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DOCUMENTO Nº 4: PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS DE MONTAJE
TÉCNICAS DE MONTAJE
PROYECTO TIPO CENTRO DE TRANSFORMACIÓN TIPO EXTERIOR – PAD MOUNTED
Técnicas de Montaje
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ÍNDICE
1.
OBJETO
2.
2.1.
2.2.
2.3.
2.4.
2.5.
2.6.
EJECUCIÓN DEL TRABAJO
LOCALIZACIÓN
EXCAVACIÓN
PLATAFORMA
SUELO
FOSO DE RECOGIDA DE ACEITE
ENCERRAMIENTOS DE MALLA DE PROTECCIÓN
3.
3.1.
3.2.
3.3.
INSTALACIÓN ELÉCTRICA
ALIMENTACIÓN
CONEXIONES DE M.T.
CONEXIONES DE B.T.
3.4.
3.6.
3.7.
TRANSFORMADOR
3.4.1.
Transformador convencional tipo exterior
3.4.2. Transformador tipo Pad Mounted
SECCIONAMIENTO
3.5.1. Cortacircuito
3.5.2. Seccionador
PUESTA A TIERRA
EQUIPO DE MEDIDA
4.
4.1.
4.2.
4.3.
MATERIALES
RECONOCIMIENTO Y ADMISIÓN DE MATERIALES
HERRAJES
CONDUCTORES
5.
5.1.
5.2.
5.3.
5.4.
RECEPCIÓN DE OBRA
REVISIÓN VISUAL
PRUEBAS DE RELACION DE TRANSFORMACIÓN
PRUEBAS DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO
MEDIDA DE PUESTA A TIERRA
3.5.
ANEXOS:
Anexo 1 Manejo y transporte
transporte de materiales
Anexo 2 Herramientas y técnicas de instalación
Anexo 3 Conexiones MT y BT
Anexo 4 Puesta a tierra
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Anexo 5 Equipo de medida
Anexo 6 Normas de referencia
referencia
1.
OBJETO
Este pliego determina las condiciones mínimas aceptables para la ejecución de las obras de
montaje de un Centro de Transformación según el PROYECTO TIPO EPSA CENTRO DE
TRANSFORMACIÓN TIPO EXTERIOR – PAD MOUNTED.
Estas obras contemplan el suministro y montaje de los materiales necesarios en la
construcción del CT, así como la puesta en servicio de las mismas.
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Los pliegos de condiciones particulares podrán modificar las presentes prescripciones.
2.
EJECUCIÓN DEL TRABAJO
Corresponde al Contratista la responsabilidad en la ejecución de los trabajos que deberán
realizarse conforme a lo reglamentado por el Proyecto Tipo, RETIE y la NTC 2050.
2.1. LOCALIZACION
El lugar elegido para la instalación del transformador convencional tipo exterior y Pad
Mounted debe permitir la colocación y reposición de todos los elementos del mismo. Los
accesos al CT deben tener las dimensiones adecuadas para permitir el paso de dichos
elementos.
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La localización del CT debe ser tal que esté protegido de inundaciones y filtraciones. En el
caso de terrenos inundables el suelo del CT debe estar como mínimo 0,20 m por encima del
máximo nivel de aguas conocido, o si no al CT debe proporcionársele una estanqueidad
perfecta hasta dicha cota.
2.2. EXCAVACIÓN
Se efectuará la excavación con arreglo a las dimensiones y características del CT y hasta la
cota necesaria indicada en el Proyecto.
La carga y transporte a vertedero de las tierras sobrantes será por cuenta del Contratista.
2.3. PLATAFORMA
La base del transformador se construirá en concreto a una altura no menor a 10 cm sobre el
nivel del suelo o piso terminado. El borde de la plataforma será como mínimo de 10 cm más
de la planta del equipo (Ver Norma de Construcción CT-201 y 251).
2.4. SUELO
Se preverán los agujeros de empotramiento para herrajes de equipo eléctrico y el
emplazamiento de los carriles de rodamiento de los transformadores.
transformadores. Así mismo, se tendrán
en cuenta los fosos de aceite, sus conductos de drenaje, las tuberías de gres o similares para
conductores de tierra, registros para las toma de tierra y canales para los cables de M.T. y
B.T.
2.5. FOSO DE R
RECOGIDA
ECOGIDA DE ACEITE
Con el fin de permitir la evacuación y extinción del aceite aislante se construirá un foso de
aceite a fondo perdido o con revestimiento estanco. Se tendrá en cuenta para estos últimos el
volumen de aceite que puedan recibir. En todos los fosos se preverán apagafuegos
superiores, tales como lechos de guijarros de 5 cm de diámetro aproximadamente, sifones en
caso de varios fosos con colector único. Se recomienda que los fosos sean exteriores a la
cuba del transformador o de los centros de seccionamiento y además inspeccionables tal
como se observa en la Norma de Construcción CT-204 y 253.
La construcción del foso de aceite puede hacerse en dos
d os compartimientos separados uniendo
los dos fosos mediante dos (2) ductos de 4” de diámetro, tal que su volumen albergue el
100% del volumen de aceite del transformador entre el foso y el depósito de aceite.
El foso de aceite se compone de una rejilla la cual tiene varillas de hierro para soportar la
grava y el peso de alguna persona. Permitiendo además el paso de aceite que pueda haberse
fugado.
La separación entre los fosos de aceite depende de las dimensiones del transformador y de
su capacidad.
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Las dimensiones de la pendiente para el drenaje deben cubrir el largo y el ancho del
transformador incluyendo los radiadores para el caso de los transformadores convencionales
tipo exterior.
Las
paredes con
y techo
del foso resistentes
que ha de alojar
aparatos
bañoladeresistencia
aceite, deberán
estar
construidas
materiales
al fuego,
que con
tengan
estructural
adecuada para las condiciones de empleo.
2.6. ENCERRAMIENTOS DE MALLA DE PROTECCION
En subestaciones tipo exterior el cerramiento se hará en malla eslabonada, construida en
alambre galvanizado calibre No.10 y tendrá una altura mínima de 2.5 m. La distancia del
cerramiento a las partes energizadas expuestas no será inferior a la especificada en el
Capítulo 5 del RETIE.
Sobre la malla de cerramiento y puerta de acceso, se colocarán avisos de “Peligro -Media
Tensión” en placas de fondo amarillo y letras negras. Además, se ubicará un rótulo de
identificación de la subestación que contenga: nombre, capacidad y relación de
transformación.
3.
INSTALACIÓN ELÉCTRICA
3.1. ALIMENTACION
Los cables de alimentación para el transformador convencional tipo exterior podrán ser
aéreos o subterráneos y para los transformadores tipo Pad Mounted la alimentación será
subterránea, alcanzando las bornas de M.T., por medio de una canalización.
Los cables de alimentación llegan al equipo de medida, después al equipo de maniobra o
seccionamiento y luego por barrajes aéreos o por cable subterráneo se llegara a las bornas
de M.T del transformador por medio de cárcamos o una canalización, como se encuentra
establecido en el Proyecto Tipo de Líneas Eléctricas Subterráneas de Media y Baja Tensión.
3.2. CONEXIONES DE M.T.
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Para los transformadores convencionales tipo exterior las conexiones de MT se realizarán con
cable desnudo si la acometida es aérea o cable monopolar si la acometida es subterránea,
según las Especificaciones Técnicas de Materiales.
Para los transformadores Pad Mounted las conexiones de M.T. se realizarán mediante
conectadores
para 600 A. tipo codo en carga para 200 A, y mediante conectadores atornillables sin carga
3.3. CONEXIONES DE B.T.
Las conexiones de B.T. se realizarán mediante terminaciones bimetálicas tipo pletina, el cable
saldrá de las bornas de baja tensión del transformador hasta tablero principal de distribución.
3.4. TRANSFORMADOR
Todos los transformadores deben tener certificación de conformidad de producto vigente.
Los transformadores
transformadores a instalar, para ser aprobados
aprobados por parte de EPSA, tendrán protocolo de
pruebas de rutina según la NTC-380 y la IEC-76, con fecha de expedición menor de 6 meses.
3.4.1. Transformador convencional tipo exterior
Los transformadores vendrán equipados con radiadores para la disipación del calor.
Los descargadores de sobretensión vendrán instalados en la parte superior de la cuba del
transformador.
Estos transformadores constaran con 4 rodachines para facilitar la instalación sobre dos rieles
los cuales estarán ubicados encima del foso de aceite.
3.4.2. Transformador tipo pad mounted
Los transformadores vendrán equipados con un fusible limitador interno tipo ELSP y un
fusible tipo bayoneta para protección del transformador contra sobrecorrientes.
Los descargadores de sobretensión serán tipo codo y vendrán instalados en las bornas de
media tensión del transformador.
3.5. SECCIONAMIENTO
3.5.1. Cortacircuito
Los cortacircuitos de MT a instalar para los transformadores convencionales exteriores serán
tipo expulsión y fabricados con aislador de porcelana o polimérico, tubo portafusible que
deberán ser intercambiables y herrajes fabricados con materiales resistentes a la corrosión.
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La construcción del cortacircuito debe ser fuerte y sólida capaz de resistir los esfuerzos
dinámicos de una intensidad de falla elevada como las tensiones originadas en el momento
de cierre. Debe estar diseñado para poder ser abierto y cerrado bajo carga y cortocircuito.
3.5.2. Seccionador
Para los transformadores tipo Pad Mounted se utilizaran seccionadores Pad Mounted de
200A para operar bajo carga y de 600A para operar sin carga.
3.6. PUESTA A TIERRA
El sistema de puesta a tierra consistirá en una malla de tierra que se calculará de acuerdo a
lo especificado en el documento de Memorias del Proyecto Tipo Centro de Transformación
Tipo Exterior – Pad Mounted.
Las condiciones de los circuitos de puesta a tierra son:
a) En ninguno de los circuitos de puesta a tierra se colocarán elementos de seccionamiento.
b) Cada circuito de puesta
puesta a tierra llevará
llevará un borne para la medida de la resistencia de tierra,
situado en un punto fácilmente accesible.
c) Los circuitos de tierra se establecerán de manera que se eviten
eviten los deterioros
deterioros debidos a
acciones mecánicas, químicas o de otra índole.
d) La conexión del conductor de tierra con la toma de tierra
tierra se efectuará
efectuará de manera que no
haya peligro de aflojarse o soltarse.
e) Los circuitos de puesta a tierra formarán una línea continua en la que no podrán incluirse
en serie las masas del CT. Siempre la conexión de las masas se efectuará por derivación.
f) Los conductores
conductores de tierra enterrados
enterrados serán
serán de cobre.
g) Se utilizarán uniones de soldadura exotérmica o conectores un conector certificado para
enterramiento directo con el fin de asegurar la instalación de la malla.
h) Para acometidas con cables subterráneos provistos de cubierta metálica que hace las
veces de neutro, se asegurará la continuidad de ésta. La cubierta metálica se unirá al
circuito de puesta a tierra.
i) La continuidad eléctrica entre un punto cualquiera de la masa y el conductor de puesta
puesta a
tierra, en el punto de penetración en el suelo, satisfará la condición de que la resistencia
eléctrica correspondiente sea inferior a 0,4 ohmios.
La puesta a tierra será única y a ella se unirán:

Neutro del transformador.

Todas las partes metálicas del CT
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
Pantalla metálica de los conductores subterráneos MT
3.7. EQUIPO DE MEDIDA
El equipo de medida para cargas mayores de 150 kVA se instalará en media tensión de
acuerdo a la Norma de Medida de EPSA
EPSA..
La medida se instalara en poste o en celda de medida, y podrá ser de dos o tres elementos y
consta de los siguientes equipos:




4.
Transformadores de corriente TC´s
Transformadores de potencial TP´s.
1 Medidor electrónico con modem
Bloque de pruebas
MATERIALES
4.1. RECONOCIMIENTO Y ADMISIÓN DE M
MATERIALES
ATERIALES
No se podrán emplear materiales que no hayan sido aceptados previamente por el Director
de Obra.
Se realizarán cuantos ensayos y análisis indique el Director de Obra aunque no estén
indicados en este Pliego de Condiciones.
4.2. HERRAJES
Los herrajes que sirvan de sujeción a los elementos y aparatos del CT, estarán constituidos
por perfiles de acero laminado. Su forma, dimensiones, modo de sujeción, etc., se
determinarán en función de los esfuerzos a los que deban estar sometidos.
4.3. CONDUCTORES
El tipo de sección y aislamiento de los cables, será el indicado en el documento de
Especificaciones Técnicas de Materiales.
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5.
RECEPCIÓN EN OBRA
Antes de la energi
Antes
energiza
zación
ción y puesta
puesta en servic
servicio
io el contra
contratis
tista
ta deberá
deberá presen
presentar
tar ante
ante EPSA la
respectiva certificación de RETIE emitida por un ente acreditado. Adicionalmente, debe presentar los
protocolos de prueba del transformador con fecha de emisión menor de 6 meses.
Durante la obra o una vez finalizada la misma, el Director de Obra podrá verificar que los
trabajos realizados están de acuerdo con las especificaciones de este Pliego de Condiciones.
Esta verificación se realizará por cuenta del Contratista.
Co ntratista.
El director de obra contestará por escrito al contratista, comunicando su conformidad a la
instalación o condicionando su recepción a la modificación de los detalles que estime
susceptibles de mejora.
En la recepción de la instalación se incluirán los siguientes conceptos:
5.1. REVISIÓN VISUAL
El transformador debe cumplir la siguiente prueba visual:






Fuga de aceite
: No tiene
Cuba de transformador
: No deformada
Codos de MT
: Sin perforación. - hermético
Aterrizamiento de neutro
: Conectado
Aterrizamiento de transformador : Conectado
Aterrizamiento pantalla de cables M.T : Conectado
Los siguientes datos del protocolo
del transformador deben coincidir con la placa
característica de éste:
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





No. De serie
Capacidad
Tensión primaria
Tensión secundaria
No. De fases
Conexión
5.2. PRUEBA DE RELACION DE TRAN
TRANSFORMACION
SFORMACION
El objetivo es verificar que las relaciones de transformación para las diferentes posiciones del
tap de un transformador están dentro de la tolerancia de medición.
La relación de transformación es el número de vueltas que lleva el devanado de alta tensión
contra el número de vueltas del devanado de baja tensión. Para los transformadores que
tienen cambiador de derivaciones (tap´s) para cambiar su relación de voltaje la relación de
transformación se basa en la comparación entre el voltaje nominal de referencia del devanado
respectivo contra el voltaje de operación o % de voltaje nominal al cual está referido. La
relación de transformación de éstos transformadores se deberá determinar para todos los
tap´s y para todo el devanado.
El criterio
criterio de aprobación es:
La tolerancia para la relación de transformación, medida cuando el transformador está sin
carga debe ser de ± 0.5% en todas sus derivaciones.
5.3. PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO
El objetivo es verificar que los
l os aislamientos del transformador bajo prueba cumplen con la
resistencia mínima soportable bajo la operación a la
l a que serán sometidos, así como de
comprobar la no inadecuada conexión entre sus devanados y tierra para avalar un buen
diseño del producto y que no exista defectos en el mismo.
El método de prueba de la
l a resistencia de aislamiento de un transformador es el de medición
directa con el instrumento de medición (Megger).
5.4. MEDIDA DE PUESTA A TIERRA
Se comprobará que la medida de las resistencias de puesta a tierra este dentro del máximo
admisibles en el RETIE .
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ANEXO 1. MANEJO Y TRANSPORTE DE MATERIALES
MATERIALES
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1.
TRANSFORMADOR
1.1. MANEJO
El transformador nunca se debe levantar o mover sujetándolo por los terminales de media y
baja tensión
o cualquier
otro accesorio
que no sea las orejas para izar el transformador,
debido
a que son
piezas altamente
frágiles.
La base de madera sobre la cual se despacha el transformador puede utilizarse para moverlo
con montacargas. Es recomendable conservar el transformador en ella hasta el sitio donde
será instalado, ya que le brinda mayor protección.
Por ningún motivo permita que el transformador sea directamente arrastrado sobre el piso ya
que la caja podría sufrir deformaciones o la pintura podría deteriorarse dando lugar a la
corrosión de la lamina.
Se debe tener mucho cuidado en no golpear el transformador ya que puede ocasionar daños
internos en las parte activa de este.
De no ser posible la utilización de una grúa o montacargas puede deslizar el transformador
sobre rodillos. Para esto, utilice la misma base del transformador ya que está diseñada para
deslizar su transformador en ambas direcciones.
Por ninguna razón haga palanca apoyándose de la caja para intentar deslizarlo o levantarlo
ya que esta estructura no está diseñada para ser sometidas a este tipo de esfuerzos y
pueden presentarse fugas de aceite o deformaciones.
1.2. ALMACENAMIENTO
El transformador, si no va a ser puesto en servicio inmediatamente, debe ser almacenado
teniendo en cuenta las recomendaciones siguientes:

El lugar de almacenaje deberá estar limpio y seco y si es posible sin grandes cambios
de temperatura, dejando el transformador en un lugar resguardado con objeto de que
no sufra daño alguno.
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


No se presionará sobre los elementos de refrigeración, ni sobre los pasatapas y se
evitará dañar la pintura.
Los accesorios
accesorios que acompañan al transformador
transformador se almacenarán en el interior,
protegiéndolos del polvo, de la humedad y de otras condiciones.
Los transformadores
transformadores no deben ser colocados uno encima del otro a no ser que se
encuentren totalmente enhuacalados y deben almacenarse en un cimiento solido y
nivelado.
ANEXO
ANE
XO 2. HERRAM
HERRAMIEN
IENTAS
TAS Y T
TECN
ECNICA
ICAS
S DE
DE IINST
NSTALAC
ALACION
ION
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1.
TRANSFORMADOR CONVENCIONAL TIPO EXTERIOR
El transformador se conectará siguiendo la siguiente secuencia:




Ubicación del transformador.
Conectar todos los puntos a tierra.
Realizar las conexiones de baja tensión.
Finalmente las conexiones de alta tensión.
1.1. UBICACIÓN DEL TRANSFORMADOR
El transformador deberá ser colocado sobre una base lo suficientemente fuerte para soportar
el peso del transformador, la ubicación del transformador debe permitir el acceso adecuado,
ventilación y facilidad de inspección. Para asegurar la circulación apropiada del aire para el
enfriamiento el transformador debe estar por lo menos a 60 cm de distancia de cualquier
obstrucción.
El transformador se rodará sobre los rieles hasta la posición final, en donde se ubicaran los
frenos en las ruedas del transformador para evitar su desplazamiento. Una vez instalado el
transformador se debe verificar que no se encuentre con alguna inclinación con la horizontal.
1.2. CONEXIÓN A TIERRA
Es necesario hacer una conexión a tierra firme, permanente y de una resistencia máxima de
25 Ω en el neutro de la acometida de baja tensión, esto en base en los valores máximos de
acuerdo al RETIE.
De la borna del neutro del transformador se conectara un conductor, en el mismo calibre del
conductor del neutro, hacia el sistema de puesta a tierra. El tanque o chasis del transformador
se conectara también al sistema de puesta a tierra. A esta tierra se deben conectar
sólidamente todas las partes metálicas que no transporten corriente
c orriente y estén descubiertas.
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Figura 1. Conexión a tierra transformador exterior
1.3. CONEXIÓN EN BAJA TENSION
Para conectar los cables de baja tensión al transformador proceda de la siguiente manera:

Identifique la acometida
acometida (conductor) y el calibre que va a conectar a los terminales de baja
tensión.

La longitud del conductor que se utilizara en B.T. debe tener
tener la longitud suficiente para que
no realice una tensión sobre los terminales de baja al efectuar la conexión al
transformador, por lo tanto debe tener precaución de que el conductor sea cortado a la
medida justa.

Remueva el aislamiento del cable en la dimensión exacta y estañe preferiblemente la
punta del cable antes de conectarlo.
Las conexiones flojas o inadecuadas pueden producir calentamientos en el transformador o
pérdidas eléctricas en la red.
1.4. CONEXIÓN EN MEDIA TENSION

Verificar que la selección del fusible es la adecuada, que cumple con todas
especificaciones mínimas para proteger el equipo.

Verificar que el descargador de sobretensión
sobretensión es el adecua
adecuado
do para la protección
protección del
transformador.
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
Conectar los pararrayos con las bornas de media del transformador, con el mismo calibre
del conductor con el que se está haciendo la conexión en la línea. Este paso siempre y
cuando los DPS no estén instalados desde el fabricante.

Después de tener
tener la red ya
ya unida con los dispositivos de seguridad,
seguridad, proceda a energizar
del seccionador principal del circuito o con una pértiga cerrar el cortacircuito.
Figura 2. Transformador conectado
Conexión de
puesta a tierra
Conexión
en baja
tensión
2.
TRANSFORMADOR PAD MOUNTED
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Conexión
en media
tensión
Riel
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
Para el montaje
montaje del transformador
transformador usar cadenas
cadenas o estrobos
estrobos metálicos asegúrese
asegúrese de cubrir
las partes en contacto para evitar desprendimientos de pintura.

Evite golpear el tanque
tanque o los radiadores con los estrobos ya
ya que pueden deteriorar
deteriorar la
pintura del transformador e incluso generar deformaciones o fugas.

Por ningún motivo permita que el transformador sea directamente arrastrado sobre el piso
ya que el gabinete podría sufrir deformaciones o la pintura podría deteriorarse dando lugar
a la corrosión de la lámina.

De no ser
ser posible la utilización de una grúa o montacargas puede deslizar el transformador
transformador
sobre rodillos. Para esto, utilice la misma base del transformador ya que está diseñada
para deslizar su transformador en ambas direcciones paralelas a sus ejes; tener cuidado
de no inclinarlo demasiado.

Por ninguna razón
razón haga palanca apoyándose del gabinete o sobre los radiadores para
intentar deslizarlo o levantarlo ya que estas estructuras no están diseñadas para ser
sometidas a este tipo de esfuerzos y pueden presentarse fugas de aceite o
deformaciones.
Figura 3.
Los transformadores
transformadores deben estar montados
montados en una plataforma lisa y nivelada, lo
suficientemente fuerte para soportar el peso del mismo. La unidad no debe estar inclinada en
ninguna dirección a más de 1.5. La desviación en el nivel de aceite puede aumentar la
posibilidad de una falla disruptiva. En el montaje se debe proveer facilidades para el
levantamiento del tanque con gato.
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El transformador debe quedar instalado en un lugar con área libre suficiente que permita la
apertura de las puertas del gabinete del transformador, las cuales deben alcanzar un ángulo
mayor a 135º.
El transformador no se podrá instalar en lugares obligados de tránsito de las personas o en
rutas
peatonales
En casodeque
el transformador
transformador quede cercano a zonas de tráfico
vehicular
se debenobligadas.
instalar barreras
contención.
Figura. 4
Figura 5
Fusibles
tipo
bayoneta
Bornas de
media tensión
Bornas de baja
tensión
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3.
CORTACIRCUITOS
El montaje del cortacircuito se realiza con un soporte en "L" para seccionador fusible en cruceta
angular o poste y se ajustara a la cruceta o poste con un tornillo de acero galvanizado de 5/8" x
12" o 14", el cortacircuito se fijara al soporte para seccionador por medio de un tornillo de
carruaje de 3/8" mínimo con una arandela de presión y una tuerca. El soporte en "L" se podrá
fijar al poste también por medio dos abrazaderas de dos salidas de 6"- 8" o 8"- 10"
Gire el cortacircuito sobre su eje hasta una posición que ofrezca la máxima facilidad de
operación y apriete bien la tuerca de tornillo de cabeza. Haga las conexiones eléctricas,
asegúrese de usar un cepillo de alambre para limpiar los conductores de cobre y aplique una
capa de antioxidante antes de insertar dichos conductores en los conectores del cortacircuito
Los cortacircuitos se instalarán en posición inclinada formando un ángulo no mayor de 30
grados con la vertical.
Los cortacircuitos serán perfectamente estables siendo impedida cualquier variación en su
posición por acción de vibraciones, gravedad e impactos accidentales sobre mecanismos o
debido a los esfuerzos dinámicos durante los cortocircuitos.
El fusible debe ir instalado con su tubo protector. Este no debe retirarse, debido a que evita la
quema del tubo portafusible
Figura 6.
4.
SECCIONADOR TIPO PAD MOUNTED
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Son cajas consistentes bajo una envolvente metálica, diseñadas para ser instaladas a la
intemperie, deben ser resistentes contra la lluvia, sol, humedad, insectos, polvo y todas las
condiciones climáticas adversas que puedan causar deterioro de sus elementos constructivos
y que originen un mantenimiento frecuente o la alteración de las partes eléctricas o
mecánicas, su grado de protección será IP54.
La caja debe manipularse de las orejas de izaje por medio de cadenas apropiadas que
soporten el peso del seccionador, no permita que el equipo se balancee de un lado al otro.
Figura 7.
Manija de
acondicionamiento
de seccionador
Conexión con
terminal preformado
tipo codo
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ANEXO
ANEX
O 3. CON
CONEXI
EXIONE
ONES
S MT
MT Y BT
5.
CONECT
CONECTADORES
ADORES TIPO CODO MT
Se recomienda el uso de herramientas apropiadas para el corte y manejo del cable
(disponibles de varios fabricantes) para la instalación de los codos de operación con carga.

Para la instalación
instalación de los conectadores tipo codo se debe limpiar el conductor y retirar las
partes semiconductoras.
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
Se poncha el conector.

Aplique una capa delgada de lubricante de silicona sobre el aislamiento del cable y sobre
la entrada del codo,

Situé el codo en el cable y con un giro
giro suave empújelo sobre el cable hasta que el extremo
del conector toque la pared del codo (Ver fig. 8).
Figura 8.

Rosque el electrodo en el conector con la herramienta adecuada.

Se aplican dos capas de cintas de caucho desde 13 mm sobre el codo y hasta 51 mm
mm
despues del borde de la chaqueta hasta la cinta de marca de pantalla de hilos.

Se aplican dos capas de cinta de vinilo cubriendo completamente
completamente las cintas aplicadas (Ver
fig. 9).
Figura 9.
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6.
DESCARGADORES DE SOBRETENSION TIPO CODO MT
Estos descargadores se utilizaran solo para transformadores pad mounted y pueden ser
instalados o retirados de los bujes energizados
en ergizados con una pértiga, no se requieren herramientas
especiales, una vez se ha instalado el pararrayos en los bujes de media tensión del
transformador el cable se aterriza a la malla de tierra.
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Figura 10.
7.
FUSIBLES TIPO BAYONETA MT
Los fusibles tipo bayoneta son fáciles de instalar y serán los encargados de proteger el
transformador contra sobretensiones y sobre carga, este fusible se introduce en el buje que
viene adaptado en el transformador Pad Mounted y queda conectado en serie con el fusible
limitador interno del transformador.
Figura 11.
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8.
CONEXIÓN BT
Las conexiones en baja tensión se realizaran con conectores bimetálicos y estas conexiones
se realizaran en las bornas de baja tensión del transformador y en el barraje de naja tensión
del tablero de distribución principal.
Figura 12 Conexiones de BT
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ANEXO 4. PUESTA A TIERRA
9.
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
9.1. MEDICIÓN DE RESISTIVIDAD APARENTE DEL SUELO
El perfil de la resistividad del suelo determinará el valor de la resistencia a tierra y la profundidad
de la malla de tierra. La medición de la resistividad del suelo se realiza con un telurómetro o
Megger de tierras de cuatro terminales.
Se debe tener cuidado cuando se hace la medición de resistividad con los telurómetros
telurómetros para evitar
se midan voltajes y corrientes que no se deban al aparato, es decir si la medición se realiza cerca
de subestaciones
subestaciones o de una líneas en servicio sistemas van a inducir corrientes por el suelo debido
a los campos electromagnéticos de 60 Hz y darán una lectura errónea.
Como la medición obtenida es puntual, se deben hacer mediciones en un sentido, en otro a 90
grados del primero. En la medición de resistividad de un terreno, es común encontrar valores muy
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dispares, causados por la geología del terreno, por lo que es una práctica común de una tabla con
lecturas, el eliminar los valores que estén 50% arriba o abajo del promedio aritmético de todos los
valores medidos.
Figura 13. Telurómetro
Existen diversas técnicas para medir la resistividad aparente del terreno, pero el método más
adecuado y preciso es el de tetraelectródico de Wenner, dicho método obtiene la resistividad
del suelo para capas profundas sin enterrar los electrodos a dichas profundidades.
Con objeto de medir la resistividad del suelo se hace necesario insertar los 4 electrodos en el
suelo. Los cuatro electrodos se colocan en línea recta y a una misma profundidad de
penetración, las mediciones de resistividad dependerán de la distancia entre electrodos y de
la resistividad del terreno, y por el contrario no dependen en forma apreciable del tamaño y
del material de los electrodos, aunque sí dependen de la clase de contacto que se haga con
la tierra.
El principio básico de este método es la inyección de una corriente directa o de baja
frecuencia a través de la tierra entre dos electrodos C1 y C2 mientras que el potencial que
aparece se mide entre dos electrodos P1 y P2. Estos electrodos están enterrados en línea
recta y a igual separación entre ellos. La relación V/I es conocida como la resistencia
aparente. La resistividad aparente del terreno es una función de esta resistencia y de la
geometría del electrodo. En la siguiente figura se expone la disposición del montaje para su
medición. Igualmente, se podrán utilizar otros métodos debidamente reconocidos y
documentados en las normas y prácticas de la ingeniería.
Figura 14. Método de medición de resistividad
resistividad aparente
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La expresión para el cálculo de la resistividad está dada por:
4
=
(1 + √ 2+ 4 − √+ )
Donde:
 = Resistividad aparente del suelo (-m)
a = Distancia entre electrodos adyacentes (m)
b = Profundidad de enterramiento de los electrodos (m)
R = Resistencia eléctrica medida calculada como V/I ()
Cuando b es muy pequeño comparado con a, se tiene la siguiente expresión:
9.2. INSTALACION
=2
Al sistema de puesta a tierra se conectaran los siguientes elementos:

La borna del neutro del transformador, se conectará un conductor en el mismo
mismo calibre del
del
conductor del neutro, hacia el sistema de puesta a tierra.

El tanque o chasis del transformador.

Todas las partes metálicas
metálicas que no transporten
transporten corriente y estén
estén descubiertas.

El número de varillas
varillas dependerá de la resistividad del terreno y de la resistencia del
sistema de puesta a tierra.
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
El tipo de configuración
configuración del sistema de puesta a tierra será definido
definido por el área,
área,
resistividad del terreno y el valor
va lor de resistencia mínimo a cumplir.

Las conexiones de puesta a tierra se harán con soldadura exotérmica.
Figura 15. Malla de tierra
Conductor
de cobre
Soldadura
exotérmica
Varilla de
tierra
Figura 16. Conexión soldadura exotérmica para mallas de tierra
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9.3. MEDICIÓN DE LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA
La resistencia de puesta a tierra según RETIE para los sistemas de distribución deben ser de
máximo 10, en algunos casos donde la resistividad del suelo es muy alta y no se pueda
lograr la resistencia máxima permitida por el RETIE se procederá a mejorar las condiciones
del terreno mediante productos químicos.
La resistencia de puesta a tierra debe ser medida antes de la puesta en marcha de un
sistema eléctrico, como parte de la rutina de mantenimiento o excepcionalmente como parte
de la verificación de un sistema de puesta a tierra. Para su medición se puede aplicar la
técnica de Caída de Potencial, cuya disposición de montaje se muestra en la siguiente Figura.
Figura 17. Método de medición de resistencia de puesta a tierra
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P
C
d = Distancia de ubicación del electrodo auxiliar de corriente, la cual debe ser 6.5 veces la mayor
dimensión de la puesta a tierra a medir, para lograr una precisión del 95% (según IEEE 81).
X = Distancia del electrodo auxiliar de tensión.
RPT = Resistencia de puesta a tierra en ohmios ( ) calculada como V/I
Este método consiste en pasar una corriente entre el electrodo o sistema de puesta a tierra a
medir y un electrodo de corriente auxiliar punto (C) y medir la tensión entre la puesta a tierra bajo
prueba y un electrodo de potencial auxiliar (P). Para minimizar la influencia entre electrodos, el
electrodo de corriente se coloca generalmente a una distancia como mínimo de 6.5 veces superior
a la dimensión más grande de la puesta a tierra bajo estudio.
El electrodo de potencial debe ser colocado en la misma dirección del electrodo de corriente, pero
también, pero también puede ser colocado en la dirección opuesta. Para medir una resistencia
exacta la distancia "d" para el electrodo auxiliar de potencial debe estar al 61.8% de la distancia
del electrodo auxiliar de corriente para un suelo de resistividad homogénea.
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ANEXO 5. EQUIPO DE MEDIDA
10. EQUIPO DE MEDIDA
El equipo de medida ira protegido por tres cortacircuitos, en otra cruceta auxiliar se instalarán
los transformadores de corriente y de potencial los cuales estarán conectados entre sí y
derivaran el transformador así como se muestra en la fig.
f ig. 18.
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Figura 18. Equipo de medida de dos elementos en poste
Cortacircuitos
Transformador
de Corriente
Terminal
premoldeado
Transformador
de Potencial
Medidor
Cuando el equipo de medida vaya instalado en celda
c elda (Ver fig. 19) será de tipo interior y estará
conectado directamente a la acometida del cable monopolar por medio de terminales
premoldeados tipo interior, y de este equipo se llegará al seccionador con cable monopolar
del mismo calibre de la acometida.
Figura 19. Equipo de medida en celda
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Medidor
electrónico
Bloque de
prueba
Transformadores de
potencial
Transformadores de
corriente
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ANEXO 6. NORMAS DE REFERENCIA
Norma
Fecha
Título
RETIE
2008
Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas
NTC 2050
1998
Código Eléctrico Colombiano
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NTC 4406
2004
Transformadores trifásicos de distribución tipo
ocasionalmente sumergibles, de potencia menor o
igual a 2.500 kVA con alta tensión menor o igual que
34.500 V y baja tensión menor o igual que 480 V.
NTC 3582
1994
Electrotecnia. Guia para la puesta a tierra de
transformadores con tensión de serie de 15 kV.
ANSI C57.12.00
2000
ANSI C57.12.25
1990
ANSI C57.12.26
1989
IEEE Std 80-2000
2000
Guide for safety in AC substation grounding
IEEE 60071-2
1996
IEEE Stándard Insulation coordination
IEEE 386
1995
IEEE Stándard for Separable Insulated Connector
Systems for Power Distribution Systems Above 600 V.
1981
Guide for loading Mineral-Oil-Inmersed Overhead and
Pad mounted Transformers rated 500 kVA and less
with 55ºC or 65ºC average winding rise
1995
Aparamenta bajo envolvente metálica para corriente
alterna de tensiones asignadas superiores a 1 KV e
inferiores o iguales a 52 KV.
ANSI C57.91
CEI 298
IEEE Standard General Requirements for LiquidImmersed Distribution, Power, and Regulating
Transformers
Pad-Mounted Compartmental-Type, SelfCooled,
Single-Phase Distribution Transformers, With
Separable insulated High Voltage Conectors; High
Voltage, 240/120 Volts; 167 kVA and Smaller
Pad-Mounted Comparmental-Type Self-Cooled Three
Phase Distribution Transformers For Use with
Separable Insulated High Voltage Connectors, High
Voltage, 34 500 Grd Y /19920 Volts and Below; 2500
kVA and Smaller.
En todo lo que no esté expresamente indicado en estas especificaciones, rige lo establecido
en las normas ANSI y ASTM correspondientes.
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