Esta sección constituye el detalle de los bienes y/o servicios con sus respectivas especificaciones técnicas - EETT, de manera clara y precisa para que el oferente elabore su oferta. Salvo aquellas EETT de productos ya determinados por plantillas aprobadas por la DNCP.
El Suministro deberá incluir todos aquellos ítems que no hubiesen sido expresamente indicados en la presente sección, pero que pueda inferirse razonablemente que son necesarios para satisfacer el requisito de suministro indicado, por lo tanto, dichos bienes y servicios serán suministrados por el Proveedor como si hubiesen sido expresamente mencionados, salvo disposición contraria en el Contrato.
Los bienes y servicios suministrados deberán ajustarse a las especificaciones técnicas y las normas estipuladas en este apartado. En caso de que no se haga referencia a una norma aplicable, la norma será aquella que resulte equivalente o superior a las normas oficiales de la República del Paraguay. Cualquier cambio de dichos códigos o normas durante la ejecución del contrato se aplicará solamente con la aprobación de la contratante y dicho cambio se regirá de conformidad a la cláusula de adendas y cambios.
El Proveedor tendrá derecho a rehusar responsabilidad por cualquier diseño, dato, plano, especificación u otro documento, o por cualquier modificación proporcionada o diseñada por o en nombre de la Contratante, mediante notificación a la misma de dicho rechazo.
En este apartado la convocante deberá indicar los siguientes datos:
1) El Ing. Jorge G. Britos C. Jefe del Departamento de Suministros de Materiales de Distribución, solicita el llamado a Licitación Pública Nacional, para Adquisición de Transformadores de Distribución.
2) El pedido se encuentra previsto en el Programa Anual de Contrataciones (PAC) y obedece a la necesidad de contar con los equipos transformadores, a fin de cubrir las necesidades de reposición o de nuevas instalaciones para el refuerzo de Puestos de Distribución en la red de energía eléctrica de todo el País.
3) Se trata de un llamado sucesivo para el montaje de transformadores de distribución, que serán utilizados para alivio de carga y reposición, con la finalidad de garantizar la calidad y continuidad del suministro de energía eléctrica de los clientes de la ANDE.
4) Las especificaciones técnicas establecen las condiciones mínimas que deben ser satisfechas para el suministro de los transformadores de distribución monofásicos y trifásicos convencionales aislados en aceite, que serán utilizados en la red de distribución de energía eléctrica de todo el País. Al respecto, aclaramos que las especificaciones técnicas son razonables en términos cuantitativos y cualitativos para satisfacer el interés público y lograr el resultado esperado, establecidas bajo estrictas normas técnicas de acuerdo a estándares internacionales comúnmente aceptados, que permiten ser aptos para las condiciones de servicio de energía eléctrica, (condiciones de instalación, condiciones ambientales, características eléctricas de la red).
Los productos y/o servicios a ser requeridos cuentan con las siguientes especificaciones técnicas:
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Ítem |
Descripción del Bien |
Especificaciones Técnicas N° |
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1 |
Transformador Monofásico de Distribución de 25 KVA |
04.13.25 - Rev. 3 |
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2 |
Transformador Trifásico de Distribución de 100 KVA |
04.14.14 - Rev. 6 |
|
3 |
Transformador Trifásico de Distribución de 150 KVA |
04.14.14 - Rev. 6 |
| 4 |
Transformador Trifásico de Distribución de 200 KVA |
04.14.14 - Rev. 6 |
| 5 |
Transformador Trifásico de Distribución de 315 KVA |
04.14.14 - Rev. 6 |
Observaciones:
- Todos los transformadores deberán suministrarse con sus números de fábrica correlativos, desde la primera unidad hasta la última unidad en cada ítem.
- No formarán parte de los suministros la provisión de repuestos, indicados en el Numeral 6.1 de las Especificaciones Técnicas 04.13.25 Rev. 3 y en el Numeral 6.2 de las Especificaciones Técnicas 04.14.14 Rev. 6 respectivamente.
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS N° 04.13.25 - Rev. 3
TRANSFORMADOR MONOFÁSICO CONVENCIONAL DE DISTRIBUCIÓN
1. OBJETIVO:
1.1. Estas Especificaciones Técnicas establecen las condiciones técnicas mínimas que deben ser satisfechas en el suministro de los transformadores monofásicos convencionales de distribución aislados en aceite, que serán utilizados en la Red de Media Tensión de la ANDE.
1.2. Estas Especificaciones comprenden los siguientes ítems:
Tabla 1
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ÍTEM N° |
DESCRIPCIÓN |
|
1 |
Transformador monofásico convencional de distribución de 10 kVA |
|
2 |
Transformador monofásico convencional de distribución de 25 kVA |
1.3. A menos que se especifique lo contrario, las prescripciones y características mencionadas en estas Especificaciones hacen referencia a todos los transformadores citados en la Tabla 1.
2. NORMAS TÉCNICAS:
NBR 5356-1: Transformadores de potência. Parte 1: Generalidades.
NBR 5356-2: Transformadores de potência. Parte 2: Aquecimento.
NBR 5356-3: Transformadores de potência. Parte 3: Níveis de isolamento, ensaios dielétricos e espaçamentos em ar.
NBR 5356-4: Transformadores de potência. Parte 4: Guia de ensaio de impulso atmosférico e de manobra para transformadores e reatores.
NBR 5356-5: Transformadores de potência. Parte 5: Capacidade de resistir a curtos-circuitos.
NBR 5435: Bucha para transformadores sem conservador de óleo - Tensão nominal 15 kV e 25,8 kV - 160 A Dimensões
NBR 5437: Bucha para transformadores sem conservador de óleo - Tensão nominal 1,3 kV - 160 A, 400 A, 800 A - Dimensões
NBR 5438: Bucha para transformadores - Tensão nominal 1,3 kV, 2000 A, 3150 A, 5000 A Dimensões
NBR 5440: Transformadores para redes aéreas de distribuição Padronização
NBR 5915: Bobinas e chapas finas a frio de aço-carbono para estampagem Especificação.
NBR 5950: Tubos de aço-carbono com ou sem solda longitudinal, pretos ou galvanizados Especificação.
NBR 6649: Chapas finas a frio de aço-carbono para uso estrutural
NBR 6650: Chapas finas a quente de aço-carbono para uso estrutural
NBR 11388: Sistemas de pintura para equipamentos e instalações de subestações elétricas.
NBR 11888: Bobinas e chapas finas a frio e a quente de aço-carbono e aço de baixa liga e alta resistência - Requisitos gerais.
IEC 60076-5: Power Transformers. Part 5: Ability to withstand short circuit.
IEC 60296: Fluids for electrotechnical applications - Unused mineral insulating oils for transformers and switchgear
IEC 61619: Insulating liquids Contamination by polychlorinated biphenyls (PCBs) Method of determination by capillary column gas chromatograp
ASTM D 877: Standard test method for dielectric breakdown voltage of Insulating Liquids using Disk Electrodes
ASTM D 4059: Standard test method for analysis of Polychlorinated Biphenyls in Insulating Liquids by Gas Chromatography.
2.2. El equipo debe ser diseñado, fabricado y ensayado de acuerdo a lo establecido en las Normas NBR 5356-1, 5356-2, 5356-3, 5356-4, 5356-5 e IEC 60076-5, principalmente.
2.3. Serán aceptadas otras Normas de Fabricación y Ensayo, siempre y cuando aseguren una calidad del equipo igual o superior a lo establecido en estas Especificaciones y no se contradigan con lo establecido en las mismas ni con las Normas mencionadas en el ítem 2.1.
2.4. En caso de existir diferencias o contradicciones entre estas Especificaciones Técnicas y las Normas mencionadas prevalecerá lo indicado en las Especificaciones.
3. CONDICIONES DE SERVICIO:
3.1. Condiciones de Instalación:
3.1.1. Los transformadores serán instalados generalmente en puestos de instalaciones externas y aéreas, fijados mediante soportes a un único poste.
3.1.2. Estos transformadores serán instalados en líneas de Media Tensión, trifásicas trifilares y monofásicas unifilares, siendo estas últimas con retorno por tierra (SWER Single Wire Earth Return), con tensión nominal de 13,2 kV entre fase y tierra.
3.2. Condiciones Ambientales:
3.3. Características Eléctricas de la Red:
- Trifásico trifilar, conectado en Estrella, neutro puesto a tierra sólidamente en el Centro de Distribución (Estación o Subestación).
- Trifásico trifilar, conectado en Triángulo, neutro puesto a tierra mediante transformador zigzag en el Centro de Distribución (Estación o Subestación).
- Trifásico tetrafilar, conectado en Estrella, neutro puesto a tierra sólidamente en el secundario del transformador de distribución, en las acometidas y en la red.
- Monofásico bifilar/trifilar, neutro puesto a tierra sólidamente en el secundario del transformador de distribución, en las acometidas y en la red.
- Entre fases: 23.000 V ± 5 %
- Entre fase y neutro: 13.200 V ± 5 %
- Entre fases: 380 V ± 10 %
- Entre fase y neutro: 220 V ± 10 %
Frecuencia Nominal y tolerancias: 50 Hz ± 2 %
4. CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO:
4.1. Características Eléctricas:
4.1.1. Tipo, de acuerdo al nº de fases: Monofásico
4.1.2. Tensiones nominales, valor eficaz:
4.1.2.1. Primario (valores de tensión entre fase y neutro):
Derivación 1: 13.860 V
Derivación 2 (principal): 13.200 V
Derivación 3: 12.540 V
Derivación 4: 11.880 V
4.1.2.2. Secundario:
Entre fases (conexión en serie): 462 V
Entre fase y neutro (conexión en paralelo): 231 V
4.1.3. Tensión soportada de impulso atmosférico, valor de cresta:
Primario: ≥ 125 kV
Secundario: ≥ 30 kV
4.1.4. Tensión soportada a frecuencia industrial 1 min, valor eficaz:
Secundario: ≥ 10 kV
4.1.5. Tensión inducida de corta duración, valor eficaz:
Primario: ≥ 46,7 kV
≤ 50 kV
4.1.6. Radiointerferencia (RIV):
Tensión Aplicada en el Ensayo de Radiointerferencia, valor eficaz: 15 a 15,2 kV
Tensión de Radiointerferencia (µV) @ 1 MHz: ≤ 650 µV
4.1.7. Factor de disipación del aislamiento (factor de potencia) @ 20° C (NBR 5356-1): ≤ 1,2%
4.1.8. Frecuencia nominal: 50 Hz
4.1.9. Polaridad: Substractiva
4.1.10. Método de refrigeración: ONAN
4.1.11. Elevación de temperatura:
4.1.11.1. Elevación de Temperatura de los arrollamientos, determinada por variación de la resistencia eléctrica: 55 ° C
4.1.11.2. Elevación de Temperatura de la superficie del aceite: 50 ° C
4.1.11.3. Elevación de Temperatura del punto más caliente de los arrollamientos: 65 ° C
4.1.12. Las demás características eléctricas deben ajustarse a la Norma NBR 5356-1, cláusulas 11.4 y 11.5, y estar de acuerdo a la Tabla 2 siguiente.
Tabla 2
|
Potencia nominal6 |
Corriente soportada de cortocircuito secundario, valor eficaz (kA) |
Corriente en vacío (% de la corriente nominal)1 |
Pérdidas en vacío (W)2 |
Pérdidas en carga (W)3 |
Pérdidas totales (W)4 |
Impedancia de cortocircuito (% de la impedancia base)5 |
|
|
Serie |
Paralelo |
||||||
|
10 kVA |
≥ 0,5 |
≥ 1,0 |
≤ 4,2 |
≤ 65 |
≤ 265 |
≤ 330 |
4,0 |
|
25 kVA |
≥ 1,3 |
≥ 2,6 |
≤ 3,3 |
≤ 112 |
≤ 488 |
≤ 600 |
4,0 |
1, 2 Medida en la derivación 2 (principal).
3 Medida en la derivación 2 (principal) y referida a 75° C.
4 Pérdidas totales = Pérdidas en vacío + pérdidas en carga a 75° C, medidas en la derivación 2 (principal).
5 Medida en la derivación 2 (principal) y referida a 75° C
6 Todas las derivaciones son derivaciones a plena potencia (NBR 5356-1, Cláusula 6.3)
4.1.13. Capacidad térmica de soportar cortocircuitos:
4.1.13.1. El transformador debe satisfacer lo exigido en la Cláusula 4.1 de la Norma NBR 5356-5, referente a temperaturas máximas admisibles, con la corriente de cortocircuito establecida en la Tabla 2 de estas Especificaciones.
4.1.14. Capacidad dinámica de soportar cortocircuitos:
4.1.14.1. El transformador debe soportar la corriente de cortocircuito establecida en la Tabla 2 de estas Especificaciones, cuando ensayado según el ítem 5.1.1.1 de estas Especificaciones.
4.2. Características Constructivas:
4.2.1. Debe verificarse una distancia mínima de 25 mm entre las partes activas (arrollamientos y núcleo) y la cuba.
4.2.2. Debe ser posible desmontar la tapa del transformador sin necesidad de desencubar la parte activa.
4.2.3. Las partes activas (arrollamientos y núcleo) deben estar fijadas a la cuba, mediante calces que eviten su movimiento en ocasión de transporte o esfuerzos electrodinámicos. El calce inferior debe estar fijado mediante pernos a la prensa yugo inferior. Estos pernos deben tener las dimensiones de ½ de diámetro y 2 de largo.
4.2.4. Arrollamientos:
4.2.4.1. Arrollamiento primario (Media Tensión):
4.2.4.1.1. Material: El arrollamiento primario debe estar constituido por conductor de cobre o aluminio, de sección circular, esmaltado, clase de temperatura A (105° C), como mínimo.
4.2.4.1.2. Construcción: El arrollamiento primario debe estar constituido por secciones (paquetes o galletas) o ser continuo.
4.2.4.1.3. La bobina del arrollamiento primario debe estar conectada al aislador pasante, en un extremo y a la cuba en el otro extremo, en forma interna.
4.2.4.1.4. Los conductores de interconexión entre el aislador pasante, la cuba y la bobina del arrollamiento primario deben ser multifilares y flexibles.
4.2.4.1.5. La aislación de los arrollamientos debe ser uniforme.
4.2.4.2. Arrollamiento secundario (Baja Tensión):
4.2.4.2.1. Material: El arrollamiento secundario debe estar constituido por conductor de cobre de sección circular, conductor de cobre de sección rectangular con aristas redondeadas, conductor de aluminio de sección circular, conductor de aluminio de sección rectangular con aristas redondeadas (pletina), láminas de cobre o láminas de aluminio (hoja, folio o fleje).
4.2.4.2.2. Las espiras deben estar aisladas entre sí mediante esmalte o papel kraft, o la combinación de ambos, clase de temperatura A (105° C), como mínimo.
4.2.4.2.3. La aislación de los arrollamientos debe ser uniforme.
4.2.5. Núcleo:
4.2.5.1. Material: El núcleo debe estar constituido por chapas de acero silicio, con granos orientados y laminadas en frío.
4.2.5.2. Tipo de núcleo: El núcleo debe ser del tipo núcleo (ventana, apilado) o acorazado (envolvente).
4.2.5.3. En todos los casos, el montaje del núcleo debe ser tal que permita la reutilización del mismo mediante la sustitución de los arrollamientos, sin la necesidad de cortar las chapas que conforman el núcleo ni la utilización de máquinas especiales.
4.2.5.4. Los bulones que atraviesan las chapas del núcleo deben estar aislados de éstas y conectados a tierra.
4.2.5.5. El núcleo debe estar conectado a la cuba (en un único punto), mediante un conductor flexible de cobre.
4.2.5.6. Prensa yugo: La prensa yugo debe ser de hierro o acero, sin calces intermedios entre ésta y el yugo del núcleo, además no debe tener rellenos ni agregados.
4.2.6. Aislador pasante primario:
4.2.6.1. El aislador pasante primario debe tener una tensión nominal de 25,8 kV y debe ser fabricado de acuerdo con la Norma NBR 5435.
4.2.6.2. El material del aislador pasante debe ser porcelana vitrificada, de características establecidas en la Norma NBR 5435 para asegurar una vida útil prolongada y soportar las solicitaciones derivadas de la instalación a la intemperie, como ser: lluvia, radiación solar, altas temperaturas, etc.
4.2.6.3. El aislador pasante debe soportar los esfuerzos que eventualmente pudieran producirse en la instalación del equipo, particularmente en el momento de la conexión de los cables al mismo.
4.2.6.4. El aislador pasante primario debe estar ubicado en la tapa de la cuba sobre el resalto mencionado en el ítem 4.2.11.4 y de acuerdo a la Figura 1 estas Especificaciones.
4.2.6.5. El dispositivo de sujeción de este aislador a la tapa debe ser externo a la cuba.
4.2.6.6. Borne primario de conexión del transformador a la línea:
4.2.6.6.1. El borne de conexión del transformador a la línea debe ser apto para conductores de cobre, aluminio o aleación de aluminio, de 25 a 50 mm² de sección, y debe ser fabricado de acuerdo con la Norma NBR 5435.
4.2.6.6.2. Este borne primario debe ser del tipo prensa con ojal (Figura 5 de estas Especificaciones).
4.2.6.6.3. Material: Los bornes, incluyendo pernos y arandelas, deben ser de cobre o aleación de cobre.
4.2.6.6.4. Tratamiento superficial de los bornes: Los bornes, incluyendo bulones, tuercas y arandelas deben ser estañados.
4.2.6.7. Denominación del aislador pasante primario:
4.2.6.7.1. El aislador pasante primario debe estar denominado de la siguiente manera: H1
4.2.7. Aisladores pasantes secundarios:
4.2.7.1. Los aisladores pasantes secundarios deben tener una tensión nominal de 1,3 kV y deben ser fabricados de acuerdo con las Normas NBR 5437 y NBR 5438.
4.2.7.2. El material de los aisladores pasantes debe ser porcelana vitrificada, de características establecidas en la Norma NBR 5437 y NBR 5438 para asegurar una vida útil prolongada y soportar las solicitaciones derivadas de la instalación a la intemperie, como ser: lluvia, radiación solar, altas temperaturas, etc.
4.2.7.3. Los aisladores pasantes deben soportar los esfuerzos que eventualmente pudieran producirse en la instalación del equipo, particularmente en el momento de la conexión de los cables al mismo.
4.2.7.4. Los aisladores pasantes secundarios deben estar ubicados en la parte posterior de la cuba, de acuerdo a lo indicado en la Figura 1 de estas Especificaciones. Los mismos deben estar ubicados sobre los resaltos mencionados en el ítem 4.2.10.4 de estas Especificaciones.
4.2.7.5. El dispositivo de sujeción de estos aisladores debe ser interno a la cuba.
4.2.7.6. Bornes secundarios de conexión del transformador a la línea:
4.2.7.6.1. Los bornes de conexión del equipo a la línea deben ser aptos para conductores de cobre o aleación de aluminio y deben ser fabricados de acuerdo con las Normas NBR 5437 y NBR 5438.
4.2.7.6.2. Los transformadores deben contar con bornes tipo prensa con ojal, tipo T1-1,3kV/160A según NBR 5437, apto para la conexión de conductores de 35 mm² a 100 mm² de sección (Figura 6 de estas Especificaciones).
Material: Los bornes, incluyendo pernos, tuercas y arandelas, deben ser de cobre o aleación de cobre.
4.2.7.6.3. Tratamiento superficial de los bornes: Los bornes deben ser estañados.
4.2.7.7. Disposición y denominación de los aisladores pasantes secundarios:
4.2.7.7.1. Los aisladores pasantes secundarios deben estar dispuestos en el siguiente orden, con la denominación siguiente, cuando observados desde el lado correspondiente al secundario, de izquierda a derecha:
X1 X3 X2 X4
4.2.8. Borne de puesta a tierra:
4.2.8.1. Los transformadores deben contar con un borne de puesta a tierra para la puesta a tierra de la cuba y por ende, del extremo correspondiente de la bobina del arrollamiento conectado internamente a la cuba.
4.2.8.2. Este borne debe estar ubicado en el soporte superior para poste, en el costado derecho del mismo, observado desde el lado correspondiente al secundario (Figura 1 de estas Especificaciones).
4.2.8.3. El borne debe ser del tipo prensa paralela, apto para alojar conductores de 25 mm² a 70 mm² de sección (Figura 7 de estas Especificaciones).
4.2.8.4. Material: El borne, incluyendo bulones y arandelas, debe ser de cobre o aleación de cobre.
4.2.8.5. Tratamiento superficial: El borne, incluyendo bulones y arandelas debe ser estañado.
4.2.8.6. Denominación del borne de puesta a tierra:
4.2.8.6.1. El borne de puesta a tierra debe estar denominado de la siguiente manera: H0
4.2.9. Conmutador de derivaciones con operación interna o externa:
4.2.9.1. El transformador debe contar con un conmutador de derivaciones, para operaciones sin tensión, cambio simultaneo en las fases y contacto eficiente en todas sus posiciones.
4.2.9.2. Este conmutador debe contar con 4 posiciones correspondientes a las 4 derivaciones establecidas en el ítem 4.1.2.1 de estas Especificaciones.
4.2.9.3. El mismo debe ser del tipo de comando lineal o rotativo.
4.2.9.4. Operación Interna: Debe ser visible y accesible a través de la abertura de inspección. El accionamiento del conmutador debe ser hecho sin la necesidad de que el operador entre en contacto con el aceite aislante, aun en las condiciones de máxima temperatura permitida.
4.2.9.5. Operación externa: Debe contar con una perilla en forma externa, en el resalto correspondiente en la tapa o al costado de la cuba, debe poseer algún dispositivo que evite operaciones indeseadas del conmutador (tapa de protección, perno roscado o similar) ubicada de acuerdo a la Figura 1 de estas Especificaciones. En este caso puede omitirse la abertura de inspección solicitada en el ítem 4.2.12, siendo así el transformador debe poseer el visor o mirilla que sirve de indicador de nivel de aceite.
4.2.10. Cuba:
4.2.10.1. La cuba y tapa deben ser fabricadas a partir de chapas de acero, de acuerdo a las Normas NBR 6649 y/o NBR 6650, en lo que fuere aplicable.
4.2.10.2. Espesor: El espesor de la chapa que constituye las distintas partes de la cuba y tapa debe ser el establecido en la Tabla 3 de estas Especificaciones.
Tabla 3: Espesor mínimo de la chapa de la cuba y tapa
|
Tapa (mm) |
Cuba (mm) |
Fondo de la cuba (mm) |
|
2,65 |
2,65 |
3,00 |
4.2.10.3. La cuba debe contar con apoyos, de manera que la base de la misma no quede en contacto con el suelo cuando el transformador esté apoyado sobre el mismo.
4.2.10.4. La parte posterior de la cuba debe contar con resaltos sobre los cuales deben estar ubicados los aisladores pasantes secundarios.
4.2.11. Tapa:
4.2.11.1. La tapa debe poseer pestañas en los bordes, de manera a evitar el ingreso de agua al interior del transformador.
4.2.11.2. El diseño de la tapa debe ser tal que no permita la acumulación de agua sobre la misma.
4.2.11.3. El transformador debe contar con una conexión equipotencial entre la tapa y la cuba, la misma debe estar constituida por un conductor flexible de cobre, de 4 mm² de sección, como mínimo.
4.2.11.4. La tapa debe contar con resaltos sobre los cuales deben estar ubicados los aisladores pasantes primarios.
4.2.11.5. Cierre de la tapa: La tapa debe ser asegurada a la cuba mediante dispositivos de cierre con pernos o tipo abrazadera, de acuerdo a la Figura 8 y 9 de estas Especificaciones.
4.2.12. Abertura para inspección:
4.2.12.1. Los transformadores deben contar con una abertura para inspección, de 120 mm de diámetro, para la carga del aceite, accionamiento del conmutador de derivaciones y efectuar inspecciones visuales varias, de acuerdo a la Figura 1 de estas Especificaciones.
4.2.12.2. La tapa de esta abertura para inspección debe contar con una junta de goma para asegurar su hermeticidad.
4.2.13. Radiadores:
4.2.13.1. En caso de contar con radiadores, los mismos deben estar fabricados a partir de chapa y/o tubos de acero, según normas NBR 5.915, NBR 5.590, NBR 6.650 y NBR 11.888.
4.2.13.2. El espesor de la chapa o la pared de los tubos debe ser de 1,2 mm.
4.2.14. Válvula esclusa inferior:
4.2.14.1. El transformador de 25 kVA debe contar con una válvula esclusa inferior de 3/4" de diámetro, ubicada en la parte inferior de la cuba, para el vaciado de la cuba y para realizar el tratamiento del aceite (Figura 1 de estas Especificaciones).
4.2.15. Soportes para fijación al poste:
4.2.15.1. Los transformadores deben poseer 2 soportes para fijación al poste. La forma, dimensiones y ubicación de los mismos debe ser la establecida en las Figuras 1 y 2 de estas Especificaciones.
4.2.15.2. Los mismos deben estar soldados a la cuba, mediante cordón de soldadura continua y en la parte posterior de la cuba del transformador.
4.2.16. Soporte para descargador de sobretensión:
4.2.16.1. Los transformadores deben contar con 1 soporte para la fijación de 1 descargador de sobretensión.
4.2.16.2. El soporte debe ser de planchuela de acero, de 6 mm de espesor, 38 mm de ancho y debe tener la forma, dimensiones y ubicación indicada en las Figuras 4 y 5 de estas Especificaciones. La distancia entre el soporte y cualquier parte del borne primario no debe ser menor a la mínima distancia d entre cualquier parte de este borne y partes conductoras ubicadas en la tapa (dispositivo de sujeción del aislador pasante a la tapa, pernos de sujeción, etc.).
4.2.16.3. Este soporte debe estar soldado a la cuba del transformador, mediante cordón de soldadura continua.
4.2.17. Ganchos para izado:
4.2.17.1. Los transformadores deben contar con 2 conjuntos de ganchos, siendo 1 conjunto para el izado del transformador completo con su carga de aceite aislante y el otro conjunto para el desencubado y para izado de las partes activas.
4.2.18. Juntas de sellado:
4.2.18.1. Las tapas, aisladores pasantes, caños de interconexión, válvulas, etc., deben poseer juntas que permitan un cierre hermético.
4.2.18.2. Las juntas de sellado deben ser de goma sintética o material elastomérico adecuado para el contacto permanente con el aceite aislante, resistente a la humedad y a los rayos solares.
4.2.19. Indicador de nivel de aceite:
4.2.19.1. Debe marcarse en el interior de la cuba el nivel correcto de aceite aislante a 25° C. Este nivel debe ser visible desde la abertura para inspección.
4.2.20. Dimensiones:
4.2.20.1. Los transformadores no deben exceder los valores de la Tabla 4 siguiente:
Tabla 4: Dimensiones máximas de los transformadores
|
Altura (mm)1 |
Ancho (mm)2 |
Profundidad (mm)3 |
|
1.200 |
900 |
900 |
1La altura incluye los aisladores pasantes primarios y apoyos.
2El ancho incluye los radiadores.
3La profundidad incluye los radiadores y soportes para fijación al poste.
4.2.20.2. Las demás dimensiones deben estar de acuerdo a lo establecido en las figuras respectivas de estas Especificaciones.
4.3. Terminación superficial:
4.3.1. La tapa, cuba, y radiadores del transformador deben estar pintados.
4.3.2. Preparación de las superficies: Todas las superficies a ser pintadas deben ser preparadas previamente mediante arenado o granallado. Las aristas o rebabas (internas o externas del transformador) deben ser rebajadas, limadas, lijadas o redondeadas.
4.3.3. Terminación interna: Debe ser aplicada una capa de pintura anticorrosiva, que no afecte ni sea afectada por el aceite aislante. El espesor de la misma debe ser 30 µm, como mínimo.
4.3.4. Terminación externa: Debe ser aplicada una primera capa de pintura anticorrosiva, de 40 µm de espesor, como mínimo, y una capa superficial de pintura alquídica o poliuretánica, de 40 µm de espesor, como mínimo, que posea adecuada resistencia a la intemperie y de acuerdo a la norma NBR 11.388.
4.3.5. El color de la capa externa de pintura debe ser gris claro o verde turquesa.
4.4. Marcación:
4.4.1. Placa de características:
4.4.1.1. El transformador debe contar con una placa de características con las siguientes inscripciones e informaciones, como mínimo:
a) Administración Nacional de Electricidad ANDE;
b) Número de Licitación y Año de la Licitación;
c) La inscripción TRANSFORMADOR MONOFÁSICO CONVENCIONAL DE DISTRIBUCIÓN
d) Marca; Fabricante; Procedencia; Modelo; Año de Fabricación;
e) Norma de Fabricación;
f) Potencia Nominal;
g) Corriente Nominal Primaria para cada derivación;
h) Corriente Nominal Secundaria;
i) Método de refrigeración;
j) Impedancia de cortocircuito (% de la impedancia base);
k) Pérdidas en vacío; Pérdidas totales;
l) Corriente en vacío (% de la corriente nominal);
m) Tensión Nominal Primaria para cada derivación;
n) Tensión Nominal Secundaria;
o) Tensión soportada de impulso atmosférico primario y secundario;
p) Tensión soportada a frecuencia industrial secundario;
q) Tensión inducida de corta duración primario;
r) Frecuencia Nominal;
s) Número de serie del Fabricante;
t) Material del conductor del arrollamiento primario y secundarios;
u) Peso total del transformador con la carga completa de aceite, en kg;
v) Peso del transformador sin aceite, en kg;
w) Peso de la parte activa, en kg;
x) Peso total del conductor del arrollamiento primario y secundario, en kg;
y) Peso del aceite aislante utilizado, en kg;
z) Volumen de aceite aislante utilizado, en litros;
aa) Tipo de aceite aislante utilizado;
bb) Sin contenido de PCB (Bifeniles Policlorados);
cc) Polaridad;
dd) Diagrama de Conexionado Interno.
4.4.1.2. Esta placa debe estar remachada a un soporte adecuado, el cual debe estar unido a la cuba del transformador por soldadura.
4.4.1.3. Debe existir una separación de 20 mm a 30 mm entre el soporte de la placa y la cuba del transformador.
4.4.1.4. Esta Placa de características debe estar ubicada según lo indicado en la Figura 1 de estas Especificaciones.
4.4.1.5. Los valores correspondientes a la Impedancia de cortocircuito, Pérdidas en vacío, Pérdidas totales y Corriente en vacío que figuran en la Placa de Características deben ser los valores hallados en los Ensayos de Rutina.
4.4.2. Identificación del aislador pasante primario, aisladores pasantes secundarios y borne de puesta a tierra:
4.4.2.1. Los aisladores pasantes y el borne de puesta a tierra del transformador deben estar identificados de acuerdo a lo establecido en los ítems 4.2.6.7, 4.2.7.7 y 4.2.8.6 de estas Especificaciones.
4.4.2.2. La marcación correspondiente a la identificación de los aisladores pasantes y el borne de puesta a tierra deben ser en bajo relieve de 0,2 mm de profundidad como mínimo y pintada con un color que contraste con el color de la pintura del transformador.
4.4.2.3. Los caracteres que componen la marcación deben tener una altura mínima de 15 mm, deben estar orientados y ubicados de acuerdo a lo establecido en la Figura 1 de estas Especificaciones.
4.4.3. Marcación del conmutador de derivaciones en forma interna o externa:
4.4.3.1. En forma interna: Las posiciones del sistema de conmutación deben estar marcadas en bajo relieve y pintadas con tinta indeleble en un color que contraste con el color del conmutador, según lo indicado en la Norma NBR 5440, ítem 6.1.3
4.4.3.2. En forma externa: Las 4 posiciones del conmutador deben estar claramente indicadas en forma impresa y en relieve. La superficie adyacente al conmutador debe estar pintada con relieve de 0,2mm de profundidad mínima la inscripción NO OPERAR CON TENSIÓN.
4.4.4. Número de Orden de ANDE:
4.4.4.1. El Número de Orden de ANDE debe estar marcado en forma impresa, pintado con un color que contraste con el color de la pintura del transformador.
4.4.4.2. Los caracteres que componen la marcación deben tener una altura mínima de 70 mm, deben estar ubicados en el costado derecho de la cuba en línea con el gancho de izado, según la Figura 1 de estas Especificaciones.
4.4.4.3. Los caracteres deben estar dispuestos en forma vertical y orden descendente, siendo que el Número de Orden debe leerse de arriba hacia abajo.
4.4.4.4. En la tapa debe poseer el número de orden de ANDE, los caracteres deben tener una altura mínima de 50mm y estar ubicados en disposición horizontal sobre la superficie libre, ver figura 1.
4.4.5. Marcación de la potencia del transformador:
4.4.5.1. La potencia indicada en kVA, pintado con esmalte indeleble y duradero, de color negro con letras de dimensiones como mínimo de 70 mm. de altura, 50 mm. de ancho y trazo de 10 mm. de espesor, en lugar y forma a quedar visibles una vez montado.
4.4.6. Marcación adicional en bajorrelieve de la cuba, la tapa y la prensa yugo:
4.4.6.1. La cuba, la tapa y la prensa yugo debe estar marcadas en bajorrelieve con el Número de serie del Fabricante.
4.5. Características del aceite aislante:
4.5.1. El transformador debe ser suministrado con carga completa de aceite mineral aislante, listo para entrar en servicio.
4.5.2. El aceite a ser suministrado debe ser nuevo y del tipo Nafténico o Parafínico.
4.5.3. Si el aceite mineral contiene inhibidores de oxidación, la proporción máxima de los mismos debe ser la siguiente: entre 0.15% y 0.4% por masa de 2,6 di tert - butil paracresol (DBPC) o 2,6 di tert butyl fenol (DBP), según la Norma IEC 60296.
4.5.4. Las características del aceite deben ser las establecidas en la Tabla 5 de estas Especificaciones.
Tabla 5
|
Características |
Norma de Ensayo |
Unidad de medida |
Valores antes del contacto con las partes activas |
Valores después del contacto con las partes activas |
||
|
1 |
Aspecto |
(ASTM D 1524) |
- |
CLARO |
CLARO |
|
|
2 |
Color |
(ASTM D 1500) |
- |
≤ 1 |
≤ 1 |
|
|
3 |
Densidad @ 20/4 º C |
Nafténico |
(ASTM D 1298) |
kg/dm3 |
≥ 0,861 y ≤ 0,900 |
≥ 0,861 y ≤ 0,900 |
|
Parafínico |
(ASTM D 1298) |
kg/dm3 |
≤ 0,860 |
≤ 0,860 |
||
|
4 |
Punto de inflamación o combustión |
(ASTM D 92) |
ºC |
≥ 140 |
≥ 140 |
|
|
5 |
Numero de neutralización (acidez) |
(ASTM D 974) |
mgKOH/g |
≤ 0,040 |
≤ 0,040 |
|
|
6 |
Tensión interfacial @ 25º C |
(ASTM D 971) |
mN/m |
≥ 40 |
≥ 40 |
|
|
7 |
Contenido de agua |
(ASTM D 1533) |
p.p.m. |
≤ 35 |
≤ 35 |
|
|
8 |
Rigidez dieléctrica |
(ASTM D 877) |
kV |
≥ 35 |
≥ 35 |
|
|
9 |
Factor de disipación (tg δ) |
@ 25° C |
(ASTM D 924) |
% |
≤ 0,05 |
≤ 0,10 |
|
@ 100° C |
(ASTM D 924) |
% |
≤ 0,50 |
≤ 1,00 |
||
4.5.5. El aceite aislante debe estar categorizado como Sin contenido de PCB (Bifeniles Policlorados) conforme normativa nacional vigente. Para el efecto el suministro debe acompañarse con el Informe del análisis (cromatografía gaseosa), realizado por un Laboratorio acreditado para el muestreo de aceites aislantes y para análisis de PCB en aceites, en el que conste como resultado: PCB menor a 1 ppm, o PCB No Cuantificable o PCB No Detectable con límite de cuantificación de 2 ppm. El informe debe indicar el método utilizado y además debe acompañarse de la descripción y documentación correspondiente a la cadena de custodia de las muestras de aceite y de los Certificados de Acreditación del Laboratorio, emitido por el organismo de Acreditación del país donde opera el Laboratorio.
4.5.6. El contenido de PCB debe ser determinado de acuerdo a lo establecido en las Normas IEC 61619 o ASTM D 4059.
4.5.7. Los Certificados de acreditación de los Laboratorios indicados arriba deben ser validados a través del Organismo Nacional de Acreditación (ONA) de Paraguay, de manera a garantizar la conformidad y trazabilidad de la documentación presentada.
5. ENSAYOS DE TIPO, DE RUTINA Y DE RECEPCIÓN:
5.1. Ensayos de Tipo:
5.1.1. Todos los Ensayos de Tipo deben ser realizados sobre un solo equipo que debe estar identificado, debe ser idéntico al modelo a ser suministrado, estos ensayos según lo establecido en las Normas y/o Cláusulas citadas y en las presentes Especificaciones, son los siguientes:
5.1.1.1. Ensayo de capacidad de resistir a cortocircuitos (NBR 5356-5 e IEC 60076-5):
Este ensayo debe ser realizado, de la manera siguiente:
1. Se debe realizar los Ensayos de Rutina, descriptos a continuación:
a) El transformador debe ser ensayado con la corriente establecida en la Tabla 2 de estas Especificaciones.
b) Debe medirse la resistencia y la reactancia de los arrollamientos, por fase.
c) Ensayos dieléctricos, con el 100% de los valores de tensión establecidos en estas Especificaciones.
i) Ensayo de tensión soportada a frecuencia industrial (tensión aplicada).
ii) Ensayo de tensión inducida de corta duración.
2. Se debe realizar la aplicación de la corriente de cortocircuito.
3. Se debe realizar nuevamente los Ensayos de Rutina del ítem 5.1.1.1, sub ítem 1.
4. La parte activa debe ser retirada para su inspección.
5. En el informe debe constar los Ensayos de Rutina realizados antes y posterior a este ensayo, las variaciones porcentuales, la verificación de la parte activa, y la variación porcentual de la reactancia.
5.1.1.2. Ensayo de elevación de temperatura (Cláusula 4.2, NBR 5356-2): Este Ensayo debe ser realizado en la derivación 4, con las pérdidas totales (pérdidas en carga + pérdidas en vacío) halladas en dicha derivación y la corriente nominal de dicha derivación, respectivamente, para la condición de potencia nominal en régimen permanente. La Elevación de Temperatura del punto más caliente de los arrollamientos debe ser hallada de acuerdo al Anexo B.2 de la Norma NBR 5356-2, considerando un factor de punto más caliente de 1,1.
5.1.1.3. Ensayo de tensión de impulso atmosférico (Cláusula 13, NBR 5356-3): Este Ensayo debe ser realizado en el arrollamiento primario sobre el TAP 2 (principal) y en el arrollamiento secundario, con los valores de tensión establecidos en estas Especificaciones.
5.1.1.4. Ensayo de tensión soportada a frecuencia industrial (tensión aplicada) (Cláusula 11, NBR 5356-3): Este Ensayo debe ser realizado en el arrollamiento secundario, con los valores de tensión establecidos en estas Especificaciones.
5.1.1.5. Ensayo de tensión inducida de corta duración (Cláusula 12.2.1, NBR 5356-3): Se debe aplicar una tensión en el arrollamiento primario con el valor dentro del rango establecido en estas Especificaciones. La frecuencia para este Ensayo debe ser de 196 Hz, como mínimo, y la duración debe ser de 7.200 ciclos, como mínimo.
5.1.1.6. Ensayo de radiointerferencia (Anexo E.25, NBR 5356-1): Este Ensayo debe ser realizado con los valores establecidos en estas Especificaciones.
5.1.1.7. Ensayo de factor de disipación del aislamiento (factor de potencia) (Cláusula 11.20 y Anexo E.12, NBR 5356-1)
5.1.1.8. Ensayo de verificación de espesor y adherencia de la pintura interna y externa (Anexo E.26, NBR 5356-1)
5.1.1.9. Ensayo de determinación del nivel de ruido audible (Cláusula 11.18, NBR 5356-1): Se debe verificar que no sean excedidos los valores de ruido establecidos en las Tabla 7 y Tabla 8 de la Norma NBR 5356-1.
5.2. Ensayos de Rutina:
5.2.1. Estos Ensayos deben ser realizados por el fabricante durante el proceso de fabricación, en cada uno de los transformadores fabricados con la finalidad de demostrar el correcto funcionamiento del equipo.
5.2.2. Los resultados deben ser sobre el TAP 2 (principal), y registrados en los protocolos de Ensayo de Rutina, en donde sea aplicable.
5.2.3. Los Ensayos de Rutina deben ser realizados según lo establecido en las Normas y Cláusulas citadas y en las presentes Especificaciones, son los siguientes:
5.2.3.1. Medición de resistencia eléctrica de los arrollamientos (Cláusula 11.2 y Anexo E.2, NBR 5356-1);
5.2.3.2. Medición de la relación de transformación, y polaridad (Cláusula 11.3 y Anexo E.3, E.4, E.5, E.6 y E.7, NBR 5356-1);
5.2.3.3. Medición de la impedancia de cortocircuito y de las pérdidas en carga (Cláusula 11.4 y Anexo E.9, NBR 5356-1); Este Ensayo debe ser realizado con el 100% de la corriente nominal.
5.2.3.4. Medición de las pérdidas en vacío y de la corriente en vacío (Cláusula 11.5 y Anexo E.8, NBR 5356-1);
5.2.3.5. Ensayo de tensión soportada a frecuencia industrial (tensión aplicada) (Cláusula 11, NBR 5356-3 y Anexo E.10.1.1, NBR 5356-1): Este Ensayo debe ser realizado en el arrollamiento secundario, con los valores de tensión establecidos en estas Especificaciones.
5.2.3.6. Ensayo de tensión inducida de corta duración (Cláusula 12.2.1, NBR 5356-3): Se debe aplicar una tensión en el arrollamiento primario con el valor dentro del rango establecido en estas Especificaciones. La frecuencia para este Ensayo debe ser de 196 Hz, como mínimo, y la duración debe ser de 7.200 ciclos, como mínimo.
5.2.3.7. Medición de la resistencia de aislamiento (Cláusula 11.9, NBR 5356-1);
5.2.3.8. Ensayo de estanqueidad y resistencia a la presión a temperatura ambiente (Cláusula 11.10, Anexo E.11.1, NBR 5356-1);
5.2.3.9. Verificación del funcionamiento de accesorios (Cláusula 11.10.2, Anexo E.16, NBR 5356-1): Debe verificarse el funcionamiento de los accesorios requeridos en estas Especificaciones.
5.2.3.10. Ensayo de rigidez dieléctrica del aceite aislante (ASTM D 877): Debe verificarse el valor establecido en estas Especificaciones de acuerdo la Norma ASTM D 877.
5.3. Ensayos de Recepción:
5.3.1. El fabricante debe contar con los certificados de calibración vigentes de los equipos utilizados para la ejecución de estos ensayos, debe disponer de los certificados de acreditación de los laboratorios que verifican y calibran dichos equipos, siendo así, los mismos se deben poner a disposición del inspector de la ANDE antes de realizar estos ensayos. Caso contrario el lote analizado podrá ser rechazado por el inspector de ANDE. Los Ensayos de Recepción, citados a continuación, deben ser realizados de acuerdo a lo estipulado en las Normas y Cláusulas citadas y en las presentes Especificaciones:
5.3.1.1. Inspección visual: Se verificarán que los siguientes ítems estén de acuerdo a lo establecido en estas Especificaciones:
5.3.1.2. Verificación dimensional: Se verificará que las dimensiones estén de acuerdo con lo establecido en estas Especificaciones.
5.3.1.3. Medición de resistencia eléctrica de los arrollamientos (Cláusula 11.2 y Anexo E.2, NBR 5356-1);
5.3.1.4. Medición de la relación de transformación y polaridad (Cláusula 11.3 y Anexo E.3, E.4, E.5, E.6 y E.7, NBR 5356-1);
5.3.1.5. Medición de la impedancia de cortocircuito y de las pérdidas en carga (Cláusula 11.4 y Anexo E.9, NBR 5356-1); Este Ensayo debe ser realizado con el 100% de la corriente nominal.
5.3.1.6. Medición de las pérdidas en vacío y de la corriente en vacío (Cláusula 11.4 y Anexo E.8, NBR 5356-1);
5.3.1.7. Ensayo de tensión soportada a frecuencia industrial (tensión aplicada) (Cláusula 11, NBR 5356-3 y Anexo E.10.1.1, NBR 5356-1): Este Ensayo debe ser realizado en el arrollamiento secundario, con los valores de tensión establecidos en estas Especificaciones.
5.3.1.8. Ensayo de tensión inducida de corta duración (Cláusula 12.2.1, NBR 5356-3): Se debe aplicar una tensión en el arrollamiento primario con el valor dentro del rango establecido en estas Especificaciones. La frecuencia para este Ensayo debe ser de 196 Hz, como mínimo, y la duración debe ser de 7.200 ciclos, como mínimo.
5.3.1.9. Medición de la resistencia de aislamiento (Cláusula 11.9, NBR 5356-1);
5.3.1.10. Ensayo de estanqueidad y resistencia a la presión a temperatura ambiente (Cláusula 11.10, Anexo E.11.1, NBR 5356-1);
5.3.1.11. Verificación del funcionamiento de accesorios (Cláusula 11.10.2, Anexo E.16, NBR 5356-1): Debe verificarse el funcionamiento de los accesorios requeridos en estas Especificaciones.
5.3.1.12. Ensayos del aceite aislante (Cláusula 11.11, NBR 5356-1): Se debe ensayar el aceite aislante para determinar las siguientes características, las cuales deben estar de acuerdo a lo establecido en estas Especificaciones:
1. Rigidez dieléctrica
2. Contenido de agua
3. Factor de pérdidas dieléctricas o factor de disipación
4. Tensión interfacial
Además debe verificar las siguientes características, las cuales deben estar de acuerdo a lo establecido en estas Especificaciones:
5. Aspecto, según tabla 5 de estas Especificaciones
6. Color, según tabla 5 de estas Especificaciones
7. Se debe verificar que el aceite utilizado en los transformadores corresponda al proveedor y recipientes indicados en el documento de certificación, en donde se comprueba los valores de PCB’s.
5.3.1.13. Ensayo de elevación de temperatura (Cláusula 4.2, NBR 5356-2): Este Ensayo debe ser realizado en la derivación 4, con las pérdidas totales (pérdidas en carga + pérdidas en vacío) halladas en dicha derivación y la corriente nominal de dicha derivación, respectivamente, para la condición de potencia nominal en régimen permanente. La Elevación de Temperatura del punto más caliente de los arrollamientos debe ser hallada de acuerdo al Anexo B.2 de la Norma NBR 5356-2, considerando un factor de punto más caliente de 1,1.
5.3.1.14. Verificación del espesor y adherencia de la pintura de la parte externa (Cláusula 11.13, NBR 5356-1 y NBR 11388)
5.4. Muestreo y Aceptación o Rechazo del lote para los Ensayos de Recepción:
5.4.1. Los Ensayos de tensión soportada a frecuencia industrial (tensión aplicada) y Ensayo de tensión inducida de corta duración deben ser realizados sobre el 100% del lote, siendo que la falla en estos Ensayos implicará el Rechazo de las unidades defectuosas en forma individual.
5.4.2. La verificación de lo solicitado en el ítem 5.3.1.12 del sub ítem 7, sobre el aceite aislante. La falta de lo indicado implicará el Rechazo de todo el lote.
5.4.3. El Ensayo de elevación de temperatura debe ser realizado sobre una unidad del lote, debiendo ser esta unidad la que haya presentado el mayor valor de pérdidas totales en el Ensayo correspondiente. La falla de esta unidad implicará el Rechazo de todo el lote.
5.4.4. El criterio de Muestreo y Aceptación o Rechazo a ser utilizado para los demás Ensayos de Recepción es el establecido en las Tablas 6 y 7 de estas Especificaciones, respectivamente.
5.4.5. Si el número de unidades defectuosas estuviese comprendido entre Ac y Re (excluyendo estos valores), deberá ser ensayada la segunda muestra. El total de unidades defectuosas encontradas después de haber sido ensayadas las dos muestras, deberá ser igual o inferior al mayor valor de Ac especificado.
Tabla 6: Criterio de Muestreo, Aceptación o Rechazo para los Ensayos de Recepción
|
||||
|
Tamaño del lote |
Nº de muestra |
Tamaño de la muestra |
Ac |
Re |
|
2 a 8 |
- |
2 |
0 |
1 |
|
9 a 15 |
1ª |
2 |
0 |
2 |
|
2ª |
2 |
1 |
2 |
|
|
16 a 25 |
1ª |
3 |
0 |
2 |
|
2ª |
3 |
1 |
2 |
|
| 26 a 50 | 1ª | 5 | 0 |
2 |
| 2ª | 5 | 1 |
2 |
|
| 51 a 90 |
1ª |
8 | 0 | 2 |
|
2ª |
8 | 1 | 2 | |
| 91 a 150 |
1ª |
13 | 0 | 2 |
|
2ª |
13 | 1 | 2 | |
|
151 a 280 |
1ª |
20 | 0 | 2 |
|
2ª |
20 | 1 | 2 | |
|
281 a 500 |
1ª |
32 | 0 | 2 |
|
2ª |
32 | 1 | 2 | |
|
501 a 1200 |
1ª |
50 | 0 | 3 |
|
2ª |
50 | 3 | 4 | |
|
1201 a 3200 |
1ª |
80 | 1 | 4 |
|
2ª |
80 | 4 | 5 | |
Ac: N° de unidades defectuosas que permite la Aceptación del lote.
Re: N° de unidades defectuosas que implica el Rechazo del lote.
Tabla 7: Criterio de Muestreo, Aceptación o Rechazo para los Ensayos de Recepción
|
||||
|
Tamaño del lote |
Nº de muestra |
Tamaño de la muestra |
Ac |
Re |
|
2 a 50 |
- |
3 |
0 |
1 |
|
51 a 90 |
- |
5 |
0 |
1 |
|
91 a 150 |
- |
8 |
0 |
1 |
|
151 a 280 |
1ª |
8 |
0 |
2 |
|
2ª |
8 |
1 |
2 |
|
|
281 a 500 |
1ª |
13 |
0 |
2 |
|
2ª |
13 |
1 |
2 |
|
|
501 a 1200 |
1ª |
20 |
0 |
3 |
|
2ª |
20 |
3 |
4 |
|
|
1201 a 3200 |
1ª |
32 |
1 |
4 |
|
2ª |
32 |
4 |
5 |
|
Ac: N° de unidades defectuosas que permite la Aceptación del lote.
Re: N° de unidades defectuosas que implica el Rechazo del lote
5.5. Tolerancias para las características eléctricas:
5.5.1. Las tolerancias para las siguientes características eléctricas deben ser las establecidas en la Tabla 8, a continuación:
Tabla 8: Tolerancias
|
Característica eléctrica |
Tolerancia individual para valores de cada unidad ensayada |
Tolerancia para el valor promedio de las unidades ensayadas del lote (muestra) |
|
Impedancia de cortocircuito |
± 7,5 % |
± 7,5 % |
|
Pérdidas en vacío |
+ 10 % |
+ 0 % |
|
Pérdidas en carga |
+ 6 % |
+ 0 % |
|
Relación de transformación |
± 0,5 % |
± 0,5 % |
|
Corriente en vacío |
+ 20 % |
+ 0 % |
|
Factor de disipación del aislamiento (factor de potencia) @ 20° C |
+ 20 % |
+ 0 % |
5.5.2. Las tolerancias individuales se aplican a los valores obtenidos de una unidad ensayada.
5.5.3. Las tolerancias para el valor promedio se aplican al promedio de todos los valores obtenidos de ensayar todas las unidades que componen la muestra para un determinado ensayo.
5.5.4. Las tolerancias se consideran con respecto a los valores garantizados.
6. ALCANCE DEL SUMINISTRO:
6.1. Repuestos:
6.1.1. Los repuestos deben ser los siguientes, con sus cantidades respectivas:
6.1.1.1. Aislador pasante primario, con su borne correspondiente: Cantidad, a ser especificada en el Pliego de Bases y Condiciones correspondiente.
6.1.1.2. Aislador pasante secundario, con su borne correspondiente: Cantidad, a ser especificados en el Pliego de Bases y Condiciones correspondiente.
6.1.1.3. Conjunto completo de bobina primaria y bobina secundaria correspondiente a una columna del núcleo: Cantidad, a ser especificada en el Pliego de Bases y Condiciones correspondiente.
6.1.1.4. Conmutador de derivaciones completo: Cantidad, a ser especificada en el Pliego de Bases y Condiciones correspondiente.
7. EMBALAJE:
7.1. Embalaje:
7.1.1. Los transformadores completos, armados y con su carga completa de aceite, deben ser acomodados en embalajes de madera, en cantidad de 1 (una) unidad por embalaje.
7.1.2. El embalaje debe ser fabricado de manera a permitir:
7.2. Marcación del embalaje:
7.2.1. En la superficie externa de cada embalaje deberá figurar la siguiente información:
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS N° 04.14.14 - Rev. 6
TRANSFORMADOR TRIFÁSICO CONVENCIONAL DE DISTRIBUCIÓN
1. OBJETIVO:
1.1. Estas Especificaciones Técnicas establecen las condiciones técnicas mínimas que deben ser satisfechas en el suministro de los transformadores trifásicos convencionales de distribución aislados en aceite, que serán utilizados en la Red de Media Tensión de la ANDE.
1.2. Estas Especificaciones comprenden los siguientes ítems:
Tabla 1
|
ÍTEM N° |
DESCRIPCIÓN |
|
1 |
Transformador trifásico convencional de distribución de 63 kVA |
|
2 |
Transformador trifásico convencional de distribución de 100 kVA |
|
3 |
Transformador trifásico convencional de distribución de 150 kVA |
|
4 |
Transformador trifásico convencional de distribución de 200 kVA |
|
5 |
Transformador trifásico convencional de distribución de 315 kVA |
|
6 |
Transformador trifásico convencional de distribución de 500 kVA |
|
7 |
Transformador trifásico convencional de distribución de 630 kVA |
|
8 |
Transformador trifásico convencional de distribución de 1.000 kVA |
1.3. A menos que se especifique lo contrario, las prescripciones y características mencionadas en estas Especificaciones hacen referencia a todos los transformadores citados en la Tabla 1.
2. NORMAS TÉCNICAS:
2.1. En la aplicación de esta Especificaciones, será necesario consultar las siguientes Normas:
NBR 5356-1: Transformadores de potência. Parte 1: Generalidades.
NBR 5356-2: Transformadores de potência. Parte 2: Aquecimento.
NBR 5356-3: Transformadores de potência. Parte 3: Níveis de isolamento, ensaios dielétricos e espaçamentos em ar.
NBR 5356-4: Transformadores de potência. Parte 4: Guia de ensaio de impulso atmosférico e de manobra para transformadores e reatores.
NBR 5356-5: Transformadores de potência. Parte 5: Capacidade de resistir a curtos-circuitos.
NBR 5435: Bucha para transformadores sem conservador de óleo - Tensão nominal 15 kV e 25,8 kV - 160 A - Dimensões
NBR 5437: Bucha para transformadores sem conservador de óleo - Tensão nominal 1,3 kV - 160 A, 400 A, 800 A - Dimensões
NBR 5438: Bucha para transformadores - Tensão nominal 1,3 kV, 2000 A, 3150 A, 5000 A Dimensões
NBR 5440: Transformadores para redes aéreas de distribuição Padronização
NBR 5915: Bobinas e chapas finas a frio de aço-carbono para estampagem Especificação.
NBR 5950: Tubos de aço-carbono com ou sem solda longitudinal, pretos ou galvanizados Especificação.
NBR 6649: Chapas finas a frio de aço-carbono para uso estrutural
NBR 6650: Chapas finas a quente de aço-carbono para uso estrutural
NBR 11388: Sistemas de pintura para equipamentos e instalações de subestações elétricas.
NBR 11888: Bobinas e chapas finas a frio e a quente de aço-carbono e aço de baixa liga e alta resistência - Requisitos gerais.
IEC 60076-5: Power Transformers. Part 5: Ability to withstand short circuit.
IEC 60296: Fluids for electrotechnical applications - Unused mineral insulating oils for transformers and switchgear
IEC 61619: Insulating liquids Contamination by polychlorinated biphenyls (PCBs) Method of determination by capillary column gas chromatography.
ASTM D 877: Standard test method for dielectric breakdown voltage of Insulating Liquids using Disk Electrodes
ASTM D 4059: Standard test method for analysis of Polychlorinated Biphenyls in Insulating Liquids by Gas Chromatography.
2.2. El equipo debe ser diseñado, fabricado y ensayado de acuerdo a lo establecido en las Normas NBR 5356-1, 5356-2, 5356-3, 5356-4, 5356-5 e IEC 60076-5, principalmente.
2.3. Serán aceptadas otras Normas de Fabricación y Ensayo, siempre y cuando aseguren una calidad del equipo igual o superior a lo establecido en estas Especificaciones y no se contradigan con lo establecido en las mismas ni con las Normas indicadas en el ítem 2.1.
2.4. En caso de existir diferencias o contradicciones entre estas Especificaciones Técnicas y las Normas mencionadas prevalece lo indicado en estas Especificaciones Técnicas.
3. CONDICIONES DE SERVICIO:
3.1. Condiciones de Instalación:
3.1.1. Los transformadores serán instalados en puestos que podrán ser de instalación interna o externa. En cuanto a su posición en relación al suelo podrán ser a nivel, subterráneos o aéreos (en postes).
3.1.2. Los transformadores de 63 kVA, 100 kVA y 150 kVA serán instalados en forma aérea mediante soportes a un único poste o apoyados directamente sobre el suelo.
3.1.3. Los transformadores de 200 kVA y 315 kVA serán instalados sobre perfiles, los que a su vez estarán fijados a dos postes, conformando una estructura del tipo pórtico o apoyados directamente sobre el suelo.
3.1.4. Los transformadores de 500 kVA, 630 kVA y 1.000 kVA serán apoyados directamente sobre el suelo.
3.2. Condiciones Ambientales:
3.3. Características Eléctricas de la Red:
- Trifásico trifilar, conectado en Estrella, neutro puesto a tierra sólidamente en el Centro de Distribución (Estación o Subestación).
- Trifásico trifilar, conectado en Triángulo, neutro puesto a tierra mediante transformador zigzag en el Centro de Distribución (Estación o Subestación).
- Trifásico tetrafilar, conectado en Estrella, neutro puesto a tierra sólidamente en el secundario del transformador de distribución, en las acometidas y en la red.
- Monofásico bifilar/trifilar, neutro puesto a tierra sólidamente en el secundario del transformador de distribución, en las acometidas y en la red.
- Entre fases: 23.000 V ± 5 %
- Entre fase y neutro: 13.200 V ± 5 %
4. CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO:
4.1. Características Eléctricas:
4.1.1.Tipo, de acuerdo al nº de fases: Trifásico
4.1.2. Tensiones nominales, valor eficaz:
4.1.2.1. Primario (valores de tensión entre fases):
Derivación 1: 24.045 V
Derivación 2 (principal): 22.900 V
Derivación 3: 21.755 V
Derivación 4: 20.610 V
4.1.2.2. Secundario:
Entre fases: 400 V
Entre fase y neutro: 231 V
4.1.3.Tensión soportada de impulso atmosférico, valor de cresta:
Primario: ≥ 125 kV
Secundario: ≥ 30 kV
4.1.4. Tensión soportada a frecuencia industrial 1 min, valor eficaz:
Primario: ≥ 50 kV
Secundario: ≥ 10 kV
4.1.5. Tensión inducida de corta duración, valor eficaz:
Primario: ≥ 45,8 kV
≤ 50 kV
4.1.6. Radiointerferencia (RIV):
Tensión Aplicada en el Ensayo de Radiointerferencia, valor eficaz: 15 a 15,2 kV
Tensión de Radiointerferencia (µV) @ 1 MHz: ≤ 650 µV
4.1.7. Factor de disipación del aislamiento (factor de potencia) @ 20° C (NBR 5356-1): ≤ 1,2 %
4.1.8. Frecuencia nominal: 50 Hz
4.1.9. Grupo de conexión: Dyn5
4.1.10. Método de refrigeración: ONAN
4.1.11. Elevación de temperatura:
4.1.11.1. Elevación de Temperatura de los arrollamientos, determinada por variación de la resistencia eléctrica: 55 ° C
4.1.11.2. Elevación de Temperatura de la superficie del aceite:
Transformadores de 63 kVA, 100 kVA, 150kVA, 200 kVA, 315 kVA y 500 kVA: 50 ° C
Transformadores de 630 kVA y 1.000 kVA: 55 ° C
4.1.11.3. Elevación de Temperatura del punto más caliente de los arrollamientos: 65 ° C
4.1.12. Las demás características eléctricas deben ajustarse a la Norma NBR 5356-1, cláusulas 11.4 y 11.5, y estar de acuerdo a la Tabla 2 siguiente.
Tabla 2
|
Potencia nominal6 |
Corriente soportada de cortocircuito secundario, valor eficaz (kA) |
Corriente en vacío (% de la corriente nominal)1 |
Pérdidas en vacío (W)2 |
Pérdidas en carga (W)3 |
Pérdidas totales (W)4 |
Impedancia de cortocircuito (% de la impedancia base)5 |
|
63 kVA |
≥ 2,2 |
≤ 4,2 |
≤ 280 |
≤ 1.220 |
≤ 1.500 |
4,0 |
|
100 kVA |
≥ 3,6 |
≤ 3,7 |
≤ 390 |
≤ 1.730 |
≤ 2.120 |
4,0 |
|
150 kVA |
≥ 5,6 |
≤ 3,2 |
≤ 520 |
≤ 2.090 |
≤ 2.610 |
4,0 |
|
200 kVA |
≥ 7,2 |
≤ 3,1 |
≤ 610 |
≤ 2.702 |
≤ 3.312 |
4,0 |
|
315 kVA |
≥ 11,3 |
≤ 2,8 |
≤ 830 |
≤ 4.130 |
≤ 4.960 |
4,0 |
|
500 kVA |
≥ 18,0 |
≤ 2,7 |
≤ 1.150 |
≤ 5.850 |
≤ 7.000 |
4,0 |
|
630 kVA |
≥ 18,1 |
≤ 2,6 |
≤ 1.330 |
≤ 6.990 |
≤ 8.320 |
5,0 |
|
1.000 kVA |
≥ 28,8 |
≤ 2,5 |
≤ 1.750 |
≤ 9.970 |
≤ 11.720 |
5,0 |
1, 2 Medida en la derivación 2 (principal).
3 Medida en la derivación 2 (principal) y referida a 75 ° C.
4 Pérdidas totales = Pérdidas en vacío + pérdidas en carga a 75 ° C, medidas en la derivación 2 (principal).
5 Medida en la derivación 2 (principal) y referida a 75 ° C
6 Todas las derivaciones son derivaciones a plena potencia (NBR 5356-1, Cláusula 6.3)
4.1.13. Capacidad térmica de soportar cortocircuitos:
4.1.13.1. El transformador debe satisfacer lo exigido en la Cláusula 4.1 de la Norma NBR 5356-5, referente a temperaturas máximas admisibles, con la corriente de cortocircuito establecida en la Tabla 2 de estas Especificaciones.
4.1.14. Capacidad dinámica de soportar cortocircuitos:
4.1.14.1. El transformador debe soportar la corriente de cortocircuito establecida en la Tabla 2 de estas Especificaciones, y ensayado según el ítem 5.1.1.1 de estas Especificaciones.
4.2. Características Constructivas:
4.2.1. Debe verificarse una distancia mínima de 25 mm entre las partes activas (arrollamientos y núcleo) y la cuba.
4.2.2. Debe ser posible desmontar la tapa del transformador sin necesidad de desencubar la parte activa.
4.2.3. Las partes activas (arrollamientos y núcleo) deben estar fijadas a la cuba, mediante calces que eviten su movimiento en ocasión de transporte o esfuerzos electrodinámicos. El calce inferior debe estar fijado mediante pernos a la prensa yugo inferior. Estos pernos deben tener las dimensiones de ½ de diámetro y 2 de largo.
4.2.4. Arrollamientos:
4.2.4.1. Arrollamiento primario (Media Tensión):
4.2.4.1.1. Material: El arrollamiento primario debe estar constituido por conductor de cobre o aluminio, de sección circular, esmaltado, clase de temperatura A (105° C), como mínimo.
4.2.4.1.2. Construcción: El arrollamiento primario debe estar constituido por secciones (paquetes o galletas) o ser continuo.
4.2.4.1.3. Los conductores de interconexión entre los respectivos aisladores pasantes y las bobinas del arrollamiento primario deben ser multifilares y flexibles.
4.2.4.1.4. La aislación de los arrollamientos debe ser uniforme.
4.2.4.2. Arrollamiento secundario (Baja Tensión):
4.2.4.2.1. Material: El arrollamiento secundario debe estar constituido por conductor de cobre de sección circular, conductor de cobre de sección rectangular con aristas redondeadas, conductor de aluminio de sección circular, conductor de aluminio de sección rectangular con aristas redondeadas (pletina), láminas de cobre con aristas redondeadas o láminas de aluminio (hoja, folio o fleje).
4.2.4.2.2. Las espiras deben estar aisladas entre sí mediante esmalte o papel kraft, o la combinación de ambos, clase de temperatura A (105° C), como mínimo.
4.2.4.2.3. La aislación de los arrollamientos debe ser uniforme.
4.2.5. Núcleo:
4.2.5.1. Material: Chapas de acero silicio, con granos orientados y laminadas en frío.
4.2.5.2. Tipo de núcleo: Indistinto.
4.2.5.3. En todos los casos, el montaje del núcleo debe ser tal que permita la reutilización del mismo para la sustitución de los arrollamientos, sin la necesidad de cortar las chapas que conforman el núcleo ni la utilización de máquinas especiales.
4.2.5.4. Los bulones que atraviesan las chapas del núcleo deben estar aislados de éstas y conectados a tierra.
4.2.5.5. El núcleo debe estar conectado a la cuba (en un único punto), mediante un conductor flexible de cobre.
4.2.5.6. Prensa yugo: La prensa yugo debe ser de hierro o acero, sin calces intermedios entre ésta y el yugo del núcleo, además no debe tener rellenos ni agregados.
4.2.6. Aisladores pasantes primarios:
4.2.6.1. Los aisladores pasantes primarios deben tener una tensión nominal de 25,8 kV y deben ser fabricados de acuerdo con la Norma NBR 5435.
4.2.6.2. El material de los aisladores pasantes debe ser porcelana vitrificada, de características establecidas en la Norma NBR 5435 para asegurar una vida útil prolongada y soportar las solicitaciones derivadas de la instalación a la intemperie, como ser: lluvia, radiación solar, altas temperaturas, etc.
4.2.6.3. Los aisladores pasantes deben soportar los esfuerzos que eventualmente pudieran producirse en la instalación del equipo, particularmente en el momento de la conexión de los cables al mismo.
4.2.6.4. Los aisladores pasantes primarios deben estar ubicados en la tapa de la cuba sobre los resaltos mencionados en el ítem 4.2.11.4 y de acuerdo a las Figuras 1, 4, 5 y 8 de estas Especificaciones. Deben poseer una excentricidad mínima de 10 cm con respecto a la línea que une los ganchos de izado, de modo a evitar posibles golpes o esfuerzos no deseados al momento de izado del transformador.
4.2.6.5. El dispositivo de sujeción de estos aisladores a la tapa debe ser externo a la cuba.
4.2.6.6. Bornes primarios de conexión del transformador a la línea:
4.2.6.6.1. Los bornes de conexión del transformador a la línea deben ser aptos para conductores de cobre, aluminio o aleación de aluminio, de 25 a 50 mm² de sección, y deben ser fabricados de acuerdo con la Norma NBR 5435.
4.2.6.6.2. Estos bornes primarios deben ser del tipo prensa con ojal (Figura 11 de estas Especificaciones).
4.2.6.6.3. Material: Los bornes, incluyendo pernos y arandelas, deben ser de cobre o aleación de cobre.
4.2.6.6.4. Tratamiento superficial de los bornes: Los bornes, incluyendo bulones, tuercas y arandelas deben ser estañados.
4.2.6.7. Disposición y denominación de los aisladores pasantes primarios:
4.2.6.7.1. Los aisladores pasantes primarios deben estar dispuestos en el siguiente orden, con la denominación siguiente, cuando observados desde el lado correspondiente al primario, de izquierda a derecha:
H1 H2 H3
4.2.7. Aisladores pasantes secundarios:
4.2.7.1. Los aisladores pasantes secundarios deben tener una tensión nominal de 1,3 kV y deben ser fabricados de acuerdo con las Normas NBR 5437 y NBR 5438.
4.2.7.2. El material de los aisladores pasantes debe ser porcelana vitrificada, de características establecidas en la Normas NBR 5437 y NBR 5438 para asegurar una vida útil prolongada y soportar las solicitaciones derivadas de la instalación a la intemperie, como ser: lluvia, radiación solar, altas temperaturas, etc.
4.2.7.3. Los aisladores pasantes deben soportar los esfuerzos que eventualmente pudieran producirse en la instalación del equipo, particularmente en el momento de la conexión de los cables al mismo
4.2.7.4. Los aisladores pasantes secundarios deben estar ubicados en la parte posterior de la cuba, de acuerdo a lo indicado en las Figuras 1, 4, 5 y 8 de estas Especificaciones. Los mismos deben estar ubicados sobre los resaltos mencionados en el ítem 4.2.10.4 de estas Especificaciones.
4.2.7.5. El dispositivo de sujeción de estos aisladores debe ser interno a la cuba.
4.2.7.6. Bornes secundarios de conexión del transformador a la línea:
4.2.7.6.1. Los bornes de conexión del equipo a la línea deben ser aptos para conductores de cobre o aleación de aluminio y deben ser fabricados de acuerdo con las Normas NBR 5437 y NBR 5438.
4.2.7.6.2. Los transformadores de 63 kVA y 100 kVA deben contar con bornes tipo prensa con ojal, tipo T1 - 1,3kV/160A y para transformadores de 150 kVA tipo T1 1,3kV/400A según NBR 5437 (figura 12 de estas Especificaciones).
4.2.7.6.3. Los transformadores de 200 kVA, 315 kVA, 500 kVA, 630 kVA y 1.000 kVA deben contar con bornes tipo Spade, de 4 orificios, T3 según NBR 5437 y NBR 5438 (Figura 13 de estas Especificaciones).
4.2.7.6.4. Material: Los bornes, incluyendo pernos, tuercas y arandelas (si aplicable), deben ser de cobre o aleación de cobre.
4.2.7.6.5. Tratamiento superficial de los bornes: Los bornes, incluyendo bulones, tuercas y arandelas (si aplicable) deben ser estañados.
4.2.7.7. Disposición y denominación de los aisladores pasantes secundarios:
4.2.7.7.1. Los aisladores pasantes secundarios deben estar dispuestos en el siguiente orden, con la denominación siguiente, cuando observados desde el lado correspondiente al secundario, de izquierda a derecha:
X3 X2 X1 X0
4.2.8. Borne de puesta a tierra:
4.2.8.1. Los transformadores deben contar con un borne de puesta a tierra.
4.2.8.2. En los transformadores de 63 kVA, 100 kVA y 150 kVA, este borne debe estar ubicado en el soporte superior para poste, en el costado derecho del mismo, observado desde el lado correspondiente al secundario (Figura 1 de estas Especificaciones).
4.2.8.3. En los transformadores de 200 kVA, 315 kVA, 500 kVA, 630 kVA y 1.000 kVA, este borne debe estar ubicado en la parte inferior derecha del lado de la cuba correspondiente al secundario, observado desde el lado correspondiente al secundario (Figuras 4, 5 y 8 de estas Especificaciones).
4.2.8.4. El borne debe ser del tipo prensa paralela, apto para alojar conductores de 25 mm² a 70 mm² de sección (Figura 14 de estas Especificaciones).
4.2.8.5. Material: El borne, incluyendo bulones y arandelas, debe ser de cobre o aleación de cobre.
4.2.8.5.1. Tratamiento superficial: Los bornes, incluyendo bulones, tuercas y arandelas deben ser estañados.
4.2.9. Conmutador de derivaciones con operación interna o externa:
4.2.9.1. El transformador debe contar con un conmutador de derivaciones, para operaciones sin tensión, cambio simultaneo en las fases y contacto eficiente en todas sus posiciones.
4.2.9.2. Este conmutador debe contar con 4 posiciones correspondientes a las 4 derivaciones establecidas en el ítem 4.1.2.1 de estas Especificaciones.
4.2.9.3. El mismo debe ser del tipo de comando lineal o rotativo.
4.2.9.4. Operación Interna: Debe ser visible y accesible a través de la abertura de inspección. El accionamiento del conmutador debe ser hecho sin la necesidad de que el operador entre en contacto con el aceite aislante, aun en las condiciones de máxima temperatura permitida.
4.2.9.5. Operación externa: Debe contar con una perilla en forma externa, en el resalto correspondiente en la tapa o al costado de la cuba, debe poseer algún dispositivo que evite operaciones indeseadas del conmutador (tapa de protección, perno roscado o similar) ubicada de acuerdo a las Figuras 1, 4, 5 y 8 de estas Especificaciones. En este caso puede omitirse la abertura de inspección solicitada en el ítem 4.2.12, siendo así el transformador debe poseer el visor o mirilla que sirve de indicador de nivel de aceite.
4.2.10. Cuba:
4.2.10.1. La cuba y tapa deben ser fabricadas a partir de chapas de acero, de acuerdo a las Normas NBR 6649 y/o NBR 6650, en lo que fuere aplicable.
4.2.10.2. Espesor: El espesor de la chapa que constituye las distintas partes de la cuba y tapa debe ser el establecido en la Tabla 3 de estas Especificaciones, de acuerdo a la potencia del transformador.
Tabla 3: Espesor mínimo de la chapa de la cuba y tapa
|
Potencia (kVA) |
Tapa (mm) |
Cuba (mm) |
Fondo de la cuba (mm) |
|
63 |
2,65 |
2,65 |
3,00 |
|
100 |
2,65 |
2,65 |
3,00 |
|
150 |
3,00 |
3,00 |
3,00 |
|
200 |
3,00 |
3,00 |
3,00 |
|
315 |
3,00 |
3,00 |
5,00 |
|
500 |
6,50 |
5,00 |
6,50 |
|
630 |
6,50 |
5,00 |
6,50 |
|
1.000 |
6,50 |
5,00 |
6,50 |
4.2.10.3. La cuba debe contar con apoyos, de manera que la base de la misma no quede en contacto con el suelo cuando el transformador esté apoyado sobre el mismo.
4.2.10.4. La parte posterior de la cuba debe contar con resaltos sobre los cuales deben estar ubicados los aisladores pasantes secundarios.
4.2.11. Tapa:
4.2.11.1. La tapa debe poseer pestañas en los bordes, de manera a evitar el ingreso de agua al interior del transformador.
4.2.11.2. El diseño de la tapa debe ser tal que no permita la acumulación de agua sobre la misma.
4.2.11.3. El transformador debe contar con una conexión equipotencial entre la tapa y la cuba, la misma debe estar constituida por un conductor flexible de cobre, de 4 mm² de sección, como mínimo.
4.2.11.4. La tapa debe contar con resaltos sobre los cuales deben estar ubicados los aisladores pasantes primarios.
4.2.11.5. Cierre de la tapa: La tapa debe ser asegurada a la cuba mediante dispositivos de cierre con pernos, de acuerdo a la Figura 15 de estas Especificaciones.
4.2.12. Abertura para inspección:
4.2.12.1. Los transformadores deben contar con una abertura para inspección, de 120 mm de diámetro, para la carga del aceite, accionamiento del conmutador de derivaciones y efectuar inspecciones visuales varias, de acuerdo a las Figuras 1, 4, 5 y 8 de estas Especificaciones Técnicas.
4.2.12.2. La tapa de esta abertura para inspección debe contar con una junta de goma para asegurar su hermeticidad.
4.2.12.3. En los transformadores de 630 kVA y 1.000 kVA, la tapa de esta abertura para inspección debe estar asegurada mediante ocho bulones de 3/8 de diámetro y una junta de goma apta para el contacto permanente con el aceite aislante.
4.2.13. Radiadores:
4.2.13.1. Estos radiadores deben estar fabricados a partir de chapa y/o tubos de acero, según normas NBR 5580, NBR 5590, NBR 5915, NBR 6650 y NBR 11888.
4.2.13.2. El espesor de la chapa o la pared de los tubos debe ser el establecido en la Tabla 4.
Tabla 4: Espesor mínimo de la chapa o pared de los tubos de radiadores
|
Potencia (kVA) |
Espesor (mm) |
|
63 |
1,2 |
|
100 |
1,2 |
|
150 |
1,2 |
|
200 |
1,2 |
|
315 |
1,2 |
|
500 |
1,2 |
|
630 |
1,2 |
|
1.000 |
1,2 |
4.2.14. Depósito de expansión:
4.2.14.1. Los transformadores de 630 kVA y 1.000 kVA deben contar con depósito de expansión. El mismo debe estar ubicado al costado derecho del transformador, observado desde el lado primario (Figura 8 de estas Especificaciones).
4.2.14.2. Este depósito de expansión debe poseer un tapón de 1 de diámetro para carga del aceite mineral y otro tapón de ½ de diámetro para su descarga.
4.2.14.3. El caño de interconexión del depósito de expansión con la cuba debe contar con una válvula esclusa de 1 de diámetro (Figura 8 de estas Especificaciones).
4.2.15. Filtro secador de aire:
4.2.15.1. La entrada de aire al depósito de expansión de los transformadores de 630 kVA y 1.000 kVA debe ser a través de un filtro secador de aire.
4.2.15.2. El mismo debe contar con material higroscópico (silica gel) que actúe como desecante del aire que ingresa a través del filtro.
4.2.15.3. Este filtro debe estar constituido por un cuerpo cilíndrico metálico con un visor de vidrio transparente, que permita controlar el grado de saturación de humedad del material higroscópico.
4.2.15.4. El caño de interconexión del filtro secador de aire con el depósito de expansión debe contar con una válvula esclusa.
4.2.16. Dispositivo de alivio de presión:
4.2.16.1. Los transformadores de 100, 150, 200 kVA, 315 kVA y 500 kVA deben contar con un dispositivo de alivio de presión, que actúe en el caso de una sobrepresión interna en la cuba del transformador.
4.2.16.2. Este dispositivo debe estar previsto para una operación automática a presión positiva de 0,07 Mpa (0,7 kgf/cm2) ± 10%.
4.2.16.3. Este dispositivo debe retornar a su estado original, una vez aliviada la sobrepresión, manteniendo la hermeticidad de la cuba.
4.2.17. Válvula esclusa inferior:
4.2.17.1. Los transformadores de 200, 315, 500, 630 y 1000 kVA deben contar con una válvula esclusa inferior de 3/4" de diámetro, ubicada en la parte inferior de la cuba, para el vaciado de la cuba y para realizar el tratamiento del aceite (Figuras 4, 5 y 8).
4.2.18. Apoyos para gato hidráulico:
4.2.18.1. Los transformadores de 315 kVA, 500 kVA, 630 kVA y 1.000 kVA deben contar con apoyos para gato hidráulico.
4.2.19. Ruedas orientables:
4.2.19.1. Los transformadores de 315 kVA, 500 kVA, 630 kVA y 1.000 kVA deben contar con ruedas orientables para facilitar el desplazamiento del transformador (Figuras 5 y 8 de estas Especificaciones).
4.2.20. Soportes para fijación al poste:
4.2.20.1. Los transformadores de 63 kVA, 100 kVA y 150 kVA deben poseer 2 soportes para fijación al poste.
4.2.20.2. Los mismos deben estar soldados a la cuba, mediante cordón de soldadura continua y en la parte posterior de la cuba del transformador.
4.2.20.3. La forma, dimensiones y ubicación de los mismos debe ser la establecida en las Figuras 1 y 2 de estas Especificaciones.
4.2.21. Soportes para descargadores de sobretensión:
4.2.21.1. Los transformadores de 63 kVA a 200 kVA deben contar con 3 soportes para la fijación de 3 descargadores de sobretensión, correspondientes a las 3 fases del arrollamiento primario.
4.2.21.2. Los soportes deben ser de planchuela de acero, de 6 mm de espesor, 38 mm de ancho y deben tener la forma, dimensiones y ubicación indicada en las Figuras 9 y 10 de estas Especificaciones. La distancia entre el soporte y cualquier parte del borne primario no debe ser menor a la mínima distancia d entre cualquier parte de este borne y partes conductoras ubicadas en la tapa (dispositivo de sujeción del aislador pasante a la tapa, pernos de sujeción, etc.).
4.2.21.3. Estos soportes deben estar soldados a la cuba del transformador, mediante cordón de soldadura continua.
4.2.22. Ganchos para izado:
4.2.22.1. Los transformadores de 63 kVA, 100 kVA, 150 kVA y 200 kVA deben contar con 2 conjuntos de ganchos, siendo 1 conjunto para el izado del transformador completo con su carga de aceite aislante y el otro conjunto para el desencubado y para izado de las partes activas.
4.2.22.2. Los transformadores de 315 kVA a 1.000 kVA deben contar con 3 conjuntos de ganchos, siendo 1 conjunto para el izado del transformador completo con su carga de aceite aislante, 1 conjunto para el desencubado de las partes activas y 1 conjunto para el izado de la tapa.
4.2.22.3. Adicionalmente, el transformador de 315 kVA debe contar con una perforación en el conjunto de ganchos para el izado del transformador completo con su carga de aceite, con la forma y dimensiones indicadas en la Figura 7 de estas Especificaciones.
4.2.23. Juntas de sellado:
4.2.23.1. Las tapas, aisladores pasantes, caños de interconexión, válvulas, etc., deben poseer juntas que permitan un cierre hermético.
4.2.23.2. Las juntas de sellado deben ser de goma sintética o material elastomérico adecuado para el contacto permanente con el aceite aislante, resistente a la humedad y a los rayos solares.
4.2.24. Indicador de nivel de aceite:
4.2.24.1. En los transformadores de 63 kVA a 500 kVA (sin depósito de expansión), debe marcarse en el interior de la cuba el nivel correcto de aceite aislante a 25° C. Este nivel debe ser visible desde la abertura para inspección en caso de poseer dicha abertura.
4.2.24.2. Los transformadores de 630 kVA y 1.000 kVA (con depósito de expansión) deben contar con un indicador de nivel de aceite aislante en el depósito de expansión, visible en forma externa, siendo que el nivel correcto a 25° C debe estar marcado. El indicador debe estar del lado correspondiente al secundario del transformador (Figura 8 de estas Especificaciones).
4.2.25. Dimensiones:
4.2.25.1. Los transformadores no deben exceder los valores de la Tabla 5 siguiente:
Tabla 5: Dimensiones máximas de los transformadores
|
Potencia (kVA) |
Altura (mm)1 |
Ancho (mm)2 |
Profundidad (mm)3 |
|
63 |
1.600 |
1.400 |
900 |
|
100 |
1.600 |
1.400 |
900 |
|
150 |
1.600 |
1.450 |
950 |
|
200 |
1.800 |
1.500 |
950 |
|
315 |
1.900 |
1.800 |
1.050 |
|
500 |
2.050 |
2.000 |
1.150 |
|
630 |
2.100 |
2.100 |
1.200 |
|
1.000 |
2.300 |
2.400 |
1.500 |
1La altura incluye los aisladores pasantes primarios, apoyos o ruedas, según sea el caso.
2El ancho incluye los radiadores.
3La profundidad incluye los radiadores y soportes para fijación al poste.
4.2.25.2. Las demás dimensiones deben estar de acuerdo a lo establecido en las figuras respectivas de estas Especificaciones.
4.3. Terminación superficial:
4.3.1. La tapa, cuba, depósito de expansión (transformadores de 630 kVA y 1.000 kVA) y radiadores del transformador deben estar pintados.
4.3.2. Preparación de las superficies: Todas las superficies a ser pintadas deben ser preparadas previamente mediante arenado o granallado. Las aristas o rebabas (internas o externas del transformador) deben ser rebajadas, limadas, lijadas o redondeadas.
4.3.3. Terminación interna: Debe ser aplicada una capa de pintura anticorrosiva, que no afecte ni sea afectada por el aceite aislante. El espesor de la misma debe ser 30 µm, como mínimo.
4.3.4. Terminación externa: Debe ser aplicada una primera capa de pintura anticorrosiva, de 40 µm de espesor, como mínimo, y una capa superficial de pintura alquídica o poliuretánica, de 40 µm de espesor, como mínimo, que posea adecuada resistencia a la intemperie y de acuerdo a la norma NBR 11.388.
4.4. Marcación:
4.4.1.Placa de Características:
4.4.1.1. El transformador debe contar con una placa de características con las siguientes inscripciones e informaciones, como mínimo:
a) Administración Nacional de Electricidad ANDE;
b) Número de Licitación y Año de la Licitación;
c) La inscripción TRANSFORMADOR TRIFÁSICO CONVENCIONAL DE DISTRIBUCIÓN
d) Marca; Fabricante; Procedencia; Modelo; Año de Fabricación;
e) Norma de Fabricación;
f) Potencia Nominal;
g) Corriente Nominal Primaria para cada derivación;
h) Corriente Nominal Secundaria;
i) Método de refrigeración;
j) Impedancia de cortocircuito (% de la impedancia base);
k) Pérdidas en vacío; Pérdidas totales;
l) Corriente en vacío (% de la corriente nominal);
m) Corriente soportada de cortocircuito secundario, para transformadores de 630 kVA y 1.000 kVA;
n) Tensión Nominal Primaria para cada derivación;
o) Tensión Nominal Secundaria;
p) Tensión soportada de impulso atmosférico primario y secundario;
q) Tensión soportada a frecuencia industrial primario y secundario;
r) Tensión inducida de corta duración primario;
s) Frecuencia Nominal;
t) Número de serie del Fabricante;
u) Material del conductor del arrollamiento primario y secundario;
v) Peso total del transformador con la carga completa de aceite, en kg;
w) Peso del transformador sin aceite, en kg; Peso de la parte activa, en kg;
x) Peso total del conductor del arrollamiento primario y secundario, en kg;
y) Peso del aceite aislante utilizado, en kg;
z) Volumen de aceite aislante utilizado, en litros;
aa) Tipo de aceite aislante utilizado;
bb) Contenido de PCB: Sin PCB;
cc) Polaridad;
dd) Grupo de conexión;
ee) Diagrama de Conexionado Interno.
4.4.1.2. Esta placa debe estar remachada a un soporte adecuado, el cual debe estar unido a la cuba del transformador por soldadura.
4.4.1.3. Debe existir una separación de 20 mm a 30 mm entre el soporte de la placa y la cuba del transformador.
4.4.1.4. Esta Placa de características debe estar ubicada según lo indicado en las Figuras 1, 4, 5 y 8 de estas Especificaciones Técnicas.
4.4.1.5. Los valores correspondientes a la Impedancia de cortocircuito, Pérdidas en vacío, Pérdidas totales y Corriente en vacío que figuran en la Placa de Características deben ser los valores hallados en los Ensayos de Rutina.
4.4.2. Identificación de los aisladores pasantes primarios y secundarios:
4.4.2.1. Los aisladores pasantes del transformador deben estar identificados de acuerdo a lo establecido en 4.2.6.7 y 4.2.7.7 de estas Especificaciones.
4.4.2.2. La marcación correspondiente a la identificación de los aisladores pasantes debe ser en bajo relieve de 0,2mm de profundidad como mínimo y pintada con un color que contraste con el color de la pintura del transformador.
4.4.2.3. Los caracteres que componen la marcación deben tener una altura mínima de 15 mm, deben estar orientados y ubicados de acuerdo a lo establecido en las Figuras 1, 4, 5 y 8 de estas Especificaciones.
4.4.3. Identificación del Borne de puesta a tierra:
4.4.3.1. El borne de puesta a tierra debe estar identificado mediante marcación bajo relieve con el símbolo correspondiente en la superficie de la cuba o soporte, según sea el caso, próxima al mismo.
4.4.4. Marcación del conmutador de derivaciones:
4.4.4.1. En forma interna: Las posiciones del sistema de conmutación deben estar marcadas en bajo relieve y pintadas con tinta indeleble en un color que contraste con el color del conmutador, según lo indicado en la Norma NBR 5440, ítem 6.1.3.
4.4.4.2. En forma externa: Las 4 posiciones del conmutador deben estar claramente indicadas en forma impresa y en relieve. La superficie adyacente al conmutador debe estar pintada con relieve de 0,2mm de profundidad mínima la inscripción NO OPERAR CON TENSIÓN.
4.4.5. Número de Orden de ANDE:
4.4.5.1. El Número de Orden de ANDE debe estar marcado en forma impresa, pintado con un color que contraste con el color de la pintura del transformador.
4.4.5.2. Los caracteres que componen la marcación deben tener una altura mínima de 70 mm, deben estar ubicados en el costado derecho de la cuba y en línea con el gancho de izado para potencias de hasta 150kVA, y bajo la Placa de características para potencias mayores, según Figuras de diseños. Los caracteres deben estar dispuestos en forma vertical y orden descendente, siendo que el Número de Orden debe leerse de arriba hacia abajo.
4.4.5.3. Para transformadores de hasta 150kVA la tapa también debe poseer el número de orden de ANDE, los caracteres deben tener una altura mínima de 50mm y estar ubicados en disposición horizontal sobre la superficie libre, ver figura 1.
4.4.6. Marcación de la potencia del transformador:
4.4.6.1. La potencia indicada en kVA, pintado con esmalte indeleble y duradero, de color negro con letras de dimensiones como mínimo de 70mm. de altura, 50mm. de ancho y trazo de 10mm. de espesor, en lugar y forma a quedar visibles una vez montado.
4.4.7. Marcación adicional en bajorrelieve de la cuba, la tapa y la prensa yugo:
4.4.7.1. La cuba, la tapa y la prensa yugo debe estar marcadas en bajo relieve de 0,2 mm de profundidad como mínimo con el Número de serie del Fabricante.
4.5. Características del aceite aislante:
4.5.1. El transformador debe ser suministrado con carga completa de aceite mineral aislante, listo para entrar en servicio.
4.5.2. El aceite a ser suministrado debe ser nuevo y del tipo Nafténico o Parafínico.
4.5.3. Si el aceite mineral contiene inhibidores de oxidación, la proporción máxima de los mismos debe ser la siguiente: entre 0.15% y 0.4% por masa de 2,6 di tert- butil paracresol (DBPC) o 2,6 di tert butyl fenol (DBP), según la Norma IEC 60296.
4.5.4. Las características del aceite deben ser las establecidas en la Tabla 6 de estas Especificaciones:
Tabla 6
|
Características |
Norma de Ensayo |
Unidad de medida |
Valores antes del contacto con las partes activas |
Valores después del contacto con las partes activas |
||
|
1 |
Aspecto |
(ASTM D 1524) |
- |
CLARO |
CLARO |
|
|
2 |
Color |
(ASTM D 1500) |
- |
≤ 1 |
≤ 1 |
|
|
3 |
Densidad @ 20/4 ºc |
Nafténico |
(ASTM D 1298) |
kg/dm3 |
≥ 0,861 y ≤ 0,900 |
≥ 0,861 y ≤ 0,900 |
|
Parafínico |
(ASTM D 1298) |
kg/dm3 |
≤ 0,860 |
≤ 0,860 |
||
|
4 |
Punto de inflamación o combustión |
(ASTM D 92) |
ºC |
≥ 140 |
≥ 140 |
|
|
5 |
Numero de neutralización (acidez) |
(ASTM D 974) |
mgKOH/g |
≤ 0,040 |
≤ 0,040 |
|
|
6 |
Tensión interfacial @ 25º C |
(ASTM D 971) |
mN/m |
≥ 40 |
≥ 40 |
|
|
7 |
Contenido de agua |
(ASTM D 1533) |
p.p.m. |
≤ 35 |
≤ 35 |
|
|
8 |
Rigidez dieléctrica |
(ASTM D 877) |
kV |
≥ 35 |
≥ 35 |
|
|
9 |
Factor de disipación (tg δ ) |
@ 25° C |
(ASTM D 924) |
% |
≤ 0,05 |
≤ 0,10 |
|
@ 100° C |
(ASTM D 924) |
% |
≤ 0,50 |
≤ 1,00 |
||
4.5.5. El aceite aislante debe estar categorizado como Sin PCB (Bifeniles Policlorados) conforme normativa nacional vigente. Para el efecto se debe presentar el Informe del análisis de aceite (cromatografía gaseosa), realizado por un Laboratorio Acreditado, en el que conste como resultado: PCB menor a 2 ppm, o PCB No Detectable con límite de cuantificación de 2 ppm. El informe debe indicar el método utilizado y además debe acompañarse de la descripción y documentación correspondiente a la cadena de custodia de las muestras del aceite y Certificado de Acreditación del Laboratorio (determinación de PCB en aceites aislantes de transformador) a cargo de la muestra y análisis, emitido por el organismo de Acreditación del país donde opera el Laboratorio.
4.5.6. El contenido de PCB debe ser determinado de acuerdo a lo establecido en las Normas IEC 61619 o ASTM D 4059.
4.5.7. Los Certificados de acreditación de los Laboratorios en donde son ensayados el aceite aislante deben ser validados a través del Organismo Nacional de Acreditación (ONA) de Paraguay, de manera a garantizar la conformidad y trazabilidad de la documentación presentada.
4.5.8. Los documentos requeridos en el ítem 4.5.5 y 4.5.7 deben ser remitidos al Dpto. de Supervisión y Seguimiento Ambiental para su verificación y aprobación correspondiente.
5. ENSAYOS DE TIPO, DE RUTINA Y DE RECEPCIÓN:
5.1. Ensayos de Tipo
5.1.1. Los Ensayos de Tipo deben ser realizados sobre un solo equipo que debe estar identificado, debe ser idéntico al modelo a ser suministrado, estos ensayos según lo establecido en la Normas y/o Cláusulas citadas y en las presentes Especificaciones Técnicas, son los siguientes:
5.1.1.1. Ensayo de capacidad de resistir a cortocircuitos (NBR 5356-5 e IEC 60076-5):
Este ensayo debe ser realizado, de la manera siguiente:
1. Se debe realizar los Ensayos de Rutina, descriptos a continuación:
a) El transformador debe ser ensayado con la corriente establecida en la Tabla 2 de estas Especificaciones Técnicas.
b) Debe medirse la resistencia y la reactancia de los arrollamientos, por fase
c) Ensayos dieléctricos, con el 100% de los valores de tensión establecidos en estas Especificaciones.
i. Ensayo de tensión soportada a frecuencia industrial (tensión aplicada).
ii. Ensayo de tensión inducida de corta duración.
2. Se debe realizar la aplicación de la corriente de cortocircuito.
3. Se debe realizar nuevamente los Ensayos de Rutina del ítem 5.1.1.1, sub ítem 1.
4. La parte activa debe ser retirada para su inspección.
5. En el informe debe constar los Ensayos de Rutina realizados antes y posterior a este ensayo, las variaciones porcentuales, la verificación de la parte activa, y la variación porcentual de la reactancia.
5.1.1.2. Ensayo de elevación de temperatura (Cláusula 4.2, NBR 5356-2): Este Ensayo debe ser realizado en la derivación 4, con las pérdidas totales (pérdidas en carga + pérdidas en vacío) halladas en dicha derivación y la corriente nominal de dicha derivación, respectivamente, para la condición de potencia nominal en régimen permanente. La Elevación de Temperatura del punto más caliente de los arrollamientos debe ser hallada de acuerdo al Anexo B.2 de la Norma NBR 5356-2, considerando un factor de punto más caliente de 1,1;
5.1.1.3. Ensayo de tensión de impulso atmosférico (Cláusula 13, NBR 5356-3): Este Ensayo debe ser realizado en el arrollamiento primario y en el arrollamiento secundario, con los valores de tensión establecidos en estas Especificaciones;
5.1.1.4. Ensayo de tensión soportada a frecuencia industrial (tensión aplicada) (Cláusula 11, NBR 5356-3): Este Ensayo debe ser realizado en el arrollamiento primario y en el arrollamiento secundario, con los valores de tensión establecidos en estas Especificaciones;
5.1.1.5. Ensayo de tensión inducida de corta duración (Cláusula 12.2.1, NBR 5356-3): Se debe aplicar una tensión en el arrollamiento primario con el valor dentro del rango establecido en estas Especificaciones;
5.1.1.6. Ensayo de Radiointerferencia (Anexo E.25, NBR 5356-1): Este Ensayo debe ser realizado con los valores establecidos en estas Especificaciones;
5.1.1.7. Ensayo de factor de disipación del aislamiento (factor de potencia) (Cláusula 11.20 y Anexo E.12, NBR 5356-1);
5.1.1.8. Ensayo de verificación de espesor y adherencia de la pintura interna y externa (Anexo E.26, NBR 5356-1);
5.1.1.9. Ensayo de determinación del nivel de ruido audible (Cláusula 11.18, NBR 5356-1): Se debe verificar que no sean excedidos los valores de ruido establecidos en la Tabla 7 y Tabla 8 de la Norma NBR 5356-1;
5.2. Ensayos de Rutina:
5.2.1. Estos Ensayos deben ser realizados por el fabricante durante el proceso de fabricación, en cada uno de los transformadores fabricados con la finalidad de demostrar el correcto funcionamiento del equipo;
5.2.2. Los resultados deben ser sobre el TAP 2 (principal), y registrados en los protocolos de Ensayo de Rutina, en donde sea aplicable;
5.2.3. Los Ensayos de Rutina deben ser realizados según lo establecido en las Normas y Cláusulas citadas y en las presentes Especificaciones, son los siguientes:
5.2.3.1. Medición de resistencia eléctrica de los arrollamientos(Cláusula 11.2 y Anexo E.2, NBR 5356-1);
5.2.3.2. Medición de la relación de transformación, verificación del desplazamiento angular y secuencia de fases (grupo de conexionado) (Cláusula 11.3 y Anexo E.3, E.4, E.5, E.6 y E.7, NBR 5356-1);
5.2.3.3. Medición de la impedancia de cortocircuito y de las pérdidas en carga (Cláusula 11.4 y Anexo E.9, NBR 5356-1): Este Ensayo debe ser realizado con el 100% de la corriente nominal;
5.2.3.4. Medición de las pérdidas en vacío y de la corriente en vacío (Cláusula 11.4 y Anexo E.8, NBR 5356-1);
5.2.3.5. Ensayo de tensión soportada a frecuencia industrial (tensión aplicada) (Cláusula 11, NBR 5356-3 y Anexo E.10.1.1, NBR 5356-1): Este Ensayo debe ser realizado en el arrollamiento primario y en el arrollamiento secundario, con los valores de tensión establecidos en estas Especificaciones;
5.2.3.6. Ensayo de tensión inducida de corta duración (Cláusula 12.2.1, NBR 5356-3): Se debe aplicar una tensión en el arrollamiento primario con el valor dentro del rango establecido en estas Especificaciones.
5.2.3.7. Medición de la resistencia de aislamiento (Cláusula 11.9, NBR 5356-1);
5.2.3.8. Ensayo de estanqueidad y resistencia a la presión a temperatura ambiente (Cláusula 11.10, Anexo E.11.1, NBR 5356-1);
5.2.3.9. Verificación del funcionamiento de accesorios (Cláusula 11.10.2, Anexo E.16, NBR 5356-1): Debe verificarse el funcionamiento de los accesorios requeridos en estas Especificaciones;
5.2.3.10. Ensayo de rigidez dieléctrica del aceite aislante (ASTM D 877): Debe verificarse el valor establecido en estas Especificaciones de acuerdo la Norma ASTM D 877.
5.3. Ensayos de Recepción:
5.3.1. El fabricante debe contar con los certificados de calibración vigentes de los equipos utilizados para la ejecución de estos ensayos, debe disponer de los certificados de acreditación de los laboratorios que verifican y calibran dichos equipos, siendo así, los mismos se deben poner a disposición del inspector de la ANDE antes de realizar estos ensayos. Caso contrario el lote analizado podrá ser rechazado por el inspector de ANDE. Los Ensayos de Recepción, citados a continuación, deben ser realizados de acuerdo a lo estipulado en las Normas y Cláusulas citadas y en las presentes Especificaciones:
5.3.1.1. Inspección visual: Se verificarán que los siguientes ítems estén de acuerdo a lo establecido en estas Especificaciones:
5.3.1.2. Verificación dimensional: Se verificará que las dimensiones estén de acuerdo con lo establecido en estas Especificaciones.
5.3.1.3. Medición de resistencia eléctrica de los arrollamientos (Cláusula 11.2 y Anexo E.2, NBR 5356-1);
5.3.1.4. Medición de la relación de transformación y polaridad y verificación del desplazamiento angular y secuencia de fases (grupo de conexionado) (Cláusula 11.3 y Anexo E.3, E.4, E.5, E.6 y E.7, NBR 5356-1);
5.3.1.5. Medición de la impedancia de cortocircuito y de las pérdidas en carga (Cláusula 11.4 y Anexo E.9, NBR 5356-1); Este Ensayo debe ser realizado con el 100% de la corriente nominal.
5.3.1.6. Medición de las pérdidas en vacío y de la corriente en vacío (Cláusula 11.4 y Anexo E.8, NBR 5356-1);
5.3.1.7. Ensayo de tensión soportada a frecuencia industrial (tensión aplicada) (Cláusula 11, NBR 5356-3 y Anexo E.10.1.1, NBR 5356-1): Este Ensayo debe ser realizado en el arrollamiento primario y en el arrollamiento secundario, con los valores de tensión establecidos en estas Especificaciones;
5.3.1.8. Ensayo de tensión inducida de corta duración (Cláusula 12.2.1, NBR 5356-3): Se debe aplicar una tensión en el arrollamiento primario con el valor dentro del rango establecido en estas Especificaciones;
5.3.1.9. Medición de la resistencia de aislamiento (Cláusula 11.9, NBR 5356-1);
5.3.1.10. Ensayo de estanqueidad y resistencia a la presión a temperatura ambiente (Cláusula 11.10, Anexo E.11.1, NBR 5356-1);
5.3.1.11. Verificación del funcionamiento de accesorios (Cláusula 11.10.2, Anexo E.16, NBR 5356-1): Debe verificarse el funcionamiento de los accesorios requeridos en estas Especificaciones;
5.3.1.12. Ensayos del aceite aislante (Cláusula 11.11, NBR 5356-1): Se debe ensayar el aceite aislante para determinar las siguientes características, las cuales deben estar de acuerdo a lo establecido en estas Especificaciones:
1. Rigidez dieléctrica
2. Contenido de agua
3. Factor de pérdidas dieléctricas o factor de disipación
4. Tensión interfacial
Además debe verificar las siguientes características, las cuales deben estar de acuerdo a lo establecido en estas Especificaciones:
5. Aspecto, según tabla 6 de estas Especificaciones
6. Color, según tabla 6 de estas Especificaciones
7. Se debe verificar que el aceite utilizado en los transformadores corresponda al proveedor y recipientes indicados en el documento de certificación, en donde se comprueba los valores de PCB’s.
5.3.1.13. Ensayo de elevación de temperatura (Cláusula 4.2, NBR 5356-2): Este Ensayo debe ser realizado en la derivación 4, con las pérdidas totales (pérdidas en carga + pérdidas en vacío) halladas en dicha derivación y la corriente nominal de dicha derivación, respectivamente, para la condición de potencia nominal en régimen permanente. La Elevación de Temperatura del punto más caliente de los arrollamientos debe ser hallada de acuerdo al Anexo B.2 de la Norma NBR 5356-2, considerando un factor de punto más caliente de 1,1;
5.3.1.14. Verificación del espesor y adherencia de la pintura de la parte externa (Cláusula 11.13, NBR 5356-1 y NBR 11388);
5.3.1.15. Verificación del aceite aislante: Al momento de la provisión en los depósitos de ANDE y con la presencia de un representante del Fabricante, se debe tomar muestra aleatoria a transformadores para la determinación de contenido de PCB. La toma de muestra y análisis es competencia del Dpto. de Supervisión y Seguimiento Ambiental el cual realizará ocasional y aleatoriamente dicho ensayo. En caso que los resultados de las muestras tomadas se encuentren fuera de los rangos establecidos, el lote proveído debe ser rechazado.
5.4. Muestreo y Aceptación o Rechazo del lote para los Ensayos de Recepción:
5.4.1. Los Ensayos de tensión soportada a frecuencia industrial (tensión aplicada) y Ensayo de tensión inducida de corta duración deben ser realizados sobre el 100% del lote, siendo que la falla en estos Ensayos implicará el Rechazo de las unidades defectuosas en forma individual.
5.4.2. La verificación de lo solicitado en el ítem 5.3.1.12 del sub ítem 7, sobre el aceite aislante. La falta de lo indicado implicará el Rechazo de todo el lote.
5.4.3. El Ensayo de elevación de temperatura debe ser realizado sobre una unidad del lote, debiendo ser esta unidad la que haya presentado el mayor valor de pérdidas totales en el Ensayo correspondiente. La falla de esta unidad implicará el Rechazo de todo el lote.
5.4.4. El criterio de Muestreo y Aceptación o Rechazo a ser utilizado para los demás Ensayos de Recepción es el establecido en las Tablas 7 y 8 de estas Especificaciones, respectivamente.
5.4.5. Si el número de unidades defectuosas estuviese comprendido entre Ac y Re (excluyendo estos valores), deberá ser ensayada la segunda muestra. El total de unidades defectuosas encontradas después de haber sido ensayadas las dos muestras, deberá ser igual o inferior al mayor valor de Ac especificado.
Tabla 7: Criterio de Muestreo, Aceptación o Rechazo para los Ensayos de Recepción
|
||||
|
Tamaño del lote |
Nº de muestra |
Tamaño de la muestra |
Ac |
Re |
|
2 a 8 |
- |
2 |
0 |
1 |
|
9 a 15 |
1ª |
2 |
0 |
2 |
|
2ª |
2 |
1 |
2 |
|
|
16 a 25 |
1ª |
3 |
0 |
2 |
|
2ª |
3 |
1 |
2 |
|
|
26 a 50 |
1ª |
5 |
0 |
2 |
|
2ª |
5 |
1 |
2 |
|
|
51 a 90 |
1ª |
8 |
0 |
2 |
|
2ª |
8 |
1 |
2 |
|
|
91 a 150 |
1ª |
13 |
0 |
2 |
|
2ª |
13 |
1 |
2 |
|
|
151 a 280 |
1ª |
20 |
0 |
2 |
|
2ª |
20 |
1 |
2 |
|
|
281 a 500 |
1ª |
32 |
0 |
2 |
|
2ª |
32 |
1 |
2 |
|
|
501 a 1200 |
1ª |
50 |
0 |
3 |
|
2ª |
50 |
3 |
4 |
|
|
1201 a 3200 |
1ª |
80 |
1 |
4 |
|
2ª |
80 |
4 |
5 |
|
Ac: N° de unidades defectuosas que permite la Aceptación del lote.
Re: N° de unidades defectuosas que implica el Rechazo del lote
Tabla 8: Criterio de Muestreo, Aceptación o Rechazo para los Ensayos de Recepción
|
||||
|
Tamaño del lote |
Nº de muestra |
Tamaño de la muestra |
Ac |
Re |
|
2 a 50 |
- |
3 |
0 |
1 |
|
51 a 90 |
- |
5 |
0 |
1 |
|
91 a 150 |
- |
8 |
0 |
1 |
|
151 a 280 |
1ª |
8 |
0 |
2 |
|
2ª |
8 |
1 |
2 |
|
|
281 a 500 |
1ª |
13 |
0 |
2 |
|
2ª |
13 |
1 |
2 |
|
|
501 a 1200 |
1ª |
20 |
0 |
3 |
|
2ª |
20 |
3 |
4 |
|
|
1201 a 3200 |
1ª |
32 |
1 |
4 |
|
2ª |
32 |
4 |
5 |
|
Ac: N° de unidades defectuosas que permite la Aceptación del lote.
Re: N° de unidades defectuosas que implica el Rechazo del lote
5.5. Tolerancias para las características eléctricas:
5.5.1. Las tolerancias para las siguientes características eléctricas deben ser las establecidas en la Tabla 9, a continuación:
Tabla 9: Tolerancias
|
Característica eléctrica |
Tolerancia individual para valores de cada unidad ensayada |
Tolerancia para el valor promedio de las unidades ensayadas del lote (muestra) |
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Impedancia de cortocircuito |
± 7,5 % |
± 7,5 % |
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Pérdidas en vacío |
+ 10 % |
+ 0 % |
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Pérdidas en carga |
+ 6 % |
+ 0 % |
|
Relación de transformación |
± 0,5 % |
± 0,5 % |
|
Corriente en vacío |
+ 20 % |
+ 0 % |
|
Factor de disipación del aislamiento (factor de potencia) @ 20° C |
+ 20 % |
+ 0 % |
5.5.2. Las tolerancias individuales se aplican a los valores obtenidos de una unidad ensayada.
5.5.3. Las tolerancias para el valor promedio se aplican al promedio de todos los valores obtenidos de ensayar todas las unidades que componen la muestra para un determinado ensayo.
5.5.4. Las tolerancias se consideran con respecto a los valores garantizados.
6. ALCANCE DEL SUMINISTRO:
6.1. Accesorios:
Para los transformadores de 63 kVA, 100 kVA y 150 kVA, deben ser suministrados los siguientes accesorios:
6.1.1. Par de perchas de fijación:
6.1.1.1. Las perchas deben se de la forma y dimensiones indicadas en la Figura 3 de estas Especificaciones.
6.1.1.2. Material: Acero ASTM 1010 a 1020 ó ASTM A36.
6.1.1.3. Tratamiento superficial: Galvanizado en caliente, de 85 µm de espesor.
6.1.1.4. Cantidad: A ser especificada en el Pliego de Bases y Condiciones correspondiente.
6.2. Repuestos:
6.2.1. Los repuestos deben ser los siguientes, con sus cantidades respectivas:
6.2.1.1. Aislador pasante primario, con su borne correspondiente: Cantidad, a ser especificada en el Pliego de Bases y Condiciones correspondiente.
6.2.1.2. Aislador pasante secundario, con su borne correspondiente: Cantidad y tipo, a ser especificados en el Pliego de Bases y Condiciones correspondiente.
6.2.1.3. Conjunto completo de bobina primaria y bobina secundaria correspondiente a una columna del núcleo: Cantidad, a ser especificada en el Pliego de Bases y Condiciones correspondiente.
6.2.1.4. Conmutador de derivaciones completo: Cantidad, a ser especificada en el Pliego de Bases y Condiciones correspondiente.
7. EMBALAJE:
7.1. Embalaje:
7.1.1. Los transformadores completos, armados y con su carga completa de aceite, deben ser acomodados en embalajes de madera, en cantidad de 1 (una) unidad por embalaje.
7.1.2. El embalaje debe ser fabricado de manera a permitir:
7.2. Marcación del embalaje:
7.2.1. En la superficie externa de cada embalaje deberá figurar la siguiente información:
El propósito de la Especificaciones Técnicas (EETT), es el de definir las carácteristicas técnicas de los bienes que la convocante requiere. La convocante preparará las EETT detalladas teniendo en cuenta que:
- Las EETT constituyen los puntos de referencia contra los cuales la convocante podrá verificar el cumplimiento técnico de las ofertas y posteriormente evaluarlas. Por lo tanto, unas EETT bien definidas facilitarán a los oferentes la preparación de ofertas que se ajusten a los documentos de licitación, y a la convocante el examen, evaluación y comparación de las ofertas.
- En las EETT se deberá estipular que todos los bienes o materiales que se incorporen en los bienes deberán ser nuevos, sin uso y del modelo más reciente o actual, y que contendrán todos los perfeccionamientos recientes en materia de diseño y materiales, a menos que en el contrato se disponga otra cosa.
- En las EETT se utilizarán las mejores prácticas. Ejemplos de especificaciones de adquisiciones similares satisfactorias en el mismo sector podrán proporcionar bases concretas para redactar las EETT.
- Las EETT deberán ser lo suficientemente amplias para evitar restricciones relativas a manufactura, materiales, y equipo generalmente utilizados en la fabricación de bienes similares.
- Las normas de calidad del equipo, materiales y manufactura especificadas en los Documentos de Licitación no deberán ser restrictivas. Siempre que sea posible deberán especificarse normas de calidad internacionales . Se deberán evitar referencias a marcas, números de catálogos u otros detalles que limiten los materiales o artículos a un fabricante en particular. Cuando sean inevitables dichas descripciones, siempre deberá estar seguida de expresiones tales como “o sustancialmente equivalente” u “o por lo menos equivalente”. Cuando en las ET se haga referencia a otras normas o códigos de práctica particulares, éstos solo serán aceptables si a continuación de los mismos se agrega un enunciado indicando otras normas emitidas por autoridades reconocidas que aseguren que la calidad sea por lo menos sustancialmente igual.
- Asimismo, respecto de los tipos conocidos de materiales, artefactos o equipos, cuando únicamente puedan ser caracterizados total o parcialmente mediante nomenclatura, simbología, signos distintivos no universales o marcas, únicamente se hará a manera de referencia, procurando que la alusión se adecue a estándares internacionales comúnmente aceptados.
- Las EETT deberán describir detalladamente los siguientes requisitos con respecto a por lo menos lo siguiente:
(a) Normas de calidad de los materiales y manufactura para la producción y fabricación de los bienes.
(b) Lista detallada de las pruebas requeridas (tipo y número).
(c) Otro trabajo adicional y/o servicios requeridos para lograr la entrega o el cumplimiento total.
(d) Actividades detalladas que deberá cumplir el proveedor, y consiguiente participación de la convocante.
(e) Lista detallada de avales de funcionamiento cubiertas por la garantía, y las especificaciones de las multas aplicables en caso de que dichos avales no se cumplan.
- Las EETT deberán especificar todas las características y requisitos técnicos esenciales y de funcionamiento, incluyendo los valores máximos o mínimos aceptables o garantizados, según corresponda. Cuando sea necesario, la convocante deberá incluir un formulario específico adicional de oferta (como un Anexo al Formulario de Presentación de la Oferta), donde el oferente proporcionará la información detallada de dichas características técnicas o de funcionamiento con relación a los valores aceptables o garantizados.
Cuando la convocante requiera que el oferente proporcione en su oferta una parte de o todas las Especificaciones Técnicas, cronogramas técnicos, u otra información técnica, la convocante deberá especificar detalladamente la naturaleza y alcance de la información requerida y la forma en que deberá ser presentada por el oferente en su oferta.
Si se debe proporcionar un resumen de las EETT, la convocante deberá insertar la información en la tabla siguiente. El oferente preparará un cuadro similar para documentar el cumplimiento con los requerimientos.
Los bienes y/o servicios deberán cumplir con las siguientes especificaciones técnicas y normas:
| No. De Artículo | Nombre de los Bienes |
Especificaciones Técnicas y Normas |
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1 |
Transformador Monofásico de Distribución de 25 KVA | 04.13.25 - Rev. 3 |
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2 |
Transformador Trifásico de Distribución de 100 KVA | 04.14.14 - Rev. 6 |
|
3 |
Transformador Trifásico de Distribución de 150 KVA | 04.14.14 - Rev. 6 |
| 4 | Transformador Trifásico de Distribución de 200 KVA |
04.14.14 - Rev. 6 |
| 5 |
Transformador Trifásico de Distribución de 315 KVA |
04.14.14 - Rev. 6 |
Para los procedimientos de Menor Cuantía, este tipo de procedimiento de contratación estará preferentemente reservado a las MIPYMES, de conformidad al artículo 34 inc b) de la Ley N° 7021/22 ‘’De Suministro y Contrataciones Públicas". Son consideradas Mipymes las unidades económicas que, según la dimensión en que organicen el trabajo y el capital, se encuentren dentro de las categorías establecidas en el Artículo 5° de la Ley N° 4457/2012 ‘’PARA LAS MICRO, PEQUEÑAS Y MEDIANAS EMPRESAS’’, y se ocupen del trabajo artesanal, industrial, agroindustrial, agropecuario, forestal, comercial o de servicio
La entrega de los bienes se realizará de acuerdo al plan de entrega, indicado en el presente apartado. Así mismo, de los documentos de embarque y otros que deberá suministrar el proveedor indicado a continuación:
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Ítem |
Descripción del Bien |
Cantidad |
Unidad de medida |
Lugar de Entrega de los Bienes: |
1° Entrega 60 días | 2° Entrega 105 días | 3° Entrega 150 días | 4° Entrega 195 días | 5° Entrega 240 días | 6° Entrega 285 días | 7° Entrega 330 días | 8° Entrega 375 días |
|
1 |
Transformador Monofásico de Distribución de 25 KVA |
1.658 |
UNIDAD |
Boggiani | 200 | 200 | 200 | 200 | 200 | 220 | 220 | 218 |
|
2 |
Transformador Trifásico de Distribución de 100 KVA |
1.020 |
UNIDAD |
Boggiani | 128 | 128 | 128 | 128 | 128 | 128 | 128 | 124 |
|
3 |
Transformador Trifásico de Distribución de 150 KVA |
1.500 |
UNIDAD |
Boggiani | 188 | 188 | 188 | 188 | 188 | 188 | 188 | 184 |
| 4 |
Transformador Trifásico de Distribución de 200 KVA |
10 | UNIDAD | Boggiani | --- | 4 | 3 | 3 | --- | --- | --- | --- |
| 5 |
Transformador Trifásico de Distribución de 315 KVA |
10 | UNIDAD | Boggiani | --- | 4 | 3 | 3 | --- | --- | --- | --- |
(*) Lugar de Entrega de los Bienes: Depósito de la ANDE en Asunción (Sito Avda. Boggiani y Dr. Facundo Machain) o alrededores según lo indique la unidad administradora del contrato; hasta un radio de 30 Km. contados a partir de los límites de la ciudad de Asunción.
Observación: Los plazos establecidos comenzarán a regir dentro de los tres (3) días hábiles de la notificación fehaciente al Proveedor de la disponibilidad del Anticipo por parte de la Unidad Administradora del Contrato. Serán emitidas las Ordenes de Entrega a través del Sistema SAP.
Para la presente contratación se pone a disposición los siguientes planos o diseños:
Los Planos y Diseños de las Especificaciones Técnicas, se encuentran en el apartado "Documentos" del SICP.
El embalaje, la identificación y la documentación dentro y fuera de los paquetes serán como se indican a continuación:
LPN Nº 1818/2024 - ANDE - Asunción - Paraguay, además de otros datos indicados en las Especificaciones Técnicas.
La Contratante será propietaria de todo el material utilizado para el embalaje de los bienes.
1. El Proveedor embalará los bienes en la forma necesaria para impedir que se dañen o deterioren durante el transporte al lugar de destino final indicado en el contrato. El embalaje deberá ser adecuado para resistir, sin limitaciones, su manipulación brusca y descuidada, su exposición a temperaturas extremas, la sal y las precipitaciones, y su almacenamiento en espacios abiertos. En el tamaño y peso de los embalajes se tendrá en cuenta, cuando corresponda, la lejanía del lugar de destino final de los bienes y la carencia de equipo pesado de carga y descarga en todos los puntos en que los bienes deban transbordarse.
2. El embalaje, las identificaciones y los documentos que se coloquen dentro y fuera de los bultos deberán cumplir estrictamente con los requisitos especiales que se hayan estipulado expresamente en el contrato y cualquier otro requisito si lo hubiere, especificado en las condiciones contractuales.
Las inspecciones y pruebas serán como se indica a continuación:
El Proveedor realizará todas las pruebas y/o inspecciones de los bienes por su cuenta y sin costo alguno para la Contratante. Las y pruebas se realizarán conforme a lo indicado en las Especificaciones Técnicas.
Una vez obtenida la aprobación por parte del Departamento de Supervisión y Seguimiento Ambiental con relación a los documentos del aceite aislante, se deberá realizar la siguiente Notificación para las Inspecciones y pruebas descritas abajo.
Notificación de las Inspecciones y Pruebas, en caso de ser realizadas.
El Proveedor deberá notificar a la Contratante con quince (15) días de anticipación, donde y cuando los bienes estarán disponibles para inspección y prueba.
En caso de no poder realizarse la verificación en la fábrica para la ejecución de los ensayos en modo presencial por motivos externos y/o de fuerza mayor, podrá realizarse dicha exigencia mediante la modalidad de teleconferencia en tiempo real, cuyo cronograma y aprobación quedará a cargo de la Convocante.
Los costos de la visita del Inspector de la Contratante (transporte, hospedaje, alimentación, horas - hombre y administrativos) estarán a cargo del Proveedor en los siguientes casos:
a) Si en la fecha indicada en la solicitud de inspección, el material no estuviere completo;
b) Reinspección del material por motivos de rechazo;
c) Si el material suministrado necesita de acompañamiento de fabricación o inspección en un proveedor contratado por el fabricante, en una localidad diferente a la sede del fabricante.
El Proveedor acepta que ni la realización de pruebas o inspecciones de los Bienes o de parte de ellos, ni la presencia de la Contratante o de su representante, ni la emisión de informes de resultados de pruebas, lo eximirán de las garantías u otras obligaciones en virtud del Contrato.
Garantizar que los fondos obtenidos de una licitación pública no sean destinados a fines ilícitos.
Observar y Respetar el Código de Ética Institucional de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE), publicado en www.ande.gov.py
Inspecciones en el Depósito de la Contratante
Una vez que el Proveedor haya cumplido con lo establecido en el Plan de Entregas en el lugar indicado en el mismo, se procederá a una inspección y verificación de los bienes y/o servicios, con los documentos pertinentes.
Documentos de Recepción Provisional y Definitiva
La Contratante, a través de la Unidad Administradora del Contrato, verificará que los bienes entregados y/o servicios ejecutados, se hayan ajustado a las Especificaciones Técnicas y demás documentos contractuales, para proceder a la emisión del Certificado de Recepción Provisional, a pedido del Proveedor o de oficio, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a la entrega efectuada de conformidad al Plan de Entregas del Contrato o sus eventuales prórrogas autorizadas por la Contratante.
A partir de la fecha de emisión del Certificado de Recepción Provisional correspondiente, se inicia el periodo de garantía indicado en el Pliego de Bases y Condiciones.
Al término de dicho plazo, correspondiente a la última entrega, la Contratante, a través de la Unidad Administradora del Contrato, efectuará las comprobaciones de que el Proveedor ha cumplido satisfactoriamente con todo lo previsto en los documentos del contrato y emitirá dentro de los siguientes treinta (30) días calendario, el Acta de Recepción Definitiva.
Tanto para la Recepción Provisional como para la Recepción Definitiva, en caso de que los bienes entregados y/o servicios ejecutados no se ajusten a las Especificaciones Técnicas y demás documentos contractuales, el Proveedor deberá reparar o remplazar los bienes y/o subsanar los servicios en el plazo indicado en el Pliego de Bases y Condiciones.
La emisión del Acta de Recepción Definitiva significará el cumplimiento por parte del Proveedor de sus obligaciones contractuales, y le dará derecho a solicitar la cancelación de la Garantía de Cumplimiento del Contrato.
1. El proveedor realizará todas las pruebas y/o inspecciones de los Bienes, por su cuenta y sin costo alguno para la contratante.
2. Las inspecciones y pruebas podrán realizarse en las instalaciones del Proveedor o de sus subcontratistas, en el lugar de entrega y/o en el lugar de destino final de entrega de los bienes, o en otro lugar en este apartado.
Cuando dichas inspecciones o pruebas sean realizadas en recintos del Proveedor o de sus subcontratistas se le proporcionarán a los inspectores todas las facilidades y asistencia razonables, incluso el acceso a los planos y datos sobre producción, sin cargo alguno para la Contratante.
3. La Contratante o su representante designado tendrá derecho a presenciar las pruebas y/o inspecciones mencionadas en la cláusula anterior, siempre y cuando éste asuma todos los costos y gastos que ocasione su participación, incluyendo gastos de viaje, alojamiento y alimentación.
4. Cuando el proveedor esté listo para realizar dichas pruebas e inspecciones, notificará oportunamente a la contratante indicándole el lugar y la hora. El proveedor obtendrá de una tercera parte, si corresponde, o del fabricante cualquier permiso o consentimiento necesario para permitir a la contratante o a su representante designado presenciar las pruebas o inspecciones.
5. La Contratante podrá requerirle al proveedor que realice algunas pruebas y/o inspecciones que no están requeridas en el contrato, pero que considere necesarias para verificar que las características y funcionamiento de los bienes cumplan con los códigos de las especificaciones técnicas y normas establecidas en el contrato. Los costos adicionales razonables que incurra el Proveedor por dichas pruebas e inspecciones serán sumados al precio del contrato, en cuyo caso la contratante deberá justificar a través de un dictamen fundado en el interés público comprometido. Asimismo, si dichas pruebas y/o inspecciones impidieran el avance de la fabricación y/o el desempeño de otras obligaciones del proveedor bajo el Contrato, deberán realizarse los ajustes correspondientes a las Fechas de Entrega y de Cumplimiento y de las otras obligaciones afectadas.
6. El proveedor presentará a la contratante un informe de los resultados de dichas pruebas y/o inspecciones.
7. La contratante podrá rechazar algunos de los bienes o componentes de ellos que no pasen las pruebas o inspecciones o que no se ajusten a las especificaciones. El proveedor tendrá que rectificar o reemplazar dichos bienes o componentes rechazados o hacer las modificaciones necesarias para cumplir con las especificaciones sin ningún costo para la contratante. Asimismo, tendrá que repetir las pruebas o inspecciones, sin ningún costo para la contratante, una vez que notifique a la contratante.
8. El proveedor acepta que ni la realización de pruebas o inspecciones de los bienes o de parte de ellos, ni la presencia de la contratante o de su representante, ni la emisión de informes, lo eximirán de las garantías u otras obligaciones en virtud del contrato.
El documento requerido para acreditar el cumplimiento contractual, será:
Serán presentado 6 (seis) Certificados de Recepción Provisional y 1 (un) Acta de Recepción Definitiva.
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INDICADOR |
TIPO |
FECHA DE PRESENTACIÓN PREVISTA |
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Certificado de Recepción Provisional 1 |
Certificado de Recepción Provisional 1 |
Conforme al Plan de Entrega y a las Inspecciones y Pruebas indicados en el Pliego de Bases y Condiciones de la Sección Suministros Requeridos - Especificaciones Técnicas. |
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Certificado de Recepción Provisional 2 |
Certificado de Recepción Provisional 2 |
Conforme al Plan de Entrega y a las Inspecciones y Pruebas indicados en el Pliego de Bases y Condiciones de la Sección Suministros Requeridos - Especificaciones Técnicas. |
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Certificado de Recepción Provisional 3 |
Certificado de Recepción Provisional 3 |
Conforme al Plan de Entrega y a las Inspecciones y Pruebas indicados en el Pliego de Bases y Condiciones de la Sección Suministros Requeridos - Especificaciones Técnicas. |
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Certificado de Recepción Provisional 4 |
Certificado de Recepción Provisional 4 |
Conforme al Plan de Entrega y a las Inspecciones y Pruebas indicados en el Pliego de Bases y Condiciones de la Sección Suministros Requeridos - Especificaciones Técnicas. |
|
Certificado de Recepción Provisional 5 |
Certificado de Recepción Provisional 5 |
Conforme al Plan de Entrega y a las Inspecciones y Pruebas indicados en el Pliego de Bases y Condiciones de la Sección Suministros Requeridos - Especificaciones Técnicas. |
|
Certificado de Recepción Provisional 6 |
Certificado de Recepción Provisional 6 |
Conforme al Plan de Entrega y a las Inspecciones y Pruebas indicados en el Pliego de Bases y Condiciones de la Sección Suministros Requeridos - Especificaciones Técnicas. |
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Certificado de Recepción Provisional 7 |
Certificado de Recepción Provisional 7 |
Conforme al Plan de Entrega y a las Inspecciones y Pruebas indicados en el Pliego de Bases y Condiciones de la Sección Suministros Requeridos - Especificaciones Técnicas. |
|
Certificado de Recepción Provisional 8 |
Certificado de Recepción Provisional 8 |
Conforme al Plan de Entrega y a las Inspecciones y Pruebas indicados en el Pliego de Bases y Condiciones de la Sección Suministros Requeridos - Especificaciones Técnicas. |
|
Acta de Recepción Definitiva |
Acta de Recepción Definitiva |
Conforme a las Inspecciones y Pruebas indicados en el Pliego de Bases y Condiciones de la Sección Suministros Requeridos - Especificaciones Técnicas. |
De manera a establecer indicadores de cumplimiento, a través del sistema de seguimiento de contratos, la convocante deberá determinar el tipo de documento que acredite el efectivo cumplimiento de la ejecución del contrato, así como planificar la cantidad de indicadores que deberán ser presentados durante la ejecución. Por lo tanto, la convocante en este apartado y de acuerdo al tipo de contratación de que se trate, deberá indicar el documento a ser comunicado a través del módulo de Seguimiento de Contratos y la cantidad de los mismos.