pruebas aplicadas a transformadores.

UNIVERSIDAD VERACRUZANA
FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA ELÉCTRICA
“PRUEBAS APLICABLES A
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION
TIPO PEDESTAL HASTA 2500 KVA “
MONOGRAFIA
Que para obtener el título de:
INGENIERO MECÁNICO ELÉCTRICISTA
PRESENTA:
LUIS ALBERTO COSCATL ARENAS
DIRECTOR:
ING. SIMON LEAL ORTIZ
XALAPA, VER.
FEBRERO 2012
AGRADECIMIENTOS.
A DIOS.
Por permitirme llegar hasta este momento tan importante en mi vida, por
darme día a día sus bendiciones. Por que cuando mas necesito de él ahí está
conmigo.
A MI FAMILIA.
Por su apoyo incondicional, su amor, sus sacrificios, sus consejos que me
han impulsado a salir adelante, a tener confianza en mí mismo y luchar día a día
por mis metas, por todo esto y mucho más gracias.
A MIS PROFESORES.
Gracias por su gran labor de enseñanza, desde aquellos que me enseñaron
a leer, hasta aquellos que me han enseñado conocimientos profesionales.
ÍNDICE
TEMA
PÁG.
INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………….6
CAPITULO 1.- GENERALIDADES……………….…………………………………….8
1.1.- ¿Qué es un Transformador?.........................................................................9
1.2.- Recepción, Manejo, Almacenamiento, Montaje e Inspección Visual…...11
1.3.- Análisis de Circuito Magnético……….………………………………………..13
1.4.- Primeros pasos en los Experimentos con Bobinas de Inducción………13
1.5.- Nacimiento del Primer Transformador………………………………............14
CAPITULO 2.- PRINCIPIO DEL FUNCIONAMIENTO DEL
TRANSFORMADOR………………………………………………………..….……….17
2.1.- Principio de Faraday……………………………………………………………..18
CAPITULO 3.- CONSTRUCCIÓN, TIPOS Y CLASIFICACIÓN DEL
TRANSFORMADOR….…………………………………………………………………21
3.1.- Clasificación de Transformadores…………………………………………….22
3.2.- Construcción del Transformador……………………………………………...25
3.3.- Tipos de Transformadores……………………………………………………..37
CAPITULO 4.- PRUEBAS APLICADAS ATRANSFORMADORES….………….47
4.1.- Tipo de Pruebas…………………………………………………………………..48
4.2.- Recomendaciones Generales para realizar Pruebas Eléctricas…………49
4.3.- Pruebas…………………………………………………………………………….50
4.3.1.- Resistencia Óhmica de los Devanados……………………………..50
4.3.2.- Resistencia de Aislamiento (1min)…………..………………………..55
4.3.3.- Rigidez Dieléctrica del Líquido Aislante……...……………………..61
4.3.4.- Tensión Aplicada………………………………………..……………….66
4.3.5.- Tensión inducida…………………………………………………………68
4.3.6.- Relación de Transformación…………………………………..............69
4.3.7.- Polaridad y Secuencia de Fase………………………………………..76
4.3.8.- Pérdidas en Vacio y Corriente de Excitación……………………….80
4.3.9.- Perdidas debidas a la Carga y Tensión de Impedancia…...………..83
4.3.10.- Hermeticidad………………………………………………………………84
CONCLUSIONES……………………………………...………………………………..86
BIBLIOGRAFÍA………………..………………………………………………………...87
Introducción:
Debido a la explosión demográfica mundial y a los avances tecnológicos en
materia eléctrica, la demanda de la energía eléctrica crese con el transcurso del
tiempo. Esta creciente demanda de energía eléctrica ha obligado a que el sistema
interconectado nacional, utilice líneas de transmisión de alta tensión y
transformadores de gran eficiencia para el transporte de grandes volúmenes de
energía, permitiendo esto disponer de las fuentes de energía (Hidroeléctrica,
Geotérmica, Nucleoeléctricas,
Termoeléctricas, etc.) por alejadas que se
encuentren de los centros de consumo, para ello, es necesario desarrollar
paralelamente la infraestructura requerida con todo tipo de instalaciones para
realizar todas las operaciones de transmisión y transformación de energía
eléctrica.
Los transformadores son unos de los principales elementos que se
encuentran en la gran mayoría de los sistemas eléctricos por grandes o pequeños
que sean. Son estos equipos los que han permitido el desarrollo de la industria
eléctrica, debido a que es posible la transformación de los parámetros voltaje y
corriente.
Son también una de las maquinas más eficientes que se conocen, pues al
no tener partes en movimiento, no permiten perdidas por fricción o rozamiento y
por otra parte la calidad de los materiales ferromagneticos que componen el
núcleo ha ido en aumento, lo cual permite que la eficiencia de estos equipo sea
del orden de hasta el 99%.
En pocas palabras los transformadores están presentes en la mayoría ciclo
de la energía eléctrica. Desde los transformadores elevadores de tensión en las
centrales eléctricas hasta los transformadores de distribución que suministran la
energía a los consumidores.
Por lo tanto es esencial garantizar su correcto funcionamiento aplicar una
política apropiada de control preventivo de todas las partes que lo componen,
especialmente el núcleo magnético, el medio dieléctrico y los circuitos eléctricos.
En el mantenimiento predictivo en transformadores se realizan todas las medidas
necesarias para detectar y confirmar cualquier problema en cada una de las partes
del transformador. Para ello se llevan a cabo pruebas en un laboratorio certificado,
con los equipos adecuados calibrados y certificados de igual manera.
El análisis de las pruebas de laboratorio para determinar las fallas y un
buen funcionamiento de los transformadores, es una tarea difícil y delicada, ya que
para ello se necesita tener un amplio conocimiento, tanto de teoría y operación de
los equipos utilizados en dichos análisis, como de todos los aspectos relacionados
con las reacciones que normalmente hacen posible la obtención de los resultados
logrados.
6
Por lo que esta monografía tiene la finalidad de unificar los criterios en
caminados hacia los procedimientos de prueba a los que se someten los
transformadores de distribución basados en los procedimientos de las normas
aplicables y actuales.
7
CAPITULO 1
GENERALIDADES.
8
GENERALIDADES.
1.1.- ¿Qué es un transformador?
Transformador.
Se denomina transformador como máquina eléctrica estática que transfiere
energía eléctrica y que permite aumentar o disminuir la tensión en un circuito
eléctrico de corriente alterna, manteniendo la frecuencia. La potencia que ingresa
al equipo, en el caso de un transformador ideal (esto es, sin pérdidas), es igual a
la que se obtiene a la salida. Las máquinas reales presentan un pequeño
porcentaje de pérdidas, dependiendo de su diseño, tamaño, etc.
El transformador es un maquina que convierte la energía eléctrica alterna
de un cierto nivel de tensión, en energía alterna de otro nivel de tensión, por medio
de interacción electromagnética. Está constituido por dos o más bobinas de
material conductor, aisladas entre sí eléctricamente y por lo general enrolladas
alrededor de un mismo núcleo de material ferromagnético. La única conexión entre
las bobinas la constituye el flujo magnético común que se establece en el núcleo.
Los transformadores son maquinas basados en el fenómeno de la inducción
electromagnética y están constituidos, en su forma más simple, por dos bobinas
devanadas sobre un núcleo cerrado, fabricado bien sea de hierro dulce o de
láminas apiladas de acero eléctrico, aleación apropiada para optimizar el flujo
magnético. Figura 1.1.
Fig.1.1 Este tipo de núcleos se compone de 4 donas 2 chicas y 2 grandes en las
cuales se montan las bobinas sujetándolas.
9
Las bobinas o devanados se denominan primarios y secundarios según
correspondan a la entrada o salida del sistema en cuestión, respectivamente.
También existen transformadores con más devanados; en este caso, puede existir
un devanado "terciario", de menor tensión que el secundario.
Si se aplica una fuerza electromotriz alterna en el devanado primario,
circulará por éste una corriente alterna que creará a su vez un campo
magnético variable. Este campo magnético variable originará, por inducción
electromagnética, la aparición de una fuerza electromotriz en los extremos del
devanado secundario.
Fig.1.2 Representación esquemática del transformador.
El transformador es un elemento muy utilizado en los sistemas
eléctricos, porque permite trabajar en cada situación con la tensión e intensidad
más adecuadas. Un caso significativo es el de los sistemas de potencia, en los
que hace posible que la generación, transporte y consumo de la energía eléctrica
se realicen a las tensiones más rentables en cada caso.
El transporte resulta más económico cuanto más alta sea la tensión, ya que
la corriente y la sección de los conductores son menores (intensidades pequeñas
provocan menores pérdidas por efecto Joule).Razones tecnológicas impiden que
los alternadores de las centrales puedan proporcionar tensiones superiores a los
30 KV. Por ello es necesaria la transformación en las centrales de estas tensiones
a las típicas de transporte, generalmente inferiores a 400 KV (transformadores
elevadores).
Por otro lado, los aparatos consumidores de la energía eléctrica no están
diseñados para tensiones tan elevadas por seguridad de las personas, por lo que
son normales las de 220 o 120 V, aunque también hay receptores de gran
potencia con tensiones nominales del orden de unos pocos kilovoltios. De nuevo
se hace necesaria la reducción de la tensión mediante los llamados
10
transformadores de distribución. Esta reducción se realiza en varias etapas, en
función de los receptores y de las necesidades de la distribución.
El transformador también se utiliza en circuitos de baja potencia y tensión
para otras aplicaciones como, por ejemplo, la igualación de impedancias de carga
y fuente para tener máxima transferencia de potencia, el aislamiento de circuitos, o
el aislamiento frente a la corriente continua, sin perder la continuidad de la
corriente alterna. Otra aplicación es como dispositivo auxiliar de los aparatos de
medida, reduciendo la tensión o corriente de un circuito para adecuarla a la que
aceptan los aparatos de medida: son los llamados transformadores de medida.
1.2.- Recepción, Manejo, Almacenamiento, Montaje e Inspección Visual.
Recepción.
Al momento de recibir su transformador es de vital importancia verificar que
su transformador llegue en perfectas condiciones preferentemente antes de
descargar, ya que durante el transporte corren el riesgo de sufrir daños. Todos los
transformadores son minuciosamente revisados y probados en fábrica y llevan la
etiqueta de aprobado por control de calidad.
En el caso de que se presente algún daño o indicación de maniobra
brusca, se debe hacer una descripción lo más preciso posible, de las condiciones
de este, si es posible, presentar fotografías en el mismo documento del flete y
proceder inmediatamente a presentar una reclamación por inconformidad al
transportista. Recomendamos en la recepción verificarlo.
Manejo.
Cuando un transformador no pueda manejarse con grúa o montacargas,
puede ser deslizado por medio de rodillos y palanqueando apoyándose
exclusivamente de la base del transformador, la base está diseñada para que el
movimiento sea frontal o lateral.
Para movimiento con montacargas el transformador debe contar con una
tarima de madera adecuada a las dimensiones del área de la base y con una
altura suficiente para dar acceso a las uñas del montacargas y soportar en forma
equilibrada el peso. Cuando se mueve por medio de grúa, el transformador está
diseñado con soportes para colgar, ubicados en las esquinas superiores del
tanque (Ver fig.1.3), para lo cual se recomienda utilizar estrobos de fibra tejida y
sujetar de los 4 soportes.
11
Fig.1.3 Levantamiento del transformador por medio de grúa.
Almacenamiento.
Cuando el transformador no sea puesto en servicio en forma inmediata, se
debe almacenar en un lugar seco y de preferencia bajo techo. El lugar debe estar
ventilado y no deben existir indicios de humedad o gases corrosivos que afecten el
acabado superficial del equipo.
Montaje.
La estructura del transformador y gabinete está diseñada para ser montado
sobre un pedestal de concreto.
Los transformadores deben estar montados en una plataforma lisa y
nivelada lo suficientemente fuerte para soportar el peso del transformador. La
unidad no debe estar inclinada en ninguna dirección a mas de 1.5 grados, ya que
una inclinación mayor causará desviaciones en el nivel de líquido cerca de los
fusibles, dispositivos de alivio, u otros accesorios ubicados específicamente o
cerca del nivel del líquido de 25 grados C.
12
Inspección Visual.
Es indispensable una inspección visual de las partes externas del
transformador por lo menos una vez cada año. Los frentes de los transformadores
donde se visualizan sus componentes principales y accesorios. Los
transformadores de distribución subterránea tipo pedestal que lleven sus puertas
aseguradas por medio de un candado externo, deben abrirse para poder realizar
una inspección visual del interior del gabinete, tanto del lado de baja tensión como
de alta tensión.
1.3.- Análisis de Circuito Magnético.
Circuitos Magnéticos.
Los materiales magnéticos tienen una doble importancia en los dispositivos
de conversión de energía. Se pueden obtener grandes densidades de flujo con
niveles relativamente bajos de fuerza magnetomotriz. Por otro lado, se pueden
usar para delimitar y dirigir a los campos magnéticos en unas trayectorias
definidas: hacen en magnetismo el papel de conductores, al igual que los
conductores eléctricos en electricidad. Para el estudio del transformador es
necesario el conocimiento de los circuitos magnéticos y de las leyes que los rigen.
1.4.- Primeros pasos en los Experimentos con Bobinas de Inducción.
Primeros Experimentos con Bobinas de Inducción.
El fenómeno de inducción electromagnética en el que se basa el
funcionamiento del transformador fue descubierto por Michael Faraday en 1831,
se basa fundamentalmente en que cualquier variación de flujo magnético que
atraviesa un circuito cerrado genera una corriente inducida, y en que la corriente
inducida sólo permanece mientras se produce el cambio de flujo magnético.
La primera "bobina de inducción" para ver el uso de ancho fueron
inventadas por el Rev. Nicholas Callan College de Maynooth, Irlanda en 1836, uno
de los primeros investigadores en darse cuenta de que cuantas más espiras hay
en el secundario, en relación con el bobinado primario, más grande es el aumento
de la FEM.
Los científicos e investigadores basaron sus esfuerzos en evolucionar las
bobinas de inducción para obtener mayores tensiones en las baterías. En lugar de
corriente alterna (CA), su acción se basó en un vibrante "do&break" mecanismo
que regularmente interrumpido el flujo de la corriente directa (DC) de las pilas.
13
Entre la década de 1830 y la década de 1870, los esfuerzos para construir
mejores bobinas de inducción, en su mayoría por ensayo y error, reveló
lentamente los principios básicos de los transformadores. Un diseño práctico y
eficaz no apareció hasta la década de 1880, pero dentro de un decenio, el
transformador sería un papel decisivo en la “Guerra de Corrientes”, y en que los
sistemas de distribución de corriente alterna triunfo sobre sus homólogos de
corriente continua, una posición dominante que mantienen desde entonces.
En 1876, el ingeniero ruso Pavel Yablochkov inventó un sistema de
iluminación basado en un conjunto de bobinas de inducción en el que el bobinado
primario se conectaba a una fuente de corriente alterna y los devanados
secundarios podían conectarse a varias “velas eléctricas” (lámparas de arco), de
su propio diseño.
Las bobinas utilizadas en el sistema se comportaban como
transformadores primitivos. La patente alegó que el sistema podría, “proporcionar
suministro por separado a varios puntos de iluminación con diferentes
intensidades luminosas procedentes de una sola fuente de energía eléctrica”.
En 1882, Lucien Gaulard y John Dixon Gibbs expusieron por primera vez un
dispositivo con un núcleo de hierro llamado "generador secundario" en Londres,
luego vendió la idea de la compañía Westinghouse de Estados Unidos.
1.5.- Nacimiento del Primer Transformador.
Primer transformador
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, basado en un diseño de Gaulard y Gibbs (Gaulard y Gibbs sólo
diseñaron un modelo de núcleo abierto). Descubrieron la fórmula matemática de
los transformadores:
14
Donde:
(Vp) es la tensión en el primario.
(Np) es el número de espiras en el primario.
(Vs) y (Ns) corresponden al secundario respectivamente.
Su solicitud de patente hizo el primer uso de la palabra "transformador", una
palabra que había sido acuñada por Bláthy Ottó.
En 1885, George Westinghouse compro las patentes del ZBD y las de
Gaulard y Gibbs. Él le encomendó a William Stanley la construcción de un
transformador de tipo ZBD para uso comercial.
Este diseño se utilizó por primera vez comercialmente en 1886.
Fig.1.4 Transformador de tres fases.
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, Massachussets, en los Estados Unidos de América.
En ese mismo año, la electricidad se transmitió a 2.000 voltios en corriente
alterna a una distancia de 30 kilómetros, en una línea construida en Cerchi, Italia.
A partir de esta pequeña aplicación inicial, la industria eléctrica en el mundo, ha
recorrido en tal forma, que en la actualidad es factor de desarrollo de los pueblos,
formando parte importante en esta industria el transformador.
15
El aparato que aquí se describe es una aplicación, entre tantas, derivada de
la inicial bobina de Ruhmkorff o carrete de Ruhmkorff, que consistía en dos
bobinas concéntricas. A una bobina, llamada primario, se le aplicaba una corriente
continua proveniente de una batería, conmutada por medio de un ruptor movido
por el magnetismo generado en un núcleo de hierro central por la propia energía
de la batería. El campo magnético así creado variaba al compás de las
interrupciones, y en el otro bobinado, llamado secundario y con muchas más
espiras, se inducía una corriente de escaso valor pero con una fuerza eléctrica
capaz de saltar entre las puntas de un chispómetro conectado a sus extremos.
También da origen a las antiguas bobinas de ignición del automóvil Ford T,
que poseía una por cada bujía, comandadas por un distribuidor que mandaba la
corriente a través de cada una de las bobinas en la secuencia correcta.
16
CAPITULO 2
PRINCIPIO DEL FUNCIONAMIENTO DEL
TRANSFORMADOR.
17
PRINCIPIO DEL FUNCIONAMIENTO DEL
TRANSFORMADOR.
2.1.- Principio de Faraday.
Principio de Faraday.
Como ya habíamos comentado anteriormente un transformador es un
aparato eléctrico, diseñado para transferir energía de un circuito eléctrico de
corriente alterna a otro por medios electromagnéticos, pudiendo hacer una
transferencia de voltaje y corriente entre los circuitos, a la misma frecuencia, y no
habiendo contacto eléctrico entre ellos.
Pueden ser diseñados para elevar o reducir voltajes y trabajan por medio de
inducción magnética.
Un transformador no tiene partes móviles y es un aparato sólido
completamente estático, que asegura, bajo condiciones normales de operación,
una larga duración libre de problemas. Este consiste, en simple formas de dos o
más bobinas de conductor aislado, devanado sobre un núcleo eléctrico. Cuando el
voltaje de alimentación entra a una bobina, se le llama primario y este magnetiza
al núcleo de acero. Entonces, un voltaje es inducido en la otra bobina y, se le
llama secundario o bobina de salida. El cambio de voltaje entre el primario y el
secundario depende del número de vueltas de las dos bobinas.
Un transformador cuyo voltaje secundario sea superior al primario se llama
transformador elevador. Si el voltaje secundario es inferior al primario este
dispositivo recibe el nombre de transformador reductor. El producto de intensidad
de corriente por voltaje es constante en cada juego de bobinas, de forma que en
un transformador elevador el aumento de voltaje de la bobina secundaria viene
acompañado por la correspondiente disminución de corriente.
Para entender el funcionamiento de un transformador real, refirámonos a la
figura 2.5 y al principio de Faraday, la cual nos muestra un transformador que
consiste en dos bobinas de alambre enrolladas alrededor de un núcleo del
transformador. La bobina primaria del transformador está conectada a una fuente
de fuerza y la bobina secundaria está en circuito cerrado (con carga).
18
Fig.2.5 Transformador real con carga conectada al secundario.
En sus primeras experiencias sobre el fenómeno de la inducción
electromagnética Faraday no empleó imanes, sino dos bobinas arrolladas una
sobre la otra y aisladas eléctricamente. Cuando variaba la intensidad de corriente
que circulaba por una de ellas, se generaba una corriente inducida en la otra. Este
es, en esencia, el fenómeno de la inducción mutua, en el cual el campo magnético
es producido no por un imán, sino por una corriente eléctrica.
La variación de la intensidad de corriente en una bobina da lugar a un
campo magnético variable. Este campo magnético origina un flujo magnético
también variable que atraviesa la otra bobina e induce en ella, de acuerdo con la
ley de Faraday-Henry, una fuerza electromotriz. Cualquiera de las bobinas del par
puede ser el elemento inductor y cualquiera el elemento inducido, de ahí el
calificativo de mutua que recibe este fenómeno de inducción.
El fenómeno de la autoinducción, como su nombre indica, consiste en una
inducción de la propia corriente sobre sí misma. Una bobina aislada por la que
circula una corriente variable puede considerarse atravesada por un flujo también
variable debido a su propio campo magnético, lo que dará lugar a una fuerza
electromotriz autoinducida. En tal caso a la corriente inicial se le añadirá un
término adicional correspondiente a la inducción magnética de la bobina sobre sí
misma.
19
Todas las bobinas en circuitos de corriente alterna presentan el fenómeno
de la autoinducción, ya que soportan un flujo magnético variable; pero dicho
fenómeno, aunque de forma transitoria, está presente también en los circuitos de
corriente continua. En los instantes en los que se cierra o se abre el interruptor, la
intensidad de corriente varía desde cero hasta un valor constante o viceversa.
Esta variación de intensidad da lugar a un fenómeno de autoinducción de duración
breve, que es responsable de la chispa que se observa en el interruptor al abrir el
circuito; dicha chispa es la manifestación de esa corriente adicional autoinducida.
20
CAPITULO 3
CONSTRUCCIÓN, TIPOS Y
CLASIFICACIÓN DEL TRANSFORMADOR.
21
CONSTRUCCIÓN, TIPOS Y CLASIFICACIÓN DEL
TRANSFORMADOR.
3.1.- Clasificación de Transformadores.
Los transformadores se pueden clasificar por:
La forma del núcleo:
a) Tipo Columna: existen distintos tipos de núcleos de columna, que están
caracterizados por la posición relativa de las columnas y de los yugos.
b) Tipo Acorazado: Este tipo de núcleo acorazado tiene la ventaja con
respecto al llamado tipo columna, de reducir la dispersión magnética, su
uso es más común en los transformadores monofásicos. El núcleo
acorazado los devanados se localizan sobre una columna central y
cuando se trata de transformadores pequeños, las laminaciones se hacen
troqueles. Las formas de construcción pueden ser distintas y varían de
acuerdo con la potencia.
Por el Número de Faces
La capacidad nominal de un transformador son los kilovoltamperes (KVA)
que el devanado secundario debe suministrar en un tiempo específico (continuo o
limitado) a su tensión y frecuencia y de acuerdo a la NMX-J-409. A continuación
se indican las capacidades nominales preferentes en KVA.
a) Transformadores Monofásicos.
25KVA
37.5KVA
50KVA
75KVA
100KVA
167KVA
b) Transformadores Trifásicos
30KVA
500KVA
45KVA
750KVA
75KVA
112.5KVA 150KVA
1000KVA
1500KVA
225KVA
2000KVA
300KVA
2500KVA
NOTA: estas capacidades son de acuerdo a la normal NMX-J-285-ANCE.
22
Por el Número de Devanados:
La disposición de los devanados en los transformadores debe ser hecha de
tal forma, que se concilien en la mejor forma las dos exigencias que son
constantes entre sí, del aislamiento y de la menor dispersión del flujo. La primera
requiere de la mayor separación entre los devanados, en tanto que la segunda,
requiere que el primario se encuentre los más cercano posible del secundario.
1.- dos devanados.
2.-tres devanados.
Por el medio refrigerante.
1.- aire.
2.- aceite.
3.- liquido inerte.
Por el tipo de enfriamiento.
a) Enfriamiento AA.- Es usado para transformadores tipo seco de voltajes
nominales no mayores de 15kv y en pequeñas capacidades que tienen
enfriamiento propio y no contienen aceite ni otros líquidos.
b) Enfriamiento AFA.- Se usa en transformadores tipo seco con
enfriamiento por aire forzado. Su capacidad es simple. Se basa en la
circulación de aire forzado por ventiladores.
c) Enfriamiento AA/FA.- Transformador tipo seco con enfriamiento
natural y con enfriamiento con aire forzado, básicamente un
transformador AA al que se le adicionan ventiladores para alimentar su
capacidad de disipación de calor.
d) Enfriamiento OA.- Estos transformadores están sumergidos en aceite y
tienen enfriamiento propio, se usan en capacidades mayores de 50 KVA.
El tanque que contiene al transformador y el aceite, con el objeto de
que tenga una mayor capacidad de disipación de calor, puede estar
corrugado y tener tubos radiadores. En los transformadores de potencia
23
el enfriamiento tipo OA, se considera el tipo básico y se usan como
norma para determinar o evaluar la capacidad y precio de otros.
e) Enfriamiento OA/FA.- En la medida que la capacidad de los
transformadores se incrementan, se agregan radiadores externos para
aumentar la capacidad de radiación. El aceite se mueve a través del
transformador y circulan alrededor de los tubos radiadores. Si desea
aumentar aún más la capacidad de disipación de calor, se agregan
ventiladores que hacen circular el aire en forma forzada.
f) Enfriamiento OA/FOA/FOA.- Transformador sumergido en liquido
aislante con enfriamiento propio/con aire forzado aire- forzado/con
aceite forzado/aire forzado.
g) Enfriamiento FOA.- Sumergido en líquido aislante con enfriamiento por
aceite forzado y de aire forzado. Estos transformadores pueden
absorber cualquier carga pico a plena capacidad ya que se usan con los
ventiladores y las bombas de aceites trabajando al mismo tiempo.
h) Enfriamiento OW.- Estos transformadores hoy en día no son muy
comunes, están sumergidos en aceite y son enfriados por agua, que se
conduce atreves de serpentines que se encuentran en contacto directo
con el aceite del transformador. El aceite circula por convección natural
alrededor de los serpentines.
i) Enfriamiento FOW.- Transformador sumergidos en líquido aislante con
enfriamiento de aceite forzado y con enfriadores de agua forzada. Este
tipo de transformadores es prácticamente igual que el FO solo que el
cambiador de calor es del tipo de agua – aceite y se hace el
enfriamiento por agua sin tener ventiladores.
Por la regulación.
1.-regulacion fija.
2.-regulacion variable con carga.
3.-regulacion variable sin carga.
24
Por la operación.
1.- De potencia: tienen la capacidad mayor de 500 KVA de dos a más
devanados, sumergidos en líquido aislante.
2.- Distribución: tienen una capacidad hasta 500 KVA; hasta 34500 V
nominales de alta tensión y hasta 15000 V nominales en baja tensión.
3.- De instrumento.
3.2.- Construcción del transformador.
Un transformador consta de dos partes esenciales: El núcleo magnético y
los devanados, estos están relacionados con otros elementos destinados a las
conexiones mecánicas y eléctricas entre las distintas partes al sistema de
enfriamiento, al medio de transporte y a la protección de la máquina en general en
cuanto a las disposiciones constructivas, el núcleo determina característica
relevantes, de manera que se establece una diferencia fundamental en la
construcción de transformadores, dependiendo de la forma del núcleo, pudiendo
ser el llamado “ Núcleo Tipo Columna y el Núcleo Tipo Acorazado “, existen otros
aspectos que establecen diferencias entre tipos de transformadores, como es por
ejemplo el sistema de enfriamiento, que establece la forma de disipación del calor
producido en los mismos, o bien en términos de su potencia y voltaje para
aplicaciones, como por ejemplo clasificar en transformadores de potencia a tipo
distribución. Figura 3.6.
25
Fig.3.6 Partes principales de un Transformador.
Partes principales del Transformador.
Núcleo.
Su función es proporcionar un camino al flujo magnético de poca reluctancia,
es decir, constituye el circuito magnético que transfiere energía de un circuito a
otro. Está formado por laminaciones de acero que tienen pequeños porcentajes de
silicio (alrededor del 4%) y que se denominan “Laminaciones Magnéticas”, estas
laminaciones tienen la propiedad de tener pérdidas relativamente bajas por efecto
de histéresis y de corrientes circulantes. En un transformador, el núcleo tiene dos
misiones fundamentales:
a) Desde el punto de vista eléctrico (y esta es su misión principal) es la vía
por que discurre el flujo magnético. A través de las partes de la culata
conduce el flujo magnético siguiendo un circuito prescrito, de una
columna a otra.
b) Desde el punto de vista mecánico es el soporte de los arrollamientos
que en él se apoyan.
26
Núcleo tipo Columnas.
En los núcleos magnéticos de los transformadores tipo columna se
distinguen dos partes principales: “las columnas” o piernas y los “yugos”, en las
columnas se alojan los devanados y los yugos unen entre sí a las columnas para
cerrar el circuito magnético.
Debido a que las bobinas se deben montar bajo un cierto procedimiento y
desmontar cuando sea necesario por trabajos de mantenimiento, los núcleos
magnéticos son armados en tal forma que son desmontables, para poder meter y
sacarlas bobinas de las columnas, pudiendo los núcleos que cierran el circuito
magnético, terminar el mismo nivel en la parte que está en contacto con los yugos,
o bien con salientes, en ambos casos los núcleos se arman con “juegos” de
laminaciones para columnas y yugos que se arman por capas de arreglos “pares”
e “impares”. Figura 3.7.
Fig.3.7 Construcción Típica de un Transformador tipo Columnas.
27
Núcleo tipo Acorazado.
Este tipo de núcleo acorazado tiene la ventaja con respecto al llamado tipo
columna, de reducir la dispersión magnética su uso es más común en los
transformadores monofásicos. En el núcleo acorazado los devanados se localizan
sobre la columna central y cuando se trata de transformadores pequeños, las
laminaciones se hacen en troqueles. Las formas de construcción pueden ser
distintas y varían de acuerdo con la potencia. Figura 3.8.
Fig. 3.8 Construcción Típica de un Transformadores con Núcleo tipo Acorazado.
28
Aislamientos.
Son todos aquellos materiales que presentan alta resistencia al flujo de
corriente eléctrica y su función es proteger y aislar las partes vivas del
transformador. En la constitución de transformadores por las tensiones y
corrientes de operación estos materiales son de vital importancia, algunos de
estos materiales son:
1. Barniz aislante.
2. Porcelanas.
3. Resinas epóxicas.
Devanados.
Los devanados de los transformadores se pueden clasificar en baja tensión,
esta distinción es de tipo global y tiene importancia para los propósitos de la
realización práctica de los devanados debido a que los criterios constructivos para
la realización de los devanados de baja tensión, son distintos de los usados para
los devanados de alta tensión.
Para los fines constructivos no tienen ninguna importancia la función de un
devanado, es decir que sea primario o el secundario, importa sola la tensión para
la cual debe ser previsto. Figura 3.9.
Fig. 3.9 Vista de los Devanados de un Transformador tipo columnas.
29
Medio Refrigerante.
El medio refrigerante debe ser buen conductor del calor y buen dieléctrico.
En los Transformadores pequeños la superficie es relativamente grande en
comparación con el volumen.
Los refrigerantes más empleados son:
1. Aire.
2. Silicón.
3. Líquidos dieléctricos no inflamables (aceite).
Tanque.
El tanque debe tener espacio suficiente para permitir la dilatación y
contracción térmica del aceite. A demás es importante señalar que la distancia
entre el núcleo y el devanado están normalizados de tal forma que no existan
distancias cortas entre ellos. Podemos agregar que el tanque es un medio
protector del conjunto interior del transformador. Figura 3.10.
Sus componentes principales son:
1.
2.
3.
4.
Cubierta.
Fondo o base.
Registro
Conector a tierra
Fig.3.10 Vista del tanque para almacenar aceite de un Transformador.
30
Radiadores.
Se constituyen de hierro y su diámetro es considerablemente delgado en
comparación con las paredes del tanque y su función es la de enfriar el liquido
Refrigerante que contiene el conjunto en su exterior. Figura 3.11.
Fig. 3.11 Vista de los Radiadores de un Transformador.
31
Válvula de Drenaje.
Tiene como función el permitir desalojar el líquido refrigerante del interior
del Transformador. Figura 3.12.
Fig. 3.12 Válvula de drenaje del transformador.
Boquillas de Alta Tensión.
Es el medio de conexión entre el Transformador y la línea, se constituyen
de porcelana. La marca de polaridad en Alta Tensión se designa con la letra “H” y
el subíndice numérico nos indica el número de la fase. Figura 3.13.
32
Fig. 3.13 Vista de las Boquillas de Alta Tensión (A.T.) de un Transformador.
Boquillas de Baja Tensión.
Su marca de polaridad se designará con la letra “X” y el subíndice nos
indica el número de fase. Figura 3.14.
Fig. 3.14 Vista de las boquillas de Baja Tensión (B.T.) de un Transformador.
33
Placa de Datos.
Por norma (NMX-J-285-1996 ANCE) la placa de datos deberá estar ubicada
en la pared principal del Transformador y deberá de contemplar la siguiente
información. Figura 3.15.
1. Numero de serie.
2. Tipo de enfriamiento.
3. Número de fases.
4. Frecuencia de operación.
5. Capacidad nominal (kVA).
6. Tensiones y corrientes nominales.
7. Tensiones de las derivaciones.
8. Elevación de temperatura °C.
9. Material utilizado en cada devanado.
10. Polaridad (Transformadores Monofásicos).
11. Diagrama vectorial (Transformadores Polifásicos).
12. Diagrama de conexiones y diagrama unifilar.
13. Impedancia en (%).
14. Masa aproximada (kg).
15. Nombre del fabricante.
16. Clave del instructivo del fabricante.
17. Identificación y cantidad del líquido aislante en (litros).
18. Altitud de operación en (m.s.n.m.).
19. Nivel básico de aislamiento al impulso (NBAI).
20. Fecha (mes y año de fabricación).
21. Leyenda de país de origen (hecho en…).
22. Leyenda que identifique norma de fabricación.
Fig. 3.15 Vista de una Placa de Datos de un Transformador.
34
Indicadores.
Estos indicadores se identifican como “T” para temperatura, “NA” nivel
de aceite, “P” presión, en Transformadores de 500 kVA o mayores por norma
deberá de llevar tres tipos de indicadores: de temperatura, de nivel de líquidos
refrigerantes y el de presión, los cuales tienen la función de indicarnos el
comportamiento interno del Transformador. Figura 3.16.
Los aparatos normalmente se montan en la parte alta del tanque, donde se
Supone que el aceite alcanza la mayor temperatura, y generalmente tienen dos
agujas, una que señala la temperatura actual y otra que indica la mayor
temperatura a que ha llegado el aceite en un periodo dado.
Fig.3.16 Vista de Indicadores de un Transformador.
35
Cambiador de Derivaciones (TAPS).
Hay dos clases de Transformadores con TAP: los que realizan los cambios
sin carga, después de haber abierto los circuitos de carga y alimentación del
Transformador y los que operan sin quitar la carga. Los primeros son
relativamente sencillos y se encuentran en casi todos los Transformadores
modernos para capacidades medianas (100kVA) en tensiones usuales para
distribución y su objeto es adaptar el enrollamiento de alta a la tensión dominante
de la línea, de manera de obtener una tensión secundaria apropiada y si es
posible normal, aun que la tensión de alimentación difiera un porcentaje de lo
normal.
Fig. 3.17 Vista de un Cambiador de Derivaciones.
36
3.3.- Tipos de Transformadores.
Transformadores de potencia.
Descripción.
Se utilizan para substransmisión y transmisión de energía eléctrica en alta
y media tensión. Son de aplicación en subestaciones transformadoras, centrales
de generación y en grandes usuarios.
Características Generales.
Se construyen en potencias normalizadas desde 1.25 hasta 20 MVA, en
tensiones de 13.2, 33, 66 y 132 KV. y frecuencias de 50 y 60 Hz. Figura 3.18.
Fig. 3.18 Transformadores de potencia.
37
Transformadores de distribución.
Se denomina transformadores de distribución, generalmente los
transformadores de potencias iguales o inferiores a 500 KVA y de tensiones
iguales o inferiores a 67 000 V, tanto monofásicos como trifásicos. Aunque la
mayoría de tales unidades están proyectadas para montaje sobre postes, algunos
de los tamaños de potencia superiores, por encima de las clases de 18 KV, se
construyen para montaje en estaciones o en plataformas. Las aplicaciones típicas
son para alimentar a granjas, residencias, edificios o almacenes públicos, talleres
y centros comerciales. Figura 3.19.
Fig. 3.19Transformador de Distribución Tipo Poste.
A continuación
distribución.
se
detallan
algunos
tipos
de
transformadores
de
Descripción.
Se utilizan en intemperie o interior para distribución de energía eléctrica en
media tensión. Son de aplicación en zonas urbanas, industrias, minería,
explotaciones petroleras, grandes centros comerciales y toda actividad que
requiera la utilización intensiva de energía eléctrica.
Características Generales.
Se fabrican en potencias normalizadas desde 25 hasta 1000 KVA y
tensiones primarias de 13.2, 15, 25, 33 y 35 KV. Se construyen en otras tensiones
primarias según especificaciones particulares del cliente. Se proveen en
38
frecuencias de 50-60 Hz. La variación de tensión, se realiza mediante un
conmutador exterior de accionamiento sin carga.
Transformadores tipo pedestal.
El transformador delta tipo pedestal monofásico o trifásico está diseñado
para operar a la intemperie y estar montado sobre una base de concreto o similar.
Este tipo de transformador es aplicable a sistemas de distribución subterráneos,
generalmente utilizados en fraccionamientos residenciales, desarrollos turísticos,
centros comerciales, hoteles y en aquellos lugares donde la continuidad del
servicio (solo aplicable en sistema anillo), la seguridad y la estética son un factor
determinando. Tiene integrado un gabinete cerrado, el cual contiene los
accesorios y las terminales para conectarse en sistemas de distribución
subterránea. El gabinete cuenta con una abertura en la parte inferior para el
acceso de los cables de baja y alta tensión, así como de las conexiones al sistema
de tierra.
En últimas fechas, este tipo de transformador también se está utilizando en
la pequeña y mediana industria, con el concepto de subestaciones compactas al
contener interruptores de operación con carga y fusibles de protección del
transformador. Figura 3.20.
Fig. 3.20 Transformador trifásico tipo pedestal.
39
Transformadores Secos Encapsulados en Resina Epoxi.
Descripción.
Se utilizan en interior para distribución de energía eléctrica en media
tensión, en lugares donde los espacios reducidos y los requerimientos de
seguridad en caso de incendio imposibilitan la utilización de transformadores
refrigerados en aceite. Son de aplicación en grandes edificios, hospitales,
industrias, minería, grandes centros comerciales y toda actividad que requiera la
utilización intensiva de energía eléctrica.
Características Generales.
Su principal característica es que son refrigerados en aire con aislación
clase F, utilizándose resina epoxi como medio de protección de los arrollamientos,
siendo innecesario cualquier mantenimiento posterior a la instalación. Se fabrican
en potencias normalizadas desde 100 hasta 2500 KVA, tensiones primarias de
13.2, 15, 25, 33 y 35 KV y frecuencias de 50 y 60 Hz. Figura 3.21.
Fig. 3.21 Transformadores Secos Encapsulados en Resina Epoxi.
40
Transformadores Herméticos de Llenado Integral.
Descripción.
Se utilizan en intemperie o interior para distribución de energía eléctrica en
media tensión, siendo muy útiles en lugares donde los espacios son reducidos.
Son de aplicación en zonas urbanas, industrias, minería, explotaciones petroleras,
grandes centros comerciales y toda actividad que requiera la utilización intensiva
de energía eléctrica.
Características Generales
Su principal característica es que al no llevar tanque de expansión de aceite
no necesita mantenimiento, siendo esta construcción más compacta que la
tradicional. Se fabrican en potencias normalizadas desde 100 hasta 1000 KVA,
tensiones primarias de 13.2, 15, 25, 33 y 35 KV y frecuencias de 50 y 60 Hz.
Figura 3.22.
Fig. 3.22 Transformadores Herméticos de Llenado Integral.
41
Transformadores Rurales.
Descripción.
Están diseñados para instalación monoposte en redes de electrificación
suburbanas monofilares, bifilares y trifilares, de 7.6, 13.2 y 15 KV.
En redes trifilares se pueden utilizar transformadores trifásicos o como alternativa
3 monofásicos. Figura 3.23.
Fig. 3.23 Transformadores Rurales.
Transformadores Subterráneos.
Aplicaciones.
Transformador de construcción adecuada para ser instalado en cámaras,
en cualquier nivel, pudiendo ser utilizado donde haya posibilidad de inmersión de
cualquier naturaleza. Figura 3.24.
Características:
Potencia: 150 a 2000KVA
Alta Tensión: 15 o 24,2KV
Baja Tensión: 216,5/125;220/127;380/220;400/231V
42
Fig. 3.24 Transformadores Subterráneos.
Transformadores Auto Protegidos
Aplicaciones.
El transformador incorpora componentes para protección del sistema de
distribución contra sobrecargas, corto-circuitos en la red secundaria y fallas
internas en el transformador, para esto posee fusibles de alta tensión y disyuntor
de baja tensión, montados internamente en el tanque, fusibles de alta tensión y
disyuntor de baja tensión. Para protección contra sobretensiones el transformador
está provisto de dispositivo para fijación de pararrayos externos en el tanque.
Figura 3.25.
Características:
Potencia: 45 a 150KVA
Alta Tensión: 15 o 24,2KV
Baja Tensión: 380/220 o 220/127V
43
Fig. 3.25 Transformadores Auto Protegidos.
Autotranformasdores.
Los autotransformadores se usan normalmente para conectar dos
sistemas de transmisión de tensiones diferentes, frecuentemente con un devanado
terciario en triángulo. De manera parecida, los autotransformadores son
adecuados como transformadores elevadores de centrales cuando sé desea
alimentar dos sistemas de transporte diferentes.
En este caso el devanado terciario en triángulo es un devanado de plena
capacidad conectado al generador y los dos sistemas de transporte se conectan al
devanado, autotransformador. El autotransformador no sólo presenta menores
pérdidas que el transformador normal, sino que su menor tamaño y peso permiten
el transporte de potencias superiores. Figura 3.26.
44
Fig. 3.26 Autotransformadores.
Transformador de Corriente (TT/CC).
Fig. 3.27 Transformadores de Corriente.
Los transformadores de corriente se utilizan para tomar muestras de
corriente de la línea y reducirla a un nivel seguro y medible, para las gamas
normalizadas de instrumentos, aparatos de medida, u otros dispositivos de medida
y control. Ciertos tipos de transformadores de corriente protegen a los
instrumentos al ocurrir cortocircuitos. Figura 3.27.
45
Los valores de los transformadores de corriente son:
Carga nominal: 2.5 a 200 VA, dependiendo su función.
Corriente nominal: 5 y 1A en su lado secundario. se definen como
relaciones de corriente primaria a corriente secundaria. Unas relaciones
típicas de un transformador de corriente podrían ser: 600/5, 800/5, 1000/5.
Usualmente estos dispositivos vienen con un amperímetro adecuado con la
razón de transformación de los transformadores de corriente, por ejemplo: un
transformador de 600/5 está disponible con un amperímetro graduado de 0 - 600A.
Transformador de potencial (TT/PP).
Es un transformador devanado especialmente, con un primario de alto
voltaje y un secundario de baja tensión. Tiene una potencia nominal muy baja y su
único objetivo es suministrar una muestra de voltaje del sistema de potencia, para
que se mida con instrumentos incorporados.
Además, puesto que el objetivo principal es el muestreo de voltaje deberá
ser particularmente preciso como para no distorsionar los valores verdaderos. Se
pueden conseguir transformadores de potencial de varios niveles de precisión,
dependiendo de que tan precisas deban ser sus lecturas, para cada aplicación
especial. Figura 3.28.
Fig. 3.28 Transformador de potencial (TT/PP).
46
CAPITULO 4
PRUEBAS APLICADAS A
TRANSFORMADORES.
47
PRUEBAS APLICADAS A TRANSFORMADORES.
4.1.- Tipo de Pruebas.
Pruebas de puesta en servicio.
Son las bases para verificar y apoyar los criterios de aceptación o para
analizar los efectos cuando sucedan cambios o variaciones con respecto a los
valores iniciales de puesta en servicio.
Se consideran pruebas eléctricas, aquellas que determinan las condiciones
en que se encuentra el equipo eléctrico, para determinar su operación.
Pruebas de Fabrica.
Estas pruebas se clasifican en 4 grupos:
a) Pruebas de prototipo.
Son las aplicables a nuevos diseños, con el propósito de verificar si el
producto cumple con lo especificado en las normas o por el usuario
(NOM‐NMX‐J‐169).
b) Pruebas de rutina.
Son pruebas que debe efectuar el fabricante en todos los transformadores
de acuerdo con los métodos indicados en esta norma, para verificar si la
calidad del producto se mantiene dentro de lo especificado por norma o por
el usuario (NOM‐NMX‐J‐169).
c) Pruebas opcionales.
Son las establecidas entre fabricante y usuario, con el objeto de verificar
características especiales del producto.
d) Pruebas de aceptación.
Son aquellas pruebas establecidas en un contrato que demuestran al
usuario que el producto cumple con las normas y especificaciones
correspondientes.
Pruebas de campo.
Se efectúan a los equipos que se encuentran en operación o en proceso de
puesta en servicio y se consideran de la siguiente manera:
48
a) Recepción y/o verificación.
b) Puesta en servicio.
c) Mantenimiento.
Recepción y/o verificación.
considerando las condiciones
inspección detallada de cada
transformadores de potencia se
devanados.
Se realizan a todo el equipo nuevo o reparado,
de traslado; efectuando primeramente una
una de sus partes; para el caso de los
debe considerar una revisión interna de sus
Puesta en servicio. Se realizan a cada uno de los equipos en campo después
de haber sido: instalados, ajustados, secados, etc., con la finalidad de verificar
sus condiciones para decidir su entrada en operación.
Mantenimiento. Se efectúan periódicamente conforme a programas y a
criterios de mantenimiento elegidos y condiciones operativas del equipo.
4.2.- Recomendaciones Generales para realizar Pruebas Eléctricas.
1. Para equipos en operación y basándose en los programas de
mantenimiento, tramitar las libranzas correspondientes o respectivas.

2. Tener la seguridad de que el equipo a probar no este energizado. Verificar
la apertura física de los interruptores y cuchillas seccionadoras.

3. El tanque o estructura del equipo a probar debe estar aterrizado.

4. Verificar que las condiciones climatológicas sean adecuadas y no afecten
los resultados de las pruebas que se van a realizar.

5. Aterrizar el equipo a probar por 10 minutos aproximadamente para eliminar
cargas capacitivas que puedan afectar a la prueba y por seguridad personal.

6. Desconectar de la línea o barra, las terminales del equipo a probar.

7. En todos los casos, ya sea equipo nuevo, reparado o en operación, las
pruebas que se realicen siempre deben estar precedidas de actividades de
inspección o diagnóstico.
8. Preparar los recursos de prueba indispensables como son: Equipos,
Herramientas, Mesas de prueba, etc.
49
9. Preparar el área de trabajo a lo estrictamente necesario, delimitar el área de
trabajo para evitar el paso de personas ajenas a la prueba; procurando se
tengan fuentes accesibles y apropiadas de energía.

10. Colocar él o los equipos de prueba sobre bases firmes y niveladas.

11. Comprobar que las terminales de prueba están en buenas condiciones y
que sean las apropiadas.
12. Verificar y en su caso eliminar cualquier interferencia que pudiera afectar
los valores de prueba, humedad, polvo, inducción electromagnética, etc.

13. No aplicar tensiones de prueba, superiores a la tensión nominal del equipo
a probar.

14. Anotar o capturar las lecturas de la prueba con todos aquellos datos que
requiere el formato correspondiente (multiplicadores, condiciones
climatológicas, etc.).

15. Al terminar la prueba poner fuera de servicio el equipo de prueba y aterrizar
nuevamente te el equipo probado.

16. Verificar antes de devolver la licencia que todas las conexiones y
condiciones operativas del equipo han sido restablecidas.
4.3.- Pruebas.
4.3.1.- Resistencia Óhmica de los Devanados.
Generalidades.
Con su aplicación se detectan los falsos contactos y espiras en corto
circuito al compararse con los datos anteriores en caso de no tenerlos
considerarlos como iniciales.
La resistencia, es una propiedad (de los conductores) de un circuito eléctrico,
que determina la proporción en que la energía eléctrica es convertida en calor y
tiene un valor tal que, multiplicado por el cuadrado de la corriente, da el coeficiente
de conversión de energía. La relación física por la que puede ser calculada la
resistencia de un material de sección uniforme es:
R= (R' L)/A
50
Donde:




R= resistencia en ohms.
R' = resistividad específica del material en Ohm-cm.
L= longitud en centímetros
A= área de la sección transversal en cm².
La medición de la resistencia óhmica de los devanados tiene fundamental
importancia para tres propósitos:
a) Para el cálculo de las pérdidas I²R de los devanados.
b) Para el cálculo de la temperatura promedio de los devanados al final de
la prueba de elevación de temperatura.
c) Como un antecedente para determinar una posible falla.
Debe determinarse con la mayor precisión posible la temperatura de los
devanados al hacer la medición de la resistencia en frío. Con tal objeto deben
tomarse las precauciones siguientes:
a) La medición de la resistencia en frío no debe hacerse cuando el
transformador esté localizado en un lugar donde existan corriente de aire o
en un local donde la temperatura ambiente cambie rápidamente.
b) Para transformadores no inmersos en líquido aislante, la temperatura de los
devanados debe registrarse como el valor promedio de las lecturas de dos
o más termómetros, teniendo cuidado de que el elemento sensible de los
termómetros estén tan cerca como sea posible al conductor de los
devanados. No debe considerarse que los devanados estén a la misma
temperatura que tiene el aire que está alrededor de ellos.
c) La temperatura de los devanados debe considerarse igual a la temperatura
promedio del líquido aislante, siempre y cuando el transformador haya
estado sin energizar sus devanados de 3 h a 8 h, dependiendo de su
tamaño.
d) Si el devanado bajo prueba tiene una constante de tiempo apreciable,
puede lograrse más rápidamente la estabilización con una tensión inicial
mayor que la necesaria, la que posteriormente debe disminuirse conforme
la corriente se aproxima a las condiciones de estabilización.
51
Factores que afectan la prueba.
Los factores que afectan la prueba son: conductores inapropiados, suciedad en
terminales del equipo bajo prueba y los puntos de alta resistencia.
Equipos de medición.
Para las mediciones de Resistencia Ohmica, existen equipos de prueba
específicamente diseñados para ello, como son los puentes de Wheatstone y
Kelvin (ver figura 4.29 y 4.30); su aplicación no presenta mayor problema ya que
en sí, son ohmímetros prácticamente comunes en cuanto a la forma de conexión.
Fig. 4.29 Puente de Kelvin Marca Tinsley Modelo QJ57 (Rango 10-8 µΩ a
1111,1Ω).
Fig. 4.30 Terminales del puente.
52
Los principios de operación para ambos equipos, se basan en la medición
de una corriente resultante del desequilibrio entre las tensiones presentadas en un
circuito formado por resistencias de valor conocido, y por una resistencia de valor
por determinar, que corresponde a la del devanado por medir (ver figura 4.31). Lo
anterior se efectúa mediante una fuente incorporada al equipo, circulando por
tanto una corriente a través del circuito, cuyo valor es registrado por el
galvanómetro.
Procedimiento de prueba.
Para medir la resistencia óhmica de los devanados, se usa generalmente
un puente de alta precisión, siendo los más comunes:
a) Puente de Kelvin
b) Puente de Wheatstone
Un puente de Wheatstone consta de cuatro resistores conectados en un
dispositivo cuadrangular, uno de los resistores “Rx”, tiene el valor desconocido “A”.
Este resistor se conecta a las uniones opuestas y un galvanómetro sensible entre
las otras dos.
El galvanómetro tiene una escala de cero central (0).
Fig. 4.31Diagrama interno de un medidor de resistencia óhmica.
53
Forma de efectuar la prueba.
Generalmente la medición se realiza entre fases para la conexión delta y entre
neutro y fase para la conexión estrella.
Fig. 4.32 Diagrama de conexión para un transformador de dos devanados,
conexión estrella/estrella.
Fig.4.33 Diagrama de conexión para un transformador de tres devanados,
conexión delta/estrella.
54
Interpretación de resultados.
a) Los resultados de las pruebas pueden cotejarse si afortunadamente se
cuenta con un historial de pruebas o bien, pruebas que se hayan realizado
durante la puesta en servicio o bien en pruebas subsecuentes que se hayan
realizado con anterioridad.
b) Es conveniente que al efectuar esta prueba la temperatura del aceite del
transformador sea igual a la temperatura ambiente. Se recomienda efectuar
esta prueba en la puesta en servicio del transformador, para tomarla como
referencia en el caso de daños en el transformador.
4.3.2.- Resistencia de Aislamiento.
Generalidades.
Esta prueba se realiza para evaluar y juzgar las condiciones del aislamiento
de los devanados de transformadores, autotransformadores y reactores, es
recomendado para detectar humedad y suciedad de los mismos. Verificar que los
aislamientos del transformador bajo prueba cumplen con la resistencia mínimas o
portable bajo la operación a la que serán sometidos, así como de comprobar la no
inadecuada conexión entre sus devanados y tierra para avalar un buen diseño del
producto y que no existan defectos en el mismo.
La resistencia de aislamiento es el término usado para definir el cociente del
potencial aplicado en corriente continua a un devanado, dividido entre la corriente
que fluye a través del devanado en un tiempo después de iniciada la prueba, el
tiempo según la norma es de uno y diez minutos, y tiene suma importancia para la
prueba pues se trata de medir, solo la corriente que fluye a través y sobre la
superficie del aislamiento.
La corriente que resulta de la aplicación del potencial está compuesta por
dos partes, la que queda contenida en el aislamiento, que a su vez se divide en
corrientes de absorción y polarización la cual se amortigua desde un valor alto
hasta cero en un tiempo de 10 a 15 min. La otra corriente que resulta de la
aplicación del potencial es la que fluye a través del aislamiento o en la superficie y
es la que determina relativamente las condiciones del aislamiento, estas corrientes
predominan después que la corriente de absorción llega a un valor insignificante.
Esta prueba también determina la resistencia del aislamiento de los
devanados individuales a tierra y/o entre devanados. La resistencia del aislamiento
se mide generalmente en megaohms o puede ser calculada con base en las
mediciones de tensión aplicada y corriente de disipación.
55
El transformador bajo prueba debe de estar bajo las siguientes condiciones:
a) Todos sus devanados sumergidos en líquidos aislantes, cuando
aplique.
b) Todos sus devanados de una misma tensión en corto circuito.
c) Todas las boquillas instaladas, cuando aplique.
d) Se recomienda que la temperatura de los devanados sean las más
cercanas a la temperatura de 20°C.
La resistencia debe ser medida usando un megóhmetro o un sistema equivalente,
(ver figura 4.34 y 4.35).
Fig. 4.34 Equipo de Prueba de Resistencia del Aislamiento de los Devanados
Marca Megger MIT510 US (Rango 0 V a 5 kV, 10 kΩ a 15 tΩ).
56
Fig. 4.35 Equipo de Prueba de Resistencia del Aislamiento de los
Devanados Marca Megger MIT510 US.
57
Fig.4.36 Diagrama elemental de un medidor de resistencia de aislamiento o
“Megger”.
Procedimiento de prueba.
Al devanado cuya resistencia se desea medir, se conecta a las terminales
de línea del megóhmetro y los demás devanados y el tanque se conectan a las
terminales de tierra del megóhmetro. Se aplica la tensión de prueba y se obtienen
las lecturas requeridas, según lo siguiente cuando aplique.
Para ello la prueba de resistencia de aislamiento de un transformador debe
de involucrar las siguientes maniobras de conexión:
1. Alta tensión contra baja tensión.
2. Baja tensión contra alta tensión más tierra.
3. Alta tensión contra baja tensión más tierra.
58
Para las conexiones usadas en la prueba de resistencia de aislamiento (ver la
siguiente figura 4.37).
59
Fig. 4.37 Conexión de resistencia de aislamiento.
Considere lo siguiente:
a) La tensión debe incrementarse usualmente desde 1 kV hasta 5kV
y mantenerse por un minuto, se lee el valor de corriente cuando
aplique.
b) Debe suspenderse la aplicación de la tensión si la corriente
empieza a incrementarse o si no estabiliza.
c) Cuando la prueba se termina, debe aterrizarse todas las
terminales durante un periodo suficiente para permitir que
cualquier carga atrapada se reduzca a un valor despreciable.
NOTA: No deben presentarse cargas parciales durante las pruebas de
resistencia de aislamiento, porque pueden dañar al transformador y también
derivar en valores erróneos en las lecturas de los valores de resistencia de
aislamiento.
60
Evaluación de resultados.
Los valores de factor de corrección por temperatura K varian de acuerdo a
la temperatura, son típicos y son satisfactorios para fines prácticos al usarse con la
ecuación siguiente.
RA=RaT K
Donde:
RA= es la resistencia del aislamiento corregida a 20 °C.
Ra= es la resistencia de aislamiento en megaohms a temperatura de
prueba (T).
K= es el factor de corrección según la tabla 4.1.
T= es la temperatura promedio del devanado bajo prueba en grados
Celsius.
El significado de los valores de la prueba de la resistencia del aislamiento,
generalmente requiere alguna interpretación, dependiendo del diseño, la clase de
aislamiento, el secado y limpieza del aislamiento involucrado.
La resistencia del aislamiento puede variar con la tensión aplicada y
cualquier comparación debe ser hecha con mediciones a la misma tensión. Por
ningún motivo pueden hacerse pruebas cuando los transformadores estén
energizados. La resistencia de aislamiento es una indicación útil en cuanto a que
el aparato está en condiciones adecuadas para la aplicación de pruebas
dieléctricas.
4.3.3.- Rigidez Dieléctrica del Líquido Aislante.
Equipo y material.
a) Transformador: La tensión de prueba deseada se obtiene de un transformador
excitado por una fuente variable de baja tensión.
Puede usarse un transformador con una capacidad de 1/2kVA en adelante,
pero en ningún caso la corriente de corto circuito que fluye por la muestra debe
quedar fuera de los limites de 1mA/kV a 10mA/kV de la tensión aplicada. Ésta
limitación de corriente puede obtenerse por el uso de resistencia adecuadas
61
conectadas en serie o por medio de un transformador con suficiente reactancia
inherente.
b) Interruptor: El transformador de prueba debe protegerse por medio de un
dispositivo o interruptor automático capaz de abrir como máximo en 3 ciclos a
partir de la ruptura del espécimen de prueba o como máximo en 5 ciclos se la
corriente de ruptura no excede a 200mA. El elemento sensitivo de la corriente
que dispara el interruptor debe operar cuando la corriente que circula en el
espécimen está entre 2mA y 20mA.
c) Equipo de control de tensión: De preferencia debe usarse un
autotransformador, que asegure un incremento de tensión constante de la
tensión de prueba de 3kV/s ±20%.
d) Medidor de tensión: Por medio de un vóltimetro conectado en el secundario del
transformador.
e) Electrodos: Los electrodos deben de ser discos de bronce pulido de 25 mm de
diámetro y cuando menos 3 mm de espesor con aristas a 90 ° como se indica
(ver figura 38).
f) Copa de prueba: Debe tener los electros rígidamente montados con sus caras
paralelas y sus ejes coincidiendo en una misma línea horizontal.
El material debe tener una constante dieléctrica alta, ser impermeable y
resistente a los disolventes que se usan en la limpieza de la copa (ver figura
4.39).
g) Calibrador: El calibrador para verificar la separación entre electrodos debe ser
de 2.54 ±0.01 mm.
62
Fig. 4.38 MEGGER.FOSTER OTS60SX, OIL DIELECTRIC TEST SET.
Fig. 4.39 MEGGER.FOSTER OTS60SX, OIL DIELECTRIC TEST SET.
(BOTONES).
63
Preparación de la muestra.
Antes de efectuar la prueba, la muestra debe inspeccionarse, si esta
presenta evidencias de agua libre, la prueba debe desecharse y reportar que la
muestra no es satisfactoria para la realización de la prueba.
La muestra debe consistir por lo menos de 2 litros de aceite ya que la
tensión de ruptura dieléctrica puede ser alterada por la presencia de impurezas, el
recipiente que contenga la muestra debe invertirse o agitarse suavemente algunas
veces antes de llenar la copa de prueba con la finalidad que el espécimen de
prueba sea representativo del contenido de impurezas. No debe agitarse
rápidamente porque podría introducirse una cantidad excesiva de aire.
Inmediatamente después de agitar la muestra debe usarse una porción de ella
para enjuagar la copa de prueba.
Preparación del equipo.
1. Si la copa se usa diariamente, debe de examinarse los electrodos para
detectar en ellos corrosión o acumulación de carbono, en cuyo caso deben
pulirse y limpiarse cuidando de verificar la separación entre ellos al
volverlos a colocar.
2. Los electrodos y la copa deben limpiarse con un papel o gamuza secos y
libres de pelusa.
3. Debe evitarse el contacto manual con los electros y el calibrador. Después
de ajustar la separación, la copa deba enjuagarse con un disolvente seco,
tal como el keroseno y el gas nafta entre otros. No deben de usarse
disolventes de temperatura de ebullición baja, debido a que su rápida
evaporación puede enfriar la copa produciendo humedad por condensación.
4. Después de hacerse la limpieza, la copa debe de llenarse con un aceite
nuevo, filtrado y seco, con la finalidad de probarla. Si los valores de tensión
de ruptura en una muestra de este aceite, debe considerarse como indicio
de contaminación de la celda y debe volverse a limpiar y repetir la prueba
con aceite nuevo y seco.
5. Cuando la copa no esté en uso, debe guardarse llena con aceite aislante
nuevo y seco y mantenerla cubierta.
64
Procedimiento.
Llenar la copa lentamente hasta un nivel no menor que 20 mm arriba del
borde superior de los electrodos evitando la inclusión de aire. La prueba debe
llevarse a cabo a la temperatura ambiente siempre y cuando esta no sea menor
que 20°C ya que con temperaturas menores se obtienen resultados erróneos.
Para una prueba más representativa se recomienda, si el equipo lo permite, llevar
acabo la prueba con agitación.
Después de un periodo de 2 o 3 min de haber llenado la copa debe
aplicarse la tensión e incrementar desde cero a una velocidad uniforme de 3kV/s
±20% hasta que ocurra la ruptura, la cual se conoce por una descarga continua
entre los electrodos lo que hace operar el interruptor. Pueden ocurrir descargas
ocasionales momentáneas que no producen arcos permanentes, éstas no deben
tomarse en cuenta.
Para determinar la tensión de ruptura dieléctrica de la muestra deben de
efectuarse 5 determinaciones de ruptura en un solo llenado de la copa de prueba,
con intervalos de un minuto entre cada una de las rupturas.
Si las tensiones eléctricas de ruptura encontradas, cumplen con el criterio
de consistencia estadística como se especifica en el inciso siguiente, el promedio
de los rompimientos debe considerarse como la tensión de ruptura dieléctrica de la
muestra. Si las tensiones eléctricas de rompimiento no cumplen con el criterio
estadístico, debe efectuarse 5 determinaciones de ruptura en otro llenado de la
copa. El promedio de los 10 valores debe informarse como la tensión de ruptura
dieléctrica de la muestra. Ningún valor debe descartarse.
El criterio de consistencia estadística se obtiene de la diferencia entre el
valor mayor y menor de las 5 primaras determinaciones de ruptura y se multiplica
por tres. Si el valor obtenido es mayor que el inmediato superior al valor mínimo,
es posible que la desviación normalizada de las 5 determinaciones sea excesiva y
por consiguiente el error probable de sus promedios sea excesivo, no
satisfaciendo el criterio estadístico.
65
4.3.4.- Tensión Aplicada.
Generalidades.
En transformadores diseñados para conexión delta o diseñados para
cualquier otra terminal de un devanado se pueda usar como terminal de línea, la
prueba de tensión aplicada debe hacerse aplicando la tensión de prueba en cada
devanado con todos los otros devanados conectados a tierra. La tensión de
prueba debe ser la correspondiente a la clase de aislamiento del devanado.
El sistema de pruebas dieléctricas de alta tensión de c.a., se utiliza en la
prueba de tensión aplicada, de acuerdo a los requerimientos de los métodos de
prueba establecidos en las normas mexicanas teniendo una tensión máxima de
salida de 100 kV (ver figuras 4.40 y 4.41).
Fig. 4.40 Sistema de Pruebas Dieléctricas de Alta Tensión Marca EPE Modelo
PA100A-12,5 (0 V CA a 7,5 kVA en régimen continuo 0 a 12,5 kVA 10 min dentro
y 10 min fuera).
66
Fig. 4.40 Transformador de alta tensión para prueba de tensión aplicada Marca
EPE.
Procedimiento.
La aplicación de la tensión de prueba debe iniciarse a un cuarto o menos de
su valor total, e incrementarse gradualmente hasta alcanzar se valor total en un
tiempo no mayor que 15 s. Después de un minuto de prueba la tensión debe
reducirse gradualmente sin exceder 5 s, hasta un cuarto del valor máximo antes
de abrir el circuito.
La duración de la prueba debe de ser de un minuto empleando una
frecuencia de 60 Hz.
El devanado que se esté probando debe tener todas sus terminales
conectadas entre sí, conectadas a la terminal de línea del circuito de prueba.
Todas las otras terminales y partes incluyendo el núcleo y el tanque deben
estar conectados a tierra.
Evaluación de resultados.
Cuando transcurre el minuto de prueba sin ningún suceso fuera de provisto
la prueba se considera como satisfactoria.
Pero cuando aparición de humo y burbujas en el líquido aislante, sonido
audible como estallido o incremento súbito de la corriente de prueba. Para
determinar si ha ocurrido una falla, cualquiera de estas indicaciones deben ser
investigadas cuidadosamente: por observación. Repetición de la prueba, o por
otras pruebas.
67
4.3.5.- Tensión inducida.
Generalidades.
La prueba de tensión inducida es básicamente en inducir en los devanados
del transformador una tensión del 200 % de la tensión nominal.
Dado que en esta prueba se incrementan los volts por vuelta del
transformador, la frecuencia de la tensión de prueba debe ser lo suficiente mente
alta para limitar la densidad del flujo en el núcleo.
Esta prueba se realiza para verificar el aislamiento entre capas y espiras de
los transformadores y también el aislamiento de las partes a tierra que no fueron
probados en la prueba de tensión aplicada. Si se usan frecuencias mayores que
120 Hz, el valor de prueba debe mantenerse durante 7 200 ciclos. Por lo tanto la
duración de la prueba es:
Donde:
t=es el tiempo de la prueba en segundos.
f=es la frecuencia en Hertz.
Conexiones a tierra de los devanados.
Cuando se tienen transformadores con un final del devanado de alta tensión
aterrizado, los otros devanados deben ser aterrizados durante la prueba de
tensión inducida. Esta conexión a tierra sobre cada devanado puede ser hecha
sobre un punto seccionado del mismo devanado o del devanado de un
transformador que es usado para la prueba o que esta conectado con el propósito
de suministrar la tierra.
Evaluación de resultados.
Debe de ponerse especial atención ante la evidencia de posible falla que
pueden incluir: la indicación de humo y burbujas en el líquido aislante, sonidos
audibles, un incremento súbito de la corriente de prueba, un apreciable incremento
en el nivel de descargas parciales.
68
Cualquiera de estas indicaciones debe ser cuidadosamente investigada por
observación, repetición de la prueba o por otras pruebas para determinar si ha
ocurrido una posible falla.
Fig. 4.42 Transformador Elevador de Tensión del Sistema de Tensión Inducida.
4.3.6.- Relación de Transformación.
Generalidades.
Por definición, la relación de transformación (α), es la relación de vueltas
del primario entre a las vueltas del secundario, es decir:
69
α= La relación de transformación (es adimensional.).
N1 y N2= numero de vueltas del primario y secundario respectivamente.
V1 y V2= voltaje de entrada y salida respectivamente.
I1 y I2= corriente de entra y salida respectivamente.
Tiene como objetivo verificar que las relaciones de transformación para las
diferentes posiciones del TAP de un transformador están dentro de la tolerancia de
medición.
La relación de vueltas debe determinarse para todas las derivaciones, así
como para todas las posibles conexiones de los devanados del transformador. La
prueba de relación de transformación debe hacerse a tensión nominal o menor y a
frecuencia nominal o mayor y sin carga. En caso de transformadores trifásicos, en
los cuales cada fase sea independiente y accesible, se recomienda utilizar de
preferencia alimentación trifásica; sin embargo cuando así convenga puede
utilizarse alimentación monofásica.
Se usan tres métodos para la prueba de relación:
1. Método de los dos vóltmetros.
2. Método del transformador patrón.
3. Método del puente relación.
Cuando se prueban varios transformadores de relaciones iguales, pueden
aplicarse las pruebas anteriores a una sola unidad y comparar estas con las otras
unidades usando el método de transformador patrón.
Relación de transformación por el método de transformador patrón.
El método de transformador patrón es el más conveniente para medir con
precisión la relación de un transformador.
El transformador que se va a probar, se excita en paralelo con un
transformador patrón de la misma relación nominal y los otros dos devanados (de
baja tensión) se conectan en paralelo, intercalándose un voltímetro o un detector
entre las dos terminales de igual polaridad. El transformador patrón puede ser un
transformador de relación variable, por ejemplo el TTR, en cuyo caso se puede
obtener directamente la relación de transformación.
70
Para efectuar la prueba, se variar la resistencia del potenciómetro hasta que
el detector indique cero. Entonces la relación de las resistencias del potenciómetro
R/R1 es igual que la relación del transformador.
Equipo para realizar la prueba.
El equipo TTR (Tranformer Turn Ratio) está formado básicamente por un
transformador de referencia con relación ajustable desde 0 hasta 130
aproximadamente, una fuente de excitación de corriente alterna, un galvanómetro
detector de cero corriente y un juego de terminales de prueba. Partes principales
de un medidor de relación de transformación TTR (ver la figura 4.43).
71
Fig. 4.43 Equipo de Prueba de Relación de Transformación Marca Biddle Mod.
550005 (Rango 0 a 129,9 V).
Procedimiento.
a) Precaución: asegúrese que el transformador que se va a probar se
encuentra completamente desenergizado.
b) Si el transformador bajo prueba se encuentra cerca del equipo energizado
con alta tensión, aterrice una terminal de cada uno de los devanados, así
como también el TTR utilizando su terminal de puesta a tierra.
c) Conecte las terminales de excitación X1 y X2 al devanado de menor tensión
de los que van a ser comparados. Conecte la terminal secundaria H1 a la
terminal de mayor voltaje que corresponda a X1 como se indica en la figura
4.44. Conecte la terminal H2 a la otra terminal de mayor voltaje. Cuando
ambos devanados estén conectados a tierra en una de sus terminales,
conecte las terminales X1 y H1 (negras) a los puntos aterrizados. Siempre
excite el devanado de baja tensión completo.
72
Fig. 4.44 Diagrama de conexiones.
d) Una vez que el TTR ha quedado conectado al transformador, coloque los
selectores en una lectura de 1.000 y lentamente gire la manivela. Observe el
galvanómetro, la aguja debe deflexionarse hacia la izquierda.
Simultáneamente observe el ampérmetro y el vóltmetro. Si la aguja del
ampérmetro se deflexiona a plena escala mientras que en la aguja del
vóltmetro no se aprecia deflexión alguna, esto es una indicación de que el
transformador está tomando mucha corriente de excitación. Además, notará
que la manivela resulta más difícil de girar, hay razón para sospechar de un
corto circuito involucrando una gran parte del flujo. Verifique sus conexiones
asegurándose que las terminales de excitación no están en corto, trate de
obtener el balance del galvanómetro.
Normalmente la aguja del ampérmetro indica valores altos y la del vóltmetro se
deflexiona ligeramente durante los ajustes preliminares. El voltaje de generación
se incrementa hasta 8 V conforme se obtiene el balance del galvanómetro. Las
lecturas del ampérmetro disminuirán dado que la carga del secundario se reduce a
cero en el punto de balance.
73
Conexiones para realizar la prueba.
En las figuras 4.45 y 4.46 se presentan los diagramas de conexión de
circuitos de prueba de transformadores.
Fig. 4.45 Prueba de relación de transformación en un transformador delta-estrella.
74
Fig. 4.45 Prueba de relación de transformación en un transformador estrella-delta.
Interpretación de resultados.
Si la aguja del ampérmetro se deflexiona a plena escala y en la aguja del
voltmetro no se aprecia deflexión, es indicación que el transformador bajo prueba
esta tomando mucha corriente de excitación; se notara que la manivela resulta
difícil de girar, hay razón para sospechar de un corto circuito.
Cuando no se puede obtener el balance, las causas pueden ser:
a)
b)
Si en el transformador bajo prueba, no se logra obtener el balance, el
problema puede considerarse como un corto circuito o un circuito
abierto en los devanados; una corriente excesiva de excitación y un
voltaje pequeño, son indicativos de un corto circuito en uno de los
devanados.
Cuando se tienen corriente y voltaje de excitación normales, pero sin
deflexión en la aguja del galvanómetro, es indicio de que se tiene un
75
circuito abierto. Es posible determinar cual de los dos devanados se
encuentra abierto. Desconecte las dos terminales secundarias CN y
CR, abra una de las mordazas de excitación GN ó GR e inserte una
pieza de fibra aislante entre la terminal del transformador y la pieza
que es tope del tornillo, la cual va conectada al cable grueso que
conecta al transformador de referencia del TTR. Apriete el tornillo
nuevamente contra el conector de la boquilla, gire la manivela del
generador.
Si el devanado secundario esta abierto no se tendrá, indicación de
corriente en el ampermetro. Si el ampermetro indica una corriente de
excitación normal, se puede concluir que el devanado primario está
abierto.
c)
Una vez concluidos los puntos anteriores, la relación de
transformación se puede leer directamente de las carátulas de los
selectores. Después de haber obtenido el balance, anote las
cantidades indicadas por los dos primeros selectores (S1 y S2).
Coloque enseguida el punto decimal. Posteriormente anote las
lecturas del tercero y cuarto selector.
Nota: En el cuarto selector, las lecturas inferiores al valor de 10 deben
anotarse con un 0 al frente para conservar el valor real.
Después de haber anotado las lecturas de cada una de las fases y sus
respectivas derivaciones del transformador, verificar en las tablas 6 dependiendo
del voltaje de sus devanados primarios y secundarios.
4.3.7.- Polaridad y Secuencia de Fase.
Polaridad.
Generalidades.
La prueba de polaridad se requiere principalmente para poder efectuar la
conexión adecuada de bancos de transformadores.
Las bobinas secundarias de los transformadores monofásicos se arrollan
en el mismo sentido de la bobina primaria o en el sentido opuesto, según el
criterio del fabricante.
76
Polaridad Aditiva:
La polaridad positiva se da cuando en un transformador el bobinado
secundario está arrollado en el mismo sentido que el bobinado primario.
Esto hace que los flujos de los dos bobinados giren en el mismo sentido y se
sumen.
Los terminales “H1” y “X1” están cruzados. Ver figura 4.46.
Fig.4.46Diagrama de una polaridad aditiva.
Polaridades de un transformador monofásico.
La polaridad sustractiva se da cuando en un transformador el bobinado
secundario esta arrollado en sentido opuesto al bobinado primario.
Esto hace que los flujos de los dos bobinados giren en sentidos opuestos y se
resten.
Los terminales “H1” y “X1” están en línea. Ver figura 4.47.
77
Fig. 4.47 Diagrama de una polaridad sustractiva.
Debido a esto, podría ser que la intensidad de corriente en la bobina
primaria y la de la bobina secundaria circulen en un mismo sentido, o en sentido
opuesto.
Los métodos más comúnmente utilizados para determinar la polaridad son:
1)
2)
3)
4)
Procedimiento
monofásico.
Comparación con un transformador patrón.
Impulso inductivo con corriente directa.
Prueba con tensión alterna.
Puente de relación.
para
determinar
la
polaridad
de
un
transformador
El método que se utiliza es utilizando tensión alterna, en el cual se conectan en
un transformador monofásico las dos terminales adyacentes de alta y baja tensión
y en las otras dos terminales adyacentes se conecta el vóltmetro, como se indica
en la figura 4.48.
Fig. 4.48 Diagrama para la medición de la polaridad.
78
Se aplica una tensión alterna conveniente en el devanado de alta tensión y
se toma la lectura.
Polaridad de Transformadores Trifásicos.
La polaridad de cada fase de una unidad trifásica, se determina de la misma
manera como se ha descrito para transformadores monofásicos y se aplican las
mismas limitaciones.
NOTA: La polaridad por fase, el desplazamiento angular y la secuencia de
fases de un transformador trifásico, pueden obtenerse simultáneamente, al
determinar la relación de transformación por el método del transformador
patrón.
Evaluación de resultados.
Si la lectura de los vóltmetro es mayor que la tensión aplicada, la polaridad
es aditiva y si es menor, la polaridad es sustractiva. Este método se limita a
transformadores en los cuales la relación de transformación permite apreciar la
diferencia entre las dos lecturas.
Secuencia de fase.
Generalidades.
Esta prueba se efectúa usando un indicador de secuencia de fases, el cual
puede incluir un motor de inducción trifásico o un circuito de fase dividida.
Si se da el caso en el cual los devanados de alta tensión están conectados
en estrella y el neutro inaccesible, se recomienda usar de preferencia alimentación
trifásica; sin embargo cuando así convenga se puede usar alimentación
monofásica.
Los factores que afectan la prueba son:
a) Cables de prueba en mal estado.
b) Suciedad en terminales del equipo bajo prueba.
79
Procedimiento.
La prueba de secuencia de fases en un transformador trifásico, debe
efectuarse como sigue:
a) Debe conectarse el indicador de secuencia de fases a las terminales de alta
tensión del transformador, el cual debe excitarse en las tres fases a una
tensión trifásica apropiada para el indicador y anotándose la dirección de
rotación o la indicación del instrumento.
b) Se transfiere el indicador al lado de baja tensión del transformador,
conectando a X1, X2 y X3 los conductores que estaban conectados a H1,
H2 y H3 respectivamente.
c) El transformador se excita de nuevo con una tensión adecuada (sin
cambiarlas conexiones de excitación) anotando otra vez la dirección de
rotación o la indicación del instrumento.
d) Si la indicación del instrumento es la misma en ambos casos, la secuencia
de fases del transformador es la adecuada.
e) Para la prueba de secuencia de fases en transformadores con secundarios
hexafásicos que no tengan conexión al neutro, estos deben conectarse
temporalmente en delta o en estrella y probarse como transformadores
trifásico
Si el neutro de la conexión hexafásica está accesible, debe transferirse el
indicador de secuencia de fases de las terminales H1, H2 y H3 a las terminales
X1, X3 y X5 respectivamente, anotando la dirección de rotación de la indicación
del instrumento.
Después debe repetirse la prueba transfiriendo el indicador de secuencia de
fases de las terminales X1, X3 y X5 a las terminales X2, X4 y X6 respectivamente,
anotando nuevamente la dirección de rotación o la indicación del instrumento. Si la
dirección de rotación o la indicación del instrumento es la misma, la secuencia de
fases del transformador es la adecuada.
4.3.8.- Pérdidas en Vacio y Corriente de Excitación.
Generalidades.
Las pérdidas en vacío de un transformador las constituyen principalmente
las pérdidas en vacío, (pérdidas de histéresis y pérdidas por corrientes circulantes)
las cuales son una función de la magnitud, frecuencia y forma de onda de la
tensión aplicada.
80
Si se da el caso en el cual los devanados de alta tensión están conectados
en estrella y el neutro inaccesible, se recomienda usar de preferencia alimentación
trifásica; sin embargo cuando así convenga se puede usar alimentación
monofásica.
Los factores que afectan la prueba son:
1. Cables de prueba en mal estado.
2. Suciedad en terminales del equipo bajo prueba.
Procedimiento.
El método de vóltmetro de tensión media es el más usado. La figura
muestra el equipo y las conexiones necesarias, cuando no se usan
transformadores de medición. Como se indica en las figuras, el vóltmetro debe
estar conectado lo más cerca posible de la carga; el ampérmetro, de lado de la
alimentación; el wáttmetro entre ambos, con la bobina de potencial en los mismos
puntos del vóltmetro. A fin de evitar que se introduzcan errores considerables en la
medición de las pérdidas en vacío, deben usarse transformadores de medición
con una precisión adecuada para estefin. Ver figura 4.49.
Fig. 4.49 Diagrama para determinar las pérdidas en vacío por el método de
tensión media, empleando Transformadores de Medición.
81
Fig. 4.50 Sistema de pruebas de pérdidas.
En este método se utiliza un vóltmetro de valor medio, que consta de un
vóltmetro de corriente directa conectado en serie con un rectificador de onda
completa. Estos instrumentos están generalmente graduados para dar la misma
indicación numérica que un vóltmetro de valor eficaz para una misma tensión de
onda senoidal; esto es, que su escala está marcada en valores medios
multiplicados por 1,11. Para obtener resultados precisos deben usarse wáttmetros
para bajo factor de potencia. Para esta prueba se puede usar cualquier devanado
del transformador, aunque en general es más conveniente usar el devanado de
más baja tensión.
La secuencia de la prueba debe ser como sigue:
a) Ajustar y mantener la frecuencia al valor nominal.
b) Por medio del vóltmetro de tensión media, ajustar la tensión nominal al
valor de la tensión eficaz de prueba.
c) Registrar simultáneamente las lecturas del frecuencímetro, vóltmetro de
tensión media, vóltmetro de tensión eficaz, ampérmetro y wáttmetro.
82
d) Determinar las pérdidas del circuito de prueba (tara), las cuales deben
restarse de las pérdidas (watts) registrados en el punto anterior, para
obtener las pérdidas en vacío del transformador bajo prueba.
4.3.9.- Pérdidas debidas a la Carga y Tensión de Impedancia.
Generalidades.
Las pérdidas debidas a la carga son las pérdidas que aparecen debido a la
circulación de la corriente de carga. Incluyen las pérdidas por resistencia y las
pérdidas por corrientes parásitas, en los devanados y conexiones, debidas a las
corrientes de carga; las pérdidas adicionales en los devanados, las abrazaderas
del núcleo, la cuba, etc., causadas por flujos dispersos; y las pérdidas debidas a
las corrientes circulatorias, si las hay, en los devanados en paralelo.
La tensión de Impedancia de un transformador es la tensión necesaria para
hacer circular la corriente nominal a través de un devanado del transformador
cuando el otro devanado está cortocircuitado. Normalmente se expresa como
porcentaje de la tensión nominal del devanado al cual se aplica la tensión;
comprende una componente de resistencia correspondiente a las pérdidas de
carga y una componente de reactancia correspondiente a los flujos de dispersión
concatenados con los devanados.
Las medidas de las pérdidas en carga y de la tensión de impedancia
pueden hacerse simultáneamente. Uno de los devanados del transformador se
cortocircuita, se aplica tensión, a la frecuencia nominal, al otro devanado y se
ajustan a fin de que circulen las corrientes nominales por los devanados. Una vez
ajustada la corriente y la frecuencia a los valores nominales, se toman lecturas del
amperímetro, voltímetro, vatímetro y frecuencímetro y se hacen las correcciones
adecuadas relativas a los transformadores y aparatos de medida.
Como el factor de potencia frecuentemente es menor del 5% en los
transformadores de potencia, para asegurar una precisión adecuada deben usarse
vatímetros de bajo factor de potencia y transformadores de medida con un error de
ángulo de fase muy pequeño. Inmediatamente después de la medida de
impedancia debe medirse la temperatura de los devanados.
Separación de las componentes de las pérdidas en carga y corrección a la
temperatura deseada. Las pérdidas por resistencia de los dos devanados se
calculan a partir de la medida de la resistencia óhmica (corregida a la temperatura
a la cual se hizo la medida de las pérdidas en carga) y las corrientes que se
usaron en la medida de las pérdidas en carga. Restando las pérdidas por
resistencia de las pérdidas en carga se obtienen las pérdidas por corrientes
parásitas y adicionales. La componente de resistencia de las pérdidas en carga
aumenta con la temperatura, mientras que la componente de las pérdidas por
83
corrientes parásitas y adicionales disminuye con la temperatura; por tanto, cuando
se desean pasar las pérdidas en carga de una temperatura a otra, por ejemplo, al
calcular el rendimiento a temperatura normal, las dos componentes de las
pérdidas de impedancia deben pasarse separadamente.
Procedimiento.
Estando el transformador con uno de sus devanados en corto circuito, se
hace circular la corriente nominal por el devanado que no esta en corto circuito
aplicando su tensión nominal de impedancia (Vz).
Usualmente se pone en corto circuito el devanado secundario y se hace
circular la corriente nominal por el devanado primario.
4.3.10.- Hermeticidad.
Generalidades
El objetivo de esta prueba es garantizar la hermeticidad del transformador
para evitar la entrada de humedad y las fugas del líquido aislante.
Equipo para realizar la prueba:
1. Debe utilizarse nitrógeno o aire seco como fluido para la presión
positiva.
2. Se requiere un manómetro analógico con una escala tal, que la lectura
se obtenga en el segundo tercio o un manómetro digital.
3. Adicionalmente, se necesita un termómetro para medir la temperatura
estabilizada del transformador en el momento de la prueba.
Procedimiento.
Todas las cámaras cuya hermeticidad se requiera, deben probarse.
Las cámaras deben llenarse con nitrógeno o aire seco hasta alcanzar la
presión indicada en la norma de fabricación (o el valor acordado entre fabricante y
usuario) correspondiente al tipo de transformador bajo prueba.
Una vez alcanzada la presión de prueba debe medirse la temperatura del
medio ambiente alrededor del tanque del transformador.
84
Fig.4.51Transformador con manómetro.
Se corta el suministro de gas y el tanque presurizado, debe dejarse en
reposo durante el tiempo establecido en la norma de producto correspondiente al
tipo de transformador bajo prueba. Al cabo de ese tiempo se vuelve a medir la
presión residual y la temperatura. En caso de que él o los transformadores se
tengan que cambiar de lugar, debe liberarse la presión del equipo para poder
moverlo e iniciarse otra vez la prueba con las nuevas condiciones ambientales.
Evaluación de resultados.
Se considera que el transformador ha pasado satisfactoriamente la prueba,
si la presión residual corregida por temperatura, no es inferior a la presión inicial
en un 10%.
La fórmula para corregir la presión residual por temperatura es:
Donde:
PF= es la presión residual al finalizar la prueba, en megapascales.
PC= es la presión residual corregida a la temperatura inicial en
megapascales.
T2= es la temperatura al finalizar la prueba, en grados kelvin.
T1= es la temperatura al iniciar la prueba, en grados kelvin.
85
CONCLUSIONES.
Debido al creciente uso del transformador, recae la importancia de conocer
más a fondo a esta máquina tan importante en la actualidad y analizarla desde lo
más básico de su funcionamiento hasta saber cuales son los métodos de prueba
apropiados a los que se someten los transformadores; ya que estos
procedimientos de prueba ya están establecidos en las normas nacionales.
Este trabajo puede ser usado como una guía para realizar las pruebas
correspondientes a los transformadores de distribución, debido a que los
procedimientos están descritos de acuerdo a las normas correspondientes, pero
aún así es recomendable que las pruebas eléctricas a transformadores se realicen
con la supervisión del personal que cuente con los conocimientos necesarios para
ayudar a que el procedimiento y los resultados sean lo más confiables que se
pueda. Esta recomendación se hace en base a que por el aspecto de seguridad
siempre es ideal que las pruebas se realicen con el personal capacitado para
evitar incidentes o accidentes al personal involucrado.
Es muy importante resaltar que cuando el transformador sale de la fabrica
se deben tener en cuenta precauciones como las maniobras para montar el
transformador en un lugar correcto y seguro, es por eso que se recomienda que se
use el equipo adecuado para la maniobra correspondiente.
86
Bibliografía.
1. Manual de diseño de transformadores PROLEC.
2. Manual de transformadores de alta eficiencia IEM.
3. Pruebas principales a un transformador de distribución para su puesta en
servicio.
4. Manual de diseño de transformador TSA
5. Manual ABB, Inc. Transformadores de Distribución Subterráneos.
6. Transformadores de distribución: teoría, cálculo, construcción y pruebas
Escrito por Pedro Avelino Pérez
Páginas WEB.
7. http://es.wikipedia.org/wiki/Transformador.
8. http://www.portaleso.com/usuarios/Toni/web_magnetismo_3/magnetismo_indic
e.html
9. http://www.zetrak.com.mx/manuales/pedestal.pdf
87