normas, instalacion, operacion y mantenimiento de los

UNIVERSIDAD VERACRUZANA
CAMPUS COATZACOALCOS
FACULTAD DE INGENIERÍA
“NORMAS, INSTALACION, OPERACION Y MANTENIMIENTO DE LOS
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION”
MONOGRAFIA:
QUE PARA APROBAR LA EXPERIENCIA EDUCATIVA:
EXPERIENCIA RECEPCIONAL DE LA CARRERA DE INGENIERÍA
MECANICA ELECTRICA
PRESENTAN:
C. UCIEL CAMARILLO BARRAGAN
C. DANIEL ALBERTO VAZQUEZ GARCIA
C. OSCAR DANIEL VILLANUEVA MAYO
DIRECTOR DE TESIS:
ING. CIRO CASTILLO PÉREZ
Coatzacoalcos, Veracruz
2010
1
INTRODUCCIÓN
La presente monografía tiene como propósito plantear las bases fundamentales que
contribuyan a la mejor comprensión de los problemas que se presentan en el
ambiente de los transformadores distribución, siguiendo las normas indicadas y que
favorezcan la toma correcta de decisiones. Asimismo, con el contenido de este
trabajo se pretende ofrecer una referencia de consulta a quienes en la práctica están
involucrados con la adquisición, construcción, reparación y mantenimiento de
transformadores.
El trabajo está organizado en una primera parte de teoría básica que representa el
medio de comprensión o explicación de una gran cantidad de situaciones de
operación, de los equipos eléctricos, principalmente los transformadores. Enseguida
se proporciona información sobre los elementos constructivos del transformador así
como de su comportamiento en condiciones transitorias de energización sin carga,
impulso de rayo y cortocircuito. Finalmente se conocerá la normas aplicables a los
transformadores de distribución ya bien sea monofásico o trifásico y los problemas
que se puedan presentar en el campo de aplicación.
Este trabajo cuenta con conclusiones expuestas por los expositores, además de una
amplia bibliografía.
Se espera que
la información aquí proporcionada cumpla las expectativas del
interesado en mantener la continuidad de los sistemas y equipos eléctricos,
particularmente, los transformadores de distribución.
2
JUSTIFICACION
Por medio de esta recopilación de información pretendemos hacer una llegar a
generaciones futura en el área y personas interesadas en el tema informaciones
claras y concisas en lo que es el tema de los transformadores de distribución.
Por medio de este las personas interesadas podrán tener un aprendizaje claro y de
forma fácil ya que este detalla paso por paso desde como surgen los
transformadores, como fabricarlos, las ecuaciones que se usan en sus cálculos, los
tipos de transformadores, sus formas de manejos y hasta las principales fallas que
puedan presentarse.
Este tema será de gran utilidad para los estudiantes de electricidad, electrónica,
electromecánica y muchas áreas tecnológicas
3
OBJETIVO GENERAL
Conocer las normas que aplican a los transformadores de distribución, ya sea
monofásico o trifásico, además de las condiciones de servicio requeridas y sus
especificaciones, tomando en cuenta las normas mexicanas que es lo que debe de
cumplir cualquier tipo de transformador de distribución.
OBJETIVOS ESPECIFICOS
 Conocer la teoría general de los transformadores
 Determinar los componentes internos de los transformadores
 Accesorios de construcción de los transformadores
 Saber la normatividad de los transformadores de distribución
4
INDICE
INTRODUCCIÓN
2
JUSTIFICACIÓN
3
OBJETIVO GENERAL
4
OBJETIVO ESPECÍFICOS
4
CAPITULO I
TEORIA GENERAL DE LOS TRANSFORMADORES
1.1
Conceptos básicos de campo magnético
8
1.2
Principio del transformador
31
1.3
El transformador sin carga
34
1.4
Circuito equivalente del transformador sin carga
37
1.5
El transformador con carga
39
1.6
Conexiones trifásicas más comunes
53
CAPITULO II
COMPONENTES INTERNOS DEL TRANSFORMADOR
2.1
El núcleo
65
2.2
Devanados de Transformadores
76
2.3
Aislamientos Internos
90
CAPITULO III
TANQUE Y ACCESORIOS DEL TRANSFORMADOR
3.1
Sistemas de preservación de aceite
99
3.2
Accesorios en general
102
3.3
Dispositivos de alarma y señalización
108
5
CAPITULO IV
NORMATIVIDAD DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION
4.1
Normas en México
114
4.1.2
Normas aplicables a transformadores de distribución
115
4.1.3
Objetivo
116
4.1.4
Repaso de definiciones
116
4.1.5
Clasificación
117
4.1.6
Condiciones generales de servicio
117
4.1.7
Temperatura ambiente
118
4.2
Especificaciones
121
4.2.1
Especificaciones eléctricas
121
4.2.2
Especificaciones térmicas
135
4.2.3
Especificaciones de construcción interna
137
4.2.4
Especificaciones mecánicas
138
4.3
Manejo
139
4.3.1
Almacén
140
4.4
Instalación
143
4.5
Operación
147
4.6
Mantenimiento
150
4.6.1
Mantenimiento preventivo
151
4.6.2
Mantenimiento correctivo
153
4.6.3
Recubrimiento
159
CONCLUSIONES
161
BIBLIOGRAFÍA
162
6
CAPITULO I
TEORIA GENERAL DE LOS
TRANFORMADORES
7
1.1 Conceptos básicos de campo magnético
Flujo magnético producido por corriente
Así como una carga eléctrica produce un campo de fuerzas eléctricas, una corriente
eléctrica (cargas en movimiento) produce un campo de fuerzas magnéticas. Estas
fuerzas fueron descubiertas experimentalmente por Oersted, al colocar una brújula
alrededor de un alambre que llevaba corriente, figs. 1.1 (a) y (b). Observó que la
orientación de la brújula definía trayectorias cerradas circulares. Estas trayectorias
definían líneas de lo que se conoce como flujo o campo magnético similares a las
producidos por un imán. A diferencia de las líneas de campo eléctrico que van de
una carga positiva a una negativa, las líneas de flujo magnético siempre son
cerradas. La relación entre el sentido de la corriente y la dirección del flujo magnético
que produce está determinada por la Regla de la mano derecha, según se muestra
en la fig. 1.1 (c).
(a)
(b)
8
Fig. 1.1 Campo magnético imaginario
alrededor de
un
alambre
que lleva
corriente. (a) Vista de frente. (b) Vista de
planta. (c) Regla de la Mano derecha,
sentido convencional del flujo magnético
respecto al de la corriente.
Permeabilidad de los materiales
De acuerdo con su estructura atómica los materiales presentan mayor o menor
facilidad para conducir flujo magnético. A esta propiedad se le llama permeabilidad
del material.
La permeabilidad se representa por la letra griega µ (mu) y guarda la relación
siguiente:
µ = µ0 µr
En donde
(1.1)
µ0 = Permeabilidad del espacio vacío
= 12.57 X 10-7. Se mide en Henry/metro (H/m)
µr = Permeabilidad relativa. Es un número adimensional
9
En general, la permeabilidad que se encuentra en textos o manuales de materiales
es la permeabilidad relativa. Ejemplos de ésta son:
Material
µr
________________________________
Vacío
1.0
Aire
1.0
Parafina
1.0
Polietileno
1.0
Plata
1.0
Aluminio
1.0
Estaño
1.0
Latón
1.0
Grafito
1.0
Níquel
1.0
Acero al carbón
50-200
Acero al silicio
8000-30000
Tabla 1.1 Valores típicos de permeabilidad relativa de algunos materiales.
En la práctica los materiales ferro magnéticos se identifican fácilmente porque
pueden ser atraídos por un imán.
Reluctancia
La trayectoria seguida por el flujo magnético define un circuito magnético. De
acuerdo con el valor de permeabilidad de los materiales, éstos presentarán mayor o
menor resistencia al paso del flujo magnético.
10
Así por ejemplo en el circuito magnético de la fig. 1.2, para orientar los dipolos
magnéticos del material ferromagnético en el sentido del flujo magnético se requiere
una mínima energía; mientras que para orientar los dipolos del aire se requiere
mucho más energía. De esto se concluye que la reluctancia del aire es notablemente
mayor que la reluctancia del material ferromagnético.
La reluctancia se define mediante la fórmula R
En donde
l
A
(1.2)
l = Longitud del circuito (o parte del circuito)
Magnético, (m).
A = Sección transversal del circuito magnético, (m 2).
µ = Permeabilidad del material, (H/m).
R = Reluctancia del (o parte del) circuito magnético.
Se mide en 1/Henry (H-1).
Fig. 1.2 Circuito magnético con reluctancias diferentes.
Fmm = NI Ampere-vueltas
R0
g
A
Rf
11
l
A
R = R0 + Rf
Un análisis del circuito magnético de la Fig. 1.2 permite definir otros conceptos tales
como:
- El producto NI se denomina la Fuerza Magnetomotriz (Fmm) y que en la práctica
constituye la fuente productora del flujo magnético.
- En analogía con un circuito eléctrico, el circuito magnético puede representarse
como se muestra en la Fig. 1.3. Obsérvese las relaciones:
Reluctancia
------------ Resistencia
Fuerza magnetomotriz- Voltaje
Flujo magnético---------- Corriente eléctrica
Los circuitos magnéticos siguen las mismas leyes que los circuitos eléctricos.
Fig. 1.3 Analogía entre circuitos magnéticos y circuitos eléctricos
12
Densidad e intensidad de flujo magnético
Con relación a la fig. 1.2 anterior, supóngase que el núcleo de material
ferromagnético es de sección transversal "A", permeabilidad muy elevada "µ",
alrededor del cual se devana una bobina de "N" vueltas. Cuando circula corriente por
la bobina se establece un flujo magnético "Φ" (letra griega fi) alrededor del circuito
magnético. Consideremos idealmente que el flujo magnético es el mismo tanto en el
núcleo como en el claro de aire (entrehierro). En estas condiciones podemos definir
a la Densidad de Flujo Magnético como la relación del número de líneas de flujo por
unidad de área, esto es,
B
(1.3)
A
En donde B = Densidad de flujo magnético y se expresa en Teslas.
1 Tesla = 1 Weber/m2 = 10 000 Gauss.
ɸ = Flujo magnético. Se expresa en Webers.
A = Sección transversal del circuito magnético, m 2.
Con la suposición anterior se establece
idealmente que la densidad de flujo
magnético es igual en el núcleo que en el claro de aire (entrehierro).
Otro parámetro que se encuentra en el análisis de sistemas magnéticos es la
Intensidad de Flujo Magnético, que representa el esfuerzo necesario para orientar los
dipolos magnéticos de un material. Ya que en el núcleo ferromagnético los dipolos
magnéticos se orientan fácilmente se dice que para esto se requiere poca intensidad
de flujo magnético.
En el caso del claro de aire, de acuerdo con la Tabla No. 1.1 se desprende que es
muy difícil orientar sus dipolos magnéticos, por lo que requiere mucho más
intensidad de flujo magnético que en el núcleo ferromagnético.
13
En su forma más simple la intensidad de flujo magnético "H" se define por la relación
H
NI
(1.4)
l
N = Número de vueltas de la bobina
I = Corriente de la bobina, Amperes
l = Longitud del circuito magnético, metros
H = Intensidad de flujo magnético, Ampere-vueltas/metro
Existe una relación entre la densidad de flujo magnético (B) y la intensidad de flujo
magnético (H), dada por
B = µH
(1.5)
En los materiales ferro magnéticos esta relación generalmente es no-lineal debido a
sus características propias. La curva característica B-H como la mostrada en la Fig.
No. 1.4 permite apreciar que la permeabilidad puede interpretarse como la pendiente
al origen y que toma valores distintos en función del punto escogido. Por este motivo,
cuando se emplee el valor de la permeabilidad, éste debe considerar el punto de
operación (el valor de la corriente) del sistema.
14
Fig. 1.4 Curva B-H (curva voltaje-corriente) de un material ferromagnético. Observe
la variación de la permeabilidad en función de los valores de H.
Flujos magnéticos entre dos bobinas al aire
La comprensión de una gran cantidad de fenómenos magnéticos y condiciones de
operación en equipos tales como transformadores, generadores, motores, etc., obliga
a distinguir claramente los varios tipos de flujos magnéticos e inductancias que
participan en los equipos y sistemas electromagnéticos.
Considere inicialmente que se dispone de dos bobinas conductoras en aire con
vueltas N1 y N2 respectivamente una muy cerca de la otra y que permitirán estudiar
algunas situaciones de interés.
(a) Corriente únicamente en la bobina 1
Los componentes del flujo magnético producido por la corriente I1, Fig. 1.5
definen como sigue:
Φ11 = Flujo total debido a I1.
Φd1 = Flujo disperso. Enlaza únicamente a la bobina 1.
Φ21 = Flujo mutuo debido a I1. Enlaza a ambas bobinas
Es decir, se cumple que:
Φ11 = Φd1 + Φ21
(1.6)
15
se
Fig. 1.5 Flujos magnéticos debidos a la corriente en la bobina 1.
(b) Corriente únicamente en la bobina 2
Los componentes del flujo magnético producido por la corriente I 2, Fig. 1.6, se
definen como sigue:
Φ22 = Flujo total debido a I2
Φd2 = Flujo disperso. Enlaza únicamente a la bobina 2.
Φ12 = Flujo mutuo debido a I2. Enlaza a ambas bobinas
Φ22 = Φd2 + Φ12
(1.7)
Fig. 1.6 Flujos magnéticos debidos a la corriente en la bobina 2.
16
(c) Corriente en ambas bobinas.
Ahora el flujo mutuo resultante, o sea el que enlaza a las dos bobinas, Fig.1.7, se
representa por Φ y se define por:
Φ = Φ21 ± Φ12
(1.8)
El signo es positivo si los flujos se ayudan y negativo si estos se oponen entre sí.El
Flujo total que enlaza a la bobina 1 es:
Φ1 = Φd1 + Φ
(1.9)
De manera similar, el flujo total que enlaza a la bobina 2 resulta:
Φ2 = Φd2 + Φ
(1.10)
Fig. 1.7 Flujos magnéticos debidos a las corrientes de ambas bobinas
El concepto de Inductancia en general
Por definición la inductancia de un elemento que lleva corriente, es la relación del
eslabonamiento de flujo magnético total sobre dicho elemento respecto a a la
corriente que encierra. Para un medio de permeabilidad constante la inductancia se
expresa mediante:
17
L
NF
I
(1.11)
L se expresa en Henry (H) y desde el punto de vista de circuitos se representa
mediante el símbolo:
Inductancias: Propia, Mutua y de Dispersión
La interacción de dos o más elementos de corriente lleva a ampliar la definición de
inductancia. El análisis de los flujos entre dos bobinas en aire permite definir las
inductancias presentes en cada uno de los casos.
a) Inductancia propia. Se define como la relación de los eslabonamientos del flujo
total que produce la corriente de la bobina respecto a esta misma corriente. Para
cada una de las bobinas se tiene entonces:
Bobina 1:
L11
N1 F11
I1
(1.12)
Bobina 2:
L22
N2 F22
I2
(1.13)
(b) Inductancia de dispersión. Es la relación de los eslabonamientos de flujo sobre la
propia bobina respecto a su corriente.
Bobina 1:
Ld1
N1 Fd1
I1
(1.14)
Bobina 2:
Ld 2
N2 Fd2
I2
(1.15)
18
(c) Inductancia mutua. Con base en el arreglo de bobinas de la Fig. l.5 Se define la
inductancia mutua de la bobina 2 debida a la bobina 1 como la relación de
eslabonamientos de flujo sobre la bobina 2 respecto a la corriente de la bobina 1.
Esto se representa por:
N2 F21
I1
L21
(1.16)
De manera análoga y según la Fig. 1.6, la inductancia mutua de la bobina 1 debida a
la bobina 2 se define como la relación de eslabonamientos de flujo sobre la bobina 1
respecto a la corriente de la bobina 2, esto es:
L12
N1 F12
I2
(1.17)
Puede demostrarse que en la gran mayoría de las aplicaciones se tiene que
L12 = L21= M
Y se conoce simplemente como inductancia mutua.
De la misma forma, para el caso de sistemas lineales se puede demostrar que
Ld1 L11
Ld 2
L22
N1
M
N2
(1.18)
N21
M
N1
(1.19)
19
Estas inductancias intervienen en los circuitos equivalentes del transformador y
determinan el Por ciento de impedancia que aparece en las placas de datos de los
transformadores de distribución y potencia.
Inductancia a partir de Reluctancia
Otra forma de presentar la definición de inductancia, conveniente para sistemas con
núcleo magnético, con o sin entrehierro, Fig. 1.2 es
2
L
N
R
(1.20)
N = Número de vueltas de la bobina
R = Reluctancia total del circuito magnético, (H-1)
L = Inductancia del dispositivo, H
Se aclara que la reluctancia total de un núcleo ferromagnético con entrehierro sería
la suma de las reluctancias del núcleo y del entrehierro respectivamente.
Fig. 1.8 Dos bobinas devanadas en el mismo sentido, conectadas en serie,
acopladas magnéticamente y su representación como circuito. (a) Con núcleo de
aire. (b) Con núcleo de hierro.
20
Inductancias en serie acopladas magnéticamente
Si dos bobinas comparten sus flujos magnéticos y se encuentran conectadas en
serie, Fig. 1.8, tendrán una inductancia equivalente dada por la fórmula:
L = L1 + L2 + 2M
(1.21)
En donde:
L = Inductancia equivalente
L1 = Inductancia propia de la bobina 1
L2 = Inductancia propia de la bobina 2
M = Inductancia mutua
La inductancia mutua adoptaría signo negativo si los flujos resultaran con sentidos
opuestos, es decir:
L = L1 + L2 – 2M
(1.22)
Si se da el caso en que L1 = L2 = M, como en la Fig. 1.8 (b), la inductancia resultante
es nula, esto es: L = 0.
Fuerza producida por corriente
La magnitud de las fuerzas en condiciones normales de operación de algunos
equipos eléctricos no es de gran interés, sin embargo en condiciones de cortocircuito
la magnitud de las fuerzas que se generan son de carácter altamente destructivo y
por tanto muy importantes.
21
Cómo se produce fuerza sobre un conductor de corriente
Así como se producen fuerzas entre cargas electrostáticas, los campos magnéticos
de las cargas en movimiento (de las corrientes eléctricas) producen fuerzas
magnéticas.
Si un conductor que transporta corriente está dentro de un campo magnético
externo, como se muestra en la fig. 1.9 el conductor estará sometido a una fuerza
dada por la expresión
F=IlB
En donde
(1.23)
I = Corriente en el conductor, (A)
l = Longitud el conductor, (m)
F = Fuerza sobre el conductor, medida en Newton (N)
Fig. 1.9 Fuerza sobre un conductor de corriente. (a) Campo magnético externo B y
campo magnético de la corriente del conductor. (b) Campo magnético resultante.
Obsérvese como el conductor tiende a moverse de la zona de mayor a menor campo
magnético. (c) Regla de la mano izquierda.
22
La dirección de esta fuerza está dada de manera práctica por la regla de la mano
izquierda, la cual establece que:
Si los dedos índice, medio y pulgar de la mano izquierda se disponen según
direcciones perpendiculares entre sí, y con el índice se señala la dirección del campo
o flujo magnético, y con el medio la dirección de la corriente en el conductor, el dedo
pulgar indicar la dirección de la fuerza.
Otro método conveniente para determinar esta relación es considerar el hecho de
que la concentración de las líneas de fuerza detrás del conductor tiende a empujarlo
en sentido contrario.
Tanto la expresión (1.23), como la regla de la mano izquierda, imponen como
requisito para la existencia de fuerza, que la dirección de la corriente y la del campo
magnético guarde un ángulo entre sí. Sobre esta base, un conductor cuya corriente
fuera paralela al campo magnético, no experimentaría fuerza magnética alguna.
Fig. 1.10 Fuerzas magnéticas entre dos alambres rectos. (a) Las corrientes opuestas
producen campos opuestos que se repelen. (b) Las corrientes en la misma dirección
campos que se suman y se atraen.
23
Fuerza entre dos alambres rectos y largos
Al explicar el principio de producción de fuerza en un conductor se tomó como
ejemplo un conductor recto. Suponga ahora que el campo magnético externo de la
Fig. 1.9 se debe justamente a otro conductor recto. De acuerdo con las direcciones
de las corrientes en los conductores los campos magnéticos resultantes se muestran
en la Fig. 1.10
De estos mapas de campo se puede concluir que: conductores con corrientes en el
mismo sentido se atraen y conductores con corrientes en sentidos opuestos se
repelen.
Para cuantificar la magnitud de fuerza en cualquiera de los conductores puede
aplicarse la expresión
F
En donde
K I1 I2 D
S
(1.24)
F = Fuerza sobre el conductor, (Kg)
K = 2.04 x 10-8
I1 = Corriente en el alambre 1, (A)
I2 = Corriente en el alambre 2, (A)
D = Longitud de los alambres, (m)
S = Separación entre alambres, (m)
Fuerzas en conductores, reactores y transformadores
De acuerdo con la convención de que conductores con corrientes de sentidos iguales
se atraen y conductores con corrientes de sentidos opuestos se repelen, las figuras
1.11 a 1.13 muestran cómo son las fuerzas en los conductores de los sistemas
siguientes:
24
1) Capa de conductores. Las fuerzas axiales resultan hacia el centro de la capa. Las
fuerzas máximas se presentan en los extremos. En los conductores del centro se
presentaría un efecto de aplastamiento si es que los conductores tuvieran libertad de
transmitir la fuerza hacia el centro.
2)
Lámina
conductora
o
barra
conductora.
Razonablemente
el
mismo
comportamiento que la capa de conductores (despreciando el efecto de las
corrientes inducidas en la lámina).
3) Reactor (Inductor o reactancia) con núcleo de aire. Similar que en el 1), las fuerzas
axiales son hacia el centro de la bobina. Existen componentes radiales que son
predominantemente hacia fuera de la bobina. Estas últimas son máximas en el
centro de la bobina.
4) Reactor (Inductor o reactancia) con núcleo de hierro. Misma tendencia de 3)
anterior.
5) Transformador de dos devanados, ambos con alambre. Las direcciones de las
fuerzas axiales no siempre son iguales pues dependen de las alturas efectivas de las
bobinas y del acomodo de las vueltas en cada una de éstas. Las fuerzas axiales
pueden resultar de compresión hacia el centro o de empuje hacia los extremos. Las
componentes radiales de las fuerzas en un transformador siempre son de repulsión
entre ambas bobinas. Esto quiere decir que la bobina interior siempre tender a ser
comprimida radialmente sobre el núcleo y la bobina exterior a ser radialmente
dilatada.
6) Transformador de dos devanados, uno de lámina y uno de alambre. Este arreglo
es muy popular en transformadores de distribución y de potencia hasta 2000 KVA.
25
El devanado de lámina constituye el lado de baja tensión; el devanado de alambre, el
de alta tensión. En este arreglo de conductores, las corrientes inducidas en la lámina
reducen considerablemente las fuerzas axiales de empuje (hacia los extremos de las
bobinas) en ambos devanados, lo cual constituye gran robustez ante corrientes de
cortocircuito.
Fig. 1.11 Fuerzas en conductores de corriente. (a) En una capa de conductores. (b)
En una lámina o barra conductora.
Fig. 1.12 Fuerzas en reactores (inductores o reactancias). (a) Reactancia con núcleo
de aire. (b) Reactancia con núcleo de hierro.
26
Fig. 1.13 Fuerzas
en
conductores de transformadores. (a) Transformador con
devanados de alambre. (c) Transformador con un devanado de lámina y un
devanado de alambre.
Ley de Faraday
Se ha estudiado como una corriente eléctrica produce un campo magnético. El
proceso inverso, producir corriente eléctrica a partir de campo magnético, también es
posible según se explica a continuación.
Fig. 1.14 Generación de tensión inducida (o fuerza electromotriz). (a) En un
conductor en movimiento, que corta líneas de un campo magnético fijo. (b) En una
espira que al girar corta líneas de un campo magnético fijo.
27
La producción de corriente eléctrica mediante campo magnético se fundamenta en el
principio de inducción electromagnética establecido por M. Faraday, según el cual, si
un conductor corta líneas de campo magnético, fig. 1.14 en este conductor aparecer
una tensión eléctrica denominada tensión inducida dada por la relación
e=Blv
En donde
(1.25)
e = Tensión inducida, (volts)
B = Densidad de flujo magnético, (T)
l = Longitud del conductor, (m)
v = Velocidad del conductor, (m/s)
Con la condición de que el conductor se mueva perpendicular a las líneas de campo
magnético.
Fig. 1.15 Tensión inducida en bobinas por campo magnético cambiante con el
tiempo. (a) En una espira conductora en un campo magnético cualquiera. (b) En una
bobina "S" debido al campo magnético de corriente alterna de la bobina "P".
El mismo principio establece la obtención de tensión inducida en las terminales de
una espira de conductor o (una bobina de N vueltas) cuando ésta es eslabonada por
un campo magnético de magnitud cambiante en el tiempo. Fig. 1.15.
28
Esta última condición se expresa mediante la fórmula
e
En donde
N ddtF
(1.26)
e = Tensión inducida, (volts)
N = Número de vueltas de la bobina
dΦ = Variación de flujo magnético, (Wb)
dt = Tiempo en el cual el flujo varía. (s)
Cuando la expresión anterior se aplica en corriente alterna, se obtiene
E = 4.44 f Bm A N
En donde
(1.27)
E = Tensión inducida en el devanado, (V).
f = Frecuencia, (Hz).
Bm = Valor pico de densidad de flujo magnético
(Inducción magnética)en el núcleo, (T).
A = Sección transversal efectiva del núcleo, (m 2).
N = Número de vueltas del devanado.
29
Ejemplo 1.1
¿Cuál es la tensión inducida en el secundario de un transformador monofásico que
tiene 15 vueltas, Fig. 1.16, Si la densidad de flujo magnético (valor pico) en el núcleo
es de 1.6 Teslas (16000 Gauss) y la sección transversal efectiva del núcleo es 300
cm2? Suponga una frecuencia de 60 Hz.
Fig. 1.16 Características del transformador del ejemplo 1.1
SOLUCION
Se aplica directamente la fórmula (1.27).
Ya que el área del núcleo está dada en cm 2 y la fórmula requiere área en m 2, se
tiene que
A = 300 cm 2 = 0.03 m 2
E = 4.44 x 60 x 1.6 x 0.03 x 15
E = 191.8 Volts
30
b3) Si no se obtienen dos lecturas de tensión nula, cambiar la referencia a X 3 y repetir
las mediciones de tensión.
b4) Si con lo anterior tampoco se obtienen dos tensiones nulas, intercambie la
conexión de dos de las terminales de AT del transformador 2, por ejemplo H' 1 y
H'2, y repita la medición de tensiones secundarias.
b5) Si no obtiene las dos tensiones nulas intercambie ahora H' 1 y H'3 y vuelva a
medir.
b6) Si no obtiene las dos tensiones nulas intercambie H' 2 y H'3, y repita la s
mediciones.
El número máximo de combinaciones distintas es 12 y 48 lecturas de tensión. En
caso de incompatibilidad aparente de los transformadores es preferible realizar el
total de las mediciones.
1.2 Principio del transformador
En la sección anterior se explicó cómo se obtiene tensión inducida por campo
magnético cambiante, con base en la Ley de inducción electromagnética de Faraday.
Esta ley es el punto de partida para el funcionamiento de los transformadores y así
también explica un sin número de fenómenos en otros sistemas eléctricos y
aplicaciones industriales.
31
Fig. 1.17 Dispositivos transformadores de energía eléctrica.
(a) Dos espiras cercanas acopladas con un campo magnético variable. (b) Dos
bobinas con núcleo de aire en corriente alterna (C.A.).a. (c) Un transformador
elemental con núcleo ferromagnético.
Conviene recordar que la esencia de la Ley de Faraday aplicable a transformadores
consiste en que cualquier campo magnético variable en el tiempo que enlaza a una
espira o bobina conductora, induce en ésta una tensión eléctrica (fuerza
electromotriz).
Un transformador es un dispositivo que transforma la potencia eléctrica mediante el
acoplamiento de dos o más circuitos con campo magnético variable en el tiempo. La
Fig. 1.17 muestra algunos ejemplos de dispositivos transformadores. Un dispositivo
transformador que se pretenda opere con la más alta eficiencia, normalmente está
compuesto de un núcleo de material ferromagnético, alrededor del cual se
encuentran devanadas las bobinas conductoras.
32
Si el transformador de la Fig. 1.17(c) consta de dos bobinas, la bobina que recibe la
energía se le llama el primario del transformador o bobina prim aria; a la bobina que
entrega la energía se le conoce como el secundario del transformador o bobina
secundaria.
Fig. 1.18 El transformador elemental. (a) Arreglo físico de núcleo y bobinas de un
transformador. (b) Una forma de representar el transformador. (c) Circuito eléctrico
que simboliza un transformador.
El propósito fundamental de un transformador consiste en elevar o reducir la tensión
o la corriente, lo cual realiza sin modificar la frecuencia de éstos parámetros.
Si en el núcleo del transformador de la figura anterior circula flujo magnético
producido por una corriente alterna, en las bobinas que forman el transformador se
inducen tensiones cuyas magnitudes están dadas directamente por la ley de
Faraday, esto es;
33
En donde
E1 = 4.44 f N1 Bm A
(1.28)
E2 = 4.44 f N2 Bm A
(1.29)
E1 = Tensión primaria, V
E2 = Tensión secundaria, V
f = Frecuencia, Hertz
Bm = Valor pico de la densidad de flujo magnético
En el núcleo, T (o bien Weber/m 2)
A = Sección transversal efectiva del núcleo, m 2
Cualquiera de las expresiones anteriores nos indica que habrá más tensión inducida
si:
a) La bobina tiene más vueltas
b) La frecuencia de la tensión es mayor
c) La densidad de flujo magnético en el núcleo es mayor
d) El área del núcleo es mayor
1.3 El transformador sin carga
La Fig. 1.19 muestra un transformador monofásico conectado a una fuente de C.A.
sin carga conectada al secundario. La corriente que registraría el amperímetro se
denomina la corriente de excitación. La potencia que mediría el wáttmetro es la
potencia de pérdidas en el núcleo del transformador, esto es, una imagen del
calentamiento que produce el flujo magnético de C.A. al circular a través del núcleo.
Estas pérdidas del núcleo se deben fundamentalmente a dos causas:
a) Al fenómeno de histéresis, consistente en el cambio de orientación de las
moléculas del material del núcleo en cada semiciclo de C.A... Este cambio de
orientación produce calor en el material.
34
b) A las corrientes inducidas que se producen en el núcleo al circular un flujo
variable en el tiempo, de acuerdo con la Ley de Faraday, Fig. 1.15.
La corriente de excitación para transformadores de distribución y mayores
generalmente es menor del 3% de la corriente de plena carga del transformador.
Fig. 1.19 Transformador monofásico sin carga y medición de pérdidas en el núcleo y
corriente de excitación.
35
Fig. 1.20 Causas de pérdidas en el núcleo de un transformador. (a) Histéresis: el
cambio de orientación de las moléculas en cada semiciclo de C.A. genera calor. (b)
Corrientes inducidas: la circulación de flujo magnético variable en el núcleo induce
corrientes que producen calor.
36
Supóngase que se tiene un transformador sin carga, cuyo núcleo tiene una sección
transversal fija "A" y número de vueltas en el primario "N1". En estas condiciones Las
pérdidas en el núcleo aumentan si:
a) La tensión primaria aumenta.
b) La frecuencia aumenta.
Si la tensión primaria y la frecuencia son fijas, las pérdidas en el núcleo aumentan si:
a) El área del núcleo disminuye.
b) El número de vueltas del primario N 1 disminuye.
1.4 Circuito equivalente del transformador sin carga
Cuando se desea analizar el comportamiento de un transformador sin carga se
puede recurrir a su circuito eléctrico equivalente.
Se ha establecido que la aplicación de C.A. a una inductancia ocasiona que la onda
de corriente se atrase con respecto a la onda de la tensión aplicada.
Si se toma en cuenta que una inductancia se define como la relación de
eslabonamientos de flujo sobre conductores de corriente, se podrá aceptar que un
transformador en vacío se comporta idénticamente que una inductancia de gran
valor, lo que justifica la magnitud tan pequeña de la corriente de excitación.
Más en detalle, en un transformador sin carga, casi todo el flujo magnético que
produce la bobina primaria recorre el circuito que forma el núcleo y una cantidad
muy pequeña de flujo se cierra mayormente a través del aire o de materiales no
magnéticos (por ejemplo: aceite de transformador) y no recorre el núcleo
ferromagnético.
37
Con base en lo anterior, un transformador en vacío se puede representar tanto por el
circuito equivalente como por el diagrama fasorial mostrados en la Fig. 1.21
Con relación al circuito equivalente, conviene definir sus parámetros:
V1 - Tensión aplicada a la bobina primaria, V.
E1 -Tensión inducida en la bobina primaria, V.
R1 -Resistencia de la bobina primaria, Ohms.
Ld1 -Inductancia de dispersión de la bobina primaria, H.
Lm -Inductancia de magnetización, H.
Rc –Representa una resistencia ficticia (en Ohms) cuyas pérdidas son las del núcleo
del transformador.
Ie -Corriente de excitación, A.
Ic -Corriente de pérdidas en el núcleo, A.
Im -Corriente de magnetización del núcleo, A.
Con respecto al diagrama fasorial cabe hacer notar que:
-La corriente de excitación se atrasa casi 90º con respecto a la tensión aplicada V1.
-La componente dominante de la corriente de excitación es la componente de
magnetización.
-La componente de pérdidas de la corriente de excitación está en fase con la tensión
aplicada.
38
Fig. 1.21 Circuito equivalente y diagrama fasorial del transformador sin carga.
1.5 El transformador con carga
Con relación al transformador de la Fig. 1.22, cuando el interruptor del circuito
secundario está abierto, se tienen las tensiones inducidas E 1 y E2 para el primario y
secundario respectivamente. E 2 también se denomina la tensión secundaria en vacío.
Cuando se cierra el interruptor se observan los fenómenos siguientes:
1) La tensión inducida E 2 hace circular una corriente I2 cuya magnitud depende de la
impedancia Zc que representa a la carga.
2) La corriente secundaria lleva una dirección tal que produce un flujo magnético
'
en el núcleo opuesto al que produce la corriente primaria I1.
3) Cuando el flujo magnético en el núcleo disminuye la tensión inducida E 1 también
disminuye.
4) La tensión E1, ahora menor, se opone menos a la tensión aplicada V 1 y origina
que la corriente I1 aumente en proporción a I2.
5) Al aumentar I1, el flujo magnético en el núcleo vuelve a tomar el valor que tenía
antes de conectar la carga. Es decir, restablece su magnitud original.
39
Una conclusión de lo anterior es que la magnitud de flujo magnético en el núcleo no
se afecta por la magnitud de la carga conectada y en consecuencia las pérdidas en
el núcleo tampoco se afectan.
Fig. 1.22 El transformador con carga y restablecimiento del flujo en el núcleo.
Relación de: vueltas, tensiones y corrientes
La proporcionalidad de las tensiones inducidas con los números de vueltas de las
bobinas, según se desprende de la Ley de Faraday, puede expresarse como
E1
E2
N1
N2
(1.30)
a
A esta relación de tensiones o de vueltas "a" se le conoce como la relación de
transformación. También se puede definir como una relación de corrientes según se
aprecia adelante.
Para ciertos problemas conviene establecer la expresión anterior como:
E1
E2
N1
N2
(1.31)
40
En donde
E1 = Tensión inducida en la bobina 1, V.
E2 = Tensión inducida en la bobina 2, V.
N1 = Número de vueltas de la bobina 1.
N2 = Número de vueltas de la bobina 2.
La proporcionalidad de las corrientes primaria y secundaria se obtiene al observar
que si se desprecia la corriente de excitación en un transformador, los amperevueltas primarios son iguales a los ampere-vueltas secundarios. Esto es,
N1 I1 = N2 I2
(1.32)
De donde se deduce que
I1
I2
N2
N1
(1.33)
O lo que es lo mismo
I1
I2
N2
N1
(1.34)
En donde I1 = Corriente de la bobina primaria, A.
I2 = Corriente de la bobina secundaria, A
N1 y N2, definidas arriba.
41
Las expresiones anteriores tienen su interpretación práctica, que se ilustra con el
siguiente Ejemplo1.2:
Suponga que se tiene un transformador monofásico de 25 KVA, 13200-120 V, y que
se desea conocer la corriente en el lado de alta tensión (AT) cuando se alimenta una
carga en el lado de baja tensión (BT) que demanda 85 amperes.
Solución:
En primer lugar se calcula la relación de tensiones inducidas mediante la expresión
(1.30), que es igual a la relación de vueltas.
N1
N2
13200
110.0
120
Ya que la relación que interesa es N 2/N1, entonces
N2
N1
120
0.009091
13200
La aplicación de (1.34) que define a la corriente I1 proporciona directamente el
resultado deseado. Esto es, la corriente primaria I1 resulta:
I1 = 85 x 0.009091 = 0.7727 A
Como se ilustró en el ejemplo, para conocer la corriente en el lado de AT no se
requiere medirla necesariamente. Basta determinar la relación de vueltas del
transformador y hacer una simple operación con la corriente conocida en el lado de
BT para obtenerla.
Impedancia vista por el primario o por el secundario
Así como se ilustró en el ejemplo anterior cómo la tensión y la corriente de un lado
del transformador constituyen una proporción de la tensión y la corriente del otro lado
del transformador, respectivamente, en algunas aplicaciones conviene saber el valor
42
que una impedancia de carga representa cuando se mide o "se ve" por el primario
del transformador.
La Fig. 1.23 muestra un transformador con una carga representada por una
impedancia Zc Así también se indican vóltmetros y ampérmetros a uno y otro lado
del transformador.
Se recordará que una impedancia cualquiera está definida por la tensión en sus
terminales entre la corriente que pasa por ella. De esta manera, la relación de
tensiones y corrientes medidas en ambos lados del transformador se expresan como
sigue:
Por el lado de la carga (secundario),
ZC
V2
I2
Ohms.
Por el lado de la fuente (primario),
Z'C
V1
I1
Ohms
Z'c es la impedancia de la carga vista desde el primario. Si se comparan las
magnitudes de Zc y Z'c se podrá comprobar que
Z'C ZC
N1
2 ZC x a 2
N2
Ohms
(1.35)
43
Fig. 1.23 Medición de la impedancia de carga con vóltmetro y ampérmetro
directamente en el secundario y también desde el primario.
Es decir, cualquier impedancia en el secundario vista desde el primario puede
determinarse al multiplicar el cuadrado de la relación de vueltas por la impedancia
que está en el secundario.
Circuito equivalente del transformador con carga
La operación de un transformador con carga se puede representar matemáticamente
mediante un conjunto de ecuaciones y también mediante un circuito eléctrico
equivalente. La obtención práctica de este circuito es como sigue:
1) En condiciones de carga, la corriente secundaria origina pérdidas al pasar por los
conductores de la bobina secundaria y así también define su inductancia de
dispersión Ld2. Esta misma situación se presenta en la bobina primaria, Fig.
1.24(a).
2) Si se desea considerar el efecto del núcleo en el circuito equivalente de carga,
este puede plantearse como se indica en la Fig. 1.24(b). Obsérvese que el par de
bobinas encerradas entre líneas punteadas representa un transformador ideal
(transformador sin pérdidas que únicamente transforma tensión y corriente con
base en la relación de transformación), el cual constituye un artificio para obtener
el circuito equivalente deseado.
3) La rama de excitación (la parte del circuito que representa el efecto del núcleo)
puede reubicar su posición sin cometerse un gran error pues la corriente de
excitación en general no excede del 3% de la corriente de plena carga, Fig. 1.24
(c).
44
4) La resistencia e inductancia secundarias se pueden pasar al primario si se les
multiplica por el cuadrado de la relación de vueltas para obtener R' 2 y L'd2. Fig.
1.24 (d).
5) Se obtiene la resistencia efectiva equivalente Re y la reactancia de dispersión
equivalente Xe, Fig. 1.24 (e), de acuerdo con
Re =
R1 + R'2
Ohms
Xe = 6.28 f (Ld1 + L'd2)
Ohms
R'2 = R2 a2
Ohms
L'd2 = Ld2 a2
H
En donde
(1.36)
(1.37)
La impedancia equivalente del transformador expresada en Ohms resulta entonces
Ze
6)
R e2
Xe2
Ohms
(1.38)
Si la carga se pasa al primario se obtiene el circuito equivalente de la Fig. 1.24
(f), en donde
Z'c = Zc a2
Ohms
(1.39)
7) Si se desprecia el efecto del núcleo en condiciones de carga del transformador,
se obtiene el circuito equivalente más simple del transformador con carga
conectada, Fig. 1.24 (g).
45
Fig. 1.24 Obtención del circuito equivalente del transformador con carga
46
Fig. 1.24 (cont.). Obtención del circuito equivalente del transformador con carga
47
Pérdidas de carga e impedancia del transformador
Como consecuencia de conectar una carga secundaria, las corrientes I 1 e I2 alcanzan
una magnitud tal que al pasar por los conductores de las bobinas producen un
calentamiento de éstos denominado efecto Joule. La potencia de pérdidas en las
bobinas está dada por
Pj = I1R12 + I2R2 2
En donde
(1.40)
Pj = Pérdidas por efecto Joule , W.
I1 e I2 ya definidas antes.
R1 = Resistencia óhmica de la bobina primaria, Ohms.
R2 = Resistencia óhmica de la bobina secundaria, Ohms.
Adicionalmente, las corrientes de carga elevan considerablemente la magnitud de los
flujos dispersos. Parte de éstos incide directamente sobre los conductores de las
bobinas y parte sobre elementos conductores fuera de las bobinas, como por
ejemplo: barras, herrajes y tanque. El efecto de estos flujos es la producción de
corrientes inducidas que a su vez generan calor.
Sobre esta base, las pérdidas de carga P cu en un transformador se pueden expresar
como
Pcu = Pj + Pci
(1.41)
En donde la variable por definir Pci representa las pérdidas por corrientes inducidas
tanto en las bobinas como fuera de ellas.
48
Si en lugar de conectar una carga al secundario del transformador, éste se conecta
en cortocircuito y se le aplica una pequeña tensión hasta hacer circular la corriente
nominal del transformador, la única impedancia que limita el paso de la corriente es
la impedancia del transformador. Así también la potencia que se consumiría en este
circuito sería la potencia de pérdidas de carga del transformador. En estas
condiciones las pérdidas del núcleo son despreciables ya que como la tensión
aplicada es muy pequeña, el flujo magnético en el núcleo también es muy pequeño y
las pérdidas que causa son despreciables. Este es el principio de la medición de
pérdidas de carga del transformador, Fig. 1.25.
Esta misma conexión del transformador es útil para definir el por ciento de
impedancia
(%Z)
que
aparece
en
las
placas
de
características
de
los
transformadores de distribución y de potencia. Se define el % de impedancia como el
porcentaje de la tensión nominal que se aplica a un transformador con el secundario
en corto circuito para hacer circular la corriente nominal. Esto se expresa por
%Z
En donde
Vz
100
Vn
(1.42)
Vz = Tensión de impedancia (tensión aplicada que
Hace circular la corriente nominal), V.
Vn = Tensión nominal del transformador, V.
También el % de impedancia puede interpretarse como el porcentaje de la tensión
respecto a la tensión nominal, que se cae en la impedancia equivalente del
transformador cuando existe corriente de carga.
49
Fig. 1.25 Pérdidas de carga e impedancia del transformador. (a) Transformador en
cortocircuito con equipos para medir pérdidas de carga e impedancia. (b) Circuito
equivalente correspondiente.
Para conocer el % de impedancia no es necesario hacer circular la corriente nominal;
se puede obtener con cualquier nivel de corriente de carga. Para esto, el secundario
del transformador se debe poner en cortocircuito, se aplica cualquier tensión
pequeña, y se miden las magnitudes de tensión y corriente primarias.
Puesto que el transformador está en cortocircuito la impedancia medida es la
impedancia del transformador expresada en Ohms, es decir,
%Ze
En donde
V1
100
I1
Ohms
(1.43)
Ze = Impedancia equivalente del transformador, Ohms.
V1 = Tensión aplicada, V.
I1 = Corriente medida, A.
50
Existe una relación entre la impedancia equivalente Ze y su porcentaje %Z, dado por
la fórmula
P
%Z Ze 2 100
Vn
(1.44)
En donde P = Potencia del transformador a la cual se desee calcular el % de
impedancia. Si se desea a la potencia nominal, entonces P es la potencia nominal
expresada en VA.
Vn = Tensión nominal del lado por donde se alimente el transformador, V.
El mismo valor de %Z se obtiene si P se expresa en KVA y Vn en KV.
Regulación de tensión
Es muy común observar que a medida que la carga conectada a un transformador
aumenta, la tensión secundaria disminuye en mayor o menor grado. Esto se debe a
que parte de la tensión de la fuente "se cae" dentro del mismo transformador (en la
impedancia equivalente) y entonces la tensión secundaria se reduce. Este fenómeno
se manifiesta siempre y cuando la carga sea de factor de potencia unitario o atrasado
(cargas resistivas e inductivas), Fig. 1.26. Ante cargas capacitivas la tensión
secundaria tiende a aumentar.
51
Fig. 1.26 Regulación de tensión en el transformador con carga de F.P. unitario y F.P.
atrasado. A más corriente la caída de tensión en la impedancia del transformador
aumenta y la tensión V2 se reduce.
El concepto de regulación cuantifica la variación de la tensión
secundaria del
transformador desde su estado sin carga hasta su estado de plena carga y se define
como
% Reg
E 2 V2
(1.45)
100
V2
En donde
%Reg = Por ciento de regulación del transformador
E2 = Tensión secundaria sin carga, V.
V2 = Tensión secundaria con carga, V.
La regulación también se puede calcular con otras fórmulas que dependen de la
impedancia y del factor de potencia de la carga. Los porcentajes típicos de
regulación a carga nominal y F.P. unitario en general no exceden 2%. Sin embargo si
el F.P. cambia por decir a 0.8 el porcentaje de regulación se puede incrementar
hasta 7 veces el valor con F.P. unitario.
Eficiencia del transformador
Es un concepto directamente relacionado con las pérdidas del transformador. A más
pérdidas menos eficiente. La eficiencia se define como la relación de la potencia que
entrega el transformador entre la potencia que recibe de la fuente. Se acostumbra
expresarla en por ciento y está dada por la fórmula:
Eficiencia
Potenciade salida
100
Potenciade salida pérdidas
52
(1.46)
En transformadores de distribución y potencia la eficiencia máxima generalmente
ocurre alrededor del 60% de la carga. Si el factor de potencia se atrasa, la eficiencia
se reduce.
La eficiencia en transformadores de distribución y potencia es bastante alta. Varía
desde alrededor de 97.7% en pequeñas capacidades y supera 99% en grandes
capacidades.
1.6 Conexiones trifásicas más comunes
Existe una gran variedad de conexiones trifásicas, sin embargo, en la práctica un
altísimo porcentaje de las aplicaciones utilizan la conexión DELTA y la conexión
ESTRELLA. La aplicación de estas otras conexiones en los transformadores toman
como base, entre otros factores los siguientes:
a) Los niveles de tensión y de corriente a emplear
b) La factibilidad de alimentar cargas monofásicas
c) La posibilidad de detectar o liberar fallas
d) La capacidad de manejar cargas desequilibradas
e) Ferroresonancia
f) El tipo de núcleo
g) Confiabilidad de suministro
Fig. 1.27. Conexiones trifásicas: (a) Delta y (b) Estrella
53
Conexión Delta
Es una conexión que se forma al unir terminales de bobinas de polaridades distintas.
Fig. 1.27.
En esta conexión la tensión de línea es la misma que la de fase, y la corriente de
línea es 1.732 veces la corriente de fase.
Conexión Estrella
En esta conexión se unen tres terminales de las bobinas que tienen la misma
polaridad y forman lo que se llama el neutro de la conexión. Las corrientes de línea y
de fase son iguales, y la tensión de línea es 1.732 veces la tensión por fase o tensión
al neutro.
Grupos de conexión
Existe una gran variedad de alternativas en cuanto a la forma de conectar las
bobinas primarias y secundarias. La combinación de la conexión primaria y la
conexión secundaria define un grupo de conexión. Los grupos de conexión más
empleados son:
a) Delta - Estrella (Y)
b) Delta - delta
c) Estrella - estrella
La Fig. 1.29 presenta los arreglos de conexiones de acuerdo a la Norma ANSI y la
Fig. 1.30 según normas IEC.
La Fig. 1.28 ejemplifica como se forma eléctricamente la conexión DELTAESTRELLA, con el delta adelantado 30º respecto de la estrella.
54
Se supone un núcleo de tres piernas. Las bobinas que se devanan en la misma
pierna, fasorialmente se representan paralelas. Es usual que las bobinas primaria y
secundaria se devanen en el mismo sentido.
Fig. 1.28 Conexión delta - estrella. (a) Circuito de conexión. (b) Diagrama fasorial.
Cálculo de la corriente en un transformador trifásico
La corriente de línea IL en cualquier conexión trifásica balanceada se calcula con la
fórmula
IL
P
1.732VL
En donde
A
(1.47)
P = Potencia del transformador en VA.
VL = Tensión de línea, V.
IL = Corriente de línea, A.
55
Si la conexión fuera delta, la corriente por fase IF sería simplemente
IF = IL/1.732
A
(1.48)
Fig. 1.29 Algunos grupos de conexión de transformadores trifásicos según normas
ANSI
56
Fig. 1.30 Algunos grupos de conexión según normas IEC
57
Operación de transformadores en paralelo
Dos o más transformadores pueden conectarse en paralelo para alimentar una carga
común. Prácticamente hay dos formas de conexión en paralelo:
a) Primarios independientes con secundarios en paralelo. Este esquema es el típico
de las plantas generadoras, Fig. 1.30 (a).
Fig. 1.31 Operación de transformadores en paralelo. (a) Primarios independientes y
secundarios en paralelo. (b) Primarios y secundarios en paralelo. Este esquema
probablemente es el más común a nivel industrial y de subestaciones de
transformación, Fig. 1.31 (b)
58
Los requisitos fundamentales para llevar a cabo la conexión en paralelo son los
siguientes:
1) Si los transformadores van a acoplar redes primarias diferentes, por ejemplo de
diferentes generadores, éstas deben operar a la misma frecuencia.
2) El desfasamiento entre tensiones primarias y secundarias debe ser el mismo en
ambos transformadores, aunque las conexiones trifásicas no sean las mismas.
3) Los secundarios deberán tener la misma secuencia de fases.
4) Iguales tensiones secundarias de línea (tensiones de vacío). Si los primarios
están también en paralelo las tensiones primarias de línea también deber n ser
iguales.
5) Es deseable que los porcentajes de impedancia sean iguales.
Método práctico para evaluar la posibilidad de conexión en paralelo de dos
transformadores
Supóngase el caso de conectar en paralelos tanto primarios como secundarios de
dos transformadores cuyas tensiones de línea son iguales.
a) Transformadores monofásicos
En este caso lo único que se debe verificar es que la polaridad de las tensiones
secundarias sea la misma, Fig. 1.31 (a). Para esto, proceda como sigue:
a1) Conecte los primarios a la misma fuente.
a2) Conecte dos terminales secundarias, por ejemplo X 1-X1'.
a3) Mida la tensión entre las terminales secundarias restantes.
59
a4) Si la tensión medida es nula, estas terminales pueden conectarse en paralelo.
a5) Si la tensión no es nula (entonces ser el doble de la tensión secundaria),
intercambiar terminales secundarias del transformador 2 para formar el paralelo
con X1-X'2 y X2-X'1.
En este caso deben verificarse tanto la compatibilidad de desfasamientos primarios y
secundarios y la secuencia de identificación de terminales.
Para realizar lo anterior tome como referencia la Fig. 1.32 (B) y siga las instrucciones
a1), a2), a3) y continúe como sigue:
b1) Si de las cuatro mediciones se obtienen dos de tensión nula, bastar conectar las
terminales entre las cuales haya tensión nula para completar el paralelo.
b2) Si lo anterior no se logra, cambiar la referencia del transformador 1 a la terminal
X2 (quedan unidas X 2 y X'1) y se repiten otras cuatro mediciones
entre las
terminales secundarias restantes.
b3) Si no se obtienen dos lecturas de tensión nula, cambiar la referencia a X 3 y repetir
las mediciones de tensión.
b4) Si con lo anterior tampoco se obtienen dos tensiones nulas, intercambie la
conexión de dos de las terminales de AT del transformador 2, por ejemplo H' 1 y
H'2, y repita la medición de tensiones secundarias.
b5) Si no obtiene las dos tensiones nulas intercambie ahora H' 1 y H'3 y vuelva a
medir.
b6) Si no obtiene las dos tensiones nulas intercambie H' 2 y H'3, y repita la s
mediciones.
60
El número máximo de combinaciones distintas es 12 y 48 lecturas de tensión. En
caso de incompatibilidad aparente de los transformadores es preferible realizar el
total de las mediciones.
Fig. 1.32 Método práctico para evaluar la posibilidad de conexión de transformadores
en paralelo. (a) Transformadores monofásicos. (b) Transformadores trifásicos.
61
CAPITULO II
COMPONENTES INTERNOS DEL
TRANSFORMADOR
62
2. Componentes internos del transformador
Independientemente de la potencia, número de fases o cualquiera que s ea el
transformador que se trate, siempre estará constituido por dos o más bobinas por
fase, ya sea de cobre o aluminio alrededor de un núcleo ferromagnético de alta
permeabilidad, separadas mediante aislamientos y en algunos casos todo este
conjunto sumergido en aceite mineral de propiedades aislantes especiales. Fig. 2.1
Fig. 2.1 Partes principales de un transformador de gran potencia sumergido en
aceite. (1) Núcleo, (2) Devanados B.T. (3) Devanados A.T. (4) Bobinas de regulación,
(5) Conductores, (6) Vigas de prensado del núcleo (7) Cambiador de derivaciones
bajo carga.
63
2.1. El núcleo
Al momento existen básicamente dos materiales para la fabricación de núcleos de
transformadores: acero al silicio y acero amorfo.
Acero al silicio
Este material es una aleación de hierro y silicio con bajo contenido de carbón. Es el
material tradicionalmente empleado en núcleos de transformadores. Se fabrica en
espesores desde 0.18 mm hasta aproximadamente 0.64 m. El acero al silicio se
fabrica con grano orientado o con grano no orientado.
El acero con grano orientado posee muy buenas propiedades magnéticas en el
sentido de orientación dado a las partículas de la l mina. Esto significa que cuando el
flujo magnético circula en la dirección de orientación del grano las pérdidas
(calentamiento) en el material son muy bajas. Si el flujo circulara perpendicular a la
orientación del grano, el material experimentaría pérdidas muy superiores a las
producidas en el sentido de orientación.
Este es el material tradicionalmente
empleado en transformadores de distribución y de potencia. El más popular es el tipo
denominado M-3 (por la compañía ARMCO) de 0.23 mm (0.009").
El
acero
con
grano
no
orientado
conserva
las
mismas
propiedades
independientemente de la dirección del flujo a través de la l mina, y sus pérdidas son
mayores que las del acero orientado. Este tipo de acero conviene aplicarlo en
sistemas
en
los
cuales
las
trayectorias
del
flujo
magnético
no
son
predominantemente en la misma dirección, tal como sucede en las máquinas
rotatorias. El espesor mínimo de este tipo de acero es 0.35 mm (0.14").
64
Acero amorfo
Es un material cuyo desarrollo se intensificó a partir de la década de los ochentas.
Está compuesto por hierro y otros elementos entre los que predomina el boro.
Físicamente es de estructura sumamente frágil similar a la de un vidrio muy delgado.
Debido a las limitantes de fabricación difícilmente se han alcanzado espesores del
orden de 0.13 mm. y por tanto la manufactura de núcleos no es simple.
Este material posee excelentes propiedades magnéticas en cualquier dirección. Las
pérdidas por unidad de peso pueden alcanzar la cuarta parte de las pérdidas del
acero al silicio tipo M-4 de 0.28 mm. En los Estados Unidos de Norteamérica hay
varias decenas de miles de transformadores de distribución operando en zonas en
las cuales el costo de la energía es sumamente elevado. Recientemente se anunció
el desarrollo de un transformador de 3000 KVA con acero amorfo, el cual
probablemente es el inicio de la aplicación de este material en transformadores de
potencia.
Núcleos típicos empleados en la industria de los transformadores
Se conocen dos tipos fundamentales de núcleos en cuanto a su relación de
ensamble con las bobinas, estos son el tipo columnas y el tipo acorazado, Fig.2.2.
Núcleo tipo columnas. Es aquél en el que las bobinas rodean al circuito magnético.
Se usan en todo tipo de capacidades. La sección transversal puede ser rectangular
hasta aproximadamente 10 MVA. La sección cruciforme (o escalonada) se emplea
tanto en transformadores de distribución como de potencia.
65
(a) Acorazado monofásico, apilado
(b) Columnas monofásico, enrollado
(c) Acorazado trifásico 5 piernas, enrollado
(d) Columnas trifásico 4 piernas, apilado
(e) Columnas trifásicas 3 piernas, apilado
Fig. 2.2 Algunos tipos de núcleos más comunes en transformadores
Núcleo tipo acorazado. Es aquél en el que el circuito magnético rodea a las bobinas.
Los núcleos monofásicos de este tipo se usan en transformadores de distribución.
Los hay de sección rectangular y sección cruciforme. En transformadores de tipo
horno y de grandes potencias también se emplean los núcleos tipo acorazado
(geometría no mostrada en la Fig. 2.2).
Por su forma de ensamblar las láminas los núcleos pueden ser de dos tipos:
enrollado y apilado.
66
Núcleo enrollado. Se forma de un rollo de lámina continua al cual se le hace un corte,
Fig. 2.3. Las láminas cortadas se acomodan y traslapan nuevamente en rollo.
Mediante prensas y moldes se obtienen las dimensiones especificadas y finalmente
se recose. Usualmente son de sección rectangular. Este núcleo es muy popular en
transformadores
de
distribución
y
se
emplea
en
transformadores
hasta
aproximadamente 1500 KVA.
Núcleo apilado. Se forma de varias láminas cortadas y apiladas en grupos. En
núcleos de sección transversal rectangular usualmente se requieren 3 o 4 piezas
para constituir piernas y yugos, Fig. 2.4. En núcleos de sección transversal
cruciforme se requieren 3 o 4 piezas por escalón de núcleo. Este arreglo de núcleo
se puede encontrar en todo tipo de capacidades.
Fig. 2.3 Fabricación del núcleo enrollado. (a) Toroide de lámina continúa. (b) Corte.
(c) Traslape. (d) Formado. (e) Recocido.
Porqué se utilizan láminas delgadas en los núcleos
En los párrafos sucesivos se supondrá que los núcleos de transformadores están
construidos con acero al silicio, salvo se indique lo contrario.
67
Se recordará que un campo magnético variable como lo es el flujo magnético que
circula en el núcleo de un transformador, produce calor (pérdidas en el núcleo).
Suponga el núcleo de la Fig. 2.6. Si este núcleo es macizo, las corrientes inducidas
producidas por el flujo magnético de C.A. siguen la trayectoria más fácil (más corta) y
por lo tanto son de gran magnitud. Si el núcleo se forma de láminas aisladas entre si
las corrientes inducidas circulan ahora independientes en cada lámina. De esta
manera "se obliga" a que las corrientes inducidas sigan una trayectoria más larga (de
mayor resistencia eléctrica) y por tanto sean pequeñas. Por esta razón es que los
núcleos de los transformadores están formados de láminas delgadas cubiertas con
una película de óxido u otro material aislante que contribuye a aislarlas
eléctricamente una de otra.
Fig. 2.4 Núcleo apilado. (a) Láminas cortadas y grupos de ensamble. (b) Aspecto
físico de núcleo terminado
68
Fig. 2.5 Muestras de núcleos empleados en transformadores de potencia
Fig. 2.6 Reducción de pérdidas por corrientes inducidas al utilizar núcleos laminados.
(a) Corrientes inducidas en un núcleo macizo. (b) Corrientes inducidas en un núcleo
de láminas.
69
Ruido en el núcleo
Tal como sucede en un electroimán de C.A. cuando se aplica corriente a la bobina,
las dos partes del electroimán tienden a juntarse. Esto se debe a que el flujo
magnético que circula, establece polos magnéticos contrarios (norte y sur) entre las
partes del electroimán y se manifiesta una fuerza de atracción entre ellas.
Si se graficara esta fuerza en función del tiempo se observaría que tiene una forma
pulsante sinusoidal y unidireccional. Esto significa que la fuerza entre partes pasa
desde cero a un valor máximo en unos cuantos milisegundos. Es obvio entonces que
en ciertos instantes no existe fuerza entre partes, mientras que en otros, la fuerza es
máxima. Este fenómeno es la causa principal de ruido entre polos de un electroimán
y entre láminas que conducen flujo magnético en los transformadores.
La inmensa mayoría de los núcleos de los transformadores están formados por
láminas enrolladas o apiladas, que de una u otra manera quedan separadas una
pequeña distancia. Un fenómeno como el del electroimán anterior es el que se
presenta entre las láminas del núcleo, las cuales están sometidas a fuerzas de
atracción que contribuyen al ruido y a la vibración del transformador.
Magnetostricción. Es un fenómeno que consiste en que cuando una lámina
ferromagnética conduce flujo magnético, ésta se contrae ligeramente (sólo unas
cuantas micras/cm). Debido a que en los transformadores el flujo cambia de
magnitud según la frecuencia, usualmente 60 Hz, las láminas del núcleo se contraen
y se alargan a un ritmo del doble de la frecuencia. Esta es otra causa de ruido
audible en el transformador.
70
Precauciones de manufactura y rearmado de núcleos.
El conocimiento de las causas que deterioran la lámina del núcleo así como de los
fenómenos que se presentan en el transformador, permiten establecer las siguientes
recomendaciones de manufactura y rearmado de los núcleos:
1) La lámina de acero eléctrico no debe ser golpeada innecesariamente. En algunos
casos podrá usarse un martillo de hule.
2) Los cortes de la lámina deben ser lo más precisos posibles de manera que no
causen rebabas que puedan formar vueltas en cortocircuito a través de las
láminas del núcleo.
3) Las uniones deberán ser traslapadas y con la menor separación posible entre
láminas. Los claros excesivos aumentan la corriente de excitación.
4) En un núcleo cruciforme conviene identificar y registrar las diferentes piezas que
lo forman.
5) Cualquier paquete de láminas deber aislarse mediante cartón o madera para
evitar que algún herraje forme cortocircuito con algunas láminas del núcleo. Este
aislamiento también contribuye a reducir la vibración y el ruido del transformador.
6) Si alguna lámina se ha oxidado por humedad y es factible reutilizarla, ésta deber
limpiarse perfectamente para aplicarle algún barniz que sustituya el aislamiento
original.
7) La puesta a tierra del núcleo se efectúa mediante una cinta de cobre insertada
entre las láminas del núcleo y se conecta en un solo punto, usualmente en el
herraje superior. Hacerlo en más de un punto puede formar vueltas en
cortocircuito.
71
8) Si se trata de un transformador en reparación, por seguridad vale la pena medir
las pérdidas del núcleo sin las bobinas originales.
9) En el caso de que se trate de un núcleo con tornillos metálicos pasados, estos
deberán aislarse perfectamente para evitar formar vueltas en cortocircuito con las
láminas.
Sujeción del núcleo. La sujeción mecánica del núcleo tiene como propósito garantizar
su integridad como conjunto de tal manera que se pueda levantar y soportar los
esfuerzos de cortocircuito transmitidos por las bobinas. En transformadores de
distribución, la sujeción
es muy simple, y puede estar constituida por flejes o
pequeños marcos estructurales que aseguran la rigidez mecánica necesaria. En
transformadores de potencia de tres columnas generalmente los núcleos se sujetan
mediante canales que aprietan a los yugos superiores e inferiores y estos canales se
unen a través de placas de acero localizadas entre la bobina interior y el núcleo o
bien mediante birlos exteriores. Fig. 2.7.
Uso de tornillos en el núcleo. El uso de pernos o tornillos metálicos que atraviesan la
sección transversal del núcleo ocasionan concentraciones locales de flujo magnético
que causan pérdidas adicionales. Estos tornillos se llegan encontrar en algunos
transformadores de más de 10 MVA, aunque esto no es ninguna regla. En el caso de
algunos fabricantes, desde hace algunos años, estos tornillos se han sustituido por
cintas de fibra de vidrio impregnadas con resina termofraguante que se colocan
alrededor del núcleo.
72
(
b
)
(c)
Fig. 2.7. Núcleo trifásico tipo columnas con tornillos de sujeción aislados.
73
Obsérvese que el núcleo debe aislarse totalmente de los herrajes que lo sujetan (c)
para posteriormente conectarlo a tierra en un punto único.
Puesta a tierra del núcleo
El núcleo, herrajes y tanque de un transformador deben estar al mismo potencial de
tierra tanto por seguridad personal como por seguridad del transformador. Si el
núcleo no está a tierra, durante la operación normal se inducen en éste cargas
eléctricas, las cuales pueden causar descargas parciales en algunos aislamientos
que tarde o temprano desencadenar una falla franca y además ocasionan
interferencia en sistemas de comunicación. Si el transformador recibiera una
descarga atmosférica o se le aplicara una prueba de impulso de rayo, el potencial
que adoptaría el núcleo es impredecible y se pueden presentar diferencias de
potencial de mucha mayor magnitud a las previstas y ocurrir una falla. Para evitar
corrientes inducidas indeseables o vueltas parciales en cortocircuito, el núcleo debe
conectarse a tierra solamente en un punto. Fig. 2.8.
Fig. 2.8 Conexión del núcleo a tierra. (a) Correcta, (b) Incorrecta.
74
2.2 Devanados de transformadores
Conductores empleados en los devanados (bobinas)
Los materiales conductores que se utilizan en transformadores son el cobre y el
aluminio, de acuerdo con las presentaciones siguientes:
a) Alambre de sección transversal circular. Es más común de cobre aunque también
se fabrica con aluminio. El aislamiento usual de estos conductores es algún
esmalte a base de resinas, sin embargo,
puede encontrarse con forro de
algodón, fibra de vidrio, etc.
b) Alambre de sección rectangular (cinta o solera) de cobre o aluminio. Estos
conductores tienen esquinas redondeadas y se aplican ya sea con forro de papel
o bien esmaltadas en transformadores de distribución y de potencia. En función
del tipo de bobina se pueden manejar 30 o más conductores en paralelo.
c) Lámina de cobre o aluminio. Más común de aluminio, generalmente se utiliza
desnuda con un aislamiento entre vueltas adecuado a la temperatura de
operación del equipo. Se aplica en devanados de BT y de manera natural
minimiza las fuerzas de cortocircuito verticales en las bobinas. Pueden emplearse
hasta 5 láminas por vuelta (5 láminas en paralelo).
Tipos de bobinas empleadas en transformadores
Existe un buen número de tipos de bobinas empleadas en transformadores. Esto es
de acuerdo con la facilidad de manufactura, capacidad del transformador,
característica de enfriamiento, comportamiento ante cortocircuito o ante impulsos de
rayo, etc.
75
Geométricamente se manejan tres tipos de bobinas, Fig. 2.9:
a) Circular. Se encuentra en transformadores de distribución y de potencia y es de
construcción robusta. Obliga a utilizar núcleo de sección cruciforme que en
transformadores pequeños no se justifica.
b) Rectangular. No tan robusta que la circular, se ha empleado en transformadores
de hasta 10MVA.
c) Rectangular plana (galleta). Se forma con solera. Sobre un molde rectangular el
conductor se devana sobre sí mismo hasta lograr la apariencia mostrada en la
Fig. 2.9 (c). Una fase de devanado se forma por varias de estas bobinas en serie
o paralelo. Este tipo de bobina se puede encontrar en transformadores de más de
10 MVA.
En transformadores con bobinas concéntricas se emplean los siguientes tipos de
bobinas:
1) Bobina tipo capas de alambre. Puede ser circular o rectangular y emplear
alambre redondo o solera de cobre. El conductor se devana de un extremo a otro
de la bobina hasta formar una capa. El proceso se repite para formar capas
posteriores. Entre capas adyacentes de conductores se coloca una capa de
aislamiento.
(a)
(b)
(c)
Fig. 2.9 Formas geométricas de las bobinas más utilizadas en transformadores. (a)
Circular. (b) Rectangular. (c) Plana.
76
Fig. 2.10 Bobina tipo "capas". Izquierda: BT-lámina de aluminio, AT -alambre de
cobre. Derecha: BT solera de cobre, AT-alambre de cobre
Entre algunas capas también se colocan separadores para formar ductos de
enfriamiento. Se utilizan tanto en bobinas de BT como de AT en capacidades de
hasta 10 MVA, Fig. 2.10.
2) Bobina tipo capas de lámina. Generalmente es rectangular con lámina de
aluminio. Cada vuelta de lámina equivale a una capa y se usa en devanados de
BT para altas corrientes. Como se mencionó antes, el uso de lámina en alguno de
los devanados del transformador, minimiza los componentes verticales de fuerzas
de cortocircuito.
3) Tipo "donas" (secciones de capas). En general se usa conductor redondo. Se
devana en pequeñas capas que posteriormente se conectan para obtener el total
de vueltas por bobina. Es común encontrarla en devanados de AT de
77
transformadores de distribución. Presenta mayor riesgo de falla ante impulsos de
rayo que las bobinas de capas completas. Estas bobinas tienen la ventaja de que
se pueden reparar fácilmente.
4) Bobinas de secciones. Sobre un tubo de devanado, el conductor (o conductores)
se devana sobre sí mismo para formar lo que se denomina una "sección". Hay
varios tipos de bobinas de secciones. En función de la corriente y tensión
requerida se utiliza un tipo específico de bobina. Para corrientes menores que
300 A es muy común la bobina denominada "continua". Para corrientes entre
1000 y 3000 A se puede usar una bobina "helicoidal". Y para tensiones de 115 KV
y superiores se emplean bobinas de alta capacitancia serie. La Fig. 2.11 muestra
ejemplos de estas bobinas.
Fig. 2.11 Dos tipos de bobinas: Izquierda bobina tipo plana, derecha: bobina
continua.
78
Derivaciones cambiadores de derivaciones
Se recordará que la tensión secundaria de un transformador varía de acuerdo con la
magnitud de la carga conectada. El mismo fenómeno de regulación del
transformador se manifiesta a nivel de sistema de distribución o de transmisión.
Con el propósito de que las cargas conectadas a un sistema reciban la tensi ón más
próxima al valor nominal, se deben prever medios de ajuste del valor de la tensión.
Una forma de hacerlo es mediante las derivaciones de los transformadores. Las
derivaciones de los transformadores son un conjunto de terminales que permiten
aumentar o disminuir las vueltas de un devanado del transformador.
Esta maniobra se realiza mediante un dispositivo integrado al transformador
denominado cambiador de derivaciones y puede llevarse a cabo con o sin carga. La
gran mayoría de los transformadores tienen cambiador de derivaciones para
operación sin carga. Fig. 2.12.
Fig. 2.12 Cambiadores de derivaciones sin carga. Izquierda para transformador de
potencia, de recha: para transformador de distribución
El hecho de variar el número de vueltas de un devanado del transformador influye
directamente sobre la tensión secundaria. Generalmente las derivaciones (para
cambio sin carga) se encuentran en el lado de AT. Así, en las placas de datos de los
79
transformadores es común encontrar diagramas como el de la Fig. 2.13, que muestra
la identificación de las derivaciones y su tensión asociada.
1
2
3
4
5
6
7
8
CAMBIADOR DE DERIVACIONES
POSICION
CONECTA
VOLTS
1
4-5
13860
2
3-5
13530
3
3-6
13200
4
2-6
12870
5
2-7
12540
Fig. 2.13 Ejemplo de información de placa de datos de un transformador que indica
la identificación y la magnitud de las tensiones de las derivaciones de un devanado.
Es muy común encontrar transformadores con devanados de AT cuyas tensiones
(tensión nominal y derivaciones) se especifiquen como por ejemplo: "13200 volts
2
derivaciones del 2.5% cada una". Esto significa que en realidad el devanado de AT
del transformador debe estar previsto para obtener las tensiones: 13860-1353013200-12870-12540 volts.
Las derivaciones de una bobina se sacan usualmente en su parte media. La Fig. 2.14
muestra como se realiza esto en una bobina de capas y en otra de secciones. Dichas
derivaciones se conectan directamente al cambiador de derivaciones.
80
Fig. 2.14 Salida de las derivaciones en una bobina de: (a) tipo capas, (b) tipo
secciones
Cambiador de derivaciones bajo carga
Constituyen una forma de ajustar la magnitud de voltaje secundario del
transformador bajo cualquier condición de carga y de manera automática. Estos
equipos disponen de sensores de voltaje y corriente que ante referencias
determinadas
pueden
corregir
instantáneamente
el
voltaje
de
salida
del
transformador. El margen de ajuste de voltaje alcanza ±22%. Fig. 2.15.
Transposiciones en bobinas
En bobinas que utilizan varios conductores en paralelo por vuelta se debe cuidar que
cada uno de estos mida aproximadamente la misma longitud. Supóngase el caso de
una bobina de 2 soleras por vuelta, Fig. 2.16. Si estas se colocan axialmente una al
lado de otra, ambas tendrán la misma longitud y cada una de ellas llevar la mitad de
la corriente de la bobina. Si las soleras se colocan encimadas a lo largo de todas las
capas del devanado, la longitud de la solera de encima ser mayor que la de la
solera de abajo
81
Esto implica que el conductor de arriba tenga mayor impedancia que el conductor de
abajo. El resultado de esta situación es que cuando circule la corriente en la bobina,
el conductor inferior llevar mayor corriente que el conductor superior.
Fig. 2.15 Cambiador de derivaciones bajo carga. (a) Conmutador para operación bajo
carga tipo resistivo, (b) Mando a motor del conmutador, (c) Conmutador para
operación bajo carga tipo reactivo, extinción en vacío.
Para evitar el problema anterior, cuando se tiene más de un conductor en sentido
radial por vuelta, se deben efectuar cambios de posición o transposiciones de los
conductores que aseguren que los conductores de una vuelta tienen la misma
longitud.
En bobinas tipo capas las transposiciones se realizan al final de alguna capa. En
bobinas tipo secciones se realizan cada determinado número de secciones. Si dichas
transposiciones no se realizan, la consecuencia será un incremento de pérdidas de
carga.
82
Pérdidas de carga del transformador en la práctica
Se ha planteado anteriormente que las pérdidas de carga en el transformador se
deben tanto a efecto Joule como a las corrientes inducidas del flujo disperso de la
corriente de carga. Estas últimas pueden representar menos de 5% de las pérdidas
por efecto Joule en transformadores de distribución, sin embargo en transformadores
de potencia la cifra puede ser mayor.
Fig. 2.16 Transposición de conductores radiales en una bobina de capas. (a) Para 2
conductores. (b) Para 3 conductores. (c) Arreglo alternativo para 3 conductores.
Pérdidas por corrientes inducidas dentro y fuera de las bobinas. La Fig. 2.17
muestra una distribución de flujo magnético debido a la corriente de carga (flujo
disperso). Como regla práctica, en todo elemento conductor sobre el cual incida flujo
magnético variable (en este caso de C.A.), se producirán pérdidas (habrá
calentamiento). Sobre esta base, puede apreciarse en la figura, que muchas líneas
inciden sobre muchos conductores de las bobinas. Este hecho produce un efecto
adicional al efecto Joule.
83
Las pérdidas por corrientes inducidas en conductores (en cualquier metal) dependen
de: la magnitud del campo magnético disperso, de la frecuencia de operación y del
área del conductor expuesta al campo magnético. Sobre esta base estas pérdidas
se presentan en elementos tales como:
a) Herrajes. Ya sea por el campo magnético de la bobina o por el de barras o
conductores de alta corriente.
b) Tanque. Se producen por el flujo magnético disperso de las bobinas que incide
en el tanque. También alrededor de boquillas de alta corriente.
En transformadores de gran potencia se llegan a utilizar "pantallas magnéticas" para
reducir las pérdidas en el tanque. Dichas pantallas pueden ser grandes láminas de
cobre o paquetes de lámina de acero eléctrico que se colocan cerca o sobre las
paredes del tanque.
En la medición de pérdidas de carga de un transformador, el wáttmetro indicaría una
lectura equivalente a:
 Pérdidas por efecto Joule
 Pérdidas por corrientes inducidas en bobinas
 Pérdidas por corrientes inducidas fuera de las bobinas
84
Fig. 2.17 Pérdidas por corrientes inducidas en el transformador. Se deben al flujo
magnético de la corriente de carga.
Recomendaciones al redevanar bobinas.
Las siguientes recomendaciones consideran la posibilidad de que el devanado de
una bobina sea por necesidad de una reparación.
1) Se debe disponer de las especificaciones de fabricación (información escrita) que
indiquen materiales, vueltas, aislamientos, etc. que permitan construir la bobina.
85
2) Verificar la existencia de materiales necesarios.
3) Fabricación de tubos de cartón. Se deben evitar uniones a tope. Los tubos deben
contar con un traslape.
4) La tensión del conductor al devanar debe ser la recomendada de acuerdo al área
de la vuelta de conductores.
5) Debe evitarse hacer raspaduras cuyas rebabas se alojen en la bobina misma.
Estas partículas metálicas pueden ser causa de fallas severas.
6) Las soldaduras en conductores de bobinas deben realizarse de manera de
asegurar que no se queden partículas de carbón en la bobina.
7) Las vueltas de la bobina deberán ser exactas de acuerdo a la especificación. En
bobinas de BT de menos de 600 volts, un error de una fracción de vuelta puede
hacer que el transformador no cumpla con la tolerancia de relación de
transformación, que es de
0.5%.
8) El aislamiento radial entre bobinas de AT y BT (aislamiento alta-baja), debe
cumplir rigurosamente con el valor especificado, ya que la impedancia del
transformador es sumamente sensible a esta distancia.
9) Los ductos especificados deben respetarse tanto en cantidad como en ubicación,
debido a que el diseño del enfriamiento del transformador así lo requiere.
10) Las alturas de las bobinas deben cumplirse según se especifique. En
transformadores en los cuales ambas bobinas (BT Y AT) sean de alambre o
solera, es ideal que las alturas de conductor a conductor definitivas sean
exactamente iguales. Esto reduce las fuerzas axiales de cortocircuito en bobinas.
86
11) En bobinas circulares de transformadores de potencia, generalmente las bobinas
se comprimen axialmente a una fuerza equivalente a la que se produciría en un
cortocircuito.
12) Cuando se empleen pantallas electrostáticas ya sea para aislamiento o para
mejorar la distribución de tensión de impulso de rayo, debe cuidarse de no formar
vueltas en cortocircuito alrededor del núcleo.
13) Siempre que se devane más de un conductor en sentido radial deber n efectuarse
transposiciones.
Fig. 2.18 Aislamientos típicos en un transformador de potencia
87
Fig. 2.19 Aislamientos típicos en un transformador de distribución
2.3 Aislamientos internos
La vida de un transformador está determinada por la vida de sus aislamientos. Cada
transformador deber emplear el tipo de aislamientos acorde con su aplicación
particular y temperatura de operación esperada. No hacerlo, significa admitir que la
vida esperada del aislamiento y por lo tanto la del transformador puede verse
seriamente reducida.
Aislamientos sólidos
En la actualidad existe una gran cantidad de aislamientos, sin embargo su aplicación
en los transformadores se encuentra razonablemente definida. Con el propósito de
familiarizarse con los distintos aislamientos que se utilizan típicamente, las figuras
2.19 y 2.18 muestran los aislamientos fundamentales de un transformador de
distribución y de un transformador de potencia respectivamente.
88
No.
Aislamiento
1
Bobina interna-núcleo
2
Entre vueltas
3
Entre capas
4
Bobinas-yugo
5
BT-AT radial
6
Refuerzo BT-AT
7
Refuerzo bobinas-yugo
8
Bobina exterior-núcleo
9
Entre bobinas
10
Entre secciones
11
Entre derivaciones
12
Bobina-tanque
Tabla No. 2.1 Aislamientos típicos de transformadores
Para el caso de transformadores sumergidos en líquido los materiales que
constituyen más del 90% de los aislamientos internos, Fig. 2.20 son:
a) Papel
b) Cartón
c) Madera
d) Algodón
e) Resinas y barnices
Obviamente estos materiales han sido mejorados técnicamente para que soporten
las elevadas temperaturas durante la operación del transformador con el menor
deterioro.
89
Desde un punto de vista que considere economía y confiabilidad los grandes
fabricantes de transformadores determinan las dimensiones y formas de los
aislamientos a utilizar después de conocer las magnitudes de los campos eléctricos
para la aplicación particular. Fig. 2.20. Todo aislamiento deberá soportar las
sobretensiones
a las que el transformador está expuesto en operación, incluso
impulsos de rayo.
A continuación se describen algunas de las aplicaciones de estos materiales:
90
Fig. 2.20 Aislamientos internos comunes para un transformador en aceite
Aislamiento entre vueltas. Se refiere al forro del conductor. En transformadores de
distribución es común encontrar conductores esmaltados, ya sean redondos o
soleras. También se emplea el forro de algodón, papel o fibra de vidrio con alguna
resina. En transformadores de potencia se usa más el forro de papel kraft.
Aislamiento entre capas. Para bobinas tipo capas, se usa el papel kraft con o sin
adhesivo de resina termofraguante. Se encuentra en espesores desde 0.005" a
0.030" o más.
Aislamiento entre secciones. Para separar las secciones de conductor de bobinas
tipo secciones se utilizan pequeñas piezas de cartón prensado (pressboard)
individuales o empalmadas. Normalmente el espesor de estas piezas es de 0.062",
Fig. 2.21
Fig. 2.21 Aislamiento para separación de secciones de conductores. (a) Geometría
del aislamiento. (b) Colocación en el devanado
Formaductos o separadores. En bobinas tipo capas se emplean tiras de cartón
prensado empalmadas al espesor deseado para constituir formaductos de paso de
aceite entre capas de conductor. Dimensiones típicas de un formaducto serían: 5 mm
91
de espesor x 10 mm de ancho x Long. Requerida. Piezas similares se utilizan en
bobinas de secciones para sujetar los aislamientos entre secciones.
Papel crepé. Este papel se fabrica en espesores del orden de 0.005" con un
corrugado muy fino, lo cual le permite estirarse y ser bastante flexible. Se utiliza para
forro de guías de salida de las bobinas, encintado de transposiciones, etc.
Tubos de devanado barreras, sombreros, canales, etc. Las bobinas deben guardar
distancias dieléctricas mínimas con respecto a elementos que se encuentren a
potencial diferente. Por ejemplo en transformadores de potencia con núcleo de
columnas, axialmente se utiliza cartón prensado para separar la bobina de los
yugos del núcleo. Así, para esto se usan piezas en forma de anillos, bloques,
sombreros, etc. Radialmente, las bobinas necesitan separarse del núcleo mediante
tubos de cartón, o bien de otras bobinas mediante barreras también de cartón.
Transformadores tipo seco
El uso de aislamientos como se advirtió antes depende fundamentalmente de su
temperatura de operación. Sobre esta base, el uso de papel o cartón no está
totalmente restringido a transformadores tipo seco. Estos materiales podrían usarse
siempre y cuando la temperatura máxima del conductor no exceda de 90º, sin
embargo, esto demandaría usar densidades de corriente muy bajas que encarecen el
transformador.
(a)
()
92
(b)
(c)
(d)
Fig. 2.22 Transformadores tipo seco. (a), (b) y (c) aislados con Nomex. (d) Fibra de
vidrio y resina epóxica
Precisamente para vencer la dificultad de enfriar un transformador tipo seco, este tipo
de transformadores se fabrican para temperaturas máximas de hasta 220ºC.
Obviamente los materiales involucrados, además de soportar la temperatura de
operación deben ser física y químicamente compatibles entre sí, Fig. 2.22.
Aislamiento entre vueltas. En general se usa conductor esmaltado para la
temperatura requerida.
Aislamiento entre capas. Se emplea película poliéster, papel Nomex, fibra de vidrio,
mica, etc.
Aislamiento entre secciones. Usualmente se emplean pequeñas tabletas de fibra de
vidrio aglutinadas con resina poliéster o epóxica. También pueden emplearse piezas
de porcelana.
Formaductos y separadores. Usualmente son de fibra de vidrio y resina poliéster o
epóxica.
93
Barreras y otros aislamientos.
Para separar axialmente la bobina del núcleo
generalmente se emplean bloques de materiales tales como micarta, baquelita o
fibra de vidrio-resina. Para separar radialmente la bobina del núcleo o de otras
bobinas se emplean estos mismos materiales en forma de tubo o de tabla.
Aceite aislante (aceite dieléctrico)
Es un hidrocarburo químicamente concebido para cumplir los tres propósitos
principales siguientes:
-
Proporciona rigidez dieléctrica
-
Proporciona enfriamiento eficiente
-
Protege al sistema aislante
En la mayoría de los transformadores de potencia el líquido aislante más común es el
aceite mineral. Este fluido cumple tres propósitos principales:
Para que el aceite conserve lo mejor de sus propiedades originales es necesario
limitar sus condiciones de operación, evaluarlo periódicamente y mediante ciertos
procesos devolverle sus características aislantes.
Características del aceite nuevo
La Tabla 2.2 muestra las características que se consideran aceptables para aceites
de equipos nuevos.
94
Descripción de la prueba
Límite
Métodos ASTM
D1816 – claro de 0.040”
Tensión de ruptura
Dieléctrica
20 KV mínimo
Clase 34.5 KV y menor
25 KV mínimo
Clase arriba de 34.5 KV
(deseable 30 KV)
Tensión de ruptura dieléctrica
Número
de
30 KV mínimo
neutralización- 0.04 máximo
D877
D665, D974
mgKOH/g
Color
1.0 máximo
D1500
Condición visual
Claro
D1524
Contenido de agua ppm
25 máximo
Abajo de clase 115 KV
20 máximo
De clase 115 KV a 230
15 máximo
KV
Clase 345 KV y mayor
D1533
Tensión interfacial- dinas/cm
40 mínimo
Factor de potencia a 25°C
0.001
100 °C
máximo
D971
(0.1%) D924
Arriba de clase 34.5 KV
0.010
(1.0%) Clase 34.5 KV y menor
máximo
0.015
(1.5%)
máximo
Tabla 2.2 Límites de pruebas para aceite aislante de equipos nuevos.
Referencia: Norma ANSI/IEEE C57-106-1977 “Guide for Acceptance and
Maintenance of Insulating Oil in Equipment”
95
CAPITULO III
TANQUE Y ACCESORIOS DEL
TRANSFORMADOR
96
3. Tanques y accesorios del transformador
Este capítulo está dedicado fundamentalmente a transformadores sumergidos en
aceite. Sin embargo algunos de los conceptos son también válidos para
transformadores tipo seco. La Fig. 3.1 muestra dos transformadores de potencia
típicos en los cuales se aprecian algunos de los accesorios más comunes y que
serán descritos más adelante.
Fig. 3.1 Transformadores de potencia típicos
3.1 Sistemas de preservación de aceite
Los componentes que determinan la vida útil del transformador son los aislamientos
ya sea sólidos o líquidos como el aceite mineral. Esto significa que debe dedicarse
especial atención a la conservación de las propiedades originales de los aislamientos
mediante la garantía de hermeticidad del tanque y manteniendo las condiciones de
operación del transformador dentro de límites recomendables.
97
Los tanques de los transformadores usualmente se construyen de acero al carbón y
constituyen el sistema de protección mecánica y de preservación del núcleo,
bobinas, aceite aislante y demás componentes que forman el ensamble interno del
transformador. Así también, el tanque protege a estos mismos elementos en contra
del aire, humedad y de la contaminación en general. Los sistemas de preservación
de aceite que más se encuentran en servicio son los siguientes:
a) Tanque sellado
El tanque se llena de aceite hasta el nivel dieléctrica y térmicamente requerido y se
deja una cámara de aire o gas inerte de aproximadamente el 12% del volumen de
aceite. Este tanque se encuentra perfectamente sellado y usualmente cuenta con un
dispositivo de alivio de presión-vacío, el cual mantiene el interior del tanque a una
presión interior de
8 p.s.i., Fig. 3.2.
b) Con regulación automática de gas inerte
Este sistema utiliza un tanque sellado similar al anterior, en el que la cámara de gas
está ocupada por un gas inerte, por ejemplo: nitrógeno. Esta cámara está
comunicada a un cilindro de gas inerte mediante un sistema de regulación
automática de presión. Así la cámara de gas inerte mantiene una presión positiva
estable. Este sistema retarda mucho más la oxidación y contaminación del aceite del
transformador.
98
Fig. 3.2 Sistemas de preservación de aceite con tanque sellado. (a) Con cámara de
aire. (b) Con regulación automática de nitrógeno. (c) Con tanque conservador, (d)
Con sello de gas-aceite.
99
c) Tanque conservador o tanque de expansión
En este sistema el transformador cuenta con un tanque auxiliar cuyo volumen de
aceite es del orden de 10% del volumen del tanque principal. El aceite llena
completamente el tanque principal y al tanque auxiliar a menos de la mitad, Fig.
3.2(c). Estos transformadores respiran a través del tanque conservador, usualmente
a través de un dispositivo deshidratador. El aceite en el tanque principal queda
aislado de la atmósfera. Esto reduce oxígeno y absorción de humedad que retarda la
formación de lodos.
d) Tanque con sello de gas-aceite
El interior del tanque se sella de la atmósfera por medio de un tanque auxiliar para
formar un sello de gas-aceite que opera sobre el principio del manómetro, como se
muestra en la Fig. 3.2 (d). Nótese que el tanque auxiliar está dividido, con una
sección conectada al tanque principal, mientras que la otra está conectada a la
atmósfera a través de un respiradero. Las dos secciones están aisladas por un sello
de aceite.
3.2 Accesorios en general
Boquillas
Las terminales de los devanados del transformador deben sacarse de manera segura
a través del tanque. Las boquillas son los elementos que realizan esta función. Las
boquillas están diseñadas para aislar los conductores de corriente respecto de la
pared o tapa del transformador. Además de ser buenos aisladores, las boquillas
deben constituir sellos perfectos que eviten entrada de humedad, aire o fugas de
aceite, Fig. 3.3. Existen muchos tipos de boquillas en función de la capacidad de
corriente, nivel de aislamiento y aplicación específica, como por ejemplo:
100
1) Tipo barra. Usualmente para tensiones hasta 34.5 KV. Se utilizan en corrientes
superiores a 1000 A.
2) Sólida. De cerámica o de porcelana usualmente hasta 25 KV.
3) Porcelana, llena de aceite. De 25 a 69 KV.
4) Tipo capacitor. Cuerpo de porcelana, lleno de aceite. Utiliza capas de papel con
capas de aluminio entre ellas. Este ensamble forma una serie de condensadores
con el propósito de igualar la distribución de tensión entre el aislamiento interno y
externo.
Fig. 3.3 Algunos tipos de boquillas para transformador
101
Fig. 3.4 Accesorios y partes típicas de transformadores de potencia
102
Aunque en la actualidad existen materiales alternativos para las boquillas, la
porcelana es el material más utilizado en estos componentes.
Cambiador de derivaciones
La mayoría de los transformadores están equipados con un equipo cambiador de
derivaciones
para
permitir realizar pequeños
cambios
en
la
relación
de
transformación.
Normalmente el devanado de AT se construye con varias derivaciones. Al cambiar la
derivación del devanado, este dispositivo proporciona la forma de variar la relación
de transformación de la unidad y así el nivel de tensión (el de la fuente o el de la
carga, manteniendo el otro constante). En función del tipo de cambiador de
derivaciones, los cambios de derivaciones pueden efectuarse sin carga o bajo carga.
Los cambiadores sin carga normalmente se encuentran dentro del transformador y
se accionan por perillas o volantes fuera del tanque. Los cambiadores bajo carga
pueden estar dentro del mismo transformador o bien en una caja independiente
atornillada al tanque del transformador.
Cambiador de derivaciones para operación sin carga. Este tipo de cambiador se
acciona únicamente cuando el transformador se encuentra des energizado. En
muchos transformadores de distribución la perilla de cambios está dentro del tanque.
En este caso ser necesario abrir el registro de mano para realizar el cambio. En
transformadores de potencia la perilla o volante está usualmente fuera del tanque.
Cambiador de derivaciones bajo carga. Este tipo de equipos contienen las únicas
partes móviles del transformador.
La operación del cambiador se puede efectuar manual o automática. A pesar de que
se usa una gran variedad de circuitos en este proceso el principio es esencialmente
el mismo.
103
Para tensión constante de la fuente se requiere ajustar la tensión secundaria
bajo condiciones de carga variante.
Las derivaciones a cambiarse están conectadas a los interruptores de cambio.
Una impedancia de transición es utilizada para limitar la corriente circulante
durante el tiempo en el que las derivaciones adyacentes están siendo
conectadas.
La impedancia puede ser de dos tipos, y así el cambiador se clasifica como tipo
resistor o tipo reactor. Actualmente se está usando un mecanismo resistor de alta
velocidad (40-70 milisegundos), aunque el tipo reactor (inductor), a base de engranes
todavía se emplea, a pesar de su tamaño y costo.
Hay dos tipos de cambiadores resistivos de uso común: El de interruptor-selector que
combina la selección de la derivación y la transferencia de corriente. Para
transformadores más grandes, se usan interruptores separados para seleccionar
derivación y para transferir corriente.
Apartarrayos
La
mayoría
de
las
instalaciones
de
transformadores
están
expuestas
a
sobretensiones causadas por: descargas atmosféricas, conexión o desconexión de
circuitos y fallas de cortocircuito.
Los apartarrayos son los equipos que pueden brindar la protección contra este tipo
de perturbaciones. Generalmente se montan directamente en el transformador, tan
cerca de las boquillas a proteger como sea posible.
104
El apartarrayos básico consiste de un claro de aire en serie con un elemento
resistivo. El tipo más ampliamente usado es el tipo valvular. Consta de uno o más
claros en serie con un elemento dieléctrico, denominado el material valvular, que
proporciona la alta resistencia.
El apartarrayos valvular es similar a la válvula de alivio de un generador de vapor.
Cuando la presión se eleva demasiado, la válvula de alivio abre y descarga el exceso
de presión; después cierra cuando las condiciones son otra vez seguras. En su
estado normal el apartarrayos actúa como un aislador. Cuando ocurre una
sobretensión, el apartarrayos deja de ser un aislador y pasa a ser un conductor en
millonésimas de segundo.
La protección más efectiva de estos dispositivos se obtiene cuando:
a) La tensión del apartarrayos es igual o menor a la tensión línea-tierra del
transformador.
b) Las conexiones del apartarrayos se hacen tan cerca del transformador como sea
posible.
c) Las tierras del apartarrayos, del tanque del transformador y del neutro si lo hay
deben unirse a la tierra de la instalación.
d) La resistencia a tierra del apartarrayos sea como máximo 5 Ohms y
preferentemente 1 Ohm.
e) Se siguen las recomendaciones del fabricante.
105
3.3 Dispositivos de alarma y señalización
A continuación se proporciona una breve descripción de los accesorios de alarma y
señalización más comunes en los transformadores, Fig. 3.5.
1) Indicadores de temperatura
Los transformadores de potencia y algunos de distribución están equipados con un
termómetro de carátula que mide la temperatura del aceite superior. En ocasiones se
incorporan contactos que permiten activar una alarma sonora o luminosa, controlar
ventiladores o disparar un interruptor. Hay otros tipos de termómetros que actúan en
combinación con señales de la corriente de carga para proporcionar una imagen de
la carga térmica del transformador o del punto más caliente del devanado.
2) Indicadores de presión-vacío
Generalmente son tipo carátula y se emplean en tanques tipo sellado. Indican la
presión de la cámara de aire o gas del transformador.
3) Indicadores de nivel de aceite
Igualmente de carátula, indican si el nivel de aceite del transformador está dentro de
límites normales. Puede activar contactos por bajo nivel, para activar alarmas o sacar
de servicio el transformador.
4) Válvulas de alivio de presión
El incremento de volumen del aceite por efecto de temperatura o algunos gases que
se generan por descomposición del aceite aumentan la presión de la cámara de gas
del transformador. Para normalizar esta presión los transformadores cuentan con
válvulas de sobrepresión.
106
Las hay fundamentalmente de dos tipos: de diafragma y de operación mecánica. En
el primer tipo al aumentar la presión se rompe un diafragma de vidrio u otro material
delgado para descargar la presión a la atmósfera. En la válvula mecánica la presión
interna vence un resorte antagónico y la válvula se abre. Cuando se reduce la
presión la válvula se cierra. Esta válvula también puede disponer de contactos de
alarma.
5) Relevadores detectores de gases de falla
Relevador Buchholz. Se usa en transformadores con tanque conservador. Advierte
de la generación paulatina o repentina de gases por sobrecalentamiento de
aislamientos. Estos gases se acumulan en un pequeño compartimiento del
dispositivo. Cuando el volumen de éstos excede aprox. 200 cc se activa una alarma.
En esta etapa se puede hacer la reparación conveniente antes de que ocurra una
falla mayor. Si por alguna razón no se atiende la alarma y el gas generado continúa
en aumento, se activa otro contacto que muy probablemente sacar de operación al
transformador. Este relevador se localiza en la tubería que conecta el tanque del
transformador con el tanque conservador.
Relevador de presión súbita. Es un dispositivo que por su principio de operación
únicamente actúa cuando se presenta un incremento repentino de presión debido a
una falla interna. Usualmente este relevador está conectado al interruptor que pude
sacar de servicio el transformador.
6) Dispositivos deshidratadores
Muchos transformadores de alguna manera comunican su cámara de gas con la
atmósfera. Los equipos deshidratadores tienen como función absorber la humedad
del aire que eventualmente entra al transformador.
107
Están colocados de tal manera que el aire que entre al transformador pase a través
de estos dispositivos. Como materiales deshidratantes se usa comúnmente cloruro
de calcio y sílica gel.
(a)
(g)
(d)
(b)
(h)
(e)
(c)
(f)
(i)
Fig. 3.5 Algunos de los accesorios empleados en transformadores de potencia. (a)
Indicador de presión-vacío. (b) Indicador de nivel de líquido. (c) Ventilador. (d)
Indicador de temperatura. (e) Cambiador de derivaciones de operación externa. (f)
Boquilla. (g) Relevador mecánico de sobrepresión. (h) Apartarrayos. (i) Válvulas de
alivio de sobrepresión.
6) Placa de características
La Fig. 3.6 muestra una placa de características típica en transformadores de
pequeña potencia. La información mínima allí contenida corresponde a la indicada
en las normas de construcción de transformadores. Algunos términos, tales como:
108
a) Clase OA. Se refiere al tipo de enfriamiento, en este caso sumergido en aceite,
autoenfriado por aire.
b) Elev. Temp. 65°C. Significa: Elevación de temperatura promedio del aceite
respecto de la temperatura ambiente. Definida más ampliamente en el Capítulo 4.
c) NBI A.T. Significa Nivel de voltaje de aislamiento al impulso. Es el valor pico de
una onda normalizada de nominada de 1.2 x 50 μs
(alcanza su valor pico
aproximadamente en 1.2 μs y se reduce al 50% de su valor pico en 50 μs). Esta
onda que representa una descarga atmosférica que incide en un lugar cercano y
llega al transformador. En este caso para 23 KV corresponde 150 KV.
d) NBI B.T. Mismo significado excepto para el devanado de BT. Para 440 V
corresponde 30 KV.
e) %Z- Significa Por ciento de impedancia. Es una imagen de la inductancia de
dispersión equivalente por fase del transformador.
109
Fig. 3.6 Placa de características típicas en transformadores.
110
CAPITULO IV
NORMATIVIDAD DE
TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCION
111
4.1 Normas en México
Las normas que aplican en nuestro país son las NMX (normas mexicanas), que son
emitidas por la ANCE (asociación de normalización y certificación) y aprobadas por
el comité de normalización de la ANCE, “CONANCE” y por el consejo directivo de la
ANCE.
Después de publicar su declaratoria de vigencia
en el DIARIO OFICIAL DE LA
FEDERACIÓN, las normas entran en vigor un año después, todas las normas aplican
a nivel nacional.
Cabe mencionar que para la elaboración de las normas participan el comité de
normalización de ANCE, además de empresas o instituciones como las siguientes:
 ASOCIACION NACIONAL DE FABRICANTES DE TRANSFORMADORES
ELECTRICOS
 CAMARA NACIONAL DE MANUFACTURAS ELECTRICAS
 COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD
 COMPAÑÍA MANUFACTURERA DE ARTEFACTOS ELECTRICOS
 ELECTROMANUFACTURAS
 ELECTROTECNIA
 EQUIPOS ELECTRICOS DE BAJA CALIFORNIA
 IEM
 LUS Y FUERZA DEL CENTRO(actualmente desaparecida)
 MAQUINARIA CONTINENTAL ELECTRIC
 PROLEC-GE
 VOLTRAN
112
4.1.2 Normas aplicables a transformadores de distribución
A
continuación
mencionaremos
algunas
normas
que
son
aplicables
a
transformadores de distribución de cualquier tipo, estas son:
NMX-J-116 ANCE 2005. Norma mexicana ANCE, para transformadores
de tipo
poste y subestación, especificaciones.
NMX-J-169-ANCE-2004.
Norma
mexicana
ANCE,
transformadores
y
autotransformadores de distribución y de potencia – métodos de prueba.
NMX-J-285-ANCE-2005. Norma mexicana ANCE, transformadores de tipo pedestal
monofásicos y trifásicos para distribución subterránea- especificaciones.
NMX-J-351-ANCE-2005. Norma mexicana ANCE, transformadores de distribución y
potencia tipo seco- especificaciones.
NMX-J-409-ANCE-2003. Norma mexicana ANCE. Guía de carga de transformadores
de distribución y potencia sumergidos en aceite.
Norma Oficial Mexicana NOM-002-SEDE-1999, Requisitos de seguridad y eficiencia
energética para transformadores de distribución.
NOM-008-SCFI. Sistema general de unidades de medida.
NOM-024-SCFI. Información comercial para empaques, instructivos y garantías de
los productos electrónicos y electrodomésticos.
NMX-J-098-ANCE. Sistemas eléctricos de potencia-suministro-tensiones eléctricas
normalizadas.
NMX-J-123-ANCE.
Transformadores-
aceites
minerales
aislantes
para
transformadores.
NMX-J-308-ANCE. Transformadores- guía para el manejo, almacenamiento, control
y tratamiento de aceites minerales aislantes para transformadores en servicio.
NMX-J-321-ANCE. Apartarrayos de óxidos metálicos sin explosores, para sistemas
de corriente alterna- especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-404-ANCE. Conectadores aislados separables tipo codo para 15,25 y 35 kV.
NMX-J-410-ANCE. Guía para la instalación y mantenimiento de transformadores
sumergidos en aceite.
113
4.1.3 Objetivo
Estas normas mexicanas establece
los requisitos que deben cumplir los
transformadores de distribución de cualquier tipo conexión ya bien sean monofásicos
o trifásicos, sumergidos en liquido aislante y auto enfriados. Es aplicable a los
autotransformadores incluidos en los límites de capacidad y tensión, considerando su
capacidad equivalente como transformador.
4.1.4 Repaso definiciones
 Transformador: por normatividad se dice que es un dispositivo eléctrico que
por inducción electromagnética transfiere energía eléctrica de uno o más
circuitos, a uno o más circuitos a la misma frecuencia y transformando
usualmente los valores de tensión y corriente.
 Transformador de distribución: según la norma NMX-J-409-ANCE.- es aquel
transformador con una potencia nominal máxima de 2500 kVA por fase y cuya
alta tensión tenga un valor nominal que no pase 36 kV.
 Según la norma NMX-J-116-ANCE.- Es aquel que tiene la capacidad hasta de
500 kVA, con tensiones nominales máximas de 34500 V en ambos
devanados.
 Transformador de distribución tipo poste: aquel que está dispuesto para ser
montado en un poste o estructura similar.
 Transformador de distribución tipo subestación: aquel que está dispuesto para
ser instalado en una plataforma, cimentación o estructura similar.
 Transformador de distribución tipo costa: aquel que está diseñado para
utilizarse en zonas costeras y en climas cálidos.
 Temperatura de referencia del transformador: suma de elevación de
temperatura promedio del devanado más 20° C.
114
4.1.5 Clasificación
En función de las condiciones de servicio los transformadores de distribución se
pueden clasificar en:
 Uso interior
 Uso a la intemperie
 Tipo costa
En función del sistema de disipación de calor pueden ser:
Transformadores de distribución sumergidos en líquido aislante, auto- enfriados que
son clasificados como tipo ONAN (enfriamiento natural aceite-aire).
En función de su instalación:
Tipo poste monofásico de 5 kVA a 167 kVA,
Tipo poste trifásico de 15 kVA a 150 kVA,
Tipo subestación monofásico, mayores a 167 kVA,
Tipo subestación trifásicos, mayores a 150 kVA.
4.1.6 Condiciones generales de servicio
Frecuencia de operación.
Como ya se sabe en México la frecuencia de operación es de 60 Hz ± 5.
Altitud de operación sobre el nivel del mar
Los transformadores destinados a operar entre 0 y 1000 m se deben diseñar para
una altitud de 1000m. Los transformadores destinados a operar en altitudes mayores
1000 y 2300 m deben diseñarse para 2300m de altitud. Si fuera una altitud mayor
2300 m se deben diseñar para la altitud que se requiera.
115
4.1.7 Temperatura ambiente
Por normatividad los transformadores de distribución deben operar dentro de un
ambiente de -5° C hasta 40° C. deben operar a su capacidad nominal siempre y
cuando la temperatura máxima del ambiente no exceda de 40° C y la temperatura
promedio del ambiente durante cualquier periodo de 24 h no exceda de 30°C a
excepción de los transformadores tipo costa.
Se recomienda que la temperatura promedio del aire refrigerante se calcule
promediando las lecturas obtenidas durante 24 horas, ejecutando estas lecturas cada
hora. Cuando el ambiente sea el medio refrigerante, se puede usar el promedio de la
temperatura máxima y mínima durante el día; por lo general el valor obtenido en
esta forma es ligeramente mayor que el promedio real diario, pero en no más de
0,25.
Efecto de la altitud en la elevación de la temperatura
Cabe mencionar que el aumento de la altitud produce una disminución en la
densidad del aire, lo que a su vez incrementa la elevación de la temperatura en los
transformadores que dependen del aire para su disipación de calor.
Por
lo tanto debe tomarse en cuenta lo anterior para la operación de los
transformadores en las formas que a continuación se indican:
a) Operación a capacidad nominal.- transformadores construidos para altitudes
de 1000 metros pueden operarse a capacidad nominal a mayores altitudes,
siempre que la temperatura ambiente promedio máxima, no exceda de los
valores indicados en la siguiente tabla:
116
Valores máximos de temperatura ambiente de acuerdo a la altitud
Altitud en metros
Temperatura ambiente
promedio
1000
30°C
2000
28°C
3000
25°C
4000
23°C
b) Operación a capacidad reducida.- si la temperatura ambiente promedio
máxima excede de los valores indicados en la tabla anterior, pero sin exceder
la temperatura promedio de 30°C, se puede operarse a capacidad reducida
de 0,4 % de la capacidad por cada 100 m en exceso a los 1000 “O” 2300
sobre el nivel del mar.
Efecto de la altitud en la rigidez dieléctrica del aire
El aumento en la altitud produce disminución en la densidad del aire, lo cual a su vez
disminuye la tensión del flameo.
La rigidez dieléctrica de algunas partes de un transformador, que depende total o
parcialmente del aire para su aislamiento, disminuye conforme la altitud aumenta.
Para una clase de aislamiento, dada la rigidez dieléctrica a 1000m de altitud, debe
multiplicarse por el factor de corrección apropiado para la nueva altitud, a fin de
obtener la nueva rigidez dieléctrica a la altitud especificada en la siguiente tabla:
117
Factores de corrección de rigidez dieléctrica para altitudes mayores a 1000m
Altitud en metros
Factores de corrección
1000
1,00
1200
0,98
1500
0,95
1800
0,92
2100
0,89
2400
0,86
2700
0,83
3000
0,80
3600
0,75
4200
0,70
4500(1)
0,67
Operación a tensiones superiores a la nominal
Los transformadores deben operar correctamente bajo las condiciones siguientes:
a) Con 5 % arriba de la tensión nominal del lado de baja tensión a capacidad
nominal en kVA, sin exceder los límites de elevación de temperatura. Solo se
aplica cuando el factor de potencia de la carga es de 80% o mayor.
b) Con 10 % arriba de la tensión nominal del lado de baja tensión en vacio, s in
exceder los límites de elevación de temperatura.
c) Para cualquier derivación a capacidad plena se aplican los mismos requisitos
anteriores.
118
Rigidez dieléctrica del líquido aislante
La rigidez dieléctrica del líquido aislante nuevo no debe ser menor de 28 kV según la
norma NMX-J-123-ANCE.
Condiciones especiales de servicio
Condiciones de servicio fuera de las indicaciones en los párrafos anteriores se deben
especificar previamente al fabricante. Ejemplo de algunas de estas condiciones son
las siguientes:
 Vapores o atmosferas dañinas, exceso de polvo, polvo abrasivo, mezclas
explosivas de polvo o gases, vapor de agua, ambiente salino, humedad
excesiva, etc.
 Vibraciones normales, golpes o cambios de posición
 Temperaturas ambiente excesivamente bajas o altas.
 Condiciones de transporte o almacenaje poco usuales.
 Limitaciones de espacio.
 Otras condiciones de operación, dificultades de mantenimiento, tensión
desbalanceada, forma de onda deficiente, necesidades especiales de
aislamiento, etc.
4.2 Especificaciones
4.2.1 Especificaciones eléctricas
Capacidad nominal
La capacidad nominal de un transformador son los kilovoltamperes (kVA) que en el
devanado secundario debe suministrar en un tiempo especificado (continuo) a su
tensión y frecuencia nominales, sin exceder los limites
establecidos, y de acuerdo con la norma NMX-J-409-ANCE.
119
de temperatura ya
Las capacidades nominales preferentes en kVA son las siguientes:
Transformadores monofásicos: 5 kVA; 10 kVA; 15 kVA; 37,5 kVA; 50 kVA; 75 kVA;
100 kVA; 167 kVA; 250 kVA; 333 kVA; 500 kVA.
Transformadores trifásicos: 15 kVA; 30 kVA; 45 kVA; 75 kVA; 112,5 kVA; 150 kVA;
225 kVA; 300 kVA; 500 kVA.
En todas las derivaciones deben obtenerse los kVA de la capacidad nominal.
Tensiones nominales.
Las tensiones nominales preferentes de un transformador de distribución son las
que se indican en la siguiente tabla:
Nivel de aislamiento
Tensión
Kv
V
1,2
120/240
240/120
220Y/127
440Y/254
480Y/277
2,5
2400
5
4160
8,7
6600
7620
15
13200
13200YT/7620
18
22860YT/13200
25
19050
20000
22860
23000
33000YT/19050
34,5
33000
34500
120
Tensiones de las derivaciones
Tomando como referencia la tensión nominal:
a) La cantidad de derivaciones debe ser cuatro, dos arriba y dos abajo.
b) La diferencia entre las tensiones de las derivaciones extremas, no debe
exceder de 10 %.
c) La diferencia de tensión entre derivaciones adyacentes debe ser 2,5 % de la
tensión nominal.
Designación de las tensiones nominales de los devanados
Las designaciones de las tensiones nominales de los
representación esquemática
devanados así c omo su
ya bien sean transformadores
monofásicos o bien
trifásicos según corresponda respectivamente en las siguientes tablas:
121
Designaciones de las tensiones nominales en los Transformadores monofásicos
122
Designaciones de las tensiones nominales en los Transformadores trifásicos
123
Niveles de aislamiento y valores de pruebas dieléctricas para las terminales del
transformador
Su nivel de aislamiento debe corresponder a los niveles de tensiones aplicables en
las pruebas dieléctricas que los devanados son capaces de soportar.
Los niveles básicos de aislamiento al impulso y los niveles de aislamiento, se indican
en la siguiente tabla:
Nivel de
Prueba de
Nivel básico de
tensión
aislamiento al
aislamiento aplicada (baja
frecuencia60
Onda cortada
impulso (NBAI)
onda plena
Hz)
kV
kV
kV cresta
kV cresta
Tiempo mínimo
de arqueo µs
1,2
10
30
36
1,0
2,5
15
45
54
1,5
5,0
19
60
69
1,5
8,7
26
75
88
1,6
15,0
34
95
110
1,8
18,0
40
125
145
2,25
25,0
50
150
175
3,0
34,5
70
200
230
3,0
1) Las tensiones nominales intermedias entre los niveles de aislamiento
indicados, deben considerarse en el nivel de aislamiento próximo superior.
2) Para devanados serie en aparatos tales como autotransformadores, los
valores de prueba a tierra deben determinarse por la clase de aislamiento
correspondiente a la media tensión, en lugar de usar la diferencia de tensión
entre los extremos del devanado serie.
124
3) Los aparatos conectados en estrella para operar con el neutro sólidamente a
tierra o a tierra a través de una impedancia, pueden tener aislamiento reducido
en el neutro.
4) No aplica a transformadores monofásicos con el neutro de media tensión
conectado directamente a tierra para la prueba de tensión aplicada.
Los transformadores que hayan sido diseñados únicamente para conexión estrella
con el neutro a través de una boquilla, deben tener un nivel de aislamiento para las
terminales de línea y otro para la terminal del neutro.
Para transformadores con derivaciones
Los transformadores pueden estar provistos de derivaciones para tensiones mayores
que la tensión nominal. Se permite mantener los niveles de aislamiento especificados
en la tabla anterior, siempre y cuando las tensiones de estas derivaciones no
excedan del 10 % del nivel de aislamiento correspondiente.
125
Para la terminal del neutro del transformador
Los transformadores diseñados únicamente para conexión estrella con el neutro
sólidamente conectado a tierra, pueden tener un nivel de aislamiento en el neutro
menor que el de la línea.
El nivel de aislamiento del neutro de un devanado puede diferir del nivel de
aislamiento de la boquilla, cuando el neutro está aislado con el propósito de soportar
la tensión de prueba a baja frecuencia que corresponda a la clase de aislamiento de
las terminales de la línea.
Los devanados que tenga el mismo aislamiento reducido al neutro, deben ser
capaces de soportar pruebas de tensión aplicada que correspondan al nivel de
aislamiento del neutro del devanado.
En cada uno de los casos anteriores, si la boquilla del neutro especificada no es
capaz de soportar las pruebas de tensión aplicada, el extremo del devanado debe
conectarse para la prueba, o debe suministrarse aislamiento especial únicamente
con propósitos de prueba.
Cuando el aislamiento del neutro sea reducido, los devanados deben ser capaces de
soportar una prueba de tensión inducida entre las terminales de línea y tierra, no
necesariamente entre línea y neutro. La tensión aplicada en esta prueba debe estar
de acuerdo con los valores de la prueba a baja frecuencia, especificados en la tabla
anterior, para el nivel de aislamiento de la línea.
Para transformadores monofásicos con un nivel de aislamiento al impulso igual o
menor a 150 kV, que tengan en media tensión una boquilla y una terminal
permanentemente conectada a tierra, no requerirán la prueba de tensión aplicada.
La prueba de tensión inducida debe realizarse aplicando una tensión entre las
terminales del devanado de baja tensión para que en el de media tensión se obtenga
un valor de tensión entre la terminal de la línea y tierra.
El valor de la tensión de prueba debe ser de 1000 V mas 3,46 veces la tensión
nominal del devanado de media tensión, conforme a la siguiente tabla.
126
Tensiones de prueba para transformadores monofásicos con el neutro de media
tensión conectado directamente a tierra:
Pero en ningún caso la tensión obtenida debe ser mayor que el valor de la tensión de
prueba correspondiente al nivel de aislamiento. Para esta prueba la terminal del
neutro debe estar conectada a tierra.
Corriente de excitación y su tolerancia
La corriente de excitación, a tensión y frecuencia nominales, debe expresarse en por
ciento con respecto a la corriente nominal de alimentación. Esta no debe ser mayor
del 1,5 % para todos los transformadores monofásicos y para los transformadores
trifásicos mayores de 45 kVA. Para los transformadores trifásicos de hasta 45 kVA
no debe ser mayor de 2,0 %.
Eficiencia, pérdidas en vacio, pérdidas totales y sus tolerancias
La eficiencia expresada en porciento y a capacidad nominal debe ser como mínimo
la indicada en la siguiente tabla:
127
Eficiencias mínimas permitidas en porciento
128
Las pérdidas en vacio y pérdidas totales expresadas en watts, a tensión, frecuencia y
carga nominal, no deben exceder a los valores máximos de la siguiente tabla:
129
Cuando las pérdidas son garantizadas en el transformador o un grupo de
transformadores, las pérdidas obtenidas en pruebas, no deben ser mayores a las
garantizadas, más tolerancia máxima indicada en la siguiente tabla y cuando no
sobrepasen los valores máximos los de la tabla anterior:
Impedancia y su tolerancia
La impedancia debe expresarse en porciento referida a 75 °C u 85°C, según
corresponda.
Cuando el usuario no especifique valores de impedancia, los transformadores deben
cumplir con los valores indicados en la siguiente tabla:
Valores límites de impedancia
130
La tolerancia de la impedancia de un transformador de dos devanados y con
impedancia de 2,5 % o mayor, es de un ± 7,5 % de valor garantizado. Cuando el
valor de la impedancia es menor a 2,5 %, la tolerancia es de ± 10 %. Además,
cuando se fabriquen transformadores de iguales características, la diferencia de
impedancia entre ellos no debe exceder lo siguiente:
a) 7,5 % del valor garantizado, para impedancias de 2,5 % o mayor y para
capacidades mayores de 75 kVA.
b) 10 % del valor garantizado, para impedancias menores de 2,5 % en el caso de
las capacidades de 75 kVA o menores.
Relación de transformación y su tolerancia
La relación de transformación.- Es la relación que existe entre las vueltas del
devanado primario y las vueltas del devanado secundario, en pocas palabras la
relación de vueltas de los devanados.
La tolerancia para la relación de transformación, medida cuando el transformador
esta sin carga, debe ser de ± 0,5 % en todas sus derivaciones.
Si la tensión por vuelta excede de 0,5 % de la tensión nominal, la relación de vueltas
del devanado en todas las derivaciones debe corresponder al de la vuelta más
próxima.
El desplazamiento angular entre las tensiones media y baja tensión en
transformadores con conexiones estrella-delta o delta-estrella, debe ser de 30° la
baja tensión atrasada con respecto a la media tensión.
Secuencia de fases.
La secuencia de fases debe ser del orden 1, 2, 3 y en el sentido contrario a las
manecillas del reloj.
131
Designación de terminales.
Los devanados de un transformador deben distinguirse uno del otro, como sigue: En
los transformadores de dos devanados, el de media tensión se designa con la letra H
y el de baja tensión con la letra X.
La secuencia de esta designación se determina como:
El devanado de tensión más alta se designa con la letra H y los demás con las letras
X, Y y Z, en orden decreciente de las tensiones.
En el caso que dos o más devanados tengan la misma tensión, pero de diferente
capacidad en kVA, se asignan las letras en orden decreciente según la capacidad.
Las terminales del transformador deben identificarse con la letra mayúscula y un
número. Ejemplo H1, H2, H3, X1, X2, X3.
La terminal de neutro en transformadores trifásicos debe marcarse con la letra propia
del devanado y el cero. Ejemplo H0 y X0.
Una terminal de neutro que sea comuna dos devanados, de transformadores
monofásicos o trifásicos, debe marcarse con la combinación de las letras de los
devanados y con los ceros, por ejemplo: H0X0.
Si un transformador tiene un devanado con dos terminales y una de ellas está
directamente conectada a tierra, esta debe designarse con la letra correspondiente y
el numero 2.
132
4.2.2 Especificaciones térmicas
Las elevaciones de temperatura
del transformador y de sus partes, sobre la
temperatura ambiente, cuando se prueba de acuerdo con su capacidad nominal no
deben exceder la siguiente tabla:
Sección
1
Elevación de
Elevación de
Clasificación térmica del
temperatura
temperatura del
transformador
promedio del
punto más
devanado °C
caliente °C
55
65
65
80
Sumergido en liquido
aislante, elevación de 55
°C
Sumergido en liquido
aislante, elevación de 65
°C
2
Las partes metálicas en contacto con, o adyacente al
aislamiento, no deben alcanzar una temperatura que exceda
aquella permitida para el punto más caliente de los
devanados adyacentes a ese aislamiento.
3
Las partes metálicas no cubiertos por la sección 2 no deben
exceder en 10 ° C la temperatura del punto más caliente
especificada en la sección 1.
4
La elevación de temperatura del líquido aislante, sobre la
temperatura ambiente, no debe exceder de 55 °C o 65°C,
según corresponda.
133
Sobrecargas permisibles
Los transformadores deben diseñarse para soportar sobrecargas indicadas según la
norma NMX-J-409 ANCE.
Esta norma dice que no se deben exceder los límites de corriente, temperatura del
punto más caliente y temperatura del líquido aislante en la parte superiores
establecidos en la siguiente tabla:
134
No se establece límite alguno para la temperatura de punto caliente en cargas de
emergencia de corta duración porque generalmente es imposible controlar la
duración de la carga de emergencia en estos transformadores.
Debe tenerse en cuenta que a temperaturas más elevadas, de 140 °C a 160 °C,
pueden desarrollarse burbujas de gas que pueden poner en peligro la rigidez
dieléctrica del transformador.
4.2.3 Especificaciones de construcción interna
 Conductor de los devanados.- Debe ser de cobre y/o aluminio.
 Aislamiento de conductores.-El aislamiento de conductores debe ser
compatible con el líquido aislante del transformador, su clase térmica debe ser
como minimo105 °C.
 Puntos de unión.-Todas las conexiones permanentes que lleven corriente, a
excepción de las roscadas, deben unirse con soldadura o mediante
conectadores tipo compresión.
 Conexión
del
núcleo
al
tanque.-El
núcleo
debe
quedar
conectado
eléctricamente al tanque en un solo punto.
 Marcado de terminales.-Todas las puntas y terminales internas del
transformador, que se encuentren conectadas, deben marcarse con números
o letras que coincidan con lo marcado en la placa de datos. Esta identificación
debe hacerse por medio de cintas o etiquetas de plástico o cartón comprimido
material similar, grabadas con números o letras a bajo relieve o sobre relieve,
no menores de 5 mm, sujetadas a cada terminal o grabadas en ella.
135
 Liquido aislante.-El líquido aislante debe cumplir con lo siguiente:
No toxico
Contenido de bifenilos poli clorados (BPC): menor de 2 mg/kg, lo cual se
considera como libre de contaminante. Si el líquido aislante es aceite, debe
cumplir con los requisitos indicados en NMX-J-123-ANCE.
Para otros líquidos aislantes, deben acordarse entre fabricante y
consumidor las características y métodos de prueba de los mismos.
 Terminal del neutro.-En transformadores monofásicos con una boquilla de
media tensión, el extremo H2 del devanado debe conectarse directamente a
tierra en el interior del tanque.
4.2.4 Especificaciones mecánicas
De requerirlo el usuario el tanque, base, radiadores y accesorios del tanque pueden
ser de acero inoxidable.
 Construcción del tanque.-El tanque del transformador debe estar construido
para soportar, totalmente ensamblado, una presión interna de 50 kPa durante
3 h, sin presentar una deformación final mayor del 2%. La deformación inicial
del tanque del transformador es inherente al material y a la manufactura y no
debe exceder de 1,0 %.La deformación final es aquella que se presenta
después de la liberación de la presión indicada anteriormente.

 Calculo de la deformación.-La medición de la deformación se hace con
referencia a un segmento de pared, definiendo dicho segmento como la
longitud total de la pared en medición. El cálculo debe efectuarse de acuerdo
con la relación siguiente:
 %Deformación=
x 100
136
 Registro de mano.-El registro de mano deben localizarse en la tapa, en una
zona donde se pueda tener acceso
para maniobrar el cambiador de
derivaciones de operación interna y/o el tablero de reconexión.
Todos los registros de mano deben contar con un realce, para evitar
estancamiento de líquidos entre sus uniones. Los transformadores tipo poste,
pueden no contar con registro de mano si el transformador está provisto con
cambiador de derivaciones de operación externa.
Características del registro de mano:
a) Transformadores monofásicos de 5 kVA a 167 kVA
Deben cumplir con un área mínima de 102 cm 2, si es circular, debe tener un diámetro
mínimo de 11,4 cm; si es rectangular, su ancho mínimo debe ser de 10 cm.
b) Transformadores trifásicos de 15 kVA a 150 kVA.
Deben cumplir con un área mínima de 150 cm 2; si es circular, deben tener un
diámetro mínimo de 13,8 cm; si es rectangular, su ancho mínimo debe ser de 10
cm.
c) Transformadores monofásicos mayores de 167 kVA
Deben cumplir con área mínima de 245 cm 2; si es circular, debe tener un diámetro
mínimo de 17,7 cm; si es rectangular su ancho mínimo debe ser de 12 cm.
d) Transformadores trifásicos mayores de 150 kVA, tipo subestación.
Deben cumplir con un área de 432 cm 2; si es circular, debe tener un diámetro mínimo
de 23,5 cm. Si es rectangular su ancho mínimo debe ser de 20 cm.
137
4.3 Manejo
Manejo del transformador de distribución
Un transformador de distribución nunca se debe levantar o mover sujetándolo de las
boquillas, apoyándose de los apartar rayos o cualquier otro accesorio que no sean
adiamientos para izar, debido a que son piezas altamente frágiles.
Algunos transformadores esta diseñados para levantar la tapa, estos están
diseñados para soportar solo el peso de la misma y no para soportar el peso del
transformador completo.
Como manejar el transformador de distribución
El transformador de distribución debe siempre de manejarse con sus protecciones
para transporte.
Los movimientos pueden hacerse con montacargas o algún tipo de grúa. Para ello el
transformador cuenta con adiamientos en el tanque, donde el transformador puede
ser sujetado para relevarlo y/o transportarlo.
Como mover el transformador de distribución
Cuando no pueda manejarse con montacargas o grúa, puede ser deslizado o movido
sobre rodillo, cuidando de no inclinar el transformador de tal manera que pueda
dañarse la base y para evitar la caída súbita del mismo. Si tiene que ser deslizado
sobre rodillos, se debe usar una plataforma para distribuir los esfuerzos sobre la
base de los transformadores.
Como montar el transformador de distribución
Casi todos los transformadores de distribución cuentan con un sistema de montaje
diseñado para ser instalados en un poste de distribución.
138
En aquellos casos donde se usen crucetas para el montaje, es conveniente fijar los
ganchos a los soportes del transformador, antes de ser elevado para su instalación
en las crucetas. Si no se dispone de ningún adiamiento, se debe usar una plataforma
para montar el transformador.
4.3.1 Almacenaje
En caso de que los transformadores no requieran ser instalados inmediatamente, es
recomendable colocarlos en un sitio permanente, previa revisión del transformador y
manteniendo sus protecciones de embarque.
El transformador debe almacenarse en un cimiento solido y nivelado, asegurándose
de que el área esté libre de presencia de alta humedad, lodos o de gases corrosivos,
tales como cloro o en atmosferas explosivas, etc.
Valores aceptables para la puesta a punto y puesta en servicio
Los transformadores de distribución se embarcan armados y listos para ser
instalados. Sin embargo, en función del tamaño, importancia del servicio o si el
transformador fue almacenado durante un largo periodo de tiempo (más de un año),
entonces se le deben hacer pruebas eléctricas de acuerdo a la norma NMX-J-169ANCE y siguiendo los procedimientos mencionados en dicha norma con la finalidad
de garantizar el correcto desempeño del mismo. Dichas pruebas son:
 Resistencia de aislamiento
 Relación de transformación
 Rigidez dieléctrica
Resistencia de aislamiento.-El objetivo de esta prueba consiste en verificar que los
aislamientos del transformador cumplen con la resistencia mínima soportable bajo la
operación a la que serán sometidos, así como de comprobar la correcta conexión
entre sus devanados.
139
Equipo requerido.-Equipo de medición de resistencia de aislamiento (Megohmetro de
CD) con sus cables. Cables flexibles de cobre con caimanes para aterrizar y
cortocircuitar.
Valores aceptables.-Se considera como valor mínimo aceptable de resistencia de
aislamiento, 1 Mega ohm por cada 1000 Volts de prueba aplicados a 20°C.
Relación de transformación.-El objetivo de esta prueba consiste en verificar que las
relaciones de transformación para las diferentes posiciones del cambiador de
derivaciones del transformador bajo prueba están dentro de la tolerancia de
medición.
Equipo requerido.-Equipo para medición de relación de vueltas con sus cables.
Valores aceptables.-La tolerancia para la relación de transformación, medida cuando
el transformador esta sin carga debe ser de ± 0,5 %, en todas sus derivaciones.
Rigidez dieléctrica.-En el caso de esta prueba se debe seguir el procedimiento
señalado en la norma NMX-J-123-ANCE, El objetivo de esta prueba consiste en
medir la aptitud que tiene el aceite del transformador para soportar esfuerzos
eléctricos sin falla, así como verificar que cumpla con las especificaciones eléctricas
necesarias para ser usado.
Equipo requerido.-Probador de rigidez dieléctrica para líquidos aislantes y calibrador
para verificar la separación de electrodos.
Valores aceptable.-El aceite para transformadores debe tener una tensión mínima de
ruptura dieléctrica de 23 kV, al ser analizado con un probador de discos de 2,54 cm,
con una separación de 0,254cm.
140
Valores aceptables en las pruebas de mantenimiento durante la operación del
equipo.
Las pruebas eléctricas que deben ser realizadas en un mantenimiento preventivo de
un transformador de distribución dependen del tamaño del transformador, de la
importancia del servicio, de los intereses y requerimientos de este. Básicamente la
prueba de rigidez dieléctrica del aceite es la que se suele realizar, como ya se
menciono anteriormente, aunque de ser requerido, se, se pueden llevar a cabo la
prueba de relación de transformación y la prueba de resistencia de aislamiento.
Si los valores resultantes son menores a lo estipulado, el aceite debe filtrarse o
reemplazarse conforme a la siguiente recomendación:
Recomendaciones de mantenimiento al aceite de un transformador de distribución
Aceite
Rigidez
Numero
de color
dieléctrica
neutralización
23 kV min.
0,4 Max.
humedad
3,5 Max
satisfactorio
20 µl/l o µg/g
Max
Necesita
Menor de 22 0,4 a 1,0
filtrado
kV
Necesita
Contenido de
Mayor de 1,0
reemplazo
Mayor de 3,5
Mayor de 65
µl/l o µg/g
El ciclo de carga al que es sometido el transformador indica la frecuencia con que
debe de revisarse al aceite. Para un ciclo sin sobrecargas, se recomienda revisar el
aceite, cada 3 o 4 años por lo menos.
Nota: para le realización de las pruebas eléctricas, se debe contar con el equipo y
accesorios adecuados. Nunca se deben realizar las pruebas eléctricas cuando el
transformador a probar se encuentre energizado. El hacerlo podría causar lesiones
graves, muerte o daños al transformador.
141
4.4 Instalación
Una vez que ya se hayan hecho las pruebas ya mencionadas y si no tiene ningún
daño o desviación, los transformadores de distribución pueden ser energizados con
toda confianza. Para transformadores que hayan sido almacenados por largos
periodos de tiempo (más de un año), es recomendable verificar los siguientes puntos:
 Las características del transformador deben estar de acuerdo a las
necesidades de la instalación.
 No debe haber continuidad entre los devanados de media tensión, baja
tensión y tierra, lo cual se puede verificar con un medidor de resistencia de
aislamiento (megger), permitiéndose 1 Megaohm/kV a 75°C como mínimo.
 El devanado de media tensión, en transformadores monofásicos para sistema
con retorno por tierra, debe de tener el neutro conectado al tanque.
 No deben existir fugas de aceite
 Debe tener el nivel de aceite correcto (se debe ver la marca de nivel en el
interior del tanque) a una temperatura de 25°C.
 El cambiador de derivaciones debe de estar en la posición requerida; para
verificarlo se mide la relación de transformación. El cambiador se posiciona en
fábrica la tensión nominal.
Nota: se debe retirar cualquier accesorio de embarque y limpiar los aisladores antes
de poner en servicio el transformador. Se deben seguir al pie de la letra lo ya
mencionado antes en este apartado ya que de no hacerlo se puede causar daños
graves al transformador.
Placa de datos
El transformador se identifica mediante la placa de datos, por lo que resulta
indispensable conocerla antes de conectar el aparato. La información que contiene la
placa de datos son:
142
 Diagrama de conexiones eléctricas internas del transformador.
 Marca del transformador.
 Capacidad en kVA.
 Numero de fases.
 Tensiones nominales de media y baja tensión.
 Tensiones de las derivaciones.
 Frecuencia.
 Polaridad.
 Porciento de impedancia.
 Elevación de temperatura.
 Nivel básico de aislamiento al impulso.
 Numero de serie.
 Diagrama vectorial.
 Peso total aproximado y cantidad de aceite.
 Año de fabricación.
Sistema de tierras
Los transformadores deben estar permanentemente conectados a tierra para evitar
tensiones inducidas peligrosas. Los sistemas de tierra deben estar de acuerdo a las
buenas prácticas de cada región.
Esto es especialmente importante para los transformadores para sistemas con
retorno de corriente por tierra.
Nota: El transformador debe conectarse a tierra antes de excitarse. De no hacerlo se
puede causar graves lesiones o muerte.
143
Conexiones
Para verificar o modificar la conexión original, es necesario referirse al diagrama de
conexiones, indicado en la placa de datos del transformador. Por lo tanto no se debe
hacer ningún otro tipo de conexión que no esté especificada en el diagrama.
Durante la instalación, la secuencia recomendada para las conexiones externas es
primero hacer todas las conexiones a tierra, después las conexiones de baja tensión
y por último, las conexiones de media tensión. En caso de que el transformador se
ponga en fuera de ser vicio, la secuencia de desconexiones corresponde a la
secuencia para la conexión en forma inversa.
Nivel de aceite
Debemos asegurarnos que el transformador tenga el nivel de aceite correcto antes
de excitar el transformador. Nunca se debe aplicar tensión al transformador si el nivel
de aceite es menor al requerido y a una temperatura por debajo de los 25 °C por este
ya que se le podría causar lesiones, muerte o daños a este.
Sistema de enfriamiento
Los transformadores de distribución generalmente son auto-enfriados, es decir,
dependen del aire que los rodea para disipar el calor generado en la transformación.
En caso de que se instale un transformador en un recinto cerrado, se recomienda lo
siguiente:
 El recinto debe estar ventilado, de tal forma que el aire caliente escape
rápidamente y pueda ser reemplazado por aire nuevo frio.
 Deben de existir ventilas de entrada cerca del piso de la habitación.
 Las ventilas de salida deben estar localizadas tan alto como el techo lo
permita.
144
 El numero y tamaño de las ventilas depende de la eficiencia y el ciclo de carga
del transformador.
 Se recomienda dm 2 de ventilación por cada 100 kVA (valor para 1000 msnm)
destinados por igual en las ventilas de entrada y salida.
 Los transformadores deben de contar, para su ventilación, con una separación
mínima entre uno y otro, así como en las paredes adyacentes a los tanques,
con una separación no menor de 0,90 mts. O la distancia dieléctrica necesaria
entre boquillas y cualquier otro objetivo.
4.5 Operación
La función de un transformador empieza cuando el resultado de su transformación es
empleado por el usuario. Para ello, ya fue asegurada la confiabilidad en cada etapa
de su desarrollo hasta llegar al punto de su instalación, con suficiente espacio para
su ventilación, protegido contra sobrecargas y sobretensiones y sin descuidar su
mantenimiento, obteniéndose un servicio confiable y continuo por muchos años.
Cambiador de derivaciones de operación des- energizada
La mayoría de los transformadores cuentan con un intercambiador de derivaciones
de operación sin carga (transformador des-energizado) que puede ser de manija
interna o externa, según su especificación. El objetivo del cambiador es ajustar la
tensión del transformador a la tensión de la línea de alimentación y por consiguiente
obtener la tensión correcta del secundario.
Si la tensión de la línea de alimentación es mayor que la tensión del devanado, se
tendrá un incremento logarítmico en pérdidas de excitación en el transformador. Por
el contrario, si la tensión de la línea de alimentaciones menor que la del devanado,
se tendrá una tensión reducida en la línea de carga(o en el secundario).
145
Para hacer un cambio de derivaciones, siga los siguientes pasos:
 Cerciorarse de que el transformador este completamente des-energizado y no
existe tensión alguna en ambos devanados.
 Si el cambiador no es de operación con manija externa, abra la tapa de
registro de inspección o registro de mano.
 El cambiador de derivaciones esta marcado con numero de progresivos
correspondiendo el #1 a la tensión mayor y el # 5 a la tensión menor.
 La manija debe girarse en sentido de las manecillas del reloj para cambiar de
una tensión mayor a una tensión menor.
 Al girar la manija de acuerdo al paso anterior, se incrementar la tensión en el
lado secundario. Para reducir la tensión en el lado secundario, gire la manija
en sentido contrario a las manecillas del reloj.
 Evite la entrada de humedad o de cualquier objeto extraño a través de la
ventana de registro de mano.
Transformadores de distribución auto-protegidos
Los transformadores de distribución del tipo auto-protegidos, cuentan con un sistema
de protecciones contra sobre corrientes y/o calentamiento. Estas protecciones son
coordinadas y ensambladas en el lugar donde se fabriquen.
Interruptores térmicos o termo-magnéticos, elementos de protección en baja tensión
Al existir un cortocircuito en lado de la carga (red secundaria), el interruptor operar en
un lapso de algunos ciclos, disparándose el interruptor térmico o termo-magnético,
dependiendo de la capacidad del transformador, el cual se desconectara de la red
secundaria y, una vez que se haya verificado que se elimino la condición de falla,
podrá ser reconectado restableciendo manualmente el mecanismo del interruptor.
146
Para comprobar una sobrecarga, se provee de una indicación luminosa piloto que,
por medio de una luz roja, señala cuando el transformador alcanza su máxima
capacidad térmica.
En caso de encenderse esta señal y ser ignorada, puede llegar a incrementarse el
nivel de carga hasta llegar a rangos peligrosos de sobrecarga, es entonces cuando
las protecciones hacen efectiva su función y el interruptor desconectara la carga para
evitar dañar el aparato.
Algunos transformadores auto protegidos cuentan con una manija de emergencia
asegurada en su posición normal con un sello de plomo. Esta se localiza bajo la
manija de operación o de la luz de señalamiento.
Si el operador no puede restablecer el interruptor debido a que la carga es mayor al
10 % de la capacidad del transformador, el sello se debe romper y colocar la palanca
en posición de emergencia.
Posteriormente se podrá restablecer el servicio, accionando el interruptor. En este
caso, el transformador debe reemplazarse por una unidad mayor a la brevedad
posible, siendo recomendable que no transcurra un periodo mayor a 24 horas. El uso
prolongado en condiciones de sobrecarga acorta la vida del transformador.
Para restablecer el interruptor o la luz piloto.
Cuando el interruptor opero debido a una sobrecarga o a un cortocircuito externo y
se requiere restablecer el interruptor, seguir los siguientes pasos:
 La
manija
(palanca) del
interruptor
estará
en
posición
de
abierto
(desconectado), por lo que se deberá de regresar imitando la acción de una
desconexión manual (con un movimiento de la manija de abajo hacia arriba) y
llevando esta a la posición de restablecer “Reset” para que el mecanismo
enganche.
 Cerrar el interruptor, con un movimiento inverso al anterior.
 Para apagar la luz roja de la señal de foco piloto cuando el interruptor no haya
operado: se debe mover la manija a la posición de desconectado y recerrar.
147
Elementos de protección en media tensión
Una falla en un transformador invariablemente involucre un arco, ya que la corriente
de falla deberá ir a través de un espacio previamente ocupado por un material
aislante.
La falla puede ocurrir en cualquier parte eléctrica del transformador y las magnitudes
de las corrientes de falla varían desde valores del orden de la corriente nominal del
transformador hasta la máxima corriente de falla asimétrica que el sistema puede
proporcionar debido a una condición de falla de línea a tierra o de línea a línea.
Estas corrientes pueden lograr que el transformador falle con consecuencias
catastróficas, con los siguientes resultados:
 Que la tapa del transformador y/o registro de mano se desprendan
violentamente.
 Que las boquillas sean expelidas.
 Que en el tanque del transformador se deforme o se dañe permitiendo
fugas de aceite y/o gas.
 Incendio
Los transformadores auto protegidos están provistos de un fusible, conectado en el
devanado de media tensión.
En el caso de una falla interna, el fusible operara fundiéndose interrumpiendo el paso
de la corriente. Dicho fusible está coordinado con el interruptor de tal forma que en
caso de un cortocircuito en la carga, el interruptor siempre operara con anterioridad
al fusible.
148
4.6 Mantenimiento
El transformador es un equipo eléctrico del cual se abusa por descuido o
desconocimiento con sobrecargas continuas, protecciones inadecuadas y un pobre
mantenimiento.
Estos abusos se cometen a titulo de que transformador es un aparato estático,
construido robustamente, por lo que sus posibilidades de fallas son mínimas. Sin
embargo, tales abusos se reflejan en una disminución considerablemente en la vida
útil del aparato.
Cuando se encuentre un daño al trasformador y este no pueda ser reparado en el
campo, debe enviarse al taller de servicio o a la fábrica del proveedor.
Al enviar un transformador al taller de servicio por cualquier motivo, es recomendable
hacer una inspección cuidadosa de todas sus partes, para así, en un mismo servicio,
hacer todas las reparaciones necesarias o reposición de partes envejecidas
prematuramente.
Se recomienda en una reparación evaluar mejoras adicionales como:
 Pintar el tanque.
 Cambiar empaques, en especial los de cubierta y tapa de registro.
 Revisar nivel y las condiciones del aceite.
 Revisar hermeticidad y el apriete de tornillos.
4.6.1 Mantenimiento preventivo
En función del tamaño del transformador y de la importancia del servicio puede ser
necesario someterlo a un programa periódico de mantenimiento preventivo, que
incluya una inspección del mismo, así como pruebas eléctricas, con el fin de
garantizar su óptimo y continuo funcionamiento.
149
Inspección periódica
Es recomendable una inspección visual periódica de las partes externas del
transformador al menos cada dos años. En esta operación se deberán tomar las
precauciones y medidas necesarias sobre seguridad. Los puntos de dicha inspección
son:
 Las boquillas de media tensión.
 Las boquillas de baja tensión y la conexión de los cables.
 Los apartarrayos y accesorios de protección.
 La condición de recubrimiento.
 La hermeticidad.
 La carga
 Los empaques (en boquillas, tapa tanque, registro de mano, etc.):
 Las válvulas y dispositivos para filtro de prensa, drenaje y muestreo.
Transformadores con humedad en sus aislamientos
La humedad es el mayor agente destructor en un transformador. Si hay cualquier
evidencia de penetración de humedad de la unidad, debe drenarse el aceite; el
núcleo y las bobinas secarse en el horno o en algún otro medio adecuado y aceptado
para esta necesidad, dependiendo de las dimensiones del transformador.
Una vez hecho el secado, la unidad debe llenarse con aceite previamente tratado.
Es recomendable, y para aparatos con clase de aislamiento 34,5 kV y superiores, un
llenado de aceite estando el transformador en vacio (una presión de 1,5 mmHg) o un
proceso similar que asegure condiciones de calidad optima en la reparación.
Al salir el transformador de un servicio de reparación, se debe probar con una
tensión no mayor de 75 % del valor utilizado en las pruebas originales de fábrica.
150
Empaques
Si es necesario remover la cubierta, boquillas, tapa o registro de mano, se debe
prever un cambio de empaques para reemplazase los anteriores.
Al instalarlos evite que estos sean sometidos a esfuerzos que los dañen
permanentemente, asegúrese que la tensión del apriete mecánico forme un sello
efectivo.
Tanque
El exterior y el interior del tanque deben estar limpios, sus empaques no deben
presentar signos de envejecimiento o de lo contrario, corregir de inmediato cualquier
fuga o reemplazar los empaques envejecidos.
Se debe revisar que no existan rastros de carbón en el interior del tanque y tampoco
señales de
“abombamiento”. Si se observa la existencia de algunas de estas
características, no se debe de reconectar el transformador hasta determinar las
causas que generaron este problema.
Estando el transformador instalado y si el tanque muestra evidencias de herrumbre o
deterioro de la pintura, el área afectada puede limpiarse con cepillo de alambre y
retocarse con una capa de pintura, dosificada con rociador, protegiendo las boquillas
para evitar que el roció de la pintura se deposite en estas.
Torques de apriete
Los torques (pares de apriete que se deben aplicar en las conexiones (uniones)
roscadas se muestran en la siguiente tabla. La tolerancia del ± 20% del valor
indicado.
151
Torques de apriete para los accesorios de un transformador de distribución.
Pruebas eléctricas
Las pruebas eléctricas que deben ser realizadas en un mantenimiento preventivo de
un transformador de distribución dependen del tamaño del transformador, de la
importancia del servicio y de los intereses y requerimientos de este.
4.6.2 Mantenimiento correctivo
Las fallas que pueden ocurrir a un transformador pueden clasificarse como sigue:
 Deterioro del aceite
 Fallas en equipo auxiliar
 Fallas en el devanado
152
Deterioro del aceite
El aceite aislante se deteriora por la acción de humedad y del oxigeno, por la
presencia de catalizadores (cobre) y por la temperatura. La combinación de estos
elementos produce una acción química en el aceite, la cual da como resultado la
generación de ácidos que atacan los aislamientos y a las partes metálicas del
transformador.
De esta acción química, resultan los lodos que se precipitan en el transformador y
que impiden la correcta disipación de calor, acelerando, por lo tanto, el
envejecimiento de los aislamientos y por ende del transformador.
La humedad presente en el aceite puede originarse por el aire que entre en el
transformador en operación, a través de sus juntas y de grietas en el tanque.
También se genera por conducción de los aislamientos al aceite. Otro factor que
deteriora el aceite es la presencia de gases, los cuales son
liberados por
descomposición propia del aceite y de los aislamientos a altas temperaturas.
El contenido de agua en el aceite, se define en partes por millón (ppm) donde 1000
partes por millón equivalen a 0,1% de humedad en el aceite. Se dice que el aceite
esta en equilibrio cuando su contenido de humedad es igual a 40 ppm. Bajo esta
condición, ni el aceite cede su humedad a los aislamientos, ni estos la ceden al
aceite.
Si se rompe dicha condición de equilibrio, es decir, al aumentarse el valor contenido
de humedad en el aceite, se obtienen los siguientes resultados:
El aceite cede su humedad a los aislamientos, lo cual da por resultado un incremento
en sus valores de factor de potencia, por lo tanto se reduce la vida útil.
153
El incremento de humedad del aceite da por resultado una disminución del valor de
tensión de ruptura o rigidez dieléctrica. Con un contenido de agua de 60 ppm, el valor
de rigidez dieléctrica se disminuye en un 13 %.
El aceite se satura cuando su contenido de humedad es de 100 pp. (0,01%). Bajo
esta situación, cualquier adición en humedad será absorbida por los materiales
fibrosos del transformador, como son: cartones y papeles aislantes.
Por lo tanto en la inspección de un aceite aislante se deben analiza cuando menos
los siguientes datos:
 Contenido de humedad.
 Acidez.
 Rigidez dieléctrica.
 Factor de potencia a 25 °C y a 100° C.
 Tensión interfacial.
 Presencia de lodos.
Un aceite contaminado es aquel que presenta a los siguientes valores:
 Contenido de humedad, mayor de 65 ppm.
 Acidez igual o mayor que 0,2 mg, del numero de neutralización de la
potasa caustica.
 Rigidez dieléctrica, menor de 22 kV.
 Tensión interfacial, 16 dinas/cm o menor.
 Se reporta la presencia de lodos.
Bajo tal condición de contaminación, es recomendable sustituir el aceite, para lo cual
se debe realizar lo siguiente:
 Drenar el aceite.
 Sacar el conjunto Bobina/Núcleo (parte viva).
 Limpiar el tanque en su interior.
 Limpiar la parte viva y secarla.
 Ensamblar la parte viva en el tanque.
154
 Llenar el transformador en vacio, con aceite nuevo.
 Al llenar el tanque con aceite, se debe dejar una cámara de aire. Esta debe
ser de acuerdo con el nivel de aceite indicado en el interior del tanque.
 Probar la hermeticidad, con una presión de 0,7 Kg/cm 2.
Fallas en el equipo auxiliar
Al instalar un nuevo circuito o red eléctrica y detectar la existencia de un problema en
él, la primera impresión de muchos es de que el transformador está fallando y se
destinan gran cantidad de recursos para revisarlo y probarlo una y otra vez.
El resultado posterior es que el transformador esta correcto y la falla se encuentra en
otro lugar, por ejemplo: en el equipo auxiliar de protección (aparta rayos, mala
selección del fusible, etc.), en el equipo de medición o en la red secundaria.
Por lo tanto, se recomienda que antes de instalar los componentes de un circuito de
distribución de energía, se revisen cada elemento y de ser posible probarlos antes de
su instalación.
Fallas en los devanados
Este tipo de fallas pueden ser ocasionadas por:
a) Falsos contactos.
b) Corto circuito externo.
c) Corto circuito en espiras.
d) Sobretensiones por descargas atmosféricas.
e) Sobretensiones por transitorios.
f) Sobrecargas.
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Falsos contactos
Los falsos contactos originan una resistencia mayor al paso de la corriente,
produciéndose puntos calientes hasta pequeños arqueos.
Este tipo de fallas deterioran el aislamiento y contaminan al aceite produciendo
gasificación, carbón y hasta “abombamiento” del transformador.
Estas fallas se manifiestan en forma de: presencia de carbón en las terminales,
terminales carcomida, o una coloración intensa en los aislamientos.
Los falsos contactos se originan por tornillería o terminales sueltas, es recomendable
apretar periódicamente las terminales externas del transformador y en un
mantenimiento, mayor del mismo revisar los aprietes internos del mismo.
Corto circuito externo.
Esta falla es producida por un corto circuito externo al transformador de lado de baja
tensión. La alta corriente que circula durante el corto, se traduce en esfuerzos
mecánicos que pueden distorsionar los devanados y hasta moverlos de su posición.
Si el corto circuito es intenso y prolongado, su efecto se reflejara en una degradación
al aceite, sobrepresión, arqueos y posteriormente” abombamiento” del tanque,
dependiendo de la severidad del corto circuito.
Después del una falla de este tipo y antes de reconectar el servicio del
transformador, se debe tener la certeza de que se ha eliminado el corto circuito y
revisar exhaustivamente el transformador para determinar si este no sufrió daños.
Corto circuito entre espiras.
Este tipo de fallas es el resultado de los aislamientos que pierden sus características
por exceso de humedad, sobrecalentamientos continuos, exceso de tensión, etc.
156
Estas fallas tardan en poner fuera de servicio al transformador y se manifiestan por
un devanado regular, excepto en el punto de falla. La ionización degrada al aceite y a
los aislamientos y puede presentar después de la falla un posible “abombamiento” en
el tanque.
Sobretensiones por descargas atmosféricas.
Para prevenir este tipo de falla, se recomienda el uso de apartarrayos lo más cercano
del transformador. Esta distancia no debe ser mayor de un metro, entre la boquilla y
el apartarrayos.
En caso de que la sobretensión resultante por las descargas atmosféricas rebase los
límites del nivel de aislamiento al impulso del transformador, el devanado sujeto a
este esfuerzo fallara.
La protección provista por los apartarrayos es limitada, en la medida en que la
tensión que aparece en sus terminales (y a su vez, el devanado protegido) es una
función de la corriente que es descargada a través del apartarrayos.
Estas corrientes tienen un promedio cercano a los 30 kVA, pero en al menos un 5%
de las veces pueden estar por encima de los 100 kVA.La protección de los
apartarrayos es típicamente provista hasta una energía de 2kJ/kV.
Por lo anterior, la forma de onda de la sobretensión, así como su magnitud, tanto
como la corriente que atraviesa el apartarrayos, determinan si la protección provista
por el mismo es adecuada o no.
Sobretensiones por transitorios.
Este tipo de sobretensiones son producidas por falsas operaciones de re cierre o por
puesta de servicio o desconexión de bancos de capacitores, etc. Las sobretensiones
que se producen son del orden de hasta dos veces la tensión de operación.
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Su daño es alargo plazo y en ocasiones se confunde con una falla de cortocircuito
entre espiras.
Sobrecargas.
El transformador está diseñado para soportar sobrecargas de acuerdo a norma (o
superiores). En el caso de que estas sobrecargas excedan los valores definidos, el
transformador tendrá un envejecimiento acelerado, y con el tiempo, podrá presentar
fallas, tales como una falla entre espiras.
Las características de esta tipo de falla son: un envejecimiento total o parcial de los
aislamientos internos del transformador, papel y cartón quebradizo y con un cambio
de coloración, y/o de propiedades mecánicas y/o dieléctricas.
Recomendaciones:
Por lo tanto para evitar daños causados por parámetros eléctricos (corriente o
tensión), todo transformador debe contar con protecciones que aíslen al aparato o al
sistema de distribución de estos fenómenos dañinos.
Por lo anterior expuesto, recomendaciones proteger con los siguientes elementos:
 Colocar un apartarrayos, uno en cada fase.
 Fusible limitador de corriente en el lado primario del transformador, en caso de
tener corrientes de corto circuito disponible más elevadas que la capacidad
interruptora del elemento de desconexiones AT. (fusible de expulsión, interno
o externo).
 Interruptor o limitador de corriente en el lado secundario del transformador y lo
más cercano a este.
 Apartarrayos en el secundario (para proteger de sobretensiones que aparecen
en la BT).
158
4.6.3 Recubrimientos
Recubrimiento anticorrosivo
Es un proceso de aplicación de pintura en polvo por medio de aspersores
electrostáticos y curados en un horno a altas temperaturas.
El recubrimiento anticorrosivo debe cumplir con los requisitos indicados en la norma
NMX-J-116-ANCE. Bajo las condiciones generales de servicio mencionadas en la
misma así como en la norma NMX-J-409-ANCE.
Adicionalmente se recomienda hacer una inspección visual periódica de las partes
externas del transformador al menos cada dos años.
En caso de encontrar indicios de una degradación causada por efectos mecánicos,
químicos o radiación, causados por una exposición a medios ambientes más hostiles
que los ya antes mencionados (tales como la exposición a niebla salina, roció
pesado, exposición a zonas de alta contaminación salinas, exposición a brisa marina,
vapores ácidos, básicos o de electrolitos).
Se recomienda limpiar el área afectada por medios mecánicos (ejemplo: cepillo de
alambre de bronce), hasta eliminar el oxido, y retocarse con una capa de pintura rica
en zinc, dosificada con rociador, protegiendo las boquillas para evitar que el roció de
la pintura se deposite en estas.
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CONCLUSION
De esta manera y en base a la realización del trabajo logramos cumplir los objetivos
propuestos. La información obtenida le servirá al ingeniero para saber cuáles son los
principios teóricos que tienen que ver con cualquier transformador para obtener una
buena instalación.
A su vez se dio a conocer las partes que lo forman indicándonos el funcionamiento y
ver el campo de aplicación que manejan. También nos dimos cuenta que el
transformador cuenta con diferentes accesorios de construcción que hacen que este
tenga un mayor rendimiento y sobre todo una mayor eficiencia.
Para finalizar con el trabajo vimos la normatividad que manejan los transformadores
especificándonos en los de distribución tomando en cuenta la instalación, operación,
especificación y mantenimiento de dichos transformadores para así evitar accidentes
que puedan provocar un daño irreversible.
160
BIBILIOGRAFIA
Física para estudiantes de ciencias de ingeniería. Tomo II
Frederick J. Bueche.
Segunda edición
Física para ciencias en ingeniería. Tomo II
Raymond A. Serway,
Robert J. Beichner
Quinta edición
Estaciones transformadores y de distribución
Gaudencio Zoppetti Judez
Cuarta edición
Editorial Gustavo Gili, s.a.
Maquinas eléctricas y transformadores
Irving L. Kosow Ph.D.
Segundo edicion.
Manual de recepción, instalación, operación y mantenimiento para transformadores
de distribución tipo poste monofásico y trifásico
Prolec. GE, S.de R.L. de C.V.
México, DF 2008
Especificación técnica. Transformadores trifásicos tipo poste auto protegido.
Unión Fenosa internacional, S.A.
Año 26 de agosto del 2004.
161
Manual de instalación, operación y mantenimiento para transformadores de
distribución. Instructivo IOM-02
Voltran s.a. de c.v.
Fabricante de transformadores de distribución y potencia.
Manual de instalación, operación y mantenimiento para transformadores de
distribución. Instructivo IOM-03.
Voltran s.a. de c.v.
Fabricante de transformadores de distribución de potencia.
Manual de reparaciones a transformadores de distribución.
Luz y fuerza del centro.
México, DF.
162