fase deben ser iguales. 1.4.3 Disposición del transformador principal en terreno.

Figura 1.9 Disposición del transformador principal en terreno.


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2 COMPONENTES DEL EQUIPO. Un transformador se encuentra formado por los siguiente elementos principales:

Figura 2.1 Transformador principal T-1 220/15 kV.

Núcleo (interior del tanque): • (1) Toma Alto Voltaje (HV). • (2) Toma Bajo Voltaje (LV). • (3) Cambiador de Taps:

o Accionamiento a motor tipo MA 7. o Regulador de Voltaje VC 100-BU.

• (4) Radiadores. • (5) Equipos Auxiliares. • (6) Pararrayos. • (7) Estanque conservador de aceite. • (8) Ventiladores.

AREA Mantención Electro - Control Página Página 14 de 57 EQUIPO Trasformador Principal Fecha 17/02/03 MATERIA 2. Componentes del Equipo Revisión n° 0

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3 DETALLE DE COMPONENTES. 3.1 Núcleo. Función: Proporcionar el flujo magnético. (concentra el flujo magnético en su interior). Composición: Laminas de fierro silicoso de alta permebilidad y cobre de alta pureza. Estructura:

• Marco rígido: Este proporciona la presión suficiente para mantener fijo el bobinado y las láminas de acero fijas.

• Bobinados de cobre (Cu). • Láminas de acero.

Figura 3.1 Núcleo.

AREA Mantención Electro - Control Página Página 15 de 57 EQUIPO Trasformador Principal Fecha 17/02/03 MATERIA 3. Detalle de Componentes Revisión n° 0

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3.2 Toma HV. Función: Proporcionar la rigidez dieléctrica entre el conductor aéreo de 220 KV y el resto de las estructuras del transformador, sometidas a potencial “cero”. Los aislantes superior, inferior y la brida de fijación, se encuentran sujetos por un tubo central entre las tuercas de tope. El sellado se logra mediante juntas de caucho resistentes al aceite instaladas en las ranuras. Composición: Material aislante de porcelana. Estructura: 1. Terminal superior: Sirve de fijación para el terminal conector del conductor aéreo. 2. Alojamiento superior: Dispone del espacio suficiente para la expansión del aceite interno, por cambio de temperatura del aislador. 3. Visor: Indica el nivel del aceite en el interior del bushing. 4. Aislante de porcelana lado aire (superior): Proporciona la rigidez dieléctrica entre el terminal superior y la estructura conectada a la brida de fijación. 5. Aceite interior bushing: Es el aislante entre el cuerpo capacitivo y la porcelana. 6. Toma para pruebas: Permite tomar muestra de aceite. 7. Válvula de relleno aceite: Permite rellenar el estanque de aceite. 8. Brida de fijación: Fija el aislador a la estructura del transformador. 9. Aislante de porcelana lado aceite (inferior): Proporciona la rigidez dieléctrica entre la varilla de conexión de la bobina de alta tensión y la estructura del transformador.

Figura 3.2 Aislador 245 KV.


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Diagnóstico del estado de un Aislador. Si bien el fabricante no indica pautas de mantención, es importante conocer cual es el estado de los aisladores, ya sea por deterioro de una campana o por trabajar en una condición ambiental desfavorable. Para lo anterior existen algunos métodos tanto pasivos como activos para diagnosticar el estado de un aislador.

• Medición Térmica.

• Medición de Capacitancia.

• Medición de tangente δ. Medición con cámara infrarroja. Esta técnica muy difundida en la actualidad, se basa en el concepto de termovisión, el cual consiste en detectar los puntos calientes en el aislador utilizando para ello una cámara de infrarrojos, ésta puede detectar conexiones sueltas, ya que la falla de contacto origina altas temperaturas. En la Figura 3.3 se muestra un ejemplo: el terminal exterior del bushing 3, se encuentra con una temperatura superior (color naranja) a la que tienen los otros dos bushing (color azul). Esto claramente indica un problema en ese terminal.

Figura 3.3 Imagen térmica de un aislador.

Mantención de Aisladores:

• Como norma general los fabricantes de aisladores no indican mantenimiento, pero es recomendable limpiar los aisladores de porcelana con agua y si es necesario con alcohol etílico o acetato de etilo, NO UTILIZAR SOLVENTES ya que lo pueden dañar.


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3.3 Toma LV.

Figura 3.4 Toma LV.

Función: Recibir terminales alimentador salida en 15 KV. Composición: Material aislante tipo loza con alta rigidez dieléctrica. Estructura:

1. Terminal interior: Fija varilla lado bobina LV.

2. Terminal exterior: Conecta terminales de los cables de salida.

3. Cuerpo de porcelana: Proporciona la rigidez dieléctrica entre las partes activas y el resto de las estructuras a potencial cero.

4. Brida de fijación: Se utiliza para fijar bushing contra la carcasa metálica del transformador.

5. Válvula de relleno aceite: Permite retirar o rellenar de aceite el interior del bushing.


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3.4 Cambiador de Taps.

Figura 3.5 Cambiador de taps bajo carga.

Función: Proporcionar las distintas derivaciones para regular el voltaje aplicado al primario del transformador. El cambiador de tomas bajo carga está concebido como un conmutador selector de diseño tubular. El aceite de conmutación queda separado del aceite del transformador mediante un compartimiento estanco. Estructura: Compartimiento de aceite (1) : Proporciona la conmutación para distintos niveles de voltaje. Selector (2): Salida física hacia los distintos devanados del transformador. Árbol de accionamiento (3): Transmite el movimiento desde el accionamiento motorizado MA 7al cambiador de taps. Accionamiento a motor modelo MA 7 (4): Sirve para ajustar la posición de servicio de cambiador de taps bajo carga. Relé de protección RS 2001 (5): Señaliza posible falla dentro del compartimiento de aceite del cambiador de taps, este provoca la desconexión inmediata del transformador.

Figura 3.6 Detalle de componentes de Cambiador de taps M III 350 Y 72.5/C.


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3.4.1 Compartimiento de aceite. Función: Contener el aceite del cambiador de taps y sirvir de fijación para la tapa superior del transformador (ver Figura 3.7). Este equipo pesa aproximadamente 160 Kg sin aceite. Después de cada mantención del cambiador de taps, éste se debe llenar de aceite, teniendo el cuidado de purgar las líneas de aire. Nota: Este compartimiento utiliza sólo aceite mineral aislante para transformadores.

Figura 3.7

Compartimento de aceite.

3.4.2 Selector. Función: Realiza la conmutación entre los contactos móviles y los contactos fijos los cuales están conectados a los respectivas derivaciones de los devanados.

Figura 3.8 Selector.


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3.4.3 Relé Protección RS 2001. Función: Estructura: Caja: Esta se encuentra provista por el cuerpo principal y la caja de conexiones, tal como lo muestra la Figura 3.9.

• Cuerpo principal (1). • Caja de conexiones (2).

Figura 3.9 Relé Protección RS 2001.

Relé: El órgano activo del relé comprende una clapeta provista de un orificio y un imán permanente. El imán permanente asegura el funcionamiento del contacto seco y el mantenimiento de la clapeta en posición de “rearme”.

• Clapeta (1). • Imán permanente (2). • Ampolla del interruptor (3).

Figura 3.10 Interior de relé.

Operación: Este relé sólo puede ser operado cuando circula un flujo de aceite desde la cabeza del cambiador de taps hacia el conservador. Este flujo de aceite empuja sobre la clapeta y la hace bascular a posición DESCONEXION. De esta forma se entrega la señal a los interruptores principales para que desconecten el transformador. Nota: Esta protección debe desconectar inmediatamente el transformador y no se debe intentar conectar el transformador hasta tener claro porqué operó este relé.


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Figura 3.11 Chequeo del Relé.

Chequeo del Relé: El relé RS 2001 posee en la caja de conexiones dos botones de prueba (ver Figura 3.11):

• Botón pulsador de “rearme” (1). • Botón pulsador de “desconexión” (2).

Procedimiento después de operación del relé: Cuando este relé ha operado y provocado la desconexión del transformador, se debe efectuar el siguiente procedimiento:

a) Anotar la hora y la fecha de la desconexión. b) Anotar la posición de servicio del cambiador de

taps. c) Bloquear el accionamiento a motor (desconectar

el guardamotor). d) Controlar la estanqueidad de la tapa del

cambiador de taps, si existe fuga, cerrar inmediatamente la válvula del conservador de aceite.

e) Verificar si la clapeta del relé se encuentra en posición rearme o desconexión.

Supervisión del cambiador de taps en servicio: Tres elementos se deben controlar visualmente durante el servicio normal del cambiador de taps:

a) La cabeza del cambiador. b) El relé de protección. c) Accionamiento a motor.

Es preciso prestar especial atención a lo siguiente:

• Que las juntas entre el relé y las tuberías se encuentren estancas, sin filtración de aceite.

• Que las juntas de la caja de accionamiento a motor se encuentren estanco.

• Que el calefactor incorporado en la caja del accionamiento al motor se encuentre operando correctamente.

Figura 3.12 Relé actuado.

Figura 3.13 Relé Normal.


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3.4.4 Regulador de tensión VC 100-BU. Función: Utilizado para el control automático de la tensión del transformador. Estructura: Equipo electrónico montado en caja protectora con ventanilla para optimizar la visualización.

Figura 3.14 Panel del

regulador.

Identificación del teclado del VC 100-BU: Para información detallada de ajuste de parámetros refiérase a manual del fabricante). (Manual VC 100-BU.pdf ó http://www.reinhausen.com/mr/en/products/electronics/ ).


http://www.reinhausen.com/mr/en/products/electronics/

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Figura 3.15 Elementos de ajuste en placa frontal del VC 100-BU.

1. Selector LOCAL/REMOTO. 2. Led indicador del modo de operación. 3. Selector del modo de operación (MANUAL/AUTOMATICO). 4. Pulsador sensitivo. 5. Led aviso para programa de regulación específico. 6. Botón giratorio SCROLL. 7. Ajuste de la relación de transformación de los transformadores de medida y del tipo

de conexión. 8. Pulsador sensitivo “INFO”. 9. Pulsador sensitivo para Ux(LCD)/Limitación de la tensión (Comp..-Z). 10. Selector de corredera para LCD/comp..-Z. 11. Pulsador sensitivo para Ur(LCD)/Elevación de la tensión (comp..-Z). 12. Display LC.


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Figura 3.16 Elementos de ajuste en placa frontal del VC 100-BU.

13. Pulsador sensitivo para temporización. 14. Señal previa “Subir”. 15. Pulsador sensitivo para sensibilidad. 16. Pulsador sensitivo para valor de setting. 17. Señal previa “Bajar”. 18. Pulsador sensitivo para bloqueo por sobrecorriente. 19. Pulsador sensitivo para detección de sobretensión. 20. Pulsador sensitivo para bloqueo por baja tensión. 21. LED de aviso de U<, U>, I>. 22. Interfase de comunicación. 23. Pulsador sensitivo. 24. Led para modificación del valor de setting. 25. Pulsador sensitivo para trabajo en paralelo. 26. LED de indicación trabajo en paralelo.

Figura 3.17


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Funciones del Regulador de Voltaje VC 100-BU. ARS: (Advanced Regulating System) Es uno de dos modos de regulación que posee el VC 100-BU. Bloqueo por baja tensión: El bloqueo por baja tensión evita cambios de tomas durante colapsos de la red. Bloqueo por sobrecorriente: El bloqueo de sobrecorriente evita cambios de toma durante sobrecargas. Compensación de caída en línea mediante LCD: El Line Drop Compensator (LCD), permite la formación de una imagen de las caídas óhmicas e inductivas de una línea. Mediante una influencia sobre el valor de setting, la tensión al final de la línea se mantiene constante, independiente del estado de la carga. Compensación de caída en línea mediante Compensación -Z: Mediante la compensación –Z, se mantiene constante la tensión en un determinado punto de la red, independiente de la corriente de carga. Circuito eléctrico del Regulador de Voltaje: En la Figura 3.18, se muestra el diagrama en bloques y la conexión que posee el regulador de voltaje, versión 01. Este regulador trabaja con un microprocesador de 8 bit y contiene, tal como se aprecia en la figura los siguiente elementos: Transformadores de corriente. Interfase serie (utilizada para el servicio en paralelo). Transformadores de tensión. Interfase para setting. Entradas optoacopladas. Interfase para fibra óptica en conexión remoto. Contactos de relés.


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Figura 3.18 Esquema en bloque y de Conexión del regulador VC 100-BU.

3.5 Radiadores. Función: Servir de intercambiador de calor entre la cuba de aceite (tanque del transformador) y el medio ambiente. Permite bajar la temperatura del aceite y por consiguiente bajar la temperatura en que se encuentran las bobinas del transformador. Composición: Fabricado en acero laminado de 1 a 1.5 mm de espesor con tratamiento de pintura. Estructura: Válvula de corte(1): Cortan el flujo de aceite del transformador hacia el radiador. Laminas planas (2) : Proporcionan la superficie necesaria para el intercambio de calor con el medio ambiente.

Figura 3.19 Radiadores.


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3.6 Equipos Auxiliares. 3.6.1 Termómetro de aceite. Función: Monitorear la temperatura del aceite en el interior del transformador. Para ello utiliza un sensor tipo PT 100. Composición: Caja de acero con tratamiento de galvanizado en caliente. Posee un rango de temperatura de –40ºC a 80ºC, carcasa con protección IP55 Estructura:

• Sensor (1). • Indicador local (2). • Bloque de conexiones (3).

Figura 3.20 Indicador local.

Figura 3.21 Bloque de

conexiones.

Figura 3.22 Sensor.


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3.6.2 Termómetro de bobinado. Función: Monitorear la temperatura del bobinado del núcleo. Composición: Caja de acero con tratamiento de galvanizado en caliente. Posee un rango de temperatura de –40ºC a 80ºC, carcasa con protección IP55. Estructura: La temperatura del bobinado se determina indirectamente. La diferencia de temperatura entre el bobinado y el aceite de refrigeración es función de la corriente real en el bobinado. Para lo anterior se utiliza el transmisor de temperatura ZT-F2.

• Sensor (PT 100) (1). • Transmisor de temperatura (ZT-F2) (2). • Indicador local (3). • Bloque de conexiones (4).

Figura 3.23

Indicador local.

Figura 3.24 Bloque de conexiones.

Figura 3.25 Sensor (PT 100).


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3.6.3 Indicador de Nivel. Función: Indicar el nivel del aceite en el interior del transformador. Composición: Carcasa de aluminio. Estructura: El medidor de nivel consiste básicamente en un sensor y una unidad indicadora. La unidad sensor está formada por una placa de flange sellado y se instala directamente en la pared del conservador. El brazo de flotación, transfiere la subida y bajada de la flotación hacia el pivote. El pivote se conecta, por medio de un embrague magnético, a una aguja indicadora en el display del indicador. Estos equipos se suministran con dos microswitch los cuales pueden ser utilizados para alarma y trip de la unidad ante perdida del nivel de aceite.

Figura 3.26 Indicador del nivel de aceite.

Figura 3.27 Caja con bloque de conexiones.

• Indicador local. • Varilla de flotación . • Flotador. • Acoplamiento magnético. • Caja con bloque de conexiones.

Figura 3.28 Indicador local.

Nota: El nivel del aceite en el conservador se establece a 25ºC, cuando la aguja indicadora del instrumento está en su posición central entre los extremos máximo y mínimo. Temperaturas del aceite superiores a 25ºC producirán un aumento de su volumen y una indicación mayor en el instrumento. En el caso contrario, si la temperatura del aceite es inferior a 25ºC, se producirá una contracción en su volumen, lo que hará que la aguja del instrumento se acerque a la indicación “mínimo”. Al inspeccionar el nivel de aceite se deben tomar en cuenta estos factores.


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3.6.4 Protección, válvulas de alivio.

Figura 3.29 Protección, válvulas de alivio.

Función: Las Válvulas de Alivio se usan para prevenir una rápida generación de presión en el tanque, lo que podría causar una explosión. Se proyectan para operar y descargar externamente el exceso de presión, con seguridad, en un corto período de tiempo. Se usa en el tanque del transformador, donde una falla interna puede causar la formación instantánea de un gran volumen de gas. Si esa presión no se retira del tanque, ocurrirán serias consecuencias, como por ejemplo la ruptura del tanque. Estructura:

• Microswitchs (1). • Bandera de alarma (2). • Cuerpo de la protección (3).

Operación del equipo: Este equipo básicamente es una válvula accionada por resorte que automáticamente se reconecta, después de un alivio de presión. Los resortes son retenidos en compresión por la cubierta y presionados en un disco, el cual sella una abertura en la parte superior del estanque. Si la presión en el estanque, excede la presión de operación, el disco se mueve hacia arriba, liberando presión. A medida que disminuye la presión, los resortes reconectan la válvula. La operación de este dispositivo se indica con una banderola de color amarillo (aceite), azul (silicona). Para resetear esta banderola, basta presionarla hacia su posición original.


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3.6.5 Protección BUCHHOLZ.

Figura 3.30 Protección BUCHHOLZ.

Función: El Relé Buchholz tiene por finalidad protegen los equipos sumergidos en líquido aislante (aceite). Estos aparatos detectan, de forma precisa, problemas como fuga de líquido aislante, cortocircuito interno del equipo o formación de gases internos, entre otros. Descripción del equipo: Este relé sólo lo encontraremos en transformadores con conservador de aceite, posee dos cámaras para relleno de aceite, con flotadores y relés incorporados. El gas generado por una falla interna, asciende hacia la protección, llegando a la cámara superior del relé, allí desplaza hacia abajo el flotador superior, éste al bajar acciona un switch magnético el cual entrega la alarma. El flotador inferior, detecta el bajo nivel de aceite en el conservador, y cierra unos contactos que se utilizan para aislar de la red al transformador. Estructura:

• Flotador superior (1). • Magneto (2). • Flotador inferior (3). • Block de contactos (4).


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3.6.6 Secador de aire de Silica GEL. Función: Extraer la humedad existente en el aire, que es absorbida por el transformador o recipiente de líquidos. Operación: A medida que baja la temperatura del líquido aislante del transformador, éste (líquido aislante) disminuye su volumen al tiempo que aspira aire; este aire pasa por el secador donde se le extrae la humedad. Al subir la temperatura, el volumen del líquido aislante aumenta impulsando aire hacia el exterior, el cual atraviesa el secador en sentido inverso. La Sílica en estado activo (buena condición), es azul cristalino, al absorber humedad tiene lugar un cambio de color hacia rosa en una zona progresiva de abajo hacia arriba. Cuando se encuentra en este estado debe ser reemplazada.

Figura 3.31 Secador de

aire de Sílica GEL.

Tabla 3-1 Sílica necesaria por litros de aceite.

ITEM VOLUMEN DE ACEITE (lt) SÍLICA GEL (Kg)

1 1000 0,5 2 2000 1 3 4000 2 4 6000 3 5 8000 4 6 10000 5 7 12000 6 8 14000 7


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3.6.7 Ventiladores. Función: Proveer de enfriamiento adicional ante un aumento de carga por sobre el valor nominal del transformador. Estructura:

• Ventilador. • Motor.

Operación: Existen dos formas de colocar en servicio los ventiladores, una es con el selector en posición manual y la otra en posición automático, en esta última posición el comando de partida lo efectúa el medidor de temperatura, vía el cierre de contactos previamente seteados. En la Figura 3.33 y Figura 3.34 se muestra dicho control.

Figura 3.32 Ventiladores.

Figura 3.33 Circuito de control de ventiladores.


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Figura 3.34 Circuito de fuerza de Motor 101.


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4 FUNCIONAMIENTO DEL EQUIPO.

Figura 4.1 Esquema que ilustra el principio de funcionamiento de un transformador.

Funcionamiento de un transformador.

Figura 4.2 Transformador

monofásico.

Figura 4.3 Flujo en un transformador.

a) Cuando se conecta el primario a una fuente de corriente alterna, por el bobinado primario de transformador comienza a circular corriente alterna (ver Fig.)

b) En cuanto fluye corriente por un conductor se crea un campo magnético alrededor de él. Si la corriente cambia continuamente en magnitud y polaridad como es el caso en corriente alterna), el campo magnético que se origina en el núcleo de hierro hará lo mismo.

c) El campo magnético está, por tanto, continuamente expandiéndose y contrayéndose. Como el circuito magnético es cerrado, la variación del campo magnético es la misma en cualquier parte del núcleo.

d) Las líneas magnéticas al expandirse y contraerse cortarán a los conductores situados en cualquier parte del núcleo (bobina B), y de acuerdo con el experimento de Faraday, en éstos aparecerá una fem inducida.

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e) Como a cada conductor sobre el núcleo le corta el mismo flujo, la fem inducida por

vuelta será la misma. Por tanto, el voltaje en cada bobinado será proporcional al número de vueltas.

Figura 4.4 Circuito equivalente de un transformador.

Transformador en carga:

Si se conecta el secundario a una carga, pasará una corriente a través de la carga y también por el bobinado del secundario. La energía que consuma la carga tiene que proceder de la línea; de aquí que la

carga en el primario tenga que variar de la misma forma que en el secundario. En la Figura 4.3 se muestra que no existe conexión eléctrica entre los bobinados

del primario y el secundario. La energía consumida por la carga se transfiere del secundario al primario, por

medio del flujo magnético. El rendimiento del transformador es muy alto, a menudo superior al 95 por 100; de

aquí que la potencia del primario y el secundario sean casi la misma, expresadas en VA. En estas condiciones las intensidades varían inversamente con los voltajes.

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5 RECOMENDACIONES GENERALES. 5.1 Normas de seguridad. Antes de realizar cualquier intervención en los transformadores se deben considerar las siguientes normas de seguridad:

1. Informar a operaciones de la intervención del equipo.

2. Utilizar todos los elementos personales necesarios como: guantes, protectores auditivos, protectores visuales, etc.

3. Nunca trabajar con equipo energizado.

4. Asegurarse contra la reconexión.

5. Verificar la ausencia de tensión.

6. Poner a tierra y cortocircuitar.

7. Informar oportunamente las anomalías detectadas.

8. Todas las normas de seguridad adicionales que el ejecutor considere necesarias

para una ejecución sin riesgo.

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6 MANTENCIÓN DEL EQUIPO. Mantención Tipo A. Inspección.

Este tipo de Mantención se re4alia con el equipo en funcionamiento, por lo que se deberá incluir todos los chequeos factibles de realizar en esta condición y sin comprometer la seguridad de las personas o equipos:

• Niveles de Aceite. • Flujos de Agua de Sello. • Temperaturas. • Vibraciones. • Inspecciones Visuales. • Etc.

Mantención Tipo B. Control.

Debe considerar aspectos fundamentales para la operación correcta del equipo, como son la lubricación, ajustes menores, seteos y regulaciones, que se puedan realizar en servicio y/o en una detención menor del equipo.

Mantención Tipo C. Cambio Componentes. En este tópico se debe considerar el reemplazo o cambios de piezas sujetas a desgaste, estas acciones se deberían realizar en las paradas de áreas.

Mantención Tipo R. Reparación. Se refiere al reemplazo del equipo completo o reparaciones mayores en el taller, que se realizan con el equipo desmontado, en los períodos de Parada de Planta o períodos mayores.

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6.1 Intervalos de Mantenimiento. Es necesario efectuar periódicamente las inspecciones, mantenciones y revisiones para detectar a tiempo y eliminar posibles fallas que causen daños al personal o la producción. Los intervalos de mantenimiento se adaptarán a las paradas de área y paradas de planta. Cambiador de Taps: La inspección al cambiador de taps, debe ser realizada por personal calificado; ésta debe ser realizada de acuerdo al número de maniobras. En todo caso la primera inspección no se debe postergar mas allá de los 7 años; en la siguiente tabla se entrega el número de maniobras y valores esperados de aceite que se deben encontrar en la primera inspección.

Tabla 6-1 Cambiador M III 350 Y.

Nº de maniobras Contenido de agua *) Rigidez dieléctrica **) 100000 < 40 ppm > 30 KV/2,5 mm

*) medido según método Karl Fischer, de acuerdo a IEC 814. **) medida según norma DIN VDE 0370 Teil 1. 6.1.1 Equipos a lubricar. Los equipos que se deben lubricar :

• Árbol de accionamiento con grasa aglutinante ISOFLEX TOPAS L32, una vez por año, en paradas de línea.


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6.2 Mantención Tipo A: Inspecciones. Utilizar las piezas recomendadas por el fabricante, si éstas no existen fabricar una de igual y/o mejor calidad. Un programa de mantención del transformador, debe basarse en inspecciones de rutina, y debe contemplar la toma de datos de niveles, temperatura y estado general del transformador. Nota: Recuerde que el monitoreo continuo vía SCADA nunca reemplazará la inspección visual de un electricista. Para el caso normal se recomienda realizar la primera inspección al mes de la puesta en servicio. Con el transformador en servicio, comprobar:

• Posibles fugas de aceite por flanges, empaquetaduras, costuras de soldaduras, etc. • Posibles aumentos de temperatura fuera de lo normal, revisando instrumentos

ubicados en el equipo para tal efecto. • Deterioro en los bushing y surge arrester. • Deterioro en la pintura del estanque. • Degradación de la Sílica. • Ruidos fuera de lo normal. • Inspeccionar con instrumento termográfico para chequear temperatura de:

o Bushing HV. o Surge arrester. o Bushing del neutro. o Conexiones en HV. o Conductores de salida en LV. o Interior panel accionamiento a motor MA 7. o Interior Panel de circuitos de control.


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N° Actividad 1 Temperaturas: • Revisar temperatura de aceite, registrar en planilla. • Revisar temperatura de bobina, registrar en planilla.

2 Nivel: • Revisar nivel del aceite y registrar.

3 Inspección externa del transformador: • Detectar ruidos extraños en transformador. • Revisar posibles filtraciones de aceite por juntas de soldaduras y uniones. • Revisar filtraciones de aceite por flanges.

4 Inspección de Aisladores y Surge Arrester: • Observar estado de aisladores (Nota: recuerde que está energizado).

• Observar estado de surge arrester (Nota: recuerde que está energizado).

• Registrar anomalías observadas. 5 Revisar estado de limpieza del equipo: • Retirar posibles ramas u hojas en ventiladores. • Retirar elementos obstructivos en trinchera fundación del transformador. • Verificar que salida de cables caja LV se encuentra sellada. • Verificar que entrada de cables a trinchera se encuentre sellada.

6 Revisar estado de tapas y pernos y puertas: • Verificar tapas se encuentre con todos los pernos.

• Verificar que todas las compuertas se encuentren cerradas.


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6.3 Mantención Tipo B: Control.

Debe considerar aspectos fundamentales para la operación correcta del equipo, como son la lubricación, ajustes menores, seteos, calibraciones, reaprietes, lubricaciones y regulaciones, que se puedan realizar en servicio y/o en una detención menor del equipo. Utilizar las piezas recomendadas por el fabricante, si éstas no existen fabricar una de igual y/o mejor calidad. Preparativos A Solicitar el equipo a operaciones. B Desconectar interruptor principal. C Colocar tarjeta de seguridad. D Desconectar equipo.


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6.4 Mantención Tipo C: Cambio de Componentes. En este tópico se debe considerar el reemplazo o cambios de piezas sujetas a desgaste, estas acciones se deberían realizar en las paradas de áreas. Utilizar las piezas recomendadas por el fabricante, si éstas no existen fabricar una de igual y/o mejor calidad. Cambio de Surge Arrester. Preparativos: A Solicitar el equipo a operaciones. B Desconectar interruptores principal, lado HV y lado LV. C Abrir desconectador transformador servicios auxiliares. D Colocar tarjeta de seguridad en interruptor lado HV y lado LV.

E Colocar tarjeta de seguridad en desconectador trafo. Serv. Auxiliar.

Repuestos: A Datos de surge arrester. Rating voltage. 190 KV rms. MCOV. 152 KV rms. Nominal discharge current. 10 KA. Weight. 116 KG. Type. AZG212B152192. Housing Creepage Distance. 4872 mm. Manufactured. COOPER. Standar. IEC 99-4. Line discharge class. 2. @ 10 KA (8/20 us. 502 KVc. Herramientas: A Caja de herramientas personales. B Eslinga. C Cordel que soporte 300 Kg como mínimo. D Grúa.


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N° Actividad 1 Preparar maniobra: • Aterrizar bushing HV y resto de surge arrester. • Amarrar surge arrester a grúa. 2 Retiro de Surge Arrester en falla: • Soltar pernos de surge arrester que se cambiará. • Levantar con grúa. • Depositar en tierra surge arrester en falla. 3 Instalación de nuevo Surge Arrester: • Utilizando grúa instalar en base nuevo surge arrester. • Apretar pernos de base. • Verificar apriete. • Soltar amarras. Nota: Este equipo es frágil, la maniobra con la grúa debe ser realizada por un experto.


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6.5 Mantención Tipo R: Reparación. Se refiere al reemplazo del equipo completo o reparaciones mayores en el taller, que se realizan con el equipo desmontado, en los períodos de Parada de Planta o períodos mayores. Cambio de ventilador. Preparativos: A Solicitar el equipo a operaciones. B Desconectar guardamotor. C Colocar tarjeta de seguridad. D Desconectar equipo. E Verificar existencia de repuestos. F Reunir herramientas adecuadas para efectuar la reparación. Repuestos: A Datos motor Datos ventilador Type: trifásico serie B Type: C 500 Frecuencia : 50 Hz Air Flow : 125 m3/min Nº polos: 4 Noise Level : 66 dB Mass : 7.0 Kgf Mass with motor : 18 Kgf Protección : IPW55 Fabricante : OTAM Fabricante: WEG/EBERLE

Herramientas : A Juego de llave punta corona, milimétrica si es norma IEC y

pulgada si es norma NEMA.

B Caja de herramientas personales.


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N° Actividad 1 Preparar Ventilador de reemplazo: • Ubicar ventilador en bodega. • Medir resistencia de aislación del devanado. • Trasladar ventilador a taller eléctrico. • Probar motor por 5 minutos. • Registrar valores de corriente, temperatura y vibraciones.

• Trasladar al lugar de servicio, teniendo presente las recomendaciones de seguridad.

2 Cambio de ventilador: • Dejar fuera de servicio guardamotor de ventilador en falla. • Colocar tarjeta de seguridad en guardamotor intervenido.

• Desconectar cable de alimentación de caja de conexiones motor (anotar secuencia de fases).

• Retirar ventilador en falla. • Instalar nuevo ventilador.

• Conectar cables de alimentación en caja de conexiones, de acuerdo a secuencia de fases previamente anotadas.

• Retirar tarjeta de seguridad. • Probar funcionamiento de nuevo ventilador.


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7 DETECCION Y SOLUCION DE PROBLEMAS. 7.1 Defectos Mecánicos.

SE DETECTA CAUSAS PROBABLES SOLUCIÓN POSIBLE Ruido interno. Soltura de láminas

internas del núcleo. Se debe abrir el transformador y retirar el núcleo (TRABAJO MAYOR).

Aumento de temperatura del aceite.

Sobrecarga del transformador.

Revisar control puesta en servicio aut. de ventiladores.

Bajo nivel de aceite en Bushing.

Filtración por pernos. Reapretar pernos a torque recomendado por fabricante.

Filtración interna. Cambiar sello inferior y rellenar con aceite.

Si la filtración continúa, se debe cambiar bushing.

Diferencia de temperatura entre bushings.

Conexión suelta en la parte superior del bushing.

Reapretar conexión superior.

Conexión suelta en la parte inferior del bushing.

Reapretar, (aquí se debe bajar nivel de aceite, trabajo mayor).

Formación de carbón en los bushing.

Ambiente contaminado. Limpiar periódicamente.

Formación de depósitos de sal en bushing.

Ambiente contaminado. Aplicar chorro de agua a alta presión.

Bushing con efecto corona.

Ambiente contaminado. Limpiar periódicamente.

Bushing con grietas. Golpe con elemento externo.

Cambiar bushing.

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7.2 Defectos Eléctricos.

SE DETECTA CAUSAS PROBABLES SOLUCIÓN POSIBLE Ventiladores no entran en servicio. Selector S11 en OFF. Selectar a LOCAL o

REMOTO. Desconectador F34

abierto. Cerrar desconectador F34.

Desconectador F32 (Voltaje de control) abierto.

Cerrar desconectador F32 para entregar tensión de control a cto. Ventiladores.

Falla en relay K51. Bobina quemada (reemplazar).

Contacto K51 en mal estado.

Cambiar de contacto.

Falla en relays K1..Kn. Chequear estado de bobinas y reemplazar de ser necesario.

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8 BIBLIOGRAFÍA. 1. Máquinas eléctricas (Stephen J. Chapman) 2. Paginas WEB:

• www.trafo.com página oficial de fabrica TRAFO. • www.abb.com página oficial de ABB. • www.reinhausen.com página oficial del fabricante de cambiador de taps.

3. Documentos informativos entregados por TRAFO Equipamientos Eléctricos S.A.

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http://www.trafo.com/

http://www.abb.com/

http://www.reinhausen.com/

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9.3 Práctica en Terreno. Las siguiente lista de actividades tienen como objetivo que el trabajador desarrolle práctica y pueda cuantificar la envergadura del trabajo.

1. Realizar una inspección Tipo A.

2. Realizar una intervención Tipo B en parada de área.

3. Identificar cada componente del motor.

4. Ajustar las protecciones de acuerdo a sus características.

5. Realizar una mantención Tipo C.

6. Realizar una mantención Tipo R.

7. Registrar las novedades en su historial técnico.

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transformador principal potencia

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