Operación y mantenimiento de transformadores eléctricos de distribución

Instituto Tecnológico de Nuevo Laredo.
Dpto. Ing. Eléctrica.
Proyecto de Investigación.
Operación y Mantenimiento de Transformadores
Eléctricos de Distribución.
Nuevo Laredo, Tamps., México. A 23 de Noviembre del 2012.
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Índice.
Introducción. .................................................................................................................. 5
1.
Tema de investigación. ........................................................................................... 6
2.
Enunciado del Problema. ........................................................................................ 6
3.
Formulación del problema. ..................................................................................... 6
4.
Objetivo de la investigación. .................................................................................. 7
5.
4.1.
Objetivo general......................................................................................................... 7
4.2.
Objetivos específicos.................................................................................................. 7
Justificación ............................................................................................................ 7
5.1.
Justificación teórica.................................................................................................... 7
5.2.
Justificación practica. ................................................................................................. 7
5.3.
Justificación metodológica. ........................................................................................ 8
6.
Alcances o limitaciones de la investigación. .......................................................... 8
7.
Marco de Teórico. ................................................................................................... 9
7.1.
8.
9.
Antecedentes. ............................................................................................................ 9
7.1.1.
Distribución. ....................................................................................................... 9
7.1.2.
Clasificación de transformadores..................................................................... 11
7.1.3.
Breve descripción de la construcción del transformador. ............................... 14
7.1.4.
Refrigeración o enfriamiento de transformadores. ......................................... 19
7.1.5.
Transformadores con circulación forzada de aceite. ....................................... 20
7.1.6.
Fallas en transformadores. .............................................................................. 22
7.1.7.
Operación de un Transformador de Distribución. ........................................... 24
7.2.
Tipos de Mantenimiento a Transformadores: ......................................................... 28
7.3.
Normas y Leyes a seguir para el manejo de transformadores. ............................... 30
Hipótesis ............................................................................................................... 32
8.1.
Variables independientes. ....................................................................................... 32
8.2.
Variable dependiente............................................................................................... 32
8.3.
Variables intervinientes. .......................................................................................... 32
Diseño del estudio................................................................................................. 33
9.1.
Selección de métodos. ............................................................................................. 33
9.2.
Técnicas. ................................................................................................................... 33
9.3.
Población.................................................................................................................. 33
2
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
9.4.
Instrumentos. ........................................................................................................... 33
10.
Recopilación y procesamiento de la información, planeación. ......................... 34
11.
Cronograma de actividades. .............................................................................. 36
12.
Presupuesto de la investigación. ....................................................................... 37
13.
Operación y Mantenimiento a Transformadores Eléctricos ............................. 38
13.1.
Principio de Operación a Transformador. ............................................................ 38
13.2.
Medición de resistencia en devanados del transformador y reacciones de
voltaje. 41
13.2.1.
13.3.
Pruebas de corto circuito y circuito abierto......................................................... 45
13.3.1.
Resultados. ....................................................................................................... 46
13.3.2.
Resultados obtenidos....................................................................................... 49
13.4.
14.
Resultados. ....................................................................................................... 42
Puesta en operación a un transformador tipo pedestal de 1500 KVA. ............. 50
Mantenimiento a una Subestación. ................................................................... 53
14.1.
Mantenimiento Preventivo. ................................................................................. 53
14.2.
Mantenimiento Correctivo. ................................................................................. 53
14.2.1.
Fallas en los devanados.................................................................................... 53
14.2.2.
Conexiones Flojas. ............................................................................................ 53
14.2.3.
Sobre tensiones................................................................................................ 53
14.2.4.
Sobrecargas. ..................................................................................................... 53
14.3.
Mantenimiento a Transformador tipo pedestal de 1500 KVA............................. 54
14.4.
Mantenimiento a un transformador tipo costa de 45 KVA. ................................ 78
14.4.1.
Prueba de TTR (Relación de Transformación). ................................................. 78
14.4.2.
Prueba del Megger (valor de resistencia de aislaciones). ................................ 81
14.4.3.
Prueba básica de aceite. .................................................................................. 83
15.
Resultados. ........................................................................................................ 88
16.
Conclusiones. .................................................................................................... 93
16.1.
Conclusiones personales. ..................................................................................... 93
16.2.
Conclusión de las hipótesis. ................................................................................. 93
16.3.
Conclusiones generales del tema......................................................................... 95
Bibliografía. ................................................................................................................. 96
3
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Prólogo.
En este trabajo de investigación usted encontrara la información necesaria sobre
operación y mantenimiento, y los diferentes procesos para mantener su transformador
en un buen estado. En las primeras páginas se encontrara con la teoría básica de un
trasformador su funcionamiento, características y tipos de transformadores, escrito por
estudiantes de la carrera de eléctrica quienes llevaron el trabajo acabo. Luego una
serie de prácticas realizadas para comprobar dicha investigación, que verdaderamente
le ayudaran a entender los puntos fundamentales de la operación y el mantenimiento
de un transformado de distribución. Por último pero no menos importante, usted
encontrara una serie de conclusiones (interpretación de resultados) para comprender
todos los pasos que tiene que hacer para mantener su trasformador en buen estado. El
presente volumen se presenta así: teoría de los transformadores sobre sus
funcionamientos, fundamentos, tipos y características e impacto ecológico. Luego
sigue: un par de prácticas realizadas para demostrar las diferentes formas de realizar
un mantenimiento preventivo a su transformador. Por último: los resultados obtenidos
interpretando un conocimiento sobre el proyecto. También podrá encontrar una
bibliografía muy útil donde podrá encontrar información de calidad. El objetivo más
importante de los escritores del la presente investigación, es compartir sus
experiencias para que por medio de él usted logre fácilmente lo que a todos ellos les
ha costado tanto: exponer de una manera sencilla la mayor información sobre
transformadores de distribución para que pueda ser capaz de operarlo de una manera
eficiente y tener éxito. Además usted contará con una bitácora electrónica que le
ayudara a encontrar más información sobre el proyecto. También contiene un tabla en
echa en Excel para el presupuesto con las cosas más demandantes durante la
operación y mantenimiento de un trasformador para que usted se de una idea de que
productos o servicios le convienen. Para realizar este trabajo se realizo un gran
esfuerzo se tocaron puertas con diferentes expertos en el tema. Esperamos que esta
investigación le agrade y que los temas vistos pronto le sean de utilidad para su
conocimiento académico o en el área laboral.
4
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Introducción.
Esta investigación se hizo con el fin de crear una guía o manual acerca de Operación y
Mantenimiento a Transformadores Eléctricos de Distribución, esto para que sirva de
ayuda a personas interesada en el tema. El propósito fue formar un pequeño libro en
el cual se puedan observar lo primordial en la operación y mantenimiento a un
transformador eléctrico de distribución.
Regresando un poco a la historia del transformador. Este fue construido por Faraday
cuando realizó los experimentos en los que descubrió la inducción electromagnética;
entre 1884 y 1885, los ingenieros húngaros Zipernowsky, Bláthy y Deri de la
compañía Ganz crearon en Budapest el- modelo “ZBD” de transformador de
corriente alterna y el primer sistema comercial de corriente alterna con fines de
distribución de la energía eléctrica que usaba transformadores se puso en operación
en 1886 en Great Barington, Massachusetts.
Los transformadores son esenciales en el mundo, estos realizan la función de reducir
el voltaje, en el caso de las residencias, en las cuales se encuentran electrodomésticos
y aparatos electrónicos que solo necesitan un voltaje de 115-220vac, las líneas de
voltaje no pueden entrar directamente porque se encuentran líneas de 13,200 vac, si
este voltaje entra directo a una residencia descompondrá todo aparato que ocupe
energía eléctrica, por esto es necesario el transformador para la reducción de dicho
voltaje a un voltaje adecuado, pero para un buen funcionamiento del transformador es
necesario una correcta operación y un cuidadoso mantenimiento, por ello aquí podrá
encontrar información para llevar a cabo lo antes mencionado.
En esta investigación se mencionan temas como lo son: operación de un
transformador y las consideraciones que se deben tener en cuenta para con seguridad
decir que es operable, las condiciones básicas de carga, condiciones de sobreexcitación, etc. También podrá encontrar temas acerca del mantenimiento, pruebas de
resistencia en los devanados, de relación de transformación y de resistencia en los
cables, prueba básica al aceite dieléctrico y el como se lleva a cabo el mantenimiento a
una subestación.
Al inicio encontrara el como se llevo a cabo la investigación, con temas como:
Objetivo, justificación, hipótesis, etc., en el marco teórico se menciona acerca de la
construcción del transformador, las partes principales que lo constituyen, tipos de
enfriamiento, etc., estos temas son de vital importancia para conocer un poco mas a
fondo esta maquina eléctrica.
El transformador no es solo un objeto mas de la tecnología, porque si no fuese por este
nos seria difícil distribuir la energía eléctrica a las distancias a las que hoy en la
actualidad y gracias a esta maquina eléctrica podemos hacer llegar.
El transformador es un beneficio, siempre y cuando se tenga conocimiento acerca de
este y se le de un cuidado programado para evitar fallas y con esto su deterioro.
5
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
1. Tema de investigación.
Operación y Mantenimiento de Transformadores Eléctricos de Distribución.2.Enunciado y formulación del problema.
2. Enunciado del Problema.
En el mundo los transformadores son esenciales en la distribución de la energía
eléctrica, sin ellos seria una gran problema, por el hecho que seria una gran dificultad
suministrar la energía a una casa o residencia ubicada a distancias considerables a la
subestación o por el hecho que no habría manera de elevar o disminuir el voltaje
dependiendo del uso para el cual se requiera esta energía.
Gracias a su existencia podemos gozar de un buen servicio de energía eléctrica, sin
embargo estos también necesitan de mantenimiento y buena operación para un
correcto funcionamiento a largo tiempo.
Citando varios tipos de manuales de instrucciones como es el llamado “Instrucciones
para Transformadores de Distribución”, nos hablan de las instrucciones de seguridad
que debemos tomar en cuenta al dar mantenimiento, operación, al efectuar la conexión
e incluso habla de los lugares en que no se deben ubicar los transformadores, por el
hecho de que si no se siguen las instrucciones optimas, estos pueden provocar lesiones
graves, daños a la propiedad en la cual se le ubicará e incluso la muerte.
Por ello es que se debe estar enterado del correcto mantenimiento y operación a un
transformador, pero no solo de ello, sino también del peligro al que se enfrenta al estar
efectuando este tipo de trabajo.
“Los transformadores son uno de los principales elementos que se encuentran
invariablemente en un sistema Eléctrico por grande o pequeño que este sea, son estos
equipos los que han permitido el desarrollo de la industria Eléctrica hasta las
magnitudes en que actualmente se encuentra, pues debido a que es posible la
transformación de los parámetros, voltaje y corriente; se tiene la posibilidad de
transmitir a grandes distancias bloques de energía por alejadas que estas se encuentren
de los centros de consumo. Son también las maquinas mas eficientes que se conocen,
pues al no tener partes en movimiento no existen pérdidas por fricción o rozamiento y
por otra parte la calidad de los materiales ferromagnéticos que componen el núcleo ha
ido en aumento, lo cual permite que las eficiencias de estos equipos sean del orden del
99%.”¹
3. Formulación del problema.
¿Hay un seguimiento paso a paso para efectuar un correcto mantenimiento y
operación a un transformador de distribución?
¿Existen manuales que, a parte del mantenimiento y operación, contengan temas
acerca de los riesgos que se corren al efectuar el mismo?
6
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
¿Hay errores que cometa la persona en la operación de los transformadores de
distribución y lo cual provoque un daño en los mismos?
4.
Objetivo de la investigación.
4.1. Objetivo general.
Analizar la operación y mantenimiento de un transformador eléctrico de distribución y
evaluar los pasos para su mantenimiento.
4.2. Objetivos específicos.
1. Estudiar y analizar la correcta operación de un transformador de distribución.
2. Estudiar la incidencia que tiene la temperatura en la operación de los
transformadores de distribución.
3. Verificar como se lleva a cabo la operación de sobrecarga en transformadores
de distribución.
4. Elaborar un marco teórico de las posibles fallas en la operación en un
transformador de distribución.
5. Corroborar los tipos de mantenimiento de los transformadores de distribución.
6. Formular un análisis de errores que se pueden ocasionar al dar mantenimiento
a transformadores de distribución.
7. Plantear la secuencia para que la persona realice un buen mantenimiento a
transformadores de distribución.
5. Justificación
5.1. Justificación teórica
La presente investigación tiene como objetivo suministrar los
elementos
fundamentales de información existente en diversas investigaciones, manuales,
prácticas y experiencias. Para facilitar que el ingeniero de campo pueda interpretar
fácilmente todo el conocimiento generando una mayor eficiencia a la hora de instalar
operar y mantener en perfecto funcionamiento al mismo, principalmente al tener bajo
su cargo la operación y mantenimiento del equipo instalado en las subestaciones
requiere de un mayor conocimiento. Así como también realizar aportaciones para el
personal bajo su mando ya que cotidianamente se encuentran con diversos problemas
en el desempeño de sus labores y al no tener el conocimiento de un ingeniero se
cometen errores que pueden causar problemas económicos, físicos y daños materiales.
Por lo tanto se presenta una investigación detallada con conceptos susceptibles para
analizar tanto el ingeniero como el técnico u operador.
5.2. Justificación practica.
La necesidad del mantenimiento en los transformadores eléctricos, tanto en los de alta,
media y baja tensión se multiplica en función de los daños que podría ocasionar su
parada por avería, lo cual generaría elevados costos de su revisión. Esto debe
efectuarse con la periodicidad establecida en su proyecto de instalación, adecuado en
7
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
todo momento a las características de cada transformador tomando en cuenta su
utilización, ubicación, etc.
En esta investigación se utilizaron los procedimientos actuales y experiencias
aprobadas en su estudio así aprovechando sus ventajas.
5.3. Justificación metodológica.
Para lograr el cumplimiento de los objetivos se utilizo como instrumento la
observación que ayudo a visualizar el como se lleva a cabo el mantenimiento, y
gracias a ello se pudieron deducir las causas por las cuales ocurren fallas.
Se hicieron entrevistas acerca del tema para entenderlo un poco más a fondo, para con
esto saber hacia donde nos dirigimos en la investigación.
Nunca existe un conocimiento nuevo porque día a día estos van cambiando, puede ser
en porciones pequeñas, pero al fin de cuentas cambian, por ello siempre hay que estar
al día con la tecnología para que la mañana siguiente no quedarse varado en la
tecnología del pasado.
Al conocer las diferentes técnicas de operación y mantenimiento del transformador,
este trabajo puede ser factible para que el lector pueda asimilar las conclusiones ya
que es una recopilación de procesos para determinar un mismo punto generando una
idea principal.
6. Alcances o limitaciones de la investigación.
El presente trabajo pretende utilizar información actual comparada con experiencias
obtenidas en diversos trabajos relacionados en el tema. Generando un conocimiento
propio y óptimo del mismo, serán propuestos los tipos de transformadores de
distribución con capacidades de 25 hasta 1500 kVA y tensiones primarias de 13.2, 15,
25, 33 y 35 kV.
También es una investigación basada en los transformadores más comúnmente
utilizados en los últimos 10 años por las industrias mexicanas profundizando en la
zona norte del país, asimilando también un posible cambio de tecnologías
dependiendo la vanguardia, el estudio y su posible crecimiento tecnológico en el país.
La duración de la investigación fue sometida a criterio del asesor para su evaluación
pero se tuvo formulado realizar dos faces.
1. Duración semestral (tiempo en clase asignado por el asesor)
2. Duración secundaria (en dado caso que la investigación sea factible para ser
publicada se tomaron en cuenta diversos aspectos para concluir el trabajo en
tiempo extra destinado)
En esta investigación se invirtió un aproximado de $ 4,000.00 M.N.
8
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
7. Marco de Teórico.
7.1. Antecedentes.
Los transformadores en general son esenciales en todo el mundo, pero en este caso
nos enfocaremos a los transformadores de distribución. “El primer transformador fue,
de hecho, construido por Faraday cuando realizó los experimentos en los que
descubrió la inducción electromagnética. El aparato que usó fueron dos bobinas
enrolladas una encima de la otra. Al variar la corriente que circulaba por una de ellas,
cerrando o abriendo el interruptor, el flujo magnético a través de la otra bobina
variaba y se inducía una corriente eléctrica en la segunda bobina. Pues bien, este
dispositivo es precisamente un transformador”, “entre 1884 y 1885, los ingenieros
húngaros Zipernowsky, Bláthy y Deri de la compañía Ganz crearon en Budapest elmodelo “ZBD” de transformador de corriente alterna, basado en un diseño de Gaulard
y Gibbs (Gaulard y Gibbs sólo diseñaron un modelo de núcleo abierto)”1; “el primer
sistema comercial de corriente alterna con fines de distribución de la energía eléctrica
que usaba transformadores se puso en operación en 1886 en Great Barington,
Massachusetts, en los Estados Unidos de América.”2
7.1.1. Distribución.
“Luego que la energía llega a los centros poblados, se debe hacer una transformación
de la misma, de su potencia original a los niveles de consumo de usuarios.
Adicionalmente, luego de que se lleva la energía a un centro poblado, es necesario
hacerla llegar a distintas ubicaciones en las cuales se hace uso, es decir, realizar las
acometidas hacia las casas, comercios, industrias, etc, en los cuales se utiliza
diariamente. Esto se logra a través de redes de distribución, que se componen por
redes aéreas y redes subterráneas, que a continuación explicamos brevemente.
7.1.1.1. Redes aéreas.
Las redes aéreas consisten en distribuir la energía eléctrica a través de postes o
tendidos eléctricos ubicados en postes con cierta altura, en los cuales se instalan
equipos y accesorios que permiten el manejo y transporte de la energía a niveles
inferiores a los de las redes de transmisión.
Las redes de distribución suelen llevar energía de alta potencia y tensión, pero en
ciertos puntos en los cuales se hacen las derivaciones hacia los usuarios, se le
instala transformadores de energía que llevan la tensión y la potencia a niveles
normales de uso (120V / 220V).
De igual forma estas redes se basan en principios básicos de seguridad
como son el aislamiento, seccionamiento y corte, que requiere que en cada
tramo se utilicen equipos como aisladores, cortacircuitos, seccionadores, etc,
facilitando y controlando el flujo de energía. Todos estos equipos y accesorios son
instalados utilizando herrajes específicos.
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Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
7.1.1.2. Redes subterráneas:
El precepto básico es el mismo, hacer llegar la energía a los usuarios en niveles
seguros. Pero en este caso las redes de distribución están instaladas en túneles bajo
tierra, que permiten un mejor equilibrio ecológico y/o armónico con el ambiente. Este
tipo de red de distribución es bastante exigente, ya que requiere de ciertas
terminaciones y equipos determinados que habitualmente están bajo condiciones que
no permiten una simple inspección.
Una vez que la energía esta disponible a nivel de usuarios, hay que hacer las
derivaciones que lleguen hasta un punto de control y medición del flujo de energía y
que permitan individualizar según el cliente o usuario la utilización de energía, a fin
de dar paso a la ultima área que es la Comercialización."
“En tal equipo eléctrico, una bobina o un conjunto de bobinas se conecta directamente
a una alimentación de corriente alterna tal que la corriente y el flujo resultante
cambian periódica y automáticamente en magnitud y dirección; entonces, cambia el
flujo que eslabona a las bobinas y se induce un voltaje en la segunda bobina por la
acción transformadora.
Si no hay movimiento relativo entre las bobinas, la frecuencia del voltaje inducido en
la segunda bobina es exactamente la misma que la frecuencia en la primera. Si ahora
conectamos una carga eléctrica a la segunda bobina, la corriente circulara, por tanto,
se transferirá energía de un circuito a otro por la acción transformadora, sin tener
conexión eléctrica en los circuitos, por acción electromagnética. El dispositivo que
más comúnmente emplea el principio de acción transformadora es el transformador
estático, que puede definirse como:
Un transformador es un dispositivo que:
a) Transfiere energía eléctrica de un circuito a otro sin cambio de frecuencia.
b) Lo hace bajo el principio de inducción electromagnética.
c) Tiene circuitos eléctricos aislados entre si, que son eslabonados por un circuito
magnético común.”3
“Hoy en día en que se requiere transportar grandes cantidades de flujo eléctrico desde
las fuentes de generación hasta los centros de consumo, no seria concebible sin el
desarrollo de ciertos equipos eléctricos como es el caso de los transformadores.
Conforme la demanda eléctrica iba en aumento, la industria eléctrica, también fue
teniendo un mayor crecimiento; la dificultad de trasladar este tipo de energía de un
lugar a otro, fue haciéndose mas evidente, pues en sus principios se generaba corriente
directa a baja tensión en los centros de generación para llevar a cabo la transmisión de
energía y reducirlos al llegar al centro de carga o de consumo.
Para esto llego el transformador, el cual cambio el uso de corriente directa a corriente
10
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
alterna.
Las grandes plantas de generación o estaciones centrales, generan energía en forma
masiva, la cual es luego transmitida a subestaciones en puntos cercanos a los sitios
donde será utilizada. La energía es distribuida desde dichas subestaciones hasta los
usuarios.
Para poder llevar la energía a los centros de consumo desde las fuentes de generación,
es necesario el uso de cuando menos cuatro transformadores, los cuales tienen una
función determinada.”4
“La vida útil de estas maquinas eléctricas depende principalmente de su sistema de
aislamiento, el cual esta formado a su vez por la combinación de diferentes materiales
aislantes. Las características de un sistema de aislamiento son afectadas por la
geometría de los electrodos, composición de los materiales dieléctricos y los
gradientes de temperatura, por tanto, la selección de los materiales aislantes se
requiere de una confirmación experimental; para que el sistema de aislamiento
diseñado dé como resultado factores de seguridad, que sean satisfactorios para
garantizar la confiabilidad del equipo o maquina.
Los materiales usados como aislantes en un transformador son básicamente aceite y
papel aislante, de altas características de rigidez dieléctrica; además, aunque en menor
porción, se utilizan otros materiales como la madera, el vidrio, la porcelana, el silicón
y el hexafluoruro de azufre. Uno de los criterios mas utilizados para clasificar los
materiales aislantes es el que hace referencia a la temperatura máxima de
funcionamiento continuo que puede alcanzar un material aislante determinado.”5
7.1.2. Clasificación de transformadores.
Por su utilización. De acuerdo a la posición que ocupa dentro del sistema:
Transformador para generador: Son transformadores de potencia que van conectados a
la salida del generador. Proporcionan la energía a la línea de transmisión.
Transformadores de subestación: Los transformadores de potencia que se conectan al
final de la línea de transmisión para reducir la tensión a nivel de subestación.
Transformadores de distribución: Reduce la tensión de sub transmisión a tensiones
aplicables en zonas de consumo.
Transformadores especiales: Son transformadores de potencia diseñados para
aplicaciones no incluidas en los anteriores y que pueden ser; reguladoras de tensión,
transformadores para rectificador, transformadores para horno de arco eléctrico,
transformadores defasadores y muchos mas.
Transformadores de instrumentos: Son transformadores de potencial y
transformadores de corriente que son usados en la medición, en la protección y en el
control.
11
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Por la construcción o forma del núcleo. De acuerdo con la posición que existe entre la
colocación de las bobinas y el núcleo, se conocen dos tipos:
Núcleo acorazado. También llamado tipo “Shell”, es aquel en el cual el núcleo se
encuentra cubriendo los devanados de baja y alta tensión.
Núcleo no acorazado. También conocido como tipo columna o “core”, es aquel el cual
las bobinas abarcan una parte considerable del circuito magnético.
Figura 7.1.- Núcleo
acorazado.
Figura 7.2.- Núcleo tipo columnas.
Figura 7.3.- Formas del núcleo del
transformador.
12
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Figura 7.4.- Formas constructivas del núcleo.
En función de las condiciones de servicio:


Para uso interior.
Para uso a la intemperie.
En función de los lugares de instalación:




Tipo poste.
Tipo subestación.
Tipo pedestal.
Tipo bóveda o sumergida.
13
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Transformadores.
Figura 7.5.- Transformador trifásico tipo subestación de distribución.
Figura 7.6.- Transformador trifásico de gran potencia.
7.1.3. Breve descripción de la construcción del transformador.
Un transformador consta de numerosas partes; las principales son las siguientes:
A. Núcleo magnético.
B. Bobinado primario, secundario, terciario, etc.
14
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Las partes auxiliares son:
a.
b.
c.
d.
e.
A.
Tanque, recipiente o cubierta.
Boquillas terminales.
Medio refrigerante.
Conmutadores y auxiliares.
Indicadores.
El núcleo constituye el circuito magnético que transfiere energía de un circuito
a otro y su función principal es la de conducir el flujo activo.
B. Los bobinados constituyen los circuitos de alimentación y carga; pueden ser de
una, dos o tres fases, y por la corriente y numero de espiras, pueden ser de
alambre delgado, grueso o de barra.
Figura 7.7.- Tipos de embobinado.
Figura 7.8 y 7.9.- Base para embobinado y transformador tipo
acorazado.
Figura 7.10.- Transformadores tipo acorazado
15
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Figura 7.11.
Figura 7.12.
Figura 7.13.
Figura 7.14.
16
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
a. Tanque. El tanque o recipiente es un elemento indispensable en aquellos
transformadores cuyo medio de refrigeración no es el aire, sin embargo pueden
prescindirse de el en casos especiales.
Figura 7.15.
b. Boquilla. La boquilla permite el paso de la corriente a través del transformador
y evita que haya un escape indebido de corriente y con la protección contra
flameo.
Figura 7.16.- Boquilla de transformador con papel impregnado de
aceite.
17
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
c. Medio refrigerante. Debe ser buen conductor de calor; puede ser líquido,
sólido o semisólido.
d. Conmutadores y auxiliares. Son órganos destinados a cambiar la relación de
voltaje de entrada y salida, con objeto de regular el potencial de un sistema a la
transferencia de energía activa o reactiva entre los sistemas interconectados.
Figura 7.17.- Detalles del ensamble de un transformador trifásico.
e. Indicadores. Son aparatos que nos señalan el estado del transformador.
Figura 7.18.
18
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Figura 7.19.- Detalle de introducción del transformador al tanque.
7.1.4. Refrigeración o enfriamiento de transformadores.
En la auto refrigeración de transformadores, la evacuación de calor producido se
efectúa por radiación y convección naturales. Por su sencillez, es el sistema mas
generalizado y se emplea en transformadores hasta potencias de 30MVA. Los
transformadores de muy pequeñas potencias se montan directamente al aire, sin caja
protectora y sin aceite.
Figura 7.20.- Enfriamiento del núcleo y bobina por circulación de aceite (tipo OA).
Figura 7.21.- Tipo OA. Es un transformador sumergido en aceite con
enfriamiento natural.
19
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Figura 7.22.- Tipo OW. Sumergido en aceite, con
enfriamiento por agua.
Para potencias superiores a los 20 MVA, ya resulta difícil montar en el contorno de la
cuba o tanque los suficientes radiadores para disparar de forma natural el calor
producido por las perdidas de energía. En estos casos, es de empleo general el soplado
de los radiadores mediante ventiladores adosados, que envía el aire refrigerante a
través de dichos radiadores.
7.1.5. Transformadores con circulación forzada de aceite.
Esto se aplica en transformadores de potencias muy elevadas. La circulación forzada
favorece la evacuación del calor, puede reducir las dimensiones generales del
transformador, lo que resulta una ventaja para su transporte, instalación y espacio
ocupado.
Figura 7.23.- Enfriamiento del núcleo y bobinas por circulación
de aceite.
Transformadores con circulación forzada de aceite y aire.
La capacidad de refrigeración es de 75 a 100 k W por ventilador, por lo tanto, el
numero de elementos refrigerantes que se ha de instalar, es función de las pérdidas y
depende de la potencia del transformador.
20
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Figura 7.24.- Tipo OA/FA. Sumergido en aceite con
enfriamiento a base de aire forzado.
Transformadores con circulación forzada de aceite y agua.
Este tipo de refrigeración presenta ventajas en lo que se refiere a costo de adquisición
y peso por unidad de potencia. Este sistema puede emplearse ya en forma rentable,
para potencias superiores a 6 MVA. En algunas centrales eléctricas subterráneas, este
es el único sistema de refrigeración que puede aplicarse.
Figura 7.25.- tipos de enfriamiento de transformadores que
toman como referencia al tipo OA.
21
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
7.1.6. Fallas en transformadores.
Tomamos como referencia las siguientes fallas que se presentan en transformadores
de potencia.
Los transformadores de potencia, como parte de los sistemas eléctricos, se encuentran
dispuestos a distintos tipos de fallas, estos tipos y las causas mas frecuentes que las
producen se indican en la siguiente tabla.
Estas fallas se pueden agrupar:
I.
II.
Fallas internas.
Fallas externas.
Las fallas internas pueden ser sub-divididas en dos grupos:
a) Fallas incipientes.
b) Fallas eléctricas.
a) Fallas incipientes. Estas en su etapa inicial no son severas, pero pueden dar
lugar a fallas mayores si no son liberadas lo más rápido posible. Dentro de esta
categoría, se pueden presentar las siguientes:
 Falla de aislamiento en los tornillos de sujeción de las laminaciones de
los núcleos y del aislamiento que lo recubre.
 Puntos calientes por conexión de alta resistencia o conexiones
defectuosas en las bobinas.
 Arcos eléctricos entre los devanados y el núcleo o al tanque, debido a
sobre-tenciones por descargas atmosféricas.
 Fallas en el sistema de enfriamiento, como puede ser nivel bajo de
aceite, o bien obstrucción del flujo de aceite.
22
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
b) Fallas eléctricas. Las fallas mas severas son las siguientes:
 Fallas en los contactos de los cambiadores de derivación que produce
puntos calientes, o bien, cortocircuito entre derivaciones.
 Arqueo entre un devanado y el núcleo o tanque, debido a
sobretensiones causadas por descargas atmosféricas, fallas externas o
maniobras en el switcheo en el sistema.
 Arqueo entre devanados o entre espiras contiguas de capas diferentes
de un mismo devanado, debido a la misma causa anterior o por
movimiento de los devanados bajo la acción de fuerzas
electromagnéticas durante cortocircuito externo.
Las fallas externas son fallas que se presentan de las terminales del
transformador hacia el sistema, pudiendo ser las siguientes:
a). Sobre-corrientes, debidas a sobre-recargas o corto circuitos.
b). sobre-tensiones.
Las sobrecargas, si se presentan excesivamente producen deterioros en los
aislamientos y fallas subsecuentes, por lo que es necesario tener
indicadores de temperatura con alarma, para que indiquen cuando los
niveles se estén excediendo.
Los cortocircuitos están limitados por la impedancia, un valor pequeño de
esta, puede ocasionar que la corriente de cortocircuito resulte excesiva,
produciendo esfuerzos mecánicos originando desplazamiento en las
bobinas o fallas en las conexiones.
Las sobretensiones a que puede estar sometido un transformador son
ocasionadas por descargas atmosféricas.
En estos casos, las sobretensiones que se presentan son mayores cuando
hay rencendido intermitente del arco dentro de un interruptor,
alcanzándose valores hasta el orden de seis veces el valor de cresta del
voltaje nominal, dependiendo de las características del sistema.
Todos los transformadores requieren de cierto mantenimiento, pero los
transformadores que son operados en áreas donde se tiene atmosferas corrosivas y
polvos eléctricamente conductivos, requieren de frecuentes inspecciones. La
humedad, la elevación de temperatura y los ambientes corrosivos y contaminados, son
los primeros enemigos que pueden afectar a un transformador. Aun los
transformadores de tipo seco que están herméticamente sellados, requieren de
inspecciones frecuentes.
Los registros para el mantenimiento de un transformado, se inician cuando el
transformador es instalado. Los datos concernientes con la operación del aparato se
deben registrar cuando el transformador se pone en servicio y opera normalmente.
23
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Esto podría incluir: el voltaje presente, los KVA entregados a la carga y las lecturas de
temperatura apropiadas para el tipo de enfriamiento del transformador.
Se puede incluir otra información de algunas pruebas de puesta en servicio, tales
como: alto potencial, rigidez dieléctrica del aceite. Esta información sirve como base
para comparar los datos obtenidos durante la rutina de mantenimiento y para
determinar cambios en las condiciones que pueden llevar a daños en el transformador.
Es útil también para localizar las fallas en el sistema cuando éstas ocurren.
Cuando una compañía lleva un buen registro de las fallas, este puede proveer una guía
sobre que tan frecuentemente se debe programar el mantenimiento. Esto refuerza o
apoya a las recomendaciones de los fabricantes, sobre cuando comenzar con el
mantenimiento de las distintas partes o componentes que deben ser considerados.
Figura 7.26.- Vista de un transformador de
potencia y alta tensión.
7.1.7. Operación de un Transformador de Distribución.
Se parte desde luego que para considerar operable con seguridad un transformador
dentro de su capacidad deberá cerciorarse de lo siguiente:
a) Que los auxiliares para enfriamiento forzado de aceite, ventiladores y
motores de las bombas de aceite operan satisfactoriamente. Esto es
recomendable asegurarlo mediante un mantenimiento preventivo
regular que incluya su sistema de control y arrancadores; una vigilancia
rutinaria en subestaciones atendidas y no atendidas. En este caso la
pérdida de un enfriador por falla disminuirá la capacidad del
24
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
transformador en el porcentaje que determine el fabricante del equipo.
b) Que los enfriadores y radiadores se encuentren razonablemente limpios
y sus ductos por donde circula el aire libre de obstrucciones. Esto se
deberá de asegurar mediante limpieza periódica.
c) Que sus instrumentos indicadores de temperatura aceite y devanados
estén bien calibrados. Que sus alarmas de alta temperatura funcionen
adecuadamente, por lo que deberán probarse durante la puesta a
servicio y en las revisiones de bianuales del transformador.
d) Que sus conexiones y cables de conexión sean apropiados para la
máxima capacidad que en un momento se pueda transmitir el
transformador; se encuentren apretadas y con buen contacto.
e) Que sus demás instrumentos de indicación de nivel y protecciones
estén conectadas y debidamente verificadas.
Figura 7.27.- Transformador trifásico tipo
subestación de distribución.
Considerando que se cumple lo anterior se aclara que las recomendaciones siguientes
son aplicables únicamente a transformadores inmersos en aceite con aislamiento.
Deberá partir del hecho que ninguna carga superior a la capacidad nominal de un
transformador deberá aplicarse sin hacer un estudio de completo de otras limitaciones
prácticas que pueden estar involucradas; un como son la expansión del aceite, presión
en unidades selladas, capacidad de boquillas, conectores conexiones soldadas,
transformadores de corriente, capacidad de interruptores, cables y cuchillas. Estos
pueden incluir un límite práctico para la disponibilidad de transmisión.
La capacidad real que puede transmitir en un momento dado en servicio sin deterioro
de su aislamiento puede ser un poco más o un poco menos de su capacidad nominal
25
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
dependiendo de la temperatura ambiente y de las condiciones previas.
7.1.7.1. Condiciones Básicas de Carga:
La vida esperada de un transformador se fija bajo las condiciones siguientes: carga
continúa a su capacidad y voltajes nominales, temperatura ambiente promedio de
30°C. Para transformadores con enfriamiento de agua la temperatura ambiental será de
30°C como máximo y mínimo 25°C en promedio. Para los transformadores considera
la máxima temperatura de cobre como 95°C sin embargo con la experiencia ha
demostrado que el límite máximo es de 5°C. Las recomendaciones dadas se basan en
que la vida esperada del aislamiento del transformador es afectada por la temperatura
de operación y la duración de la sobrecarga.
La elevación de temperatura específica por el fabricante define la capacidad nominal
del transformador y se basa en que:
a) La vida del aislamiento es afectada por la temperatura de operación.
b) La temperatura de operación se ve afectada por la temperatura ambiente.
Operación de Sobrecarga con Vida normal Esperad a del Transformador.
Los transformadores pueden ser sobrecargados por un periodo de tiempo en tanto la
temperatura del devanado no sea mayor de 105°C. Existen grandes variaciones de
temperatura propia del aceite del transformador en la parte superior del tanque. Por
esto la temperatura del aceite solo nos sirve como guía de la capacidad que puede
llevar el transformador. La curva típica de demanda de cualquier transformador
muestra dos picos cada 24 horas. Estos picos pueden representar sobrecarga del
transformador por periodos relativamente cortos.
Figura 7.28.- Enfriamiento del núcleo y bobinas por
circulación de aceite.
7.1.7.2.Sobrecargas con un Sacrificio de Vida Moderado.
Auto-enfriado.
Enfriado con Agua.
Con aire forzado (para 133% o menos de los kva en OA).
Con aire forzado (para 133% o más de los kva en OA).
26
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Con aceite o aire forzado.
En dos alternativas: para sobrecargas que siguen de operar al 50% de la carga y para
sobre cargas que siguen después de operar a 100%. El usuario puede seleccionar la
temperatura máxima del cobre en sobrecargas y la duración que sucedan después de
operar al 50% y 100% de su capacidad nominal y para esto determinar el porciento de
pérdida de vida en tal sobrecarga. O puede determinar la sobrecarga para un
porcentaje seleccionado de pérdida de vida. Se considera que para condiciones de
emergencia una pérdida de vida del 1% por año es razonable. Por consiguiente esta
operación no debe considerarse normal o programarse tal que se sume más de 1% de
pérdida de vida en un año. Se recomienda solo para condiciones de extrema
emergencia tales como el disparo de otro banco en paralelo y solo durante el tiempo
que se para reducir la carga o cuando existan disturbios graves en la red.
La temperatura del aceite de la parte superior del tanque, cuando se conoce es un buen
criterio de las condiciones al inicio para una carga dada, que las condiciones previas
de carga, porque el aceite puede no haber alcanzado su máxima temperatura de la
carga anterior.
7.1.7.3. Operación del transformador en vacío.
Cuando el transformador no tiene carga conectada en su devanado secundario, la
corriente en el devanado primario debe ser justamente necesaria para establecer el
flujo magnético requerido para la acción transformadora y para alimentar las perdidas
en el núcleo por histéresis y corrientes circulantes. Esta corriente de vacío, llamada
también corriente de excitación, puede variar entre el 1% y 2% de la corriente nominal
para transformadores de potencia grandes y puede llegar tan alto como el 6% de la
corriente nominal en los transformadores de distribución pequeños.
7.1.7.4. Variación de Voltaje y Frecuencia.
Cuando el voltaje y/o la frecuencia varían del valor del régimen, el transformador
puede operarse como siguiente:
a) El transformador puede operarse continuamente a su potencia nominal o
menor con un voltaje 5% más alto que el voltaje de régimen sobre el lado
primario.
b) El transformador puede operarse continuamente en vacío con un voltaje
10% mayor que el voltaje de régimen.
c) El transformador puede operarse normalmente con una variación de
frecuencia de más o menos 5%.
d) Cuando el voltaje y frecuencia varían simultáneamente, la suma de cada
variación deberá estar dentro de más o menos el 5% considerándose el
aumento de voltaje y el decremento de frecuencia como positivo.
7.1.7.5. Condiciones de Sobre-excitación.
En los transformadores de potencia existe el riesgo de sufrir una corriente de
excitación excesiva que provoque un calentamiento elevado en el núcleo.
27
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Esta situación se puede presentar por dos condiciones.
a) Que la tensión de alimentación sea tan grande que provoque la
saturación de núcleo.
b) Que la tensión de alimentación sea normal en magnitud pero de una
frecuencia baja.
El primer caso puede suceder por condiciones anormales de la red el segundo por
disparo de un generador de la red y que se puede excitado durante su pérdida de
velocidad afectando a sus transformadores de maquinas y de auxiliares.
Ambos casos deben ser previstos mediante protecciones para evitar daños al
transformador.
Un transformador de acuerdo a normas debe ser capaz de soportar:
a) 105% del voltaje nominal secundario mientras envía su capacidad nominal de
KVA a factor de potencia mayor o igual a 0.8.
b) 110% del voltaje nominal secundario en vacío.
Los límites se aplican a voltaje nominal y potencia normal de cualquier derivación
pero a frecuencia nominal. Una medida común usada para evaluar el flujo en el núcleo
es la excitación por unidad definida como en voltaje en p.u. entre frecuencia en p.u. o
generalmente se considera los volts/hertz cuando un voltaje aplicado a un
transformador tiene una frecuencia distinta a la nominal debemos cuidar que se
mantengan los limites de volts/hertz del transformador.
El efecto principal de la sobre-excitación es la degradación térmica es el aislamiento,
una severa sobre-excitación puede provocar una falla.
7.2. Tipos de Mantenimiento a Transformadores:
Los Transformadores están expuestos a fallas, cuya ocurrencia y probabilidad depende
en parte de las condiciones de sus aislamientos, los cuales son afectados por diversos
factores, como son: diseño, fabricación, transporte, montaje, puesta en servicio,
mantenimiento, operación y causas externas.
Aun en condiciones optimas, los aislamientos tienen una vida finita por origen
organico de los materiales que los constituyen.
Los tipos de mantenimiento son:
a) Predictivo ó diagnostico.
b) Preventivo.
c) Correctivo
El mantenimiento Predictivo o diagnostico se divide en tres pasos:
1. Inspección física tales como: fugas, porcelanas de boquillas rotas, suciedad,
28
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
contaminación, etc.
2. Pruebas eléctricas con transformador energizado tales como: prueba de aceite
en campo y laboratorio, detección de puntos calientes, etc.
3. Pruebas eléctricas con transformador desenergizado tales como: aislamiento a
devanados, boquillas, aceite y operación en general.
La periodicidad para este mantenimiento se basara de acuerdo a: recomendaciones del
fabricante, sobre voltajes, numero de fallas de corto circuito por alimentadores y sobre
cargas.
En el mantenimiento preventivo, prácticamente son las acciones que se toman al
analizar los resultados obtenidos en el mantenimiento predictivo, como bien pudiera
ser: secado al transformador, recirculación del aceite a través de una desgasificadora,
cambio de boquillas, revisión y mantenimiento al cambiador de derivaciones, etc. Para
evitar que el equipo falle o se envejezca más rápidamente, acortándose con ello su
vida útil.
El mantenimiento correctivo, es donde se tiene que efectuar reparaciones, sustitución
o reparación de partes dañadas, y necesariamente con equipo dessernegizado.
Generalmente estas reparaciones pueden ser menores ó mayores, dependiendo la
magnitud del daño.
Pruebas:
Las pruebas normalizadas que se aplican a los transformadores para vigilar su
comportamiento y condiciones de operación son:
1. Prueba de Resistencia de Aislamiento.
2. Prueba de Factor de Potencia de Aislamiento.
3. Pruebas de Aceite Aislante. De Factor de Potencia, Resistividad, Rigidez
dieléctrica. Control de Laboratorio incluyendo cromatografía.
4. Pruebas de Corriente de Excitación.
5. Pruebas de Relación de Transformación y Polaridad (T.T.R.).
6. Resistencia Óhmica de Devanados.
Prueba de resistencia de aislamiento de los devanados. Esta prueba tiene como
finalidad verificar el estado y comportamiento de los aislamientos durante su vida en
operación o su puesta en servicio. La instrucción de realizarla y el registro de
resultado así como preparación del equipo se encuentran en el procedimiento.
Prueba de Factor de Potencia. Esta tiene como finalidad verificar el estado y
comportamiento de los aislamientos, su degradación, contaminación y envejecimiento.
La instrucción de realizar y registro de acuerdo de resultado así como la preparación
del equipo se encuentran en el procedimiento.
Pruebas de Aceite Aislante. Esta prueba tiene como finalidad verificar su estado,
29
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
degradación, contaminación y envejecimiento. Además de las pruebas de MEGGER
se deberán realizar las pruebas de Cromatografía y Análisis físico-químico.
Pruebas de Corriente de Excitación. Esta prueba tiene como finalidad detectar fallas
incipientes tales como pérdida parcial de aislamiento entre espiras, núcleo desplazado,
laminación floja, falsos contactos y desplazamientos de bobinas, esta prueba deberá
realizarse por el método directo cruzado en todo los TAP´S.
Pruebas de Relación de Transformación y Polaridad (T.T.R.).
Esta prueba tiene como finalidad verificar la relación de transformación, polarida y
coto circuito entre espiras de los devanados y falsos contactos.
Resistencia Óhmica de Devanados. Esta prueba tiene como fin verificar la resistencia
óhmica de los devanados. Con su aplicación se encuentran los falsos contactos y
espiras en corto circuito al compararse con los datos anteriores, en caso de no tenerlos
considerar como iníciales.
7.3. Normas y Leyes a seguir para el manejo de transformadores.
 ANSI. (American National Standard Institute).
 C57.12.00 Requisitos generales para la distribución, potencia y la regulación
de transformadores.
 C57.12.00 a, b Corto circuito termal y suplemento requisito de ANSI
C57.12.00.
 C57.12.10 Requerimientos para transformadores de 230000 voltios, y por
debajo de 833/958 a través de 83333/10417 kVA, monofásicos y 750/862 por
60000/80000/100000 kVA, trifásico.
 C57.12.90 Código de ensayo para la distribución, transformadores de potencia
y de regulación.
 C57.13 Requerimientos para transformadores de medida.
 C62.1 Pararrayos y el código de prueba para bujes aparatos al aire libre.
 C76.2 Eléctricos requisitos dimensionales y afines para los bujes aparatos al
aire libre.
 NMX-J-351. Transformadores de distribución y potencia tipo seco.
 NMX-J-169. Métodos de prueba para transformadores de distribución y
potencia.
 NMX-J-409. Guía de carga para transformadores de distribución y de potencia
sumergidos en aceite.
 NOM-008-SCFI. Sistema general de unidades medidas.
 NOM-001-SEDE. Instalaciones eléctricas.
 NOM-024-SCFI. Información general para empaques, instructivos y garantías
de los productos electrónicos, eléctricos y electrodomésticos.
 NOM-002-SEDE-1999.
 NOM-133-SEMARNAT -2000.
30
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Secretaría de Energía
Norma Oficial Mexicana NOM-002-SEDE-1999, Requisitos de seguridad y
eficiencia energética para transformadores de distribución.
NMX-J-116-ANCE Productos eléctricos-Transformadores-Transformadores
distribución tipo poste y tipo subestación-Especificaciones.
de
NMX-J-169-ANCE Productos eléctricos. Transformadores y autotransformadores de
distribución y potencia. Métodos de prueba.
5.1.2 Condiciones del líquido aislante.
El líquido aislante utilizado en los transformadores objeto de esta Norma debe
cumplir con lo siguiente:

No tóxico.

Biodegradable.

Adecuarse a la normativa mexicana vigente relativa a los bifenilos policlorados (BPC).
5.1.3 Preservación del líquido aislante (Hermeticidad).
El transformador debe ser construido con un tanque hermético con objeto de preservar
el líquido aislante. Esta condición debe determinarse con el método de prueba
establecido en el inciso 6.1 de la presente Norma.
NMX-J-287-ANCE-1998 Productos eléctricos-Transformadores de distribución tipo
sumergible, monofásicos y trifásicos para distribución subterránea-Especificaciones.
NMX-J-285-ANCE-1996 Productos eléctricos-Transformadores de distribución tipo
pedestal, monofásicos y trifásicos para distribución subterránea-Especificaciones.
Norma Oficial Mexicana NOM-133-ECOL-2000, Protección ambiental-Bifenilos
policlorados (BPC´s)-Especificaciones de manejo.
6.7. Los transformadores en operación fabricados con BPC´s deben inspeccionarse
cada tres meses para detección de fugas, goteos, filtraciones o derrames de fluidos. En
caso de detectarse algún derrame, se deberá dar aviso inmediato de los hechos y las
acciones a la secretaria y deberá ser ratificada por escrito dentro de los tres días
siguientes al día en que ocurran los hechos con base a lo establecido en el artículo 42
del Reglamento de la Ley en Materia de Residuos Peligrosos. En caso necesario se
reprogramara la desincorporación de ese equipo tomando las medidas de seguridad
necesarias para las actividades de limpieza correspondientes que eviten la
contaminación de la instalación.
31
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
8. Hipótesis
En muchos casos no existen manuales que contengan la información clara acerca de la
operación y el mantenimiento de un transformador de distribución, por lo tanto no se
identifican las causas que provocan fallas en el mismo.
Comúnmente tampoco se cuenta con un sistema optimo para las mediciones de su
comportamiento, por lo tanto hay errores que el usuario comete ya que no planea ni
cuenta con medios para medir, esto conlleva a que a la hora de realizar el
mantenimiento al transformador no se cuenta con un seguimiento paso a paso para
efectuarlo de forma correcta.
La mayoría de las veces el operador comete errores al no conocer los instrumentos
de medición ni mucho menos la operación del transformador.
El problema principal es que ya instalado el transformador no se realiza el
mantenimiento hasta presentar fallas ya que no se cuenta con una bitácora del
comportamiento ni se planea un mantenimiento previo.
Para ello esta investigación buscó presentarle al lector diferentes métodos y
procedimientos que ayuden a facilitar el proceso de operación y mantenimiento
presentando resúmenes o citas de manuales, investigaciones así como también
apoyándonos en diversos libros de operación. Mientras que en mantenimiento se
realizo un seguimiento paso a paso y diferentes pruebas (MEGGER, TTR, pruebas de
aceite, transformador en corto circuito y circuito abierto) para analizar su
comportamiento y su funcionamiento.
8.1. Variables independientes. Experiencias y manuales.
Al no tener conocimiento o experiencias previas difícilmente se identifico los
problemas que presenta el transformador.
8.2. Variable dependiente. Buena operación y mantenimiento constante al
trasformador.
Cuanto tiempo de vida sele reduce al transformador al no realizarle mantenimiento
previo.
8.3. Variables intervinientes. Leyes, normas, medio ambiente, economía y
temporadas del año.
Al operar el transformador y dar mantenimiento es necesario conocer las leyes para
distribuir energía tanto enforna económica como también en forma ambiental. Tener
presente la variable de la temporada del año para no afectar ni excedernos en el uso de
la energía, costos al seleccionarlo.
32
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
9. Diseño del estudio.
9.1. Selección de métodos.
Se llevo a cabo un estudio experimental en el cual influyen dos cuestiones, la
operación y el mantenimiento a transformadores eléctricos de distribución. Se analizo
cada cuestión con ayuda de personal experto o capacitado, porque de esta forma, con
el paso de la investigación se fue creando un manual o guía, que incluye factores
principales y de vital importancia en la realización de la operación y mantenimiento.
Se seleccionaron algunos tipos de transformadores eléctricos de distribución porque,
con estos, se verificaron las diferencias y semejanzas entre uno y otro, esto de acuerdo
a las formas de operación y al tipo de mantenimiento que se les realiza.
9.2. Técnicas.
1. En primer lugar se identificaron los tipos de transformadores eléctricos de
distribución objeto de estudio que se llevaron a cabo en la investigación.
2. Una vez detectados los transformadores, se prosiguió a la selección de uno de
ellos poniéndolo en funcionamiento para primeramente analizar su operación,
a lo cual conllevo también verificar posibles fallas al momento de estar
operando.
3. Habiendo terminado con el análisis operario, se continúo con el análisis del
mantenimiento, en el cual conlleva también los posibles peligros que existen al
estar efectuando el mismo.
4. Es importante considerar que hay una gran responsabilidad al manejar este tipo
de maquinas eléctricas, por lo que la investigación se hizo con gran seriedad,
respetando las precauciones para que no se presentaran accidentes.
9.3. Población.
Los transformadores eléctricos de distribución de acuerdo a las limitaciones, los
cuales están comprendidos entre las capacidades de 25 a 1500 KVA y tensiones
primarias de 13.2, 15, 25, 33 y 35 kV.
9.4. Instrumentos.
 Medidor de aceite dieléctrico. (Incluido en el transformador)
 Medidor de voltaje.
 Medidor de corriente.
 Medidor de temperatura. (Incluido en el Transformador)
 Inspección de fugas de aceite.
 Pruebas de rigidez dieléctrica.
 Prueba de MEGGER.
 Prueba de TTR.
 Análisis al aceite dieléctrico.
33
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
10. Recopilación y procesamiento de la información, planeación.
Para los datos que se obtuvieron en la investigación de acuerdo al tema “Operación y
Mantenimiento de Transformadores Eléctricos de Distribución”, fueron
principalmente el Megger, el cual es una herramienta sofisticada que sirvió para
medir la resistencia de aislamiento; el TTR, con el cual se realizaron las pruebas de
relación de transformación en los taps; medidores de temperatura y de nivel de aceite,
estos generalmente vienen incluidos en el transformador, y medidores de voltaje y
corriente.
Para el entendimiento de estos datos se acudió con personas expertas en el tema
(ingenieros), las cuales nos ofrecieran información acerca de estas herramientas de
medición así como también se acudió a libros los cuales ayudaron para la
interpretación y confirmación de lo dicho por estas personas.
Al llevar a cabo la investigación en el campo, se utilizo como método la observación,
por el hecho que se manejaron maquinas eléctricas de gran voltaje como lo son los
transformadores y para protección se acudió a expertos los cuales explicaron el
procedimiento que ellos llevaban a cabo en el manejo de estos, y para ello se hizo una
invitación a una subestación; después se acudió a libros para corroborar lo observado.
Se utilizaron dos transformadores de distintos valores de KVA, uno en
funcionamiento y otro que no se ha puesto en operación pero que esta ubicado en una
subestación, esto para comparar valores en la medición y para saber el estado del
aceite dieléctrico entre uno y otro.
En este caso para procesar los datos se utilizaron tablas las cuales se obtuvieron
gracias un Ingeniero entrevistado que nos facilito el formato y nos hizo una breve
explicación de esta y para la corroboración se acudió a libros, así como también se
utilizaron graficas para la interpretación de estas.
Para recolectar los datos de las mediciones se utilizo la siguiente tabla, para la cual se
utiliza el instrumento de medición TTR para la relación de transformación en cada
TAP.
TAP
FASE A
FASE B
FASE C
NOMINAL
VOLTAJE
LIMITES
Max.
Min.
+0.5%
-0.5%
1
2
3
4
5
Tabla 10.1.- Demostración
del formato.
34
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
El siguiente formato se utiliza para el análisis del aceite dieléctrico, en este se
mencionan las distintas pruebas que se le realiza.
Tipo de prueba.
Rigidez dieléctrica.
Rigidez dieléctrica.
Resistividad.
Factor de potencia.
Tensión interfacial.
Acidez.
Color.
Apariencia.
ASTM
Limite
Resultado
Unidad
Anterior
Tabla 10.2.- Demostración
del formato.
35
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
11. Cronograma de actividades.
Tabla 11.1.
36
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
12. Presupuesto de la investigación.
Este presupuesto fue basado en los alcances como alumno y enfocado solamente en
los gastos del proyecto. Por tal motivo no hay honorarios o ganancias para el equipo
ya que solo son los gastos con los que se presento el trabajo.
Este presupuesto simula un trabajo profesional de mantenimiento en cantidades reales
tomando en cuenta los gastos generados para el trabajo de investigación.
..\3.5.-Material\Presupuesto..xlsx
Nota: El presupuesto del proyecto se encuentra ubicado en un archivo Excel. Dar
“Ctrl+clic” en el vínculo.
Tabla 12.1.- Presupuesto.
37
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
13. Operación y Mantenimiento a Transformadores Eléctricos
13.1.
Principio de Operación a Transformador.
Se realizo la práctica de mediciones en primario y en secundario a un trasformador
utilizando un transformador, dos multímetros y una fuente de 220 VCA.
Primero empezamos por el chequeo de continuidad en el transformador el cual
encontramos en los componentes A A’ del devanado primario, después conectamos a
estos la fuente de alimentación que es de 226 VCA de acuerdo a la lectura del
multímetro digital.
Figura 13.1.- Medición de voltaje en el secundario.
Enseguida al tener ya la fuente de 226 VCA conectada a los devanados A A’
primarios, se hizo una serie de mediciones a los devanados primarios restantes y
consiguientes a los devanados secundarios, a lo que se obtuvo las siguientes lecturas:
Primario
Voltaje (C.A.)
Secundario
Voltaje (C.A.)
A A’ (Fuente de
alimentación)
226
A A’
68
C C’
157
C C’
47.2
B B’
66.7
B B’
20
Tabla 13.1.
Primario
Voltaje (C.A.)
Secundario
Voltaje (C.A.)
B B’ (Fuente de
alimentación)
226
B B’
67.1
A A’
66
A A’
19.9
C C’
158.9
C C’
47.4
Tabla 13.2.
38
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Primario
Voltaje (C.A.)
Secundario
Voltaje (C.A.)
C C’(Fuente de
alimentación)
226
C C’
68
A A’
112.5
A A’
33.7
B B’
113.3
B B’
34
Tabla 13.3.
Para finalizar se hizo una serie de conexiones, la fuente de alimentación se conecto en
el primario y de ahí se “puenteo” (conecto) al secundario para sacar los siguientes
valores de voltajes obtenidos con el multímetro:
Primario
Puenteo
Voltaje (A.C.)
Observación
A A’ (Fuente de
alimentación)
A’ prim. con A sec.
294.5
Los valores se
sumaron (observe
la tabla 1).
A’ prim. con A’ sec.
158.4
Los valores se
restaron (observe
la tabla 1).
A A’ (Fuente de
alimentación)
Tabla 13.4.
Primario
Puenteo
Voltaje (A.C.)
Observación
B B’ (Fuente de
alimentación)
B’ prim. con B’ sec.
158
Los valores se
restaron (observe
la tabla 2).
B B’ (Fuente de
alimentación)
B’ prim. con B sec.
295
Los valores se
sumaron (observe
la tabla 2).
Puenteo
Voltaje (A.C.)
Observación
C C’ (Fuente de
alimentación)
C’ prim. con C sec.
294
Los valores se
sumaron (observe
la tabla 3).
C C’ (Fuente de
alimentación)
C’ prim. con C´ sec.
158
Los valores se
restaron (observe
la tabla 3).
Tabla 13.5.
Primario
Tabla 13.6.
39
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Conclusiones.
Esta práctica se llevo a cabo de manera satisfactoria, no hubo complicaciones y se
pudieron sacar las mediciones de los voltajes sin ningún problema, lo que se logro
captar en esta práctica es que al sacar las mediciones de voltaje notamos que variaban
al medir tanto en el devanado primario como en el secundario, al realizar esta practica
se empezó a familiarizarnos con el transformador, pero poco a poco se fue conociendo
mas de este.
40
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
13.2.
Medición de resistencia en devanados del transformador y
reacciones de voltaje.
Se realizo la práctica para Determinar los valores de resistencia de los devanados de
transformadores mediante el método de voltaje aplicado.
Se utilizo un transformador trifásico, un reóstato 500homs, tres multímetros y un
analizador trifásico.
Esta práctica tuvo el fin de mostrar la importancia que tiene la medición de resistencia
de bobinado de transformadores con fines de:
1. Cálculos del componente I²R en pérdidas del conductor.
2. Cálculo de temperatura de Bobinado al finalizar un ciclo de prueba de
temperatura.
3. Como base para asesorar posible daño en el campo.
Procedimiento.
Figura 13.2.- Conexión de resistencias en
serie.
Figura 13.3.- conexión de
transformador en relación de 1 a 1.
41
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Figura 13.4.- Medición de corriente.
13.2.1. Resultados.
Voltajes en primarios y secundarios.
V1
V2
V3
230v
230v
220v
Tabla 13.7.
Transformador monofásico.
secundario
162hms
primario
158.7hms
Tabla 13.8.
Primera medición.
Amp.
.2
Primario
201.5
secundario
205
Tabla 13.9.
Segunda medición.
Amp.
.23
Primario
205.3
secundario
205
Tabla 13.10.
42
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Tercera medición.
Amp.
.21
Primario
211.4
secundario
216
Tabla 13.11.
Cuarta medición.
Amp.
.24
Primario
213.4
secundario
218.5
Tabla 13.12.
Quinta medición.
Amp.
2.27
Primario
221
secundario
226
Tabla 13.13.
Sexta medición.
Amp.
.29
Primario
226
secundario
230
Tabla 13.14.
Transformador trifásico.
Mediaciones 50.
A
28v
57.6v
86.6v
.32A
B
28.8v
59.1v
88.5v
.11A
C
28.8v
57.9v
87.8v
.21ª
Tabla 13.15.
43
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
115.47V
A
115V
70.1V
1.5A
B
116V
70.3V
.57A
C
116V
70V
.55ª
Tabla 13.16.
Conclusiones.
El regulador de corriente incrementó la velocidad y la exactitud de las lecturas esta
prueba nos mostro que el transformador con resistencia funciona correctamente.
44
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
13.3.
Pruebas de corto circuito y circuito abierto.
Esta práctica se realizó para mostrar la correcta operación (funcionamiento) realizando
dos pruebas corto circuito y circuito abierto.
Para llevarla acabo se utilizo un transformador trifásico un amperímetro de gancho,
AMPROBE DM-II PRO DATA Logger Recoder y regulador de corriente.
Transformador monofásico.
La práctica se realizó en dos partes, la primera parte fue realizada con un
transformador monofásico y la segunda parte consistió en realizar la práctica con un
transformador trifásico.
Transformador Monofásico.
Prueba de circuito abierto.
Figura 13.5.- Medición de Potencia real en
prueba de circuito abierto.
Se utilizo un wattmetro el cual tiene un espejo justamente en la parte de atrás de la
aguja y esta ubicado a lo largo de la escala del mismo, este espejo sirve para evitar el
paralaje, esto se refiere a que si al momento de hacer la medición la aguja no se ve en
el espejo, significa que se esta haciendo una correcta medición, pero si de lo contrario
la aguja se ve a través del espejo, esto significa que se esta llevando a cabo una
medición incorrecta.
45
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Figura 13.6.- Diagrama de conexión del
Wattmetro.
13.3.1. Resultados.
El voltímetro se conecta a la salida del transformador.
Vs= 243 v AC
Vp= 234v AC
Lectura del wattmetro
P= 3 (x10) W
Lectura del amperímetro
I= 0.37 A
Prueba de corto circuito.
En la prueba de corto circuito se hicieron las mismas mediciones, solo que esta se
detiene en el valor de la corriente nominal que es 5 A.
Para esta se utilizo el regulador de voltaje.
46
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Figura 13.7.- Mediciones en prueba de
cortocircuito.
Resultados
V= 22v AC
Is= 4.2 A
Ip= 4.8 A
P= 11.5 (x10) W
Transformador trifásico.
Conexión para circuito abierto.
Figura 13.8.- Conexión de circuito abierto en
transformador trifásico.
47
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
En este caso se hicieron las mediciones a un transformador trifásico el cual se
encuentra ubicado en una subestación del ITNL.
Para llevar a cabo las mediciones, se utilizo el AMPROBE, un instrumento de
medición que nos facilita las conexiones que se deben llevar a cabo para ofrecer una
correcta lectura y poder tener, si no los datos correctos pero si los aproximados.
Figura 13.9.- Conexión del AMPROBE al regulador de
voltaje para su respectiva medición.
También se utilizo un regulador de voltaje para empezar la practica desde 0 v y así ir
variando esta a tal voltaje que en el instrumento nos diera una lectura de cierta
corriente tanto en circuito abierto como en corto circuito.
El regulador se puenteo a 220v como se puede ver en la imagen y sus salidas al lado
de baja del transformado conectando respectivamente a tierra.
Figura 13.10.
48
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Conexión en circuito cerrado.
Figura 13.11.- Conexión en cortocircuito.
Lado de baja cortocircuitado y lado de alta (en el cual se hizo la medición) conectado
al regulador; en el lado de baja se coloco un amperímetro de gancho solo para
cerciorarse de que la medición de la corriente va de acuerdo al AMPROBE.
13.3.2. Resultados obtenidos.
Circuito abierto.
A
B
V= 127 V rms
I= 1.3 A rms
S= 161 VA
P= 86.7 W
Q= 126 VAR
PF= 0.53 LAG
Circuito cerrado.
C
V= 125 V rms
I= 990 m A rms
S= 124 VA
P= 93 W
Q= 62 VAR
PF= 0.75 LAG
Tabla 13.17.
Conclusiones.
Las pruebas de circuito-abierto y corto-circuito dan las constantes para el circuito equivalente. La
admitancia de excitación se obtiene de la prueba de circuito-abierto que, en el caso de transformadores
de distribución o transformadores de voltaje constante operando a una frecuencia específica,
consiste en la aplicación del voltaje nominal a frecuencia nominal, usualmente por razones de
conveniencia, al embobinado de bajo voltaje con el circuito del embobinado de alto voltaje abierto.
49
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
13.4.
Puesta en operación a un transformador tipo pedestal de 1500
KVA.
Una vez efectuadas todas las pruebas y verificada la instalación del transformador, se
procede a la puesta en operación. Para esto se debe tomar en cuenta algunas
precauciones y seguir el paso que se indican a continuación antes de energizar.
1. Verificar que el transformador este conectado en la posición requerida en base
a la tensión suministrada por el proveedor de energía eléctrica, esto es en el
cambiador de derivaciones (tap’s) del devanado primario. Si no esta en la
tensión correcta realizar el cambio en base a lo indicado en el diagrama anexo
de cambiador de derivaciones. Para ello se afloja las tuercas de sujeción de
cada uno de los puentes de conexión del tablero o cambiador de derivaciones y
se conectan según la tensión deseada.
Figura 13.12.- Conexión de terminales en el lado de baja.
Una vez conectado el cambiador en las tres fases en la tensión deseada se verifica que
quede bien apretadas las tuercas para evitar posibles falsos contactos
2. El transformador debe ser energizado solamente por el personal calificado y
autorizado para esta operación.
Una vez energizado el transformador se recomienda tomar lecturas de la tensión
secundaria para comprobar que sea la adecuada utilizando un multímetro.
Si la tensión secundaria no es la adecuada se ajusta con el cambiador de derivaciones,
el cual es operación.
3. Periódicamente en un transformador se verifica su nivel de temperatura, pues
las lecturas registradas dan una idea del comportamiento del nivel de carga o
bien de alguna situación anormal como la falta de ventilación, calentamiento
por falsos contactos, etc. Para ello importante monitorear las lecturas que se
registran en el termómetro provisto (cuando el transformador cuente con este
50
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
aditamento) o bien con un termómetro de luz infrarroja se puede obtener una
referencia.
Figura 13.13.- Indicador de temperatura del transformador.
Para transformadores diseñador para 150 ºC de elevación de temperatura registrada
por operación con carga no debe sobre pasar los 170 ºC. Cuando la temperatura
ambiente sea de 20 ºC para los diseñados a 80 ºC no debe rebasar los 100ºC.
Un estudio adicional del comportamiento registrado en cada alimentador, que puede
ayudar a determinar los días y horas de mayor intensidad de carga, lo cual permite
localizar instalaciones saturadas o con sobrecargas , falsos contactos, regulación
deficiente, fallas, etc. Estos datos son utilizados para hacer los programas de
mantenimiento preventivo.
Figura 13.14.- Conexión completa y correcta de las
terminales.
Para las pruebas anteriores se utiliza multímetro de gancho, de carga, micro-óhmetros,
etc.
NOTA: Operación de accesorios.
Para el caso del termómetro digital cuando viene provisto (solicitado por el cliente) se
debe configurar en base a lo indicado en el instructivo anexo TSW.
Cuando llevan sistema de aire forzado (ventiladores) se conectan en el tablero en base
a lo indicado en el diagrama nº. AF-1
51
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Resultado y comentarios.
Al realizar el mantenimiento a este transformador se observo q los manómetros de
mediciones de nivel de aceite y de temperatura estaban funcionando de manera in
correcta y para la operación básica del transformador es fundamental contar con estos
instrumentos de medición para realizar la bitácora de mediciones.
Para ello se tuvo q resetear los manómetros. Ya con una lectura correcta se procedió a
mirar los niveles de temperatura tanto como de aceite dando como resultado una
lectura correcta obteniendo una temperatura de 40ºC con el transformador apagado y
ya en funcionamiento 95ºC.
El nivel de aceite estaba en nivel adecuado según el indicador.
No se realizo medición de carga para seleccionar el (tap) ya que según el
transformador estaba operando debido ala carga que el cliente especificaba se dejo en
la misma posición que ya tenia el transformador antes de su mantenimiento.
Para finalizar todo el proceso solo se verifica todas las conexiones sean correctas antes
de energizar para que el transformador empiece a operar.
52
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
14. Mantenimiento a una Subestación.
14.1.
Mantenimiento Preventivo.
Revisar que no tengan flojos los tacones (separadores entre herrajes y bobinas).
Reapriete la tornillería en general del conjunto de núcleo-bobinas.
Desempolvada o limpieza general.
Preferentemente revisar estas actividades una vez al año.
14.2.
Mantenimiento Correctivo.
Las fallas que pueden ocurrir a un transformador pueden calificarse como sigue:
 Fallas en los devanados.
 Conexiones flojas.
 Sobrecargas.
14.2.1. Fallas en los devanados.
Estas se pueden presentar debido a rupturas dieléctricas por aislamientos deteriorados
por tensiones de impulso, arqueos por falla de espira a espira. Para la reparación de
este tipo de fallas, es de suma importancia que sean realizadas por personal capacitado
en este tipo de actividades o bien por personal técnico de nuestra planta.
14.2.2. Conexiones Flojas.
Un falso contacto pro conexiones flojas que puede provocar calentamientos. Cuando
el calentamiento es excesivo, puede dañar el asilamiento. Para revisar que no existan
conexiones flojas es indispensable que el transformador este desernegizado . Los
falsos contactos se pueden detectar con un microhometro (Ducter) para medir
resistencias.
14.2.3. Sobre tensiones.
En ocasiones son generadas por descargas atmosféricas, por mal diseño o calculo de
los circuitos de distribución de carga, por falta de equipo de protección (Apartarrayos)
Las sobre tensiones puede provocar un exceso de tensión en cada una de las espiras
del principio o del final del devanado produciendo arqueo. Es importante revisar
siempre los sistemas de protección de los equipos, su adecuado mantenimiento y
verificar que las cargas sean correspondientes a la capacidad del transformar.
14.2.4. Sobrecargas.
La sobrecarga en un transformador provoca también elevación excesiva de
temperatura en los devanados y por consecuencia un deterioro prematuro de los
aislamientos.
Las consecuencias pueden llegar desde un sobrecalentamiento constante hasta un
corto circuito en la parte viva (conjunta núcleo-bobinas). Verifique que no se rebase el
nivel máximo permitido de carga, según la capacidad del transformador.
53
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
14.3.
Mantenimiento a Transformador tipo pedestal de 1500 KVA.
Se dio mantenimiento a una subestación en la cual se encontraba un transformador
tipo pedestal de 1500 KVA, este se llevo a cabo en una empresa privada en Nuevo
Laredo, Tamaulipas, y se logro llevar a cabo gracias a la invitación que nos hizo una
empresa de la misma ciudad.
Para poder empezar con el mantenimiento, lo primero que se hizo fue des energizar la
subestación.
Figura 14.1.- Desconexión de cuchillas en líneas de poste que alimentan
la subestación.
Las cuchillas en la posición que se encuentran en la imagen, indica circuito cerrado, lo
que quiere decir que esta permitiendo el paso de la corriente eléctrica a la subestación.
Para desconectar las cuchillas se utilizo una pértiga, guantes especiales para alto
voltaje y un casco especial con careta, este último por si se genera algún corto
circuito, para la protección del rostro y en específico para proteger los ojos.
54
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Figura 14.2 y 14.3.- Material de protección: 1. Pértiga. 2.
Guantes resistentes a alto voltaje. 3. Careta para la protección del
rostro.
Figura 14.4.- Las cuchillas desconectadas o abiertas (mostrados en la
imagen) indican circuito abierto, lo que significa que se suspendió el
paso de corriente eléctrica a la subestación.
55
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Al desconectar estas cuchillas, se des energizo la subestación, lo que indica que se
puede proceder al mantenimiento.
Hubo otros dos postes a los cuales se tuvo que des energizar porque también se le da
mantenimiento a los componentes eléctricos que se encuentran en el poste principal
utilizado para brindar la energía eléctrica a la subestación.
Figura 14.5 y 14.6.- Segundo poste des energizado.
Se puedo observar que en este segundo poste hay un apartarrayos dañado, pero la
empresa de mantenimiento no puede repararlo porque solo se solicito su servicio para
la subestación.
Figura 14.7.- Apartarrayos dañado.
56
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Figura 14.8 y 14.9.- Tercer poste des energizado.
Después de haber des energizado la subestación, se procedió al mantenimiento.
En consiguiente se muestra el mantenimiento a los componentes eléctricos que se
encuentran en el poste que alimenta a la subestación.
Antes de subir al poste se conecto un conductor a tierra, esto para prevenir cualquier
posible accidente.
Figura 14.10.- Varilla insertada a tierra soportando un carrete de bronce
con cable de cobre.
57
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Ya hecha la conexión anterior, se procede al chequeo de los componentes del poste.
Figura 14.11.- Chequeo de componentes en busca de alguna avería.
En el chequeo de los componentes se presentaron dos cuchillas averiadas, una de ellas
tenia el resorte totalmente trozado, este se encarga de que al momento de cerrar la
cuchilla se genere una fuerza opuesta, para al momento de presentarse un corto
circuito se habrá con facilidad; la otra cuchilla solo tenia una pequeña abertura en el
lado que soporta la pieza aislante de cerámica, pero se procedió a cambiarla por el
hecho que con el tiempo la pequeña avería podría llegar a mayores.
58
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Después de el chequeo a los componentes y sustituidos los averiados por unos nuevos,
se dio limpieza a cada uno de ellos, esto se llevo a cabo con un liquido dieléctrico
especial para los conductores y los componentes eléctricos.
Figura 14.12.- Limpieza de los componentes eléctricos.
59
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Terminado el mantenimiento al poste, se procedió al mantenimiento a la subestación,
primero se le da limpieza a los alrededores de la subestación (corte de hierba a orillas
o dentro de la subestación) y limpieza al transformador (retiro de tierra o polvo que
se encuentre en el interior de la caja de conexión o encima del transformador).
Primero se abre la caja de conexión para desconectar el cableado del lado de alta así
como el del lado de baja tensión en el transformador.
Figura 14.13 y 14.14.- Desconexión del lado de alta y desconexión del
lado de baja.
En la desconexión en el lado de alta se utilizo una pértiga especial, esto por el hecho
de que los conductores están conectados a presión y es muy difícil desconectarlos con
las manos, para esto se utiliza esta herramienta.
60
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Al desconectar los conductores del lado de alta, se conectaron otros conductores
similares para hacer las mediciones de TTR y MEGGER.
Figura 14.15 y 14.16.- desconexión de terminales del lado de alta
utilizando una pértiga.
Después de esto se prosiguió con la limpieza al transformador.
Figura 14.17.- Limpieza en el lado de baja tensión.
61
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Figura 14.18.- Limpieza a los conductores del lado de baja.
Figura 14.19.- Limpieza del lado de alta.
62
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Enseguida se procede a realizar las mediciones, primero se llevo a cabo la medición
de TTR (Transformer Turns Ratio). –Sin imágenesPara realizar las mediciones se utilizo equipo de protección, porque se manejaron altos
voltajes en el orden de los KV.
Después de a ver realizado las mediciones de TTR, se procedió a realizar me
ediciones de MEGGER (Resistencia de aislamiento). Los valores de las mediciones se
dieron en el intervalo de los Gigaohms.
Para realizar estas mediciones se conecto en corto circuito el lado de alta y el lado de
baja.
Figura 14.20 y 14.21.- Lado de alta y lado de baja en corto circuito.
La primera medición fue la de alta contra baja (H X) suministrando un voltaje de 5000
VDC y un tiempo de 10 min. Los valores se tomaron por minuto (de uno en uno hasta
el minuto 10), solo el primer valor se tomo a los 0.5 min.
63
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Figura 14.22 y 14.23.- Conexión alta contra baja. (El voltaje suministrado
por medio de la línea roja, por ello se denomina de esta manera).
Figura 14.24, 14.25 y 14.26.- Lectura en la conexión de alta contra baja.
Conexión alta contra baja aterrizada (H-XT). En la medición con esta conexión se
suministro voltaje de 5000 VDC con un tiempo de 10 minutos.
64
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Figura 14.27 y 14.28.- Lado de baja conectado a tierra. (Izq)
Conexión baja contra alta aterrizada (X-HT). En la medición con esta conexión se
suministro un voltaje de 500 VDC con un tiempo de 10 minutos.
Figura 14.29 y 14.30.- Baja contra alta aterrizada (X-HT). (El lado de
alta se conecta a tierra)
Después de esta medición se prosiguió con la medición denominada “Meggear los
cables”, los conductores que se utilizan para esta prueba son los del lado de alta.
Primero se conecto una terminal a tierra y la otra se conecto al electrodo de cada
conductor para obtener la resistencia de cada uno, para esta prueba se suministro un
voltaje de 15 KV DC y los valores obtenidos estuvieron comprendidos en el rango de
los Megaohms.
65
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
La segunda prueba se realizo conectando la línea 1 con la línea 2 (1-2) y luego se
prosiguió a la medición.
Figura 14.31.- Conexión línea 1 con línea 2.
Figura 14.32.- Medición con un Megaohmetro Analógico con capacidad
de 15 KV.
66
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Enseguida la línea 1 con línea 3 (1-3) y por último la línea 2 con línea 3 (2-3).
Figura 14.33.- Línea 2 con línea 3.
Figura 14.34.- Medición.
67
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Siendo esta la ultima prueba, se prosiguió a desconectar y guardar el equipo de
medición.
Figura 14.35.- Desconexión de los cables con su debida precaución.
Al terminar las mediciones al transformador, se prosiguió a la conexión de las líneas
del lado de alta, para esto se le aplica una grasa dieléctrica a los conectores, para que
las líneas entren con mas facilidad.
Figura 14.36.- Grasa dieléctrica aplicada a las terminales del lado de alta
para la correcta y fácil conexión de las líneas.
68
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Figura 14.37 y 14.38.- Conexión del lado de alta con ayuda de la
pértiga.
Figura 14.39.- Conexión finalizada y correcta.
Antes de conectar las líneas del lado de baja, primero se extrajo una prueba de aceite
dieléctrico del interior del transformador, para poder hacer esto se utilizo una
reducción de ½“ ,conectada a la válvula de muestreo de aceite, con una manguera
pequeña transparente, y así extraer el aceite poco a poco para no derramarlo.
69
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Para poder extraer la muestra, primero se acciono la valvula de alivio para liberar la
presion en el interior del transformador.
Figura 14.40.- Válvula de alivio.
70
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Realizado esto, se procedió a la extracción del aceite, se utilizo una botella cualquiera
(no se requiere algún tipo) para limpiar la manguera con la primera extracción de
aceite.
Figura 14.41, 14.42 y 14.43.- Extracción de aceite en un recipiente
cualquiera para la limpieza de la manguera.
Al haber realizado esto se procede a la extracción del aceite en un recipiente limpio.
Este aceite extraído, se tapa muy bien porque fue enviado a monterrey para realizarle
un análisis físico-químico, esto para saber si esta el aceite en condiciones de
operación.
71
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Figura 14.44, 14.45, 14.46 y 14.47.- La extracción de aceite en un
recipiente limpio de al menos 2 Lts de capacidad.
72
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Y por ultimo se conectaron las líneas del lado de baja.
Figura 14.48, 14.49 y 14.50.- Conexión de las terminales del lado de
baja.
73
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Para terminar con el transformador, se hacen unas últimas inspecciones.
Figura 14.51.- Inspección final.
Ya hecha la última inspección para asegurarse que todo haya salido bien, y terminada
la limpieza, el transformador quedo de la siguiente forma.
Figura 14.52.- Mantenimiento terminado al transformador.
74
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
En el mantenimiento también se pintaron las cajas de control así como también el
transformador, en este caso la pintura del transformador estaba en buenas condiciones,
así que solo se le dio pintura a la caja.
Figura 14.53 y 14.54.- Mantenimiento a la caja de control.
75
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Al realizar el mantenimiento se percato que el sistema de tierras estaba en malas
condiciones; la varilla estaba deteriorada, muy delgada y con menos de 1 metro de
largo, lo cual indicaba que la profundidad a la que llegaba era corta. Para esto se
sustituyo por una varilla de cobre, gruesa y con más de 2 metros.
Figura 14.55.- Extracción del sistema de tierras deteriorado.
Para la sustitución de la varilla, se utilizo agua para ablandar el suelo y poder enterrar
la varilla de cobre.
Figura 14.56.- Nuevo sistema de tierras colocando varillaje nuevo de 2 a
3 m de largo.
76
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Ya terminado el sistema de tierras, se hizo una medición de resistencia.
Figura 14.57 y 14.58.- Medición del sistema de tierras de la subestación.
Terminado el mantenimiento se procedió a la reconexión las cuchillas para energizar
nuevamente la subestación y ponerla en funcionamiento. Solo por ultimo se verifico
que el transformador funcionara de manera satisfactoria.
Figura 14.59.- Mantenimiento terminado sin problemas.
77
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
14.4.
Mantenimiento a un transformador tipo costa de 45 KVA.
Para realizar la comprobación de nuestra hipótesis realizamos la siguiente práctica de
campo.
Se dio mantenimiento a un transformador de distribución tipo costa de 45 KVA, este
se llevo a cabo en el Instituto Tecnológico de Nuevo Laredo, y se logro llevar a cabo
gracias al apoyo de los maestros de eléctrica mediante asesorías y al proporciona
miento de los instrumentos de medición .
La practica consistió en simular el mantenimiento del transformador y ala vez realizar
las mediciones pertinentes para ello.
Fue dividido en tres principios básicos del mantenimiento de transformadores;
1. Prueba de TTR (relación de espiras del transformador).
2. Prueba del Megger (valor de resistencia de aislaciones).
3. Prueba de aceite.
14.4.1. Prueba de TTR (Relación de Transformación).
Para realizar la prueba del TTR no hubo la necesidad de des energizar el
transformador ya que ya había sido des energizado lo que si tuvimos que hacer fue
programar el TTR con los siguientes pasos.
1.
2.
3.
4.
Prendes el quipo
Seleccionamos análisis básico
trifásico
De acuerdo con el diagrama seleccionamos el tipo (delta, estrella)
Figura 14.60.- Medición TTR
78
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Para realizar la primera medición se conectaba H1 con H0 las cuales representan alta y
en baja se conecto X0 con X1 se tomo la medición y se paso a guardar en la memoria
del TTR.
Figura 14.61 y 14.62.- Medición TTR.
Para la segunda medición se pasó a cambiar las pinzas que teníamos en alta colocando
H2 (TTR) con H3 (transformador), H1 (TTR) con H2 (transformador) y en baja X2
(TTR) con X0 (transformador), X1 (TTR) con X2 (transformador) se realiz la
medición y después de unos segundos nos dio el resultado el cual se guarda en la
memoria al termino de la ultima fase.
Figura 14.63 Y 14.64.- Medición TTR
79
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Para realizar la tercera medición básicamente son los mismos pasos, el mismo TTR
menciona las combinaciones H2 con H1 y a X0 (de transformador) se le conecto la
punta X2 del TTR esta básicamente es la única que no cambia de lugar, la punta X1,
de acuerdo a las tres fases, se conectaron a X1, X2 y X3 del transformador de acuerdo
a lo que se indico en el instrumento TTR.
Figura 14.65 y 14.66.- Medición TTR.
De esta manera se obtuvo el TAP 1, ya que el transformador cuenta con cinco TAP se
realizo el mismo procedimiento cinco veces y por cada TAP hay tres fases a lo cual se
realizo un proceso por cada fase lo que a fin de cuentas se realiza 15 veces el proceso
de relación de transformación, los suficiente para memorizar y asimilar lo que se está
haciendo; se realizo por fase y por TAP el mismo procedimiento, después se pasa a
tomar los datos de la memoria, a calcular los valores nominales o teóricos y a calcular
los limites para comparar con las mediciones que se obtuvieron.
Figura 14.67.- Medición TTR.
80
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Alguna dificulta que se nos presentaron a menudo es la adaptación (familiarización)
con el instrumento de medición.
14.4.2. Prueba del Megger (valor de resistencia de aislaciones).
Para realizar esta prueba el transformador se coloco en corto circuito tanto en baja
como en alta.
Figura 14.68.- Conexión en cortocircuito en el lado de alta y de baja
para la prueba de MEGGER.
El segundo paso fue conectar el instrumento de medición ala fuente, colocarle sus
puntas y calibrarlo.
Figura 14.69.- Medición de resistencia en los devanados.
Ya con el equipo listo se pasa a realizar la primera medición alta contra baja (H-T), se
coloca el neutro en el lado de baja y la fase en el lado de alta aplicándole 5000 Volts
durante 10 minutos en ese tiempo tomando las variaciones de resistencia a cada
minuto.
81
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Figura 14.70 y 14.71.- Conexión alta contra baja aterrizada.
La segunda medición fue alta contra baja a tierra (H-XT) básicamente fue la misma
medición solo que el lado de baja se aterrizo a tierra, se aplica voltaje en el lado de
alta y el neutro en el lado de baja. También se procedió aplicarle 5000 Volts. Durante
10 minutos tomando lecturas a cada minuto.
Figura 14.72.- Línea de tierra del MEGGER conectada a tierra para
evitar posibles fallas.
La tercera medición fue baja contra alta a tierra (X-HT) en esta medición la tierra se
conecto en el lado de alta y así se le aplica un voltaje en baja y el neutro en alta, en
esta medición solo sele aplico 500 Volts con un tiempo de 10 minutos.
82
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Aquí se mira como se conecto para realizar baja contra alta a tierra (X-HT).
Figura 14.73.- Baja contra alta a tierra.
Figura 14.74.- Cable de alta puesto a tierra.
Mediciones en Megaohms.
Figura 14.75.- escala de medición del MEGGER, desde KΩ hasta el
orden de los GΩ
14.4.3. Prueba básica de aceite.
Se realizo esta prueba para calcular acides y contaminación del aceite dieléctrico del
transformador.
83
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Se utilizo un kit de prueba que debe de contener.
1. Tubo # 1 - Un tubo de plástico con una tapa dispensadora negro que contenía una
ampolla de gris (arriba) y una ampolla de color azul-punto (parte inferior).
2. Tubo # 2 - un tubo blanco con tapón de prueba de plástico que contenía 7 ml de
solución tampón, una ampolla de color verde-punto (parte inferior) y una ampolla de
color rojo-verde (parte superior).
3. Una pipeta de plástico.
4. Una ampolla de vidrio contenida en un tubo de cartón y plástico designado como
"ampolla eliminación".
Figura 14.76.- Prueba de aceite.
1. Se retiro aceite del transformador utilizando guantes y un recipiente lo mas
limpio posible para evitar la alteración de las propiedades del aceite y con ello
la prueba de este.
Figura 14.77 y 14.78.- Prueba de aceite.
84
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
2. Des-enrosque la tapa negra del tubo # 1. Y utilizando la pipeta de plástico se
coloco exactamente 5 ml (hasta la línea) de aceite del transformador y se volvió a
colocar la tapa negra. Se quiebro la parte inferior (incoloro, azul-punto) ampolla en el
tubo comprimiendo el lado del tubo y se mezcla bien durante 10 segundos, se realizo
el mismo procedimiento con la segunda ampolleta se quiebro y se agito durante 1
minuto.
Figura 14.79.- Prueba de aceite.
3. Se retira las tapas de los dos tubos y se vierte la solución tampón claro tubo # 2
(tapón blanco) en el Tubo # 1. Volva a colocar la tapa dispensadora firmemente en el
tubo # 1 y agitar enérgicamente durante unos 10 segundos. Se Purgar el tubo con
cuidado por parte de desenroscar el tapón de dispensación. Cerrar y agitar bien
durante 10 segundos. Purgar de nuevo, apriete la tapa del tubo y de pie en posición
invertida sobre su tapa. La mezcla de aceite ya no se miro gris. Se dejo quieto
durante un total de dos minutos.
Figura 14.80 y 14.81.- Prueba de aceite.
85
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
4. Se coloco el Tubo # 1 sobre la parte superior de tubo # 2 y la boquilla abierta sobre
el negro tapa dispensadora. se asegura de apuntar la boquilla estuvieran
completamente abierta echamos 5 ml de la solución clara en el Tubo # 2 (hasta la
línea 5ml ) apretando los lados de tubo # 1 permitir que la mezcla de aceite entre bien
en el segundo tubo. Después romper la parte inferior (incoloro, verde-punto) ampolla
y se agito durante 10 segundos. Romper la ampolla superior (rojo-verde) y agite
durante 10 segundos.
Figura 14.82 y 14.83.- Prueba de aceite.
5. Se observo el color resultante inmediatamente y se comparo con el manual de
instrucciones.
Figura 14.84 y 14.85.- Prueba de aceite.
86
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Dibujo de los pasos.
Figura 14.86.- Pasos básicos para hacer pruebas al aceite dieléctrico.
87
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
15. Resultados.
Prueba de TTR (Relación de Transformación).
TAP
FACE
A
FACE
B
FACE
C
1
2
3
4
5
110.21
106.16
104.19
101.56
98.971
109.85
106.78
104.78
101.63
98.980
109.35
106.84
104.21
101.61
98.985
NOMINAL VOLTAJE
109.13
106.55
103.93
101.33
98.740
Tabla 15.1.
13860
13530
13200
12870
12540
LIMITES
MAXIMO MINIMO
+ 0.5%
- 0.5%
109.675
108.584
107.0626
106.002
104.449
103.410
101.8366
100.823
99.2337
98.246
TTR (Relacion de Transformación)
112
110
108
106
Voltaje
104
102
100
98
96
94
92
FASE A
FACE B
FASE C
NOMINAL
MAX +0.5%
MIN -0.5%
Tabla 15.2.
En esta práctica se puede observar que los valores no están dentro de su rango, lo que
indica que existe una falla en el transformador.
88
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Prueba de Megger (valor de resistencia de aislamiento).
Prueba alta contra baja (H-X)
VOLTAJE
5000V
G Homs.
39
77.46
135
175
203
225
241
259
265
274
281
MINUTOS
30 seg.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Tabla 15.3.
H-X con 5000v
300
Resistencia (GΩ)
250
200
150
Resistencia (GΩ)
100
50
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Tiempo
Tabla 15.4.
89
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Alta contra baja a tierra (H-XT).
VOLTAJE
5000V
G Homs.
1.85
1.95
2.27
1.70
1.63
1.66
1.67
1.66
1.70
1.59
1.47
MINUTOS
30 seg.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Tabla 15.5.
H-XT con 5000v
Resistencia (GΩ)
2,5
2
1,5
1
Resistencia (GΩ)
0,5
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Tiempo
Tabla 15.6.
Prueba baja contra alta a tierra (X-HT)
VOLTAJE
500V
M Homs.
149
139
157
149
143
167
162
163
175
174
155
MINUTOS
30 seg.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Tabla 15.7.
90
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
X-HT con 500v
200
180
Resistencia (MΩ)
160
140
120
100
80
Resistencia (MΩ)
60
40
20
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Tiempo
Tabla 15.8.
Prueba básica de aceite.
La prueba de aceite se baso en dos resultados básicos e inmediatos.
1. La prueba de aceite estaba por encima de la capa de agua así q se pudo
continuar el ensayo. Dando por concluida la primera etapa de la prueba y así
pasando ala segunda etapa.
2. Siguiendo los pasos para la segunda etapa determino que la solución aparece
de color púrpura, la muestra de aceite contiene menos de 50 ppm.
Conclusiones de los resultados del transformador.
TRANSFORMADOR PRUEBA
45 KVA
MEGGER
TTR
ACEITE
RESULTADO
SATISFACTORIO
COMENTARIO
Su aislamiento esta
en buenas
condiciones.
DOS VALORES Posible falla en el
FUERA
DEL
transformador.
RANGO.
MENOR 50 PPM
Mandar prueba al
laboratorio.
Tabla 15.9.
91
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Comentarios.
El transformador puede operar, pero a futuro presentara fallas de acuerdo a los valores
obtenidos con el instrumento TTR, también se recomienda realizar pruebas físicoquímicas al aceite, esto en un laboratorio especial, ya que de acuerdo a las pruebas
básicas este está próximo a sobrepasar los 50 ppm.
92
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
16. Conclusiones.
16.1.
Conclusiones personales.
Al realizar la investigación el objetivo principal fue mostrarlos pasos a seguir para
realizar la operación y el mantenimiento a un transformador mas sin embargo poco a
poco nos dimos cuenta que realmente existe demasiada información sobre el proyecto
de investigación pero ala ora de leerlo te quedabas con tantas ideas al aire a veces
nada concreto y otras veces demasiado técnico matemático. no existía nada concreto y
cada manual de operación y mantenimiento daba su manera de realizarlo siguiendo
sus propios pasos resolviendo su propio problema o los tipos de transformadores que
ellos comúnmente utilizan, mas sin embargo buscamos la manera de estandarizar la
manera de realizar un trabajo que no solo se basa en un tipo de transformador si no de
varios tipos realizando las mismas pruebas, pruebas que comúnmente se pueden
realizar a cualquier tipo de transformador tomando en cuenta que cada transformador
es diferente y puede cambiar los tipos de conexiones pero el principio básico la
esencia del problema a resolver es la misma.
En todo momento se busca que este trabajo sea útil ya que costo demasiado esfuerzo,
trabajo, empeño pero sobretodo dinero. Por lo tanto no puede quedar al aire libre
siendo un conocimiento obsoleto.
Para nosotros como futuros ing. Eléctricos puede ser una herramienta básica para
conocer más sobre transformadores y sus principios no matemáticamente como común
mente suele pasar en las aulas sino prácticamente en base ala teoría conocida.
También puede ser utilizada para que el alumno (estudiante profesional) entienda
primero que es el transformador su operación su mantenimiento y su funcionamiento
ya ambientado con el tema podrá asimilar mas rápidamente lo que le enseñan en la
aula.
Por experiencia propia se puede decir que desde el momento que nos enfocamos a
conocer del tema se facilito mas entender la materia de transformadores no tanto por
conocer las formulas sino por que ala hora de realizar un calculo ya conocíamos la
parte y su funcionamiento.
Para nosotros creadores de este proyecto fue satisfactorio conocer mas sobre el tema y
cumple nuestras expectativas personales dejando plasmado de una manera sencilla
básica el como y el por que realizar una buena operación y un mantenimiento
preventivo.
En todo momento se busco que el lector no conocedor del tema comprenda y asimile
cada paso pero también dejando en claro que hay cosas que debe ser realizada por un
conocedor o bien en compañía del mismo.
16.2.
Conclusión de las hipótesis.
De acuerdo al tema de Mantenimiento y Operación a Transformadores de
Distribución, la primera hipótesis se cumplió tanto en mantenimiento como en
93
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
operación, tal vez por el momento no se lograron identificar todas las causas que
provoquen fallas en este, mas sin embargo se logro captar las causas principales.
En la segunda hipótesis podemos decir que si se logro, de acuerdo a los dos
mantenimientos que se lograron realizar, se pudieron ver las precauciones que se
deben llevar a cabo al dar mantenimiento a un transformador, y las mediciones que se
deben seguir para poder definir si está en condiciones de operación, en este caso se
pudieron observar los pasos que se siguen antes y durante el mantenimiento, desde
desconectar las cuchillas hasta la limpieza en la subestación.
La tercera hipótesis también podemos decir que se logro porque se logro captar que en
realidad cualquier persona puede utilizar un instrumento de medición, pero no
cualquiera puede interpretar los resultados, en este caso se aprendió a utilizar el
MEGGER y el TTR, instrumentos importantes para las mediciones a un
transformador.
Para la cuarta hipótesis se puede decir que si se logro, aunque se observaron dos
cosas, la primera es que al dar mantenimiento a un transformador, gracias a la
invitación de una empresa local, se observo que ese era un mantenimiento
programado, por el hecho que en el transformador esta colocada una etiqueta en la
cual dice que se le debe dar mantenimiento a ese transformador cada 12 meses, y así
se le estaba haciendo, porque tenia como dato que el ultimo mantenimiento fue el año
pasado y el antepasado, agregándole también este ultimo realizado hace una semana,
eso quiere decir que si existen casos en los que se cuenta con un mantenimiento
programado y una bitácora de los que se han llevado a cabo, pero no esta de mas decir
que también hicimos pruebas a un transformador al cual no se le programa un
mantenimiento previo, esto se supo porque al realizarle una prueba básica de aceite se
observo que esta cerca de los niveles altos de contaminación por PCB, y además por el
hecho de que se presento un caso de un transformador quemado por lo mismo que no
se programa un mantenimiento; por ello nos dimos cuenta que en realidad existen los
dos, tanto mantenimiento programado como mantenimiento no programado, aunque
este ultimo no favorece a la vida del transformador.
En la quinta hipótesis se logro solo en el mantenimiento, pero en un 50 %, por el
hecho que se presentaron solo procedimientos mas no métodos y la prueba de aceite
solo fue básica, mas sin embargo nos dice si el aceite esta contaminado o no, se sabe
que para las pruebas al aceite son varias pero esas si no estaban a nuestro alcance, por
ello solo hicimos la prueba básica y fue satisfactoria.
Por el momento no se logro la operación a un transformador, pero se busca la manera
de cumplir con ello, en la practica nos dimos cuenta que operar un transformador no
esta muy al alcance de cualquier persona, pero se tiene pensado llevarlo a cabo porque
es de gran importancia saber acerca de cómo operar un transformador.
94
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
16.3.
Conclusiones generales del tema.
La operación de un transformador es fundamental ya que para la empresa es mas
rentable el prevenir el problema que el solucionarlo por lo tanto se dio a conocer los
principios básicos de puesta en operación dando ‘‘tips’’ y conocimiento sobre como
realizar la prevención de una posible fallas.
Pero la operación se complementa con un buen mantenimiento preventivo y el
mantenimiento es complemento de la operación por lo tanto son dos principios básicos
que se plasman en el trabajo.
La investigación es mui recomendable ya que el conocimiento de estos dos
funcionamientos será capas de ahorrarle ala empresa muchísimo dinero no solo
porque el transformador pueda quedar obsoleto sino por que la empresa dejaría de
producir generando así perdidas millonarias en dado caso de que la empresa no cuente
con un sistema de coberturas de fallas.
Para ello esta investigación puede ser utilizada en las empresas para capacitar a sus
ingenieros ahorrando así también el pago a una empresa privada para la realización de
estos trabajos siendo sus ingenieros capas llevar bitácoras de mediciones y solo
contratar a una empresa privada en casos muy extremos o específicos.
95
Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.
Bibliografía.
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3.2 El
nacimiento
del
primer
http://es.wikipedia.org/wiki/Transformador, 4 Otra información de interés.
Manual de Instrucciones para transformadores de distribución.
Manual de manejo, instalación, operación y servicio para transformadores eléctricos
sumergidos en líquido aislante, tipo pedestal para distribución subterránea.
Manual de Operación y Mantenimiento de C.F.E.
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P. Avelino Pérez, Transformadores de Distribución, Reverte Ediciones, S.A. de C.V.,
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