METODOLOGÍA PARA PRUEBAS DE CAMPO A … · 2017-12-13 · esime-ipn 1 instituto politÉcnico...

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

METODOLOGÍA PARA PRUEBAS DE CAMPO A TRANSFORMADORES DE POTENCIA MAYORES A

1 MVA

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO

ELECTRICISTA.

PRESENTAN: JIMÉNEZ HERNÁNDEZ JESÚS. PÉREZ MÉNDEZ JOSÉ ALEJANDRO. SANTOS JUÁREZ JAVIER. ASESORES: ING. CASTRO LÓPEZ JAVIER. ING. ROMERO BERMÚDEZ ÁNGEL

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ÍNDICE DE CONTENIDO

Página Resumen 8Objetivo General 9Introducción 10 CAPITULO I.- Principios de funcionamiento

1.- Metodología 121.1.- Fundamentos teóricos de los transformadores. 12

1.1.1.- Campo Magnético. 131.1.2.- Relación entre Densidad e Intensidad del flujo magnético

13

1.1.3.- Fuerza electromotriz (f.e.m) 141.1.4.- Inducción mutua y autoinducción 151.1.5.- Ley de Faraday 151.1.6.- Ley de Lenz 161.1.7.- La ley de Ampére 161.1.8.- La ley de Biot-Savart 16

1.2.- Clasificación de transformadores. 171.3.- Partes constitutivas de un transformador. 181.4.- Principios de operación del transformador. 19

1.4.1.-Polaridad de un Transformador 191.4.2.- El Transformador Ideal. 201.4.3.- Diagrama fasorial de un Transformador Ideal 211.4.4.- El Transformador Real. 221.4.5.- Diagrama fasorial de un Transformador Real 23

1.5- Condiciones de operación del transformador 231.5.1.- Transformador en vació. 241.5.2.- Transformador con carga. 24

1.6- Rendimiento de un transformador. 251.7.- Perdidas en los Transformadores. 261.8.- Relación de Transformación. 261.9.- Regulación de Tensión de un Transformador. 271.10.- Tipos de conexiones en los Transformadores. 27

CAPITULO II.- Normatividad

2.1.- Normas y especificaciones. 32

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CAPITULO III.- Metodología del Mantenimiento Preventivo.

3.1.- Generalidades del Mantenimiento Preventivo para Transformadores de Potencia

38

3.1.1.-Guía de inspección semanal. 393.1.2.-Guía de inspección mensual. 393.1.3.-Guía de inspección semestral. 403.1.4.-Guía de inspección anual. 413.1.5.-Guía de inspección a 3 años. 41

3.2.-Equipo a utilizar en las pruebas. 433.2.1.- Megger. 433.2.2.-Higrometro. 443.2.3.- TTR. 443.2.4.-Termómetro. 453.2.5.- Medidor del F.P. 453.2.6.- Ampérmetro. 463.2.7.- Vóltmetro. 463.2.8.- Transformador de Corriente (TC). 473.2.9.- Transformador de Potencial (TP). 47

CAPITULO IV.- Especificaciones de las Pruebas de Campo.

4.1.- Metodología para las Pruebas de Campo 50CONCLUSIONES 56ANEXO A

A.1 Procedimiento para realizar la prueba de punto de rocío. 58A.2 Procedimiento de prueba del higrometro alnor. 58A.3 Recomendaciones al aplicar el metodo descrito 59

ANEXO B B.1 Condiciones para la prueba de resistencia de aislamiento y factor de disipación.

63

B.2 Tensión de prueba. 63B.3 Factor de corrección por temperatura. 64

ANEXO C C.1 Voltajes recomendados para la prueba de factor de potencia en transformadores de potencia llenos con aceite.

66

C.2 Voltajes de prueba recomendados para transformadores de potencia sumergidos en aceite, pero que se desean probar en la ausencia de este (no bajo vacío).

66

C.3 Voltajes recomendados para prueba de transformadores del tipo seco.

67

ANEXO D

D.1 Método de caída de tensión para la medición de la resistencia óhmica de los devanados.

68

D.2 Corriente de prueba. 68D.3 Recomendaciones para la prueba 68

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ANEXO E

E.1 Generalidades para probadores de rigidez dieléctrica. 71E.2 Comportamiento de los aceites. 71

ANEXO F

F.1 Generalidades para la prueba de relación de transformación.

72

ANEXO G

G.1 Tensiones nominales de operación bajo prueba. 75ANEXO H

H.1 Seguridad e Higiene. 77

GLOSARIO 78BIBLIOGRAFÍA 80

ÍNDICE DE FIGURAS Y TABLAS

FIGURAS Figura 1.1 Diagrama vectorial del campo magnético. [5] 13Figura 1.2 Diagrama Físico del transformador de potencia. [10] 18Figura 1.3 Diagrama del Transformador elemental. [6] 19Figura 1.4 Diagrama de convección de puntos. 19Figura 1.5 Diagrama del Transformador Ideal. [6] 20Figura 1.6 Circuito Equivalente del Transformador Ideal. [8] 21Figura 1.7 Diagrama fasorial del transformador Ideal. [8] 22Figura 1.8 Circuito del Transformador Real. [6] 22Figura 1.9 Circuito Equivalente del Transformador Real. [8] 23Figura 1.10 Diagrama fasorial del transformador Real. [8] 23Figura 1.11 Transformador en vació. [6] 24Figura 1.12 Transformador con carga. [6] 25Figura 1.13 Conexión Delta-Delta. [9] 28Figura 1.14 Conexión Delta-Estrella. [9] 28Figura 1.15 Conexión Estrella-Estrella. [9] 29Figura 1.16 Conexión Estrella-Delta. [9] 29Figura 1.17 Megger [6] 43Figura 1.18 Transformer Turn Ratio (T.T.R.)[6] 45Figura 1.19 Circuito simplificado del medidor de F.P.[6] 45Figura 1.20 Panel de la unidad de medición y transformación de un medidor de F.P. de 10 kv, tipo M2H.[6]

46

Figura A1.- Grafica de Equilibrio de Humedad. [6] 60Figura A2.- Conversión de punto de Rocío a presion de vapor. [6] 61Figura A3.- Conexión del higrómetro de hielo seco. [6] 62Figura A4.- Conexión del equipo de vació y el vacuometro de mercurio. [6] 62

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FIGURAS

Figura B1.- Conexión del Transformador para la prueba de Resistencia de Aislamiento.[6]

64

Figura C1.- Conexión del Transformador para la prueba de Factor de Disipación o Potencia. [6]

67

Figura D1. Conexiones para la medición de resistencia por el método de caída de tensión. [1]

68

Figura D2.- Conexión del Transformador para la prueba de Resistencia Óhmica de los Devanados conectados en Delta-Estrella. [6]

69

Figura D3.- Conexión del Transformador para la prueba de Resistencia Óhmica de los Devanados conectados en Estrella- Delta. [6]

70

Figura E1.- Conexión del Medidor de riguidez dielectrica del aceite. 71Figura F1.- Conexión del Transformador para la prueba de Relación de Transformación conectados en Delta-Estrella. [6]

73

Figura F2.- Conexión del Transformador para la prueba de Relación de Transformación conectados en Estrella- Delta. [6]

74

Figura G1.- Conexión del Transformador para la prueba de Corriente de Exictacion conectados en Delta-Estrella. [6]

75

Figura G2.- Conexión del Transformador para la prueba de Corriente de Exictacion conectados en Estrella-Delta. [6]

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TABLAS

Tabla 1.- fundamentos teóricos de los transformadores 12Tabla 2.- clasificación de los transformadores 17Tabla 3.1.- ventajas y desventajas generales en aplicación de pruebas 34Tabla 3.2.- ventajas y desventajas generales en aplicación de pruebas. 35Tabla B1.- lecturas requeridas para la resistencia de aislamiento 63Tabla B2.- factores de corrección por temperatura para la resistencia de aislamiento.

65

Tabla C.1 voltajes recomendados para la prueba de factor de potencia en transformadores de potencia llenos con aceite.

66

Tabla C.2 voltajes de prueba recomendados para transformadores de potencia sumergidos en aceite, pero que se desean probar en la ausencia de este (no bajo vacío).

66

Tabla C3 voltajes recomendados para prueba de transformadores del tipo seco.

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Tabla E.1 comportamiento de los aceites. 71Tabla G1.- categorías de transformadores de acuerdo a su capacidad. 77

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SIMBOLOGÍA Y ABREVIATURAS

ABREVIATURAS

a Relación de transformación. B Densidad de flujo magnético. e Fuerza Electromotriz inducida EP Tensión inducida al devanado primario. ES Tensión inducida al devanado secundario. f Frecuencia.

f.e.m Fuerza Electromotriz F Fuerza. fLP Flujo en el lado primario. fLS Flujo en el lado secundario.

G0p Conductancia en el devanado primario. H Intensidad del campo magnético.

H1 Boquilla 1 del devanado de Alta Tensión. H2 Boquilla 2 del devanado de Alta Tensión. I Intensidad de Corriente Eléctrica dada en Amperes.

I(h+e) Corriente de Perdidas.(Histéresis) Im Corriente magnetizante. Ip Corriente nominal en el devanado primario. I*r Caída de potencial Is Corriente nominal en el devanado secundario.

ip0 Corriente en vació del devanado primario. is0 Corriente en vació del devanado secundario.

-jB0p Susceptancia en el devanado primario. η Rendimiento de un transformador. N Espiras de alambre.

Np Número de espiras en el devanado primario. Ns Número de espiras en el devanado secundario. P Potencia. q Carga. r Resistencia

Rp Resistencia del devanado primario. Rs Resistencia del devanado secundario. S Superficie del conductor v Velocidad Vp Tensión primario nominal a plena carga Vs Tensión secundaria sin carga

Vp(t) Tensión primaria con respecto al tiempo. Vs(t) Tensión secundaria con respecto al tiempo. Xp Reactancia en el devanado primario. Xs Reactancia en el devanado secundario.

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SIMBOLOGÍA.

α Ángulo formado entre el conductor y la dirección del campo

θmáx flujo máximo que circula en el núcleo μo Permeabilidad magnética del medio en el que aparece el campo

magnético igual a 4πx10-7H/m en el vacío. Φ Flujo magnético φd1 Flujo disperso del primario ω 2πf [radianes/segundo] φd Variación del flujo magnético.

dt Variación del tiempo.

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RESUMEN La invención del transformador y los desarrollos de las fuentes de corriente alterna, resolvieron los graves problemas que tenía la distribución de energía eléctrica en corriente continua. Si se eleva por ejemplo en diez veces la tensión en la distribución, la corriente se reduce justamente en esas diez veces, con lo que las caídas de tensión también se reducen en ese factor, y las pérdidas en los cables en 100 veces, por lo tanto nos damos cuenta que son equipos muy importantes en el sistema eléctrico

Con base en diversas pruebas experimentales se desarrollaron técnicas sistematizadas estableciendo los métodos de prueba para extender la vida útil de los transformadores de potencia con base en los fundamentos teóricos que rigen el funcionamiento de los transformadores

La realización de los métodos de prueba para los transformadores de potencia se uso para colocar una estructura en base a normas de diversas compañías con el fin de tener un control efectivo del estado de los transformadores de potencia, para así asegurar una larga vida útil para los mismos.

En el presente trabajo de tesis se propone realizar una metodología para las pruebas de campo a los transformadores de potencia con que se determina la calidad en que se encuentran los componentes del equipo para extender su vida útil, aplicando las normas adecuadas.

Por lo tanto se desarrolla una técnica sistematizada estableciendo las pruebas y métodos de prueba para extender la vida útil de los transformadores de potencia.

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OBJETIVO

Desarrollar una técnica sistematizada estableciendo las pruebas y métodos de prueba para extender la vida útil de los transformadores de potencia.

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INTRODUCCIÓN Los transformadores de potencia son maquinas eléctricas capaces de elevar, reducir o mantener los niveles de tensión y corriente sin variar la frecuencia; la principal función de los transformadores es cambiar los parámetros de la energía eléctrica.

El primer sistema de distribución de electricidad lo puso en servicio Edison, en Nueva York, en el año 1882. Se trataba de una pequeña central eléctrica que suministraba corriente continua a 120V. Esta tensión tan baja requería que por los cables circulasen grandes corrientes, lo que daba lugar a enormes caídas de tensión y enormes pérdidas, de modo que en la práctica una central sólo podía alimentar a una manzana.

Conforme la industria eléctrica fue teniendo un mayor crecimiento la dificultad de transmitir la energía eléctrica de un lugar a otro fue haciéndose mas evidente, debido a que en un principio los circuitos eléctricos eran a base de corriente directa a un bajo voltaje, el cual los hacia sumamente ineficientes para la transmisión de la energía eléctrica a distancias considerablemente grandes. Se vio entonces con la necesidad para que de alguna manera se elevara el voltaje entre el centro de generación y los de consumo (hogares, industrias y comercios), facilitando asi la transmisión de la energía a grandes distancias, necesidad que fue cubierta por el transformador de potencia en corriente alterna.

En general en casi todos los sistemas importantes de generación y distribución de energía eléctrica en el mundo son, hoy en día, sistemas de corriente alterna trifásicos. Por tanto los sistemas trifásicos desempeñan un papel importante en la vida moderna, es necesario entender la forma como los transformadores se utilizan en ella.

En vista del gran número de transformadores sujetos a envejecimiento acelerado debido al exceso de carga en los actuales sistemas de potencia, es importante conocer el tiempo de vida útil, funcionamiento y el estado del estado que guarda, por lo que se deben analizar y realizar las pruebas necesarias para su correcto funcionamiento.

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CAPÍTULO I

PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO [5, 8, 9, 10, 11,12,13,14]

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1.- METODOLOGÍA. La metodología (meta = a través de, fin; oídos = camino, manera; lógos = teoría, razón, conocimiento): es la teoría acerca del método o del conjunto de métodos. La metodología es normativa (valora), pero también es descriptiva (expone) o comparativa (analiza). La metodología estudia también el proceder del investigador y las técnicas que emplea. Método y metodología son dos conceptos diferentes. El método es el camino que conduce al conocimiento es un procedimiento o conjunto de procedimientos que sirven de instrumentos para lograr los objetivos de la investigación, mientras que la metodología es el estudio del método, es decir, es el estudio analítico y critico de los métodos de investigación, asi como el enlace entre el sujeto y el objeto de conocimiento. Sin ella es prácticamente imposible logra el camino que conduce al conocimiento científico 1.1.- FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LOS TRANSFORMADORES. El transformador es una Máquina estática que por inducción electromagnética transfiere energía eléctrica modificando valores de tensión y corriente del devanado primario al devanado secundario utilizando el mismo valor de frecuencia. Para entender su funcionamiento, se explican las leyes que rigen su comportamiento; así como los fenómenos eléctricos que se presentan en la maquina que a continuación se describen.

Campo Magnético

Relación entre Densidad e Intensidad del flujo magnético

Fuerza electromotriz (f.e.m)

Fenómenos Eléctricos

Inducción mutua y autoinducción

Ley de Faraday

Ley de Lenz

La ley de Ampére

TRANSFORMADOR

(principios de funcionamiento)

Leyes

La ley de Biot-Savart

Tabla 1.- Fundamentos teóricos de los transformadores

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1.1.1.- CAMPO MAGNÉTICO El campo magnético es una propiedad del espacio por la cual una carga eléctrica puntual de valor “q” que se desplaza a una velocidad “v”, sufre los efectos de una fuerza que es perpendicular y proporcional tanto a la velocidad como a una propiedad del campo, llamada densidad de flujo magnético. Así, dicha carga percibirá una fuerza descrita como:

qvBF = Donde: F = Fuerza q = carga v = velocidad B = densidad de flujo magnético (En la figura 1.1 que tanto “F” como “v” y “B” son magnitudes vectoriales y el producto cruz es un producto vectorial que tiene como resultante un vector perpendicular tanto a “v” como a “B”).

1.1.2.-RELACIÓN ENTRE DENSIDAD E INTENSIDAD DEL FLUJO MAGNÉTICO El nombre campo magnético se ha usado informalmente para dos tipos de campos vectoriales diferentes, que se denotan normalmente como H y B. El primero es el que técnicamente se denominó "campo magnético", y a B se le denominó con el término secundario de "inducción magnética". Sin embargo, actualmente se considera que la inducción magnética es una entidad más básica o fundamental y tiende a ser llamado "campo magnético", excepto en algunos contextos donde es importante distinguir entre ambos.

Figura 1.1 Diagrama vectorial del campo magnético. [8]

(1.1)

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La diferencia entre B y H es que H describe cuan intenso es el campo magnético en la región que afecta, mientras que B es la cantidad de flujo magnético por unidad de área que aparece en esa misma región. Sin embargo, muchos autores prefieren referirse a un campo magnético principalmente en términos de su densidad de flujo B.

B y H se relacionan de la siguiente manera:

oHB μ=

Donde:

μo : es la permeabilidad magnética del medio en el que aparece el campo magnético igual a 4πx10-7H/m en el vacío. Para determinar la expresión del campo magnético producido por una corriente se emplean dos leyes: la ley de Biot-Savart y la ley de Ampére. 1.1.3.- FUERZA ELECTROMOTRÍZ (f.e.m)

La fuerza electromotriz (f.e.m.) es toda causa capaz de mantener una diferencia de potencial entre dos puntos de un circuito abierto para producir una corriente eléctrica en un circuito cerrado. La f.e.m. se mide en volts, al igual que el potencial eléctrico. Se define como el trabajo que el generador realiza para pasar por su interior la unidad de carga positiva del polo negativo al positivo, dividido por el valor en Coulombs de dicha carga. Esto se justifica en el hecho de que cuando circula esta unidad de carga por el circuito exterior al generador, desde el polo positivo al negativo, es necesario realizar un trabajo o consumo de energía (mecánica, química, etcétera) para transportarla por el interior desde un punto de menor potencial (el polo negativo al cual llega) a otro de mayor potencial (el polo positivo por el cual sale). Se relaciona con la diferencia de potencial V entre los bornes y la resistencia interna r del generador mediante la fórmula E = V + Ir (el producto Ir es la caída de potencial que se produce en el interior del generador a causa de la resistencia óhmica que ofrece al paso de la corriente). La f.e.m. de un generador coincide con la diferencia de potencial en circuito abierto. La fuerza electromotriz de inducción (o inducida) en un circuito cerrado es igual a la variación del flujo de inducción Φ del campo magnético que lo atraviesa en la unidad de tiempo, lo que se expresa por la fórmula:

dtde φ

= (Ley de Faraday)

(1.2)

(1.3)

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1.1.4.- INDUCCIÓN MUTUA Y AUTOINDUCCIÓN

En sus primeras experiencias sobre el fenómeno de la inducción electromagnética Faraday empleó dos bobinas arrolladas una sobre la otra y aisladas eléctricamente. Cuando variaba la intensidad de corriente que circulaba por una de ellas, se generaba una corriente inducida en la otra. Este es, en esencia, el fenómeno de la inducción mutua, en el cual el campo magnético es producido por una corriente eléctrica. La variación de la intensidad de corriente en una bobina da lugar a un campo magnético variable. Este campo magnético origina un flujo magnético también variable que atraviesa la otra bobina e induce en ella, de acuerdo con la ley de Faraday-Henry, una fuerza electromotriz. Cualquiera de las bobinas del par puede ser el elemento inductor y cualquiera el elemento inducido, de ahí el calificativo de mutua que recibe este fenómeno de inducción.

El fenómeno de la autoinducción, como su nombre indica, consiste en una inducción de la propia corriente sobre sí misma. Una bobina aislada por la que circula una corriente variable puede considerarse atravesada por un flujo también variable debido a su propio campo magnético, lo que dará lugar a una fuerza electromotriz autoinducida. En tal caso a la corriente inicial se le añadirá un término adicional correspondiente a la inducción magnética de la bobina sobre sí misma.

1.1.5.- LEY DE FARADAY

La Ley de inducción electromagnética de Faraday (o simplemente Ley de Faraday) se basa en los experimentos que Michael Faraday realizó en 1831 y establece que si el flujo magnético eslabonado inducido en un circuito cerrado varia con respecto al tiempo, una f.e.m. es inducida en el circuito.

dtde φ

=

Donde: e = es la fuerza electromotriz inducida

dtdφ = es la tasa de variación temporal del flujo magnético Ф.

En el caso de un inductor con “N” vueltas de alambre, la fórmula anterior se transforma en:

dtdNe φ

=

(1.4)

(1.5)

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1.1.6.- LEY DE LENZ

Los estudios sobre inducción electromagnética, realizados por Michael Faraday nos indican que en un conductor que se mueva cortando las líneas de fuerza de un campo magnético se produciría una fuerza electromotriz (f.e.m.) inducida y si se tratase de un circuito cerrado se produciría una corriente inducida. Lo mismo sucedería si el flujo magnético que atraviesa al conductor es variable. La Ley de Lenz nos dice que las fuerzas electromotrices o las corrientes inducidas serán de un sentido tal que se opongan a la variación del flujo magnético que las produjo. Esta ley es una consecuencia del principio de conservación de la energía. En este caso la Ley de Faraday afirma que la f.e.m. inducida en cada instante tiene por valor:

dtde φ

−=

El signo negativo de la expresión anterior indica que la f.e.m. inducida se opone a la variación del flujo que la produce. Esta ley se llama así en honor del físico germano-báltico Heinrich Lenz, quien la formuló en el año 1834.

1.1.7.- LA LEY DE AMPÉRE

Si el conductor es muy largo y estrecho, el campo es aproximadamente uniforme y paralelo al eje en el interior del conductor, y es nulo fuera del conductor. En esta aproximación es aplicable la Ley de Ampére que nos dice que es la integral curvilínea de la intensidad magnética H, alrededor de un circuito cerrado es igual a la suma de los ampere-espiras a los cuales el camino esta concatenado.

∫ = NIHdl

El primer miembro, es la circulación del campo magnético a lo largo de un camino cerrado, y en el segundo miembro el término I se refiere a la intensidad que atraviesa dicho camino cerrado.

1.1.8.- LA LEY DE BIOT-SAVART

La ley de Biot-Savart dice que en todo conductor bajo la acción de un campo magnético y por el cual circula una corriente eléctrica queda sometida a la acción de una fuerza que lo hace desplazarse a través del campo. La cual puede expresarse como:

dinasBlF101

=

(1.8)

(1.9)

(1.10)

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1.2.- CLASIFICACIÓN DE TRANSFORMADORES

Los transformadores constan de dos partes esenciales el núcleo y los devanados, relacionados con otros elementos destinados a las conexiones mecánicas y eléctricas entre las distintas partes del sistema de enfriamiento y la protección de la máquina en general. En la construcción de transformadores existen aspectos que establecen diferencias entre tipos de transformadores, como por ejemplo el sistema de enfriamiento o bien en términos de su potencia y voltaje para aplicaciones, por lo cual se realiza la siguiente clasificación.

1.-Tipo columna (no acorazado) a).-Por su núcleo 2.-Acorazado 3.-Envolvente 4.-Radial. b).-Por numero de fases 1.-Monofásico 2.-Trifásico c).-Por el numero de 1.-Dos devanados. devanados 2.-Tres devanados.

1.-Aceite. d).-Por medio refrigerante 2.-Aire.

3.-Liquido inerte 1.-OA. 2.-OW 3.-OW/A e).-Por el tipo de 4.-OA/AF enfriamiento 5.-OA/FA/FO Clasificación de los 6.- FOA Transformadores 7.-OA/FA/FOA

8.-FOW 9.-A/A 10.-AA/FA 1.- ∆ -∆ f).-Por las conexión de sus 2.- ∆-Y devanados 3.- Y- Y 4.- Y-∆ 1.-De Potencia 2.- Distribución 3.-Instrumento g).-Por la operación 4.- Horno Eléctrico 5.- Ferrocarril 6.-Elevador 7.-Reductor 8.-Transferencia 1.- Regulación fija h).-Por la regulación 2.- Regulación variable con carga 3.- Regulación variable sin carga

O=Aceite; A=Aire; W=Agua; F=Forzada; ∆= Delta; Y=Estrella

Tabla 2.- Clasificación de los Transformadores.

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1.3.- PARTES CONSTITUTIVAS DEL TRANSFORMADOR

Para conocer físicamente a los transformadores es necesario mencionar las partes principales y auxiliares que lo conforman, las cuales se muestran en la siguiente figura:

1.- Válvula de filtro de aceite 2.- Tanque concertador 3.- Relevador de buchholz 4.-Válvula de filtro de aceite 5.- Ducto de válvula de alivio 6.- Boquillas de alta tensión 7.- Boquillas de bata tensión 8.- Ganchos de suspensión 9.- Terminal 10.- Tanque 11.- Cambiador de derivaciones 12.- Manija del cambiador de derivaciones 13.- Sujeción del núcleo y bobinas 14.- Gancho de sujeción de núcleo y bobinas ensamble 15.- Herraje 16.- Tornillo de presión de aceite

17.- Válvula de drenaje de aceite 18.- Rieles de enlace 19.- Tope 20.- Tornillo de base 21.- Terminal de tierra 22.- Base de apoyo o rolar 23.- Bobina 24.- Placa de presión de bobina 25.- Núcleo 26.- Caja de terminales para dispositivos de protección 27.- Placa de datos 28.- Carátula del termómetro 29.- Radiadores 30.- Agujero de inspección 31.- Gancho de levantamiento 32.- Carátula de nivel de aceite

FIGURA 1.2 Diagrama Físico del transformador de potencia. [13]

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1.4.- PRINCIPIOS DE OPERACIÓN DEL TRANSFORMADOR.

Para explicar el principio de funcionamiento del transformador en vació se ha utilizado el concepto de la ley de Faraday donde se menciona su operación de la siguiente forma.

En la figura 1.3 se observa que en el devanado "primario" recibe una tensión VP que hará circular, por ella, una corriente alterna io. Esta corriente inducirá un flujo magnético en el núcleo de hierro. Como el devanado "secundario" está arrollado sobre el mismo núcleo de hierro, el flujo magnético circulará a través de las espiras de éste. Al haber un flujo magnético que atraviesa las espiras del "secundario" se generará por el alambre del secundario una tensión ES.

La razón de la transformación de tensión entre el devanado "primario" y el "secundario" depende del número de vueltas que tenga cada uno.

Nota: Si no hay perdidas Vp=Ep

1.4.1.-POLARIDAD DE UN TRANSFORMADOR

En los transformadores reales es posible decir la polaridad secundaria, sólo si el transformador se encuentra abierto y sus bobinas examinadas. Para evitar esto, los transformadores usan la convección de puntos. Los puntos que aparecen en un extremo de cada bobina muestran la polaridad de la tensión y la corriente sobre el lado secundario del transformador. La relación es como sigue:

FIGURA 1.3 Diagrama del Transformador elemental. [10]

FIGURA 1.4 Diagrama de convección de puntos. [9]

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Si la tensión primaria es positiva en el extremo punteado de la bobina con respecto al extremo no punteado, entonces el voltaje secundario será también positivo en el extremo punteado. Las polaridades de tensión son las mismas con respecto al punteado en cada lado del núcleo. Si la intensidad primaria del transformador fluye hacia dentro del extremo punteado de la bobina primaria, la corriente secundaria fluirá hacia fuera del extremo punteado de la bobina secundaria.

1.4.2.- EL TRANSFORMADOR IDEAL

El funcionamiento de un Transformador ideal, se detalla en la figura 1.5, esta muestra que es una máquina sin pérdidas, con una bobina de entrada y salida. La relación entre la tensión y corriente de entrada y salida, se establece mediante dos ecuaciones sencillas. El transformador tiene NP espiras de alambre sobre su lado primario y NS de espiras de alambre en su lado secundario.

Cuando se aplica un voltaje VP de variación senoidal al devanado primario, circula una corriente i0 formada por dos componente (Iφm) y I(h+e). Si VP varia en forma senoidal la corriente de magnetización lo hace como función coseno (circuito inductivo) originando el flujo (Φ) que eslabona los devanados primario y secundario, (Ec.1.11).

tMAX ωθφ cos= Donde: θmáx : es el flujo que circula en el núcleo. ω =2πf [radianes/segundo] El voltaje inducido de acuerdo con la ley de Faraday se expresa como:

dtdNe φ

−=

Aplicada al devanado primario se tiene:

PMAX Ndt

tdtsene )(ωωθ=

(1.11)

(1.12)

(1.13)

FIGURA 1.5 Diagrama del Transformador Ideal. [10]

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El valor instantáneo es:

MAXP tsenfNe θωπ2= Si sen ωt = 1, se obtiene el valor máximo de la tensión inducida.

MAXPMAX fNE θπ2=

El valor eficaz se obtiene dividiendo el valor máximo entre 2

MAXPP fNE θ44.4=

1.4.3.- DIAGRAMA FASORIAL DE UN TRANSFORMADOR IDEAL Para entender el funcionamiento del transformador ideal se requieren de algunas herramientas como son el diagrama eléctrico y el diagrama fasorial que nos describe su comportamiento cuando opera bajo ciertas condiciones.

Este diagrama no representa la magnitudes reales. Se trazan las tensiones EP, ES en fase, inducidas por el flujo Ømáx originado por la Imp (en fase). La magnitud de (- EP) igual a VP, con signo negativo por la Ley de Lenz, en fase con VP la corriente de pérdidas I(h+e),con la composición vectorial de las corrientes se traza iP0.

(1.14)

(1.15)

(1.16)

FIGURA 1.6 Circuito Equivalente del Transformador Ideal. [12]

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1.4.4.- EL TRANSFORMADOR REAL.

El funcionamiento de un Transformador real, se detalla en la figura 1.8, esta nos muestra un transformador que consiste en dos bobinas de alambre enrolladas alrededor de un núcleo del transformador. La bobina primaria del transformador está conectada a una fuente de tensión de C.A. y la bobina secundaria está en circuito abierto.

La base del funcionamiento del transformador se puede derivar de la ley de Faraday

dtde φ

=

En donde φ es el flujo magnético ligado de la bobina, a través de la cual se induce la tensión. El flujo ligado total es la suma de los flujos que pasan por cada vuelta de la bobina, sumando tantas veces cuantas vueltas tenga dicha bobina.

Y la ley de Faraday se puede escribir: dtdNeENTRADAφ

=

FIGURA 1.7 Diagrama fasorial del transformador Ideal. [12]

(1.17)

(1.18)

FIGURA 1.8 Circuito del Transformador Real. [10]

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1.4.5.- DIAGRAMA FASORIAL DE UN TRANSFORMADOR REAL Con la resistencia y la reactancia del devanado primario, se toman en cuenta las caídas de tensión, el diagrama fasorial muestra el comportamiento y determina las magnitudes vectoriales.

La conductancia (Gop) y la susceptancia (-jBop), del núcleo, se determinan en forma experimental en la “Prueba de vacío”. Los parámetros del secundario, se consideran cuando se conecta la carga

1.5.- CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL TRANSFORMADOR Los transformadores se comportan de forma diferente cuando operan en vació o con carga por tal motivo a continuación se explica cada una de estas condiciones.

FIGURA 1.10 Diagrama fasorial del transformador Real. [12]

FIGURA 1.9 Circuito Equivalente del Transformador Real. [12]

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1.5.1.- TRANSFORMADOR EN VACIÓ.

Considerando al transformador como en Fig.1.11, y si se le aplica una tensión V1, al primario, circulará una corriente i0, denominada de corriente de vacío. Esta corriente que circula por las espiras primarias N1, producirá un flujo principal:

01iNΔ=φ Este flujo variable senoidalmente, inducirá en el primario y secundario las Fuerzas Electromotrices:

dtdNE φ

11 −=

dtdNE φ

22 −=

Como, por razones del aislamiento, las N1 espiras no pueden estar perfectamente unidas al núcleo, por esta separación pasarán líneas de campo que no son concatenadas por el secundario y cierran en el aire, a las que llamaremos flujo disperso del primario φd1. La Fuerza Electromotriz E2 se puede medir en vacío por lo que se le puede llamar también “tensión secundaria en vacío” V2= E2 1.5.2.- TRANSFORMADOR CON CARGA. La carga eléctrica para el transformador es de acuerdo a sus características con un factor de potencia determinado, atrasado, adelantado o uno. La carga será para el secundario lo que condicione su operación y se reflejara hasta el primario; la corriente demandada por la carga obliga a tener mayor cantidad de flujo conservando la frecuencia entre el primario y el secundario, además del factor de potencia.

FIGURA 1.11 Transformador en vació. [10]

(1.19)

(1.20)

(1.21)

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1.6.- RENDIMIENTO DE UN TRANSFORMADOR.

Los transformadores también se comparan y valoran de acuerdo con su eficiencia. El rendimiento de un transformador se puede conocer por medio de la siguiente ecuación:

%100ENTRADA

SALIDA

PP

=η

%100)( PÉRDIDASALIDA

SALIDA

PPP+

=η

La ecuación anterior se aplica a motores y generadores, así como a transformadores.

Los circuitos equivalentes del transformador facilitan mucho los cálculos de la eficiencia.

Hay tres tipos de pérdidas que se representan en los transformadores:

Pérdidas en el cobre. Pérdidas por histéresis. Pérdidas por corrientes parásitas.

Para calcular la eficiencia de un transformador bajo carga dada, sólo se suman las pérdidas de cada resistencia y se aplica la ecuación 1.23

Puesto que la potencia es:

ϕcosSSSALIDA IVP =

la eficiencia puede expresarse por:

(1.22)

(1.23)

(1.24)

FIGURA 1.12 Transformador con carga. [10]

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%100)cos(

cosϕ

ϕη

SSNÚCLEOCOBRE

SS

IVPPIV

++=

1.7.- PERDIDAS EN LOS TRANSFORMADORES

Las pérdidas que ocurren en los transformadores reales tienen que explicarse en cualquier modelo fiable de comportamiento de transformadores:

* Pérdidas en el cobre: Son las pérdidas por resistencias en las bobinas primaria y secundaria del transformador; son proporcionales al cuadrado de la corriente de dichas bobinas.

* Pérdidas de corrientes parásitas: Son las pérdidas por resistencia en el núcleo del transformador. Son proporcionales al cuadrado de la tensión aplicada al transformador.

* Pérdidas por histéresis: Están asociadas a los reacomodamientos de los dominios magnéticos en el núcleo durante cada medio ciclo. Ellos son una función compleja, no lineal, de la tensión aplicada al transformador.

* Flujo de dispersión: Los flujos ΦP y ΦS que salen del núcleo y pasan solamente a través de una de las bobinas de transformador son flujos de dispersión. Estos flujos escapados producen una autoinductancia en las bobinas primaria y secundaria y los efectos de esta inductancia deben tenerse en cuenta.

1.8- RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN

La relación de transformación nos dice que las tensiones inducidas en el primario y secundario, se relacionan unas a otras en el numero de espiras del primario y secundario expresándolo de la siguiente forma

S

P

S

P

P

S

S

P

EE

aNN

II

VV

====

Donde NP, NS son el número de espiras, IP e IS son las corrientes del primario y secundario respectivamente, VP y VS son las tensiones del primario y secundario.

La relación entre la tensión VP aplicada al lado primario del transformador y la tensión VS inducido sobre su lado secundario es:

aNN

VV

S

P

S

P ==

En donde a se define como la relación de espiras del transformador.

(1.25)

(1.26)

(1.27)

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La relación entre la corriente ip0 que fluye en el lado primario del transformador y la corriente is0 que fluye hacia fuera del lado secundario del transformador es

00 ** SSPP iNiN =

aii

S

P 1

0

0 =

En términos de cantidades fasoriales, estas ecuaciones son

aVV

S

p = aI

I

S

P 1=

1.9.- REGULACIÓN DE TENSIÓN DE UN TRANSFORMADOR. Para obtener la regulación de tensión en un transformador se requiere entender las caídas de tensión que se producen en su interior.

El circuito equivalente del transformador simplificado de la figura 1.9 nos muestra los efectos de la rama de excitación en la regulación de tensión del transformador puede ignorarse, por tanto solamente las impedancias en serie deben tomarse en cuenta.

La regulación de tensión de un transformador depende tanto de la magnitud de estas impedancias como del ángulo fase de la corriente que circula por el transformador.

La regulación de tensión, es la variación de la tensión en el secundario, expresada en % de la tensión nominal del mismo, que se produce al conectar una carga y manteniendo constante la tensión aplicada al primario, luego entonces:

100% xVs

VsEsREG −=

Donde: Es: tensión primario nominal a plena carga. Vs: tensión secundaria sin carga 1.10.- TIPOS DE CONEXIONES EN LOS TRANSFORMADORES. En los sistemas polifásicos, se entiende por conexión las forma de enlazar entre si, los devanados de las distintas fases. En los transformadores trifásicos, los devanados pueden estar montados en una de las siguientes conexiones más comunes:

(1.28)

(1.29)

(1.30)

(1.31)

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CONEXIÓN DELTA-DELTA La conexión delta-delta en transformadores trifásicos se emplea normalmente en lugares donde existen tensiones relativamente bajas; en sistemas de distribución se utiliza para alimentar cargas trifásicas a 3 hilos. Esta conexión presenta la desventaja de no tener hilo de retorno; en cambio tiene la ventaja de poder conectar los devanados primario y secundario sin defasamiento.

CONEXIÓN DELTA-ESTRELLA Esta conexión se emplea en los sistemas de transmisión en los que es necesario elevar las tensiones de generación. En sistemas de distribución es conveniente su uso debido o que se pueden tener 2 tensiones diferentes (entre fase y neutro).

FIGURA 1.13 Conexión Delta-Delta [13]

FIGURA 1.14 Conexión Delta-Estrella [13]

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CONEXIÓN ESTRELLA-ESTRELLA Esta conexión se emplea en tensiones muy elevadas, ya que se disminuye la cantidad de aislamiento. Tiene la desventaja de no presentar oposición a las armónicas impares; en cambio puede conectarse a hilos de retorno. CONEXIÓN ESTRELLA-DELTA Se utiliza esta conexión en los sistemas de transmisión de las subestaciones receptoras cuya función es reducir las tensiones. En sistemas de distribución es poco usual, se emplea en algunas ocasiones para distribución rural a 20 kV. CONEXION DELTA ABIERTA – DELTA ABIERTA Esta se puede considerarse como una conexión de emergencias en transformadores trifásicos, ya que si en un transformador se quema o sufre una avería cualquiera de sus fases, se puede seguir alimentando las cargas trifásicas operando el transformador o dos fases, solo que su capacidad disminuye aun 58.8% aproximadamente. Los transformadores trifásicos en V-V se emplean en sistemas de baja capacidad y usualmente operan como auto transformadores.

FIGURA 1.15 Conexión Estrella-Estrella [13]

FIGURA 1.16 Conexión Estrella-Delta [13]

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CAPÍTULO II

NORMATIVIDAD [2, 7, 14]

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CAPÍTULO II

En el capítulo anterior se definieron los fundamentos teóricos, leyes importantes que rigen el funcionamiento de transformadores, asi mismo se realizo una clasificación, y se mencionaron sus partes constitutivas, en donde además se explico las condiciones y conexiones de operación del equipo.

En este capítulo se mencionan las normas y especificaciones que se aplican a transformadores y materiales componentes del equipo, además de la comparación de normas y especificaciones utilizadas en la Comisión Federal de Electricidad, por la Compañía de Luz y Fuerza del Centro y PEMEX, debido a que los transformadores son máquinas pasivas, es difícil evaluar el estado de uno, en relación con otro, por lo que es necesario hacer la comparación de normas para así poder elegir y aplicar de forma correcta las condiciones iniciales que requiere cada norma, para la obtención de resultados exactos. Por lo tanto se realizara una evaluación para el desarrollo de una metodología para el mantenimiento preventivo de los transformadores de potencia en campo.

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2.1.- NORMAS Y ESPECIFICACIONES

La elección correcta de una norma de transformadores no es tarea que se pueda tomar a la ligera, por lo que el conocimiento a fondo de esta máquina es indispensable para todo ingeniero eléctrico, por otra parte, poner fuera de servicio un transformador de potencia representa un serio problema para las empresas que se ocupan de prestar servicio de electricidad a las comunidades, ya que ello siempre trae consigo un apagón prolongado de un sector poblacional.

La interrupción de las operaciones del transformador es causada intempestivamente por una falla del equipo, pues a los inconvenientes mencionados se añade el costo de reparación o reposición del transformador.

A continuación se mencionan las normas utilizadas en pruebas de transformadores de potencia, en las cuales se hará una comparación de las mismas para saber cual se debe elegir y aplicar de forma correcta las condiciones iniciales que requiere cada norma, para la correcta interpretación de resultados. Por lo tanto se realizara una evaluación para el desarrollo de una metodología para el mantenimiento preventivo de los transformadores de potencia en campo, y asi obtener un criterio propio de aceptación en las pruebas, las normas a evaluar son las siguientes:

NMX-J-169-ANCE-2004 (Norma Mexicana ANCE Transformadores y Auto transformadores de Distribución y Potencia-Métodos de Prueba)

NMX-J-123-ANCE-2001 (Norma Mexicana ANCE Transformadores-Aceites Minerales Aislantes para Transformadores, Especificaciones, Muestreo y Métodos de Prueba))

NRF-144-PEMEX-2005 TRANSFORMADORES DE POTENCIA

CFE-k0000-06 (gerencia de distribución Transformadores, Autotransformadores y Reactores de Potencia.)

Las normas anteriores se relacionan y cumplen con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización para la correcta utilización de cada una de ellas.

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Las normas mexicanas como indica la Ley Federal sobre Metrología y Normalización tienen la finalidad de establecer características y/o especificaciones que deban reunir los productos y procesos cuando éstos puedan constituir un riesgo para la seguridad de las personas o dañar la salud humana, animal, vegetal, el medio ambiente general y laboral, o para la preservación de recursos naturales.

Durante el análisis de las pruebas se originan algunos errores que dependen de su forma de aplicación. Para reducir estos errores se utilizan las normas y especificaciones de cada una para tener un control de datos precisos y confiables de las pruebas que se deben realizar, con las que, para la misma industria, resultan menores perdidas de eficiencia del equipo.

Por lo tanto también se enfoca en productos utilizados como materias primas o materiales para la fabricación y ensamble del Transformador de potencia sujeto al cumplimiento de normas mexicanas en base a las pruebas.

Los requisitos de los transformadores y criterios específicos de prueba, no son parte de esta comparación, éstos están contenidos en las normas del producto correspondiente ya que al realizar la comparación de normas se encuentran, las especificaciones y/o procedimientos de elaboración de las pruebas de Transformadores de potencia, asi como también las características que deben reunir los equipos, materiales y dispositivos, para evaluar el buen estado de los componentes del equipo.

Por otra parte es necesario que en el lugar donde se aplican las pruebas, la distribución de pasos a seguir se efectúe sujeto a las normas correspondientes y equipos necesarios para los diversos casos de aplicación.

La ventaja que tiene la aplicación de las normas a frente a cada parte del transformador radica en que se puede tener un mejor funcionamiento y eficiencia de la maquina.

En el caso del aislamiento eléctrico entre los devanados de un transformador es la capacidad que tiene el transformador de soportar diferencias de tensiones altas, sobre todo, entre el primario y el secundario por ello se produce el desgaste de los mismos, es necesario saber la condición del aislamiento realizando las pruebas necesarias.

La ventaja de disponer de un buen aislamiento proporciona seguridad en la operación para el usuario y equipos secundarios.

En la comparación de normas se realiza una aplicación de pruebas y obtención de datos precisos para la interpretación de los resultados de las pruebas en los

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Transformadores de potencia trifásicos y monofásicos, en líquido aislante para instalaciones industriales. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de las pruebas de campo de los Transformadores de potencia, los certificados de pruebas de fábrica, planos y diagramas, información técnica necesaria para su correcta operación y mantenimiento. Las pruebas que se realizan respecto a las normas ya mencionadas se colocan de dos formas principales en las que se manejan comúnmente a los Transformadores de potencia en relación en puesta en servicio y mantenimiento preventivo. En relación a las pruebas de campo se muestra la siguiente tabla con las pruebas de campo divididas en ventajas y desventajas generales al ser aplicadas de forma correcta.

PRUEBA VENTAJA DESVENTAJA

Punto de Rocío

Se conoce la temperatura a la cual la humedad presente comienza a condensarse sobre la superficie en contacto con el gas en el tanque del Transformador.

No se conoce la humedad residual de los aislamientos que provocan óxidos que dañan a los mismos

aislamientos

Resistencia de Aislamiento

Se conoce el aislamiento de los devanados individuales a tierra y/o entre devanados del Transformador.

No se conoce la resistencia del aislamiento y pude existir un desgaste en los devanados

provocando calor o pérdidas por efecto Joule

Factor de disipación

Es otra manera de conocer las condiciones del aislamiento de los devanados del Transformador, pero ademas se detectan la humedad y suciedad en los mismos

No se conocen las condiciones del aislamiento de los devanados y pude existir un desgaste en los devanados

provocando calor o pérdidas por efecto Joule

Resistencia óhmica de

los devanados

Se conocen las pérdidas I2R de los devanados, asi como la temperatura promedio de los devanados

No se conoce la resistencia dieléctrica del aislante de los

devanados y estos pueden provocar corto circuito en los devanados y

corrientes de fuga.

Tabla 3.1.- Ventajas y Desventajas generales en aplicación de pruebas

PR

UE

BA

S D

E C

AM

PO

A T

RA

NS

FOR

MA

DO

RE

S D

E P

OTE

NC

IA

(Pue

sta

en s

ervi

cio

y M

ante

nim

ient

o P

reve

ntiv

o)

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PRUEBA VENTAJAS DESVENTAJAS

Rigidez dieléctrica del aceite

Se conoce la contaminación con humedad del aceite e impurezas del mismo

No se conoce la tensión de ruptura del aceite el cual ocasiona un nivel de conducción en el aceite debido a las impurezas y lodos creados por

burbujas.

Relación de transformación

Se conocen las condiciones reales del transformador, en general se conoce la identificación de espiras en corto circuito.

No se conocen los parámetros reales del transformador

ocasionando variaciones y fallas debido al corto circuito en espiras.

Corriente de excitación

Se conocen los defectos en la estructura magnética del núcleo, desplazamiento angular de los devanados y fallas en el aislamiento entre vueltas o problemas en el cambiador de derivaciones.

No se conocen los niveles de corriente para hacer funcionar al Transformador debido a que el núcleo del transformador puede

tener magnetismo residual presente como resultado de la desconexión del sistema de potencia, o como

muy frecuente ocurre, como resultado de las mediciones de

resistencia óhmica de los devanados (en las que es utilizada corriente

directa).

PR

UE

BA

S D

E C

AM

PO

A T

RA

NS

FOR

MA

DO

RE

S D

E P

OTE

NC

IA

(Pue

sta

en s

ervi

cio

y M

ante

nim

ient

o P

reve

ntiv

o)

Tabla 3.2.- Ventajas y Desventajas generales en aplicación de pruebas

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CAPÍTULO III

METODOLOGÍA DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO [13, 14]

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CAPÍTULO III

El capítulo anterior se hablo de normas y especificaciones que se aplican a transformadores y materiales componentes del equipo, además de la comparación de normas y especificaciones utilizadas en diversas compañías, se evaluó el estado de uno, en relación con otro obteniendo ventajas y desventajas generales. Se observo que estas pruebas se deben realizar de una forma metódica de acuerdo con las normas nacionales cumpliendo las especificaciones, para obtener resultados correctos en los parámetros de los elementos del transformador. En el presente capítulo se mencionan programas de mantenimiento preventivo a transformadores de potencia enfocadas en las pruebas de campo, explicando el porque los programas tienen una gran importancia dentro de su mantenimiento para llevar a un medio que garantice datos precisos y confiables tanto de los resultados obtenidos como de las pruebas que se deben realizar.

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3.1.- GENERALIDADES DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Con base en las pruebas de campo que se realizan al equipo, el personal responsable del mantenimiento, tiene los argumentos suficientes para tomar la decisión de energizar o retirar de servicio un equipo que requiera mantenimiento. Para el mantenimiento del equipo, es conveniente considerar los aspectos siguientes: a).- Archivo histórico, análisis de resultados y tendencias obtenidas en inspecciones y pruebas. b).- Las condiciones operativas de los equipos y las recomendaciones de los fabricantes. c).- Establecer las necesidades de mantenimiento, refacciones y herramienta especial requerida para cada equipo. d).- Formular las actividades de los programas de mantenimiento. e).- Determinar actividades con prioridad de mantenimiento para cada equipo en particular. f).- Contar con personal especializado y competente para realizar las actividades de mantenimiento al equipo y establecer métodos para su control. Con el fin de tener un control efectivo y un medio que garantice datos precisos y confiables tanto de los resultados obtenidos, es conveniente el empleo de formas o de registros que contengan datos específicos de cada transformador. El aspecto de periodicidad para la atención de los equipos y los dispositivos que conforman al transformador de potencia, es un concepto que ha venido variando significativamente con el tiempo; producto principalmente del continuo desarrollo tecnológico alcanzado tanto en el diseño y fabricación de tales componentes, como en la implementación de nuevas y mejores técnicas de prueba, verificación, supervisión, monitoreo y diagnóstico. No obstante lo anterior, y con el único propósito de establecer una referencia o guía práctica, dirigida sobre todo hacia aquel personal técnico que se inicia en estas actividades del mantenimiento a Transformadores de Potencia, a continuación se muestran programas de mantenimiento preventivo según la periodicidad que lo requiera cada equipo que compone al transformador de potencia.

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3.1.1.-GUÍA DE INSPECCIÓN SEMANAL. NOTA: Antes de ejecutar este programa deben de seguirse las especificaciones de las pruebas del Capitulo IV. Para una inspección semanal es necesario comprobar y reportar la corriente de carga y corriente de excitación comparada con su corriente nominal del transformador, la temperatura máxima y la relación de transformación. Las partes que se deben checar cada semana en un transformador son:

TERMÓMETRO.- Es necesario comprobar y reportar el valor que marca el indicador rojo de temperatura (se debe comparar con la temperatura nominal) con un imán regresar el indicador para que pueda volver a operar.

INDICADORES DE NIVEL DEL FLUJO DE TEMPERATURA.- Se debe checar su funcionamiento y anotar sus resultados (se debe comparar con los valores nominales).

RADIADOR.- Se debe comprobar y reportar su operación si la parte superior esta caliente y la inferior mas fría, esta trabajando bien.

3.1.2.- GUÍA DE INSPECCIÓN MENSUAL. NOTA: Antes de ejecutar este programa debe de desenergizarse el transformador y aplicar las medidas de seguridad indicadas en el anexo H, así como de seguir las especificaciones de las pruebas del Capitulo IV. Para una inspección mensual es necesario comprobar y reportar las partes siguientes:

INDICADORES DE NIVEL DE FLUJO, TERMÓMETROS E INDICADORES DE FLUJO.- Checar y reportar su estado

ALARMAS POR NIVEL, FLUJO Y TEMPERATURA, VENTILADORES Y BOMBAS.- Comprobar y reportar su estado y su funcionamiento.

TANQUE CONSERVADOR INDICADOR DE NIVEL E INSTRUMENTOS DE MEDICION.-Verificar y reportar su estado, a si mismo reportar si existen fugas.

CONEXIONES ELECTRICAS EXTERIORES.- Checar y reportar si hay señales de calentamiento.

TABLERO DE CONEXIONES DEL SISTEMA DE CONTROL Y PROTECCIÓN.- Limpiar con aire comprimido seco, observar si no hay señales de calentamiento en las terminales (apretar tornilleria si es necesario)

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3.1.3.- GUÍA DE INSPECCIÓN SEMESTRAL. NOTA: Antes de ejecutar este programa debe de desenergizarse el transformador y aplicar las medidas de seguridad indicadas en el anexo H, así como de seguir las especificaciones de las pruebas del Capitulo IV. Para una inspección semestral es necesario comprobar y reportar las partes siguientes:

ACEITE O LÍQUIDO DIELÉCTRICO.-

Ejecutar las siguientes pruebas al aceite y reportar los resultados.

a) Color de aceite (normal u oxidado). b) Materias de suspensión o sedimentos. c) Contenido de agua. d) Tensión superficial. e) Acidez f) Rigidez dieléctrica (Kv de ruptura). g) Conclusiones sobre el estado de aceite.

AISLAMIENTO.-

Ejecutar las siguientes pruebas al aislamiento y reportar resultados.

a) Resistencia de aislamiento entre las bobinas de alta tensión contra las de baja tensión y tierra.

b) Resistencia de aislamiento entre las bobinas de baja tensión contra las de alta tensión y tierra.

c) Checar y reportar si la estructura metálica del Transformador y el tanque se encuentran conectados firmemente a tierra.

d) Checar y reportar si el neutro del transformador esta conectado firmemente a tierra.

Para comprobar las conexiones a tierra se hace lo siguiente:

a) Asegurarse que la zapata del cable a tierra este conectada correctamente y en buen estado, evitando así falsos contactos.

b) Mantener la humedad de las tierras y verificar la continuidad del cable.

SISTEMA DE PROTECCIÓN.- Comprobar que las protecciones del transformador (relevadores de sobre carga, diferenciales, temperatura de presión de gas de flujo, etc.) funcionan correctamente desconectando el transformador oportunamente.

BOQUILLAS TERMINALES APARTARRAYOS AISLADORES.- Checar y reportar su estado limpieza (cumpliendo requisitos de seguridad necesarios, desenergizar, aterrizar, etc.)

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VALVULA DE ALIVIO CONTRA SOBRE PRESIÓN.- Revisar el diagrama de la válvula de alivio, cuando no hay tanque conservador.

3.1.4.- GUÍA DE INSPECCIÓN ANUAL. Este programa debe ejecutarse en conjunto con el programa semestral. NOTA: Antes de ejecutar este programa debe de desenergizarse el transformador y aplicar las medidas de seguridad indicadas en el anexo H, así como de seguir las especificaciones de las pruebas del Capitulo IV. Para una inspección anual es necesario comprobar y reportar las partes siguientes:

RELEVADOR SOBRE PRESIÓN.- Realizar lo siguiente:

a) Checar el estado fisco de las conexiones con el sistema de alarma y de disparo.

b) Comprobar el funcionamiento de relevador en base a sus respuestas de alarma y disparo.

APARTARRAYOS.- Cuando se tengan manifestaciones de falta de protección de transitorios, si las tierras son buenas, habrá que reponer los apartarrayos

CUERNOS DE ARQUEO.- Verificar su sujeción, estado y distancia entre ellos (corregir o reponer si es necesario).

3.1.5.- GUÍA DE INSPECCIÓN A 3 AÑOS. Este programa debe de ejecutarse aun mismo tiempo con el programa semestral y anual correspondiente, y siempre cuando sea critico cuales quiera de los valores de:

a) Estado de aceite. b) Estado de aislamiento. c) Humedad. d) Vibración y ruido magnético.

NOTA: Antes de ejecutar este programa debe de desenergizarse el transformador y aplicar las medidas de seguridad indicadas en el anexo H, así como de seguir las especificaciones de las pruebas del Capitulo IV. Para una inspección a 3 años es necesario comprobar y reportar las partes siguientes:

ACEITE O LÍQUIDO DIELÉCTRICO.- Si el valor de rigidez y el estado de aceite o líquido dieléctrico son criticos, es preciso cambiarlo, registrando:

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a) Datos del aceite o líquido dieléctrico que tenía el transformador y con el que quedo (marca, nombre, clase, número y características, química del aceite).

b) El valor de rigidez dieléctrico del nuevo aceite. c) El valor de rigidez dieléctrica del aceite desechado. d) Así mismo las características químicas que pudieron ocasionar la

disminución del valor de rigidez. NOTA: Antes de poner en servicio el transformador, asegúrese que la llave que conecta el tanque con el conservador, este abierta.

DEVANADOS.- Verificar y reportar de los devanados lo siguiente: a) Estado físico de aislamiento y depósito de sedimento sobre los

mismos. b) Estado de los conectores y conductores de los devanados. c) Estado de aislamiento solidó, chaquetas, separadores, etc. d) Estado de vapor de agua en el aire (este último se realiza conforme a

la prueba de punto de rocío). NOTA: Reparar y/o poner lo necesario.

NUCLEO Y TANQUE.- Checar reportar y/o reponer si es necesario lo siguiente:

a) Estado del laminado (perdida de aislamiento, floja, chispeada, rota u

oxidada). b) Checar el estado interior de los radiadores y reportar (oxidación,

sedimentos, fractura y/o repararse si es necesario, revisar, reportar). c) Checar reportar (si están obstruidos), reparar y/o reponerlos ductos de

circulación de aceite y aire. BOQUILLAS (BUSHING) TERMINALES Y RECONECTORES.- Reportar

y/o reponer si es necesario lo siguiente:

a) Checa estado de las boquillas auxiliares del interior del transformador. b) Boquilla de aceite o baja tensión reportar su estado, si es necesario

cambiar registrar la causa y las características principales de las nuevas boquillas.

c) Estado de conectores (reparar y/o reponer si es necesario) CAMBIADOR DE DERIVACIONES (TAPS).- Reportar lo siguiente:

a) Reportar estado de cambiador (reparar o reponer si es necesario). b) Reportar si se hicieron cambios en el cambiador de derivación e indicar

cuales fueron así como los valores de los voltajes resultantes TANQUE.- Se debe realizar si es necesario lo siguiente:

a) Eliminar fugas (de existir) b) Limpiar exteriormente. c) Pintar con pintura especial contra oxidación

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3.2.-EQUIPO A UTILIZAR EN LAS PRUEBAS. 3.2.1.- MEGGER El Megger o Megóhmetro, es un instrumento con el cual se realiza el análisis del aislamiento de un cable o de un devanado de un transformador o de un motor para conocer la existencia de corrientes de fuga a través del aislamiento medido. El Megger es un generador de Corriente continua el cual Normalmente tiene 2 cables (en algunos casos 3), los cuales son de color Rojo (+) y Negro (-), el tercero es GND y de color verde. El funcionamiento consiste en aplicar al Megger un Voltaje entre el cable y su aislamiento entre el devanado del transformador y su cuba o entre los devanados del transformador con el fin de evaluar el estado de su aislamiento. El Megger funciona bajo el principio de la ley de ohm ya que al aplicar una tensión de CC a un devanado se obtiene una corriente y por ende la resistencia medida será Volts/Amperes. Como se esperan corrientes de fuga del orden de micro amperes la medida se da en Megaohms (Ohms x 1000000). La figura 1.17 muestra el diagrama elemental de conexiones del Megger analógico, donde el devanado bajo prueba puede ser cualquiera de los ya mencionados antes. Una vez terminadas las conexiones se debe girar la palanca a una velocidad tal que la aguja del instrumento se estabilice y se encienda el Led de color verde y tomar la lectura. Si el Led de color rojo se enciende significa que el valor medido se deberá multiplicar por 10.

FIGURA 1.17 Megger [6]

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3.2.2.-HIGROMETRO. HIGRÓMETRO ALNOR. El medidor de punto de rocío Alnor, se usa para determinar el punto de rocío de una mezcla de gas-vapor de agua. Cuando una mezcla de gas-vapor de agua se enfría, hay una temperatura a la cual el agua empezará a condensarse; por definición esta temperatura es conocida como punto de rocío. La compañía Alnor fabrica tres tipos diferentes de instrumento para la medición del punto de rocío; para nuestro caso el más adecuado es el tipo No. 7000 U de 115 V A.C. 50/60 Hz o 7.5 V D.C., para operarlo con baterías. La evaporación de la humedad en la ampolleta de un termómetro (se usan dos) baja la lectura de éste en relación con el otro termómetro, el cual indica la temperatura ambiente (real) del cuarto. Las temperaturas se comparan y luego se transforman en humedad relativa. 3.2.3.- TTR. El medidor de relación de vueltas, Transformer Turn Ratio (T.T.R.) sirve para medir la relación de transformación y polaridad del transformador, que opera bajo el principio de que cuando dos transformadores que nominalmente tienen la misma relación de transformación y polaridad, y se excitan en paralelo, con la mas pequeña diferencia en la relación de alguno de ellos, se produce una corriente circulante entre ambos relativamente alta. El equipo para medición de relación de transformación, está formado básicamente; por un transformador de referencia con relación ajustable desde “0” hasta “130”, una fuente de excitación de corriente alterna, un galvanómetro detector de cero corriente, un vóltmetro, un ampérmetro y un juego de terminales de prueba, contenidos en una caja metálica o de fibra de plástico. Para relaciones de transformación mayores de 130, a este equipo se le acoplan transformadores auxiliares.

En la actualidad, los TTR se dividen en dos grupos: monofásicos y trifásicos. Algunos fabricantes ofrecen TTR monofásicos que son capaces de medir por fase la relación de vueltas, corriente de excitación, desviación de fase, resistencia de los enrollamientos "X" & "H" y polaridad de la conexión de los enrollamientos "X" & "H" de transformadores de distribución y corriente, así como también de reguladores de tensión.

Asimismo, los TTR trifásicos automáticos están diseñados para medir la relación entre el número de espiras del secundario y del primario en forma simultánea en las tres fases de transformadores de potencia, instrumentación y distribución en subestaciones o fábricas

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3.2.4.-TERMOMETRO. Instrumento que sirve para medir la temperatura 3.2.5.- MEDIDOR DEL F.P. El equipo de prueba de aislamiento F.P. mide la corriente de carga y Watts de pérdida, en donde el factor de potencia, capacitancia y resistencia de corriente alterna pueden ser fácilmente calculados para una tensión de prueba dado.

FIGURA 1.19 Circuito simplificado del medidor de F.P.[6]

FIGURA 1.18 Transformer Turn Ratio (T.T.R.)[6]

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3.2.6.- AMPÉRMETRO. Aparato que sirve para medir la intensidad de una corriente eléctrica en amperes, las bobinas de este tipo de instrumentos se diseñan para que puedan conducir corrientes en el campo de 20 μA a 25 mA. Idealmente se debe tener ampérmetros con cero resistencia, para no introducir alteraciones en los circuitos en los que se desea medir la corriente. Una medida de calidad de un ampérmetro, es el grado en que afecta al circuito donde se intercala, el ampérmetro se conecta en serie con el circuito a medir. 3.2.7.- VÓLMETRO. Instrumento para medir el potencial eléctrico (tensión eléctrica) en volts, los vóltmetros de corriente directa más comunes se fabrican con sensibilidades de 1000 Ω/V, si bien se tienen sensibilidades normales de 5 000, 10 000 y 20 000 Ω/V. La razón de fabricar vóltmetros con diferentes sensibilidades se puede comprender cuando se entiende que la corriente necesaria para operar el instrumento contribuye en la carga total de la fuente. Si la fuente es un generador grande, la corriente que toman los vóltmetros, aún los de más baja sensibilidad, no representa una carga significativa para la fuente, y la tensión se puede medir con exactitud sin importar la sensibilidad del vóltmetro. Si por el contrario, la fuente tiene una capacidad muy pequeña, la corriente requerida por el vóltmetro puede representar una carga excesiva, lo que evitaría hacer mediciones exactas de tensión.

FIGURA 1.20 Panel de la unidad de medición y transformación de un medidor de F.P. de 10 kv, tipo M2H.[6]

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Idealmente se debe tener vóltmetros con una resistencia mayor a un 10MΩ, para no introducir alteraciones en los circuitos en los que se desea medir la tensión, se conecta en paralelo con el circuito a medir. 3.2.8.- TRANSFORMADOR DE CORRIENTE (TC).

Los Transformadores de Corriente se utilizan para tomar muestras de corriente de la línea y reducirla a un nivel seguro y aceptable para medirse, donde la corriente secundaria esta dentro de las condiciones normales de operación, prácticamente proporcional a la corriente primaria, y desfasada de ella un ángulo cercano a cero, para un sentido apropiado de conexiones.

Los valores de los transformadores de corriente son:

Carga nominal: 2.5 a 200 VA, dependiendo su función. Corriente nominal: 5 y 1A en su lado secundario. Se definen como

relaciones de corriente primaria a corriente secundaria. Unas relaciones típicas de un transformador de corriente podrían ser: 600/5, 800/5, 1000/5.

Usualmente estos dispositivos vienen con un amperímetro adecuado con la razón de transformación de los transformadores de corriente, por ejemplo: un transformador de 600/5 está disponible con un amperímetro graduado de 0 - 600A.

3.2.9.- TRANSFORMADOR DE POTENCIAL (TP). La función de un Transformador de Potencial, llamados TP´s, es la de brindar mediante un primario devanado especialmente, o acople tipo capacitivo en otros modelos, una conexión segura con los circuitos de Alta Tensión, para reducir el voltaje y aislar galvanicamente su lado secundario y conectarse de forma segura con los circuitos de medida en el lado de baja tensión. Generalmente los TP's tienen una potencia nominal muy baja y su único objetivo es suministrar una muestra de voltaje del sistema de potencia, para que se mida con instrumentos conectados a su secundario. Además, puesto que el objetivo principal es el muestreo de voltaje deberá ser particularmente preciso como para no distorsionar los valores verdaderos. Se pueden conseguir transformadores de potencial de varios niveles de precisión, dependiendo de que tan precisas deban ser sus lecturas, para cada aplicación especial. El primario de un transformador de potencial se conecta en paralelo con el circuito de potencia y en el secundario se conectan los instrumentos o aparatos de protección.

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CAPITULO IV

ESPECIFICACIONES DE LAS PRUEBAS DE CAMPO [2, 3, 4, 5, 6]

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CAPITULO IV

En el capítulo anterior se mencionaron los programas de mantenimiento preventivo a transformadores de potencia enfocadas en las pruebas campo, con el fin de tener un control y un medio que garantizara los datos precisos y confiables tanto de los resultados obtenidos como de las pruebas que se deben realizar para cumplir dicho mantenimiento

El presente capítulo describe la metodología y la forma correcta de operación para realizar las pruebas de campo a transformadores de potencia de acuerdo con las normas nacionales y cumpliendo las especificaciones que se tomo de cada norma, para obtener resultados correctos en los parámetros del transformador.

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4.1- METODOLOGÍA PARA LAS PRUEBAS DE CAMPO

Las pruebas de campo son la base principal para verificar y apoyar los criterios de aceptación o para analizar los efectos, cuando sucedan cambios o variaciones con respecto a los valores iniciales de puesta en servicio o de la última prueba. Se consideran pruebas de campo, las que se efectúan a equipos que se encuentran en operación o en proceso de puesta en servicio, para determinar sus parámetros eléctricos de operación. Analizando lo anterior, es necesario que los trabajos de preparación del equipo primario para su puesta en servicio y las actividades de mantenimiento sean de calidad, para evitar la salida prematura del equipo en operación.

En este capitulo se relacionan las pruebas de campo a los Transformadores de Potencia ya que es de utilidad para el personal encargado del mantenimiento al equipo eléctrico primario, en especial para el Ingeniero de subestaciones y técnicos de mantenimiento, con la finalidad de proporcionar los elementos fundamentales de información y apoyo en la manera de efectuar y evaluar las pruebas.

Las tablas siguientes indican la prueba a realizar con los puntos específicos como son: la descripción de la prueba, los componentes bajo prueba, la instrumentación, las características del equipo de medición, el diagrama de conexión y el procedimiento para la realización de la prueba.

Los resultados obtenidos en las pruebas, deben cumplir con los valores que se mencionan en la presente metodología que será la base para decidir si el equipo que se encuentra en operación requiere de mantenimiento o la puesta en servicio de un nuevo equipo, por eso se debe tener un informe general de lo que se realizo en un formato SE-15 que contenga dichos resultados. La metodología se ha elaborado aprovechando la experiencia e información que posee el personal técnico de algunas empresas como son el STC Metro, CFE, Luz y Fuerza del Centro y PEMEX.

Las pruebas son las siguientes:

Factor de potencia o factor de disipación. Resistencia ohmica de los devanados. Punto de rocío. Resistencia de aislamiento. Rigidez dieléctrica del aceite. Relación de transformación. Corriente de excitación.

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PRUEBA DESCRIPCION COMPONENTES INSTRUMENTACIÓN CARACTERÍSTICAS DIAGRAMA DE PROCEDIMIENTO NORMATIVIDAD

BAJO PRUEBA DEL EQUIPO DE MEDICIÓN CONEXIÓN DE LA PRUEBA

Punto de Rocío

El punto de rocío de un gas, es por definición la temperatura a la cual la humedad presente comienza a condensarse sobre la superficie en contacto con el gas.

1.- Tanque del transformador

Higrómetro

El higrómetro de la marca Alnor tipo No. 7000 U de 115 v.c.a.

50/60 Hz., y 7.5 v.c.d. para las pruebas en campo.

El procedimiento de prueba se indica en el Apéndice A.2

Anexo A

(figura A3)

El procedimiento general consiste en llenar el transformador con un gas seco (aire o nitrógeno), de tal manera que al cabo de un cierto tiempo, se alcance el estado de equilibrio en humedad, se mida el punto de rocío del gas y con este valor se determina la humedad residual en los aislamientos.

El procedimiento se indica en el Anexo A.1.

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SGP-A005-S (CFE) CFE-K0000-06

Resistencia de

Aislamiento

Esta prueba determina la resistencia del aislamiento de los devanados individuales a tierra y/o entre devanados.

1.- Devanados primarios y secundarios

Megóhmetro

La escala del instrumento está graduada para leer resistencias de aislamiento en el rango de:

0 a 10,000 megohms.

Anexo B

(figura B1)

Antes de comenzar se debe cumplir las condiciones indicadas en el Anexo B.1

Al devanado cuya resistencia se desea medir, se conecta la terminal de línea del megóhmetro, los demás devanados se cortocircuitan junto con el tanque y se conectan a la terminal de tierra del megóhmetro. Se aplica la tensión de prueba indicada en el Anexo B.2 y se obtienen las lecturas requeridas, según lo indica la tabla B1 del Anexo B, por ultimo se corrige el valor de temperatura como se indica en el Anexo B.3

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Factor de disipación

El Factor de Potencia o Disipación del

aislamiento es otra manera de evaluar y

juzgar las condiciones del aislamiento de los

devanados del transformador de

Potencia, y es recomendado para detectar humedad y

suciedad en los mismos.


Medidor de Factor de Potencia.

Los equipos de F.P. que se utilizan para realizar la prueba,

pueden ser de las marcas: James G. Biddle, Nansen y

Doble Engineering Co., de esta última, en sus modelos MEU-2.5

KV y M2H-10 KV

Anexo C

(figura C1)


Se coloca el instrumento de prueba sobre una base firme y nivelada, las unidades equipadas con cambiadores bajo carga deben colocarse en la posición nominal.

Como el Factor de Potencia aumenta directamente con la temperatura se deben corregir la temperatura como lo indica el Anexo B.3

Por ultimo se le aplica el voltaje de prueba según el Anexo C.1, C.2 Y C.3 según sea el caso.

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NMX J-284-ANCE-1998

CFE-K0000-06

Resistencia Óhmica de

los Devanados

La medición de la resistencia ohmica de los devanados tiene fundamental importancia para tres propósitos:

1.- Para el cálculo de las pérdidas I2R de los devanados.

2.- Para el cálculo de la temperatura promedio de los devanados al final de la prueba de elevación de temperatura.

3.- Como un antecedente para determinar una posible falla.


Puente de Kelvin y el Puente de Wheatstone.

El mas recomendado es el Puente de Wheatstone marca YEW, Tipo 2755

Un puente de Wheatstone puede medir valores de orden de 1 míliohm a 11.110 megaohms; el puente de Kelvin es susceptible de medir resistencia del orden de 0.1 microohms a 111 ohms. Para la operación de estos equipos es muy conveniente tomar en consideración el estado de sus baterías, para realizar mediciones lo más consistentes posibles.

Anexo D

(figura D2 y D3)


Se limpian las terminales a fin de que cuando se efectue la conexión al medidor se asegure un buen contacto, al conectar el equipo de medición se realizan las tomas de lectruras de cada devanado y en cada posicion del cambiador,la corriente no debe exceder según lo indicado en Anexo D.2.

Se puede realizarel método indicado en el Anexo D.1 pero se prefiere el método del puente devido a su

exactitud.

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Rigidez Dieléctrica del

Aceite

Comprobar que el aceite usado como líquido

aislante de un transformador cumpla con

las especificaciones eléctricas necesarias para ser usado. Y prevenir la

contaminación con humedad del aceite e

impurezas.

1.- Aceite Aislante del transformador

Probador digital de rigidez dieléctrica o probador de

la copa marca HIPOTRONICS

Completamente automático y provisto con un rango máximo de

salida de 0 - 60 kV entre 2 boquillas y de 30 kV entre boquilla y tierra con un rango de medición de 3.5 dígitos

en la escala de kV con una proporción de aumento de tensión aplicada de 500, 2000 o 3000 Volts

por segundo (vps).

Anexo E

(figura E1)

Es necesario que cumpla con una prueba de tensión disrruptíva mínima que se pudiera presentar para probadores de rigidez dieléctrica debe cumplir con Anexo E.1

Además la relación de la desviación estándar de las 5 lecturas que se toman entre la media debe ser menor a 0.1 para considerar la prueba como satisfactoria, de lo contrario se deberán repetir las pruebas para otras 5 muestras.

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NMX-J-123/1-ANCE-2001

NMX-J-123/2-ANCE-2001

Relación de Transformación

Determinación de condiciones reales del transformador después de la operación de protección primarias tales como: diferencial, buchholz, fusibles de potencia, etc.

Identificación de espiras en corto circuito.

Determinación de cantidad de espiras en bobinas de transformadores.


T.T.R. (Transformer Turn Ratio)

Exactitud comparable de (±0.5%), 120 VAC, 50/60 Hz. /240 VAC, 50/60 Hz, Catalogo No 550027. Divida por 5 interruptores para la

resolución aumentada

Anexo F

(figura F1 y F2)

Antes de comenzar se debe cumplir las generalidades del Anexo F.1

Se coloca el medidor sobre una superficie firme y nivelada, tal que la manivela pueda ser operada sin interrupciones. despues se conectan las terminales de excitación del TTR GN y GR al devanado de Baja Tensión del Transformador bajo prueba, y las terminales secundarias CN y CR se deberán conectar al devanado de alta tensión, se acciona al TTR manteniendo 8 volts de excitación y se opera los selectores de menor rango hasta lograr la deflexión nula en el galvanómetro.

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Corriente de

Excitación

La prueba de corriente de excitación monofásica es muy útil para localizar problemas tales como defectos en la estructura magnética del núcleo, desplazamiento de los devanados y fallas en el aislamiento entre vueltas o problemas en el cambiador de derivaciones.

1.- Estructura del núcleo

2.- Devanados

3.-Aislamiento entre devanados

4.- Cambiador de taps

Medidor de Factor de Potencia.

Los equipos de F.P. que se utilizan para realizar la prueba, pueden ser

de las marcas: James G. Biddle, Nansen y Doble Engineering Co., de esta última, en sus modelos MEU-

2.5 KV y M2H-10 KV

Anexo G

(figura G1 y G2)

1.-Se aplica una tensión en uno de los devanados estando el otro en circuito abierto.

2.-En transformadores trifásicos, se lleva a cabo la prueba aplicando la tensión monofásica en cada una de las fases independientemente.

3.- Se aplica la tensión más alta posible, sin exceder la tensión nominal de operación del devanado indicado en el Anexo G.1.

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CONCLUSIONES

Los problemas en Transformadores de Potencia se originan debido a fallas en el sistema o al exceso de carga en los mismos, por lo que se deben realizar diversas pruebas experimentales para conocer el estado en que se encuentran los materiales para asi extender la vida útil de los Transformadores de Potencia.

Conociendo el funcionamiento y componentes del Transformador, es de gran importancia realizar una metodología de pruebas para Transformadores de Potencia para evitar pérdidas, fallas en el equipo y en sistemas eléctricos, pues así aseguramos un correcto funcionamiento y una larga vida útil para los mismos, ya que de nada sirve colocar una gran estructura y buenos cálculos cuando la parte operativa del Transformador no se encuentra en buen estado.

En esta tesis se presento una metodología para las pruebas de campo a los Transformadores de Potencia para que se determine la calidad en que se encuentran los materiales que componen al equipo, aplicando las normas adecuadas, para así asegurar una larga vida útil para el equipo.

Se desarrollo una técnica sistematizada estableciendo las pruebas que se realizan en campo para observar el comportamiento de la maquina y métodos de prueba para asegurar el correcto funcionamiento y extender la vida útil de los Transformadores de Potencia. Concluyendo se pueden tener mejoras y grandes beneficios fortaleciendo el desarrollo de técnicas sistematizadas, estableciendo pruebas que se realizan en campo para determinar la calidad de los materiales que componen al Transformador de Potencia.

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ANEXOS

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ANEXO A

A.1 PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LA PRUEBA DE PUNTO DE ROCÍO.

a).- Al terminar con el armado del transformador, comunicados tanque conservador y radiadores, se extrae todo el aceite y debidamente sellado, se procede a efectuar vacío hasta alcanzar un valor de 100 micrones o menos y se mantiene en estas condiciones por cuatro horas.

1 mm de Hg = 1000 micrones.

b).- Al término fijado en el punto anterior se rompe el vacío con aire o nitrógeno seco, con un Punto de Rocío de -45°C o menor, se presuriza el transformador a 5 Lbs/Plg² y se mantiene en estas condiciones por 24 horas, tiempo suficiente para alcanzar el punto de equilibrio.

c).- Transcurrido dicho tiempo, se efectúa la medición del Punto de Rocío del gas.

d).- Se determina la temperatura de los devanados, preferente por el método de medición de resistencia óhmica.

e).- Con el valor de Punto de Rocío obtenido y la presión del gas dentro del transformador, se determina la presión de vapor con la figura A2.

f).- Con la presión de vapor y la temperatura de devanados se determina la Humedad Residual con la figura A1.

Para la determinación del Punto de Rocío, se puede usar cualquier higrómetro de los que existen en el mercado; los más usados son el de Hielo Seco y las marcas Alnor y Panametrics.

A.2 PROCEDIMIENTO DE PRUEBA DEL HIGROMETRO ALNOR Y PANAMETRICS.

a).- Teniendo el transformador presurizado, se conecta como en la figura A3

Se determina la temperatura de los devanados como se indica en el punto (d) de A.1

b).- Se conecta el medidor a la fuente de 115 v.c.a. o bien use la batería.

Antes de la prueba el medidor deberá ser ajustado como sigue:

Coloque la válvula de operación de posición fuera.

Abra la válvula de purga para asegurar que no existe presión en el medidor.

Oprima la válvula del medidor y gire el tornillo de ajuste hasta que el menisco de la columna de aceite, coincida con el 1 de la escala.

Libere la válvula del medidor.

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Cierre la válvula de purga y bombee hasta que el medidor alcance una lectura de 0.5, abra la válvula de purga y el menisco deberá regresar en unos cuantos segundos a el 1 de la escala, en caso de que no regrese, repita los pasos anteriores.

c).- La conexión entre el tanque del transformador y el medidor, se recomienda sea de cobre flexible, lo más corta posible y limpias, sus conexiones deberán estar bien apretadas.

Nota.- Nunca oprima la válvula del medidor a menos que la válvula de operación esté fuera, la válvula de purga abierta y la válvula de corte cerrada.

d).- Abra la válvula de purga, coloque la válvula de operación en posición fuera y abra la válvula del transformador, deje fluir el gas a través del medidor, operando la bomba de émbolo repetidas veces, con objeto de efectuar un barrido que desaloje el aire que contenía el medidor.

e).- Cierre la válvula de purga, bombee la muestra del gas en el medidor hasta obtener un valor de 0.5 en la escala, observe dentro de la ventana de la cámara de niebla y presione hacia abajo la válvula de operación sin dejar de ver por la ventana; si se forma niebla en el cono de luz, será necesario probar a un valor más alto en la escala, repita la prueba hasta encontrar dos valores en la escala contiguos, con una diferencia no mayor de 0.01, donde se presente y no la niebla en la cámara. El valor intermedio entre estos dos será el valor correcto de la relación de presión.

f).- Con este valor de Relación de Presión y la temperatura del gas (leído en el termómetro del medidor), entramos al calculador de Punto de Rocío (suministrado junto con el medidor) y obtenemos el valor de temperatura de Punto de Rocío.

A.3 RECOMENDACIONES AL APLICAR EL METODO DESCRITO

a).- La instalación de la conexión del higrómetro debe hacerse sobre el tanque principal del transformador, de tal manera que quede completamente expuesta al gas.

b).- Para transformadores nuevos o reparados, se debe de determinar el Punto de Rocío del nitrógeno que trae el transformador desde fábrica y que debe mantenerse durante su transporte, esta medición se hará antes de cualquier maniobra de inspección interior y armado.

El valor de humedad determinada será de utilidad para una apreciación preliminar del tiempo necesario para la puesta en servicio del transformador.

c).- No se debe tomar como temperatura de los devanados la temperatura de los termómetros del transformador, ya que éste se encuentra sin aceite y dará valores erróneos.

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FIGURA A1.- Grafica de Equilibrio de Humedad. [6]

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FIGURA A2.- Conversión de punto de Rocío a presion de vapor. [6]

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FIGURA A3.- Conexión del higrómetro de hielo seco. [6]

FIGURA A4.- Conexión del equipo de vació y el vacuometro de mercurio. [6]

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ANEXO B

B.1 CONDICIONES PARA LA PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO Y FACTOR DE DISIPACIÓN. El transformador a prueba debe estar en las siguientes condiciones: a).- Todos sus devanados sumergidos en líquido aislante (cuando aplique). b).- Todos sus devanados de una misma tensión en cortocircuito. c).- El Tanque debe estar aterrizado d).- El Transformador a probar deberá aislarse totalmente de los buses o líneas e).- Desconectar todas las terminales de boquillas y estas deben de estar limpias y secas. f).- Desconectar los neutros de los devanados al sistema de tierra.

NOTA.- Se recomienda que la temperatura de los devanados sean las más cercanas a la temperatura de 20°C.

B.2 TENSIÓN DE PRUEBA. La aplicación de la tensión de prueba debe iniciarse a un cuarto (o menos) de su valor total, e incrementarse gradualmente hasta alcanzar su valor total en un tiempo no mayor de 15 s. Después de un minuto de prueba, la tensión debe reducirse gradualmente (sin exceder 5 s) hasta un cuarto del valor máximo (o menos), antes de abrir el circuito. NOTA.-No deben presentarse descargas parciales durante las pruebas de resistencia de aislamiento, porque pueden dañar al transformador y también derivar en valores erróneos en las lecturas de los valores de resistencia de aislamiento.

TABLA B1.- Lecturas requeridas para la resistencia de aislamiento

a).- Alta tensión contra baja tensión y tierra, baja tensión contra alta tensión y tierra. b).- La tensión debe incrementarse usualmente desde 1kV hasta 5kV y mantenerse por un minuto, se lee el valor de corriente, cuando aplique. c).- Debe suspenderse la aplicación de la tensión si la corriente empieza a incrementarse o si no estabiliza. d).- Cuando la prueba se termina, se deben aterrizar todas las terminales durante un periodo suficiente para permitir que cualquier carga atrapada se reduzca a un valor despreciable.

NOTAS:

El significado de los valores de la prueba de la resistencia del aislamiento, generalmente requieren alguna interpretación, dependiendo del diseño, el secado y limpieza del aislamiento involucrado.

La resistencia del aislamiento puede variar con la tensión aplicada y cualquier comparación debe ser

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hecha con mediciones a la misma tensión.

Por ningún motivo deben hacerse pruebas cuando los transformadores estén energizados.

La resistencia de aislamiento es una indicación útil en cuanto a que el aparato está en condiciones adecuadas para la aplicación de las pruebas dieléctricas.

B.3 FACTOR DE CORRECCIÓN POR TEMPERATURA. Los valores del factor de corrección por temperatura K que se indican en la tabla A1, son típicos y son satisfactorios para fines prácticos al usarse con la siguiente ecuación:

KRRA aT=

RA Es la resistencia de aislamiento corregida a 20°C; RaT Es la resistencia de aislamiento en megaohms a la temperatura de prueba K Es el factor de corrección según tabla B2; T Es la temperatura promedio del devanado bajo prueba en grados Celsius.

FIGURA B1.- Conexión del Transformador para la prueba de Resistencia de Aislamiento.[6]

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TABLA B2.- Factores de corrección por temperatura para la resistencia de aislamiento.

[NMX-J-169-ANCE-2004 (Norma Mexicana ANCE Transformadores y Auto transformadores de Distribución y Potencia-Métodos de Prueba)]

En donde: K(1) es el factor de corrección para transformadores sumergidos en líquido para una referencia a 20°C; K(2) es el factor de corrección para transformadores secos para una referencia a 40°C.

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ANEXO C

C.1 VOLTAJES RECOMENDADOS PARA LA PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA LLENOS CON ACEITE.

Rango del Voltaje Voltaje de Prueba del devanado(KV) (KV)

12 o más 10 4.04 a 8.72 5 2.4 a 4.8 2

abajo de 2.4 1

C.2 VOLTAJES DE PRUEBA RECOMENDADOS PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA SUMERGIDOS EN ACEITE, PERO QUE SE DESEAN PROBAR EN LA AUSENCIA DE ESTE (NO BAJO VACÍO).

En general el voltaje aplicado deberá estar entre los límites del 5% al 10% del voltaje del aislamiento ANSI/IEEE C57.12.00-1980.

Rango del Voltaje Voltaje de Prueba del devanado en delta (KV) (KV)

161 o más 10 115 a 138 5 34 a 69 2 12 a 25 1

abajo de 12 0.5

Rango del Voltaje Voltaje de Prueba del devanado en estrella (KV) (KV)

12 o más 1 abajo de 12 0.5

Se puede probar bajo presión atmosférica de aire o nitrógeno, pero nunca bajo vacío.

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C.3 VOLTAJES RECOMENDADOS PARA PRUEBA DE TRANSFORMADORES DEL TIPO SECO.

Rango del Voltaje Voltaje de Prueba del devanado (KV) (KV)

Devanados en delta y estrella no aterrizada arriba de 14.4 2 y 10

12 a 14.4 *2 y 10 20.4 a 8.72 2 y 5 2.4 a 4.8 2

abajo de 2.4 1

* voltaje de operación de línea a tierra

Rango del Voltaje Voltaje de Prueba del devanado (KV) (KV)

Devanados en estrella aterrizada 2.4 a más 2

abajo de 2.4 1

FIGURA C1.- Conexión del Transformador para la prueba de Factor de Disipación o Potencia. [6]

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ANEXO D

D.1 MÉTODO DE CAÍDA DE TENSIÓN PARA LA MEDICIÓN DE LA RESISTENCIA ÓHMICA DE LOS DEVANADOS.

El método de caída de tensión, debe emplearse solamente si la corriente nominal del devanado del transformador es de por lo menos un ampere.

Las mediciones se efectúan con corriente continua y se toman lecturas simultáneas de corriente y tensión usando las conexiones mostradas en la figura D1. La resistencia se calcula con las lecturas obtenidas de acuerdo con la Ley de Ohm.

La corriente en el devanado que está bajo prueba debe ser prácticamente constante antes de poner otro devanado en corto, ya que de otra manera se pueden obtener valores erróneos de resistencia. Por experiencia se sabe que la estabilidad de una corriente continua se logra más rápidamente bajo condiciones de circuito abierto que bajo condiciones de cortocircuito.

D.2 CORRIENTE DE PRUEBA.

La corriente no debe exceder del 15 % de la corriente nominal del devanado bajo prueba, ya que valores mayores pueden causar imprecisión debido al calentamiento del devanado.

D.3 RECOMENDACIONES PARA LA PRUEBA

a).- Para el método de caída de tensión deben registrarse cuando menos cuatro mediciones de corriente y tensión si se utiliza equipo analógico. El promedio de las resistencias calculadas con estas mediciones debe considerarse como la resistencia del circuito.

FIGURA D1. Conexiones para la medición de resistencia por el método de caída de tensión. [1]

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b).- El vóltmetro debe conectarse directamente a las terminales del devanado por medir, con el propósito de no incluir en la lectura la resistencia de los conductores de alimentación y su resistencia de contacto.

c).- Para proteger al vóltmetro de sobretensiones, éste debe desconectarse de la fuente de alimentación del circuito antes de aplicar o interrumpir la corriente de prueba. Debe usarse un interruptor con aislamiento apropiado para protección del personal de prueba.

FIGURA D2.- Conexión del Transformador para la prueba de Resistencia Óhmica de los Devanados

conectados en Delta-Estrella. [6]

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FIGURA D3.- Conexión del Transformador para la prueba de Resistencia Óhmica de los Devanados conectados en Estrella- Delta. [6]

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ANEXO E

E.1 GENERALIDADES PARA PROBADORES DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA.

Para un probador de rigidez dieléctrica de electrodos planos con una separación de 2.54 mm, el promedio de 5 muestras de aceite deberá soportar favorablemente una tensión de 30 kV como mínimo para que sea considerado como bueno para su uso

Para un probador de rigidez dieléctrica de electrodos semiesféricos con separación de 1.02 mm, una muestra de aceite debe soportar favorablemente una tensión de 20 kV como mínimo para que sea considerado como bueno para su uso.

E.2 COMPORTAMIENTO DE LOS ACEITES.

Existen de cuerdo distintos criterios de prueba, pero en general se puede afirmar que se pueden aplicar seis rupturas dieléctricas con intervalos de 10 minutos, la primero no se toma en cuenta, y el promedio de las otras cinco se toma como la tensión de ruptura o rigidez dieléctrica. Normalmente la rigidez dieléctrica en los aceites aislantes se debe comportar en la forma siguiente:

Tabla E.1.- Comportamiento de los Aceites.

Aceites degradados y contaminados De 10 a 28 KV Aceites carbonizados no degradados De 28 a 33 KV Aceites nuevo sin desgasificar De 33 a 44 KV Aceite nuevo desgasificado De 40 a 50 KV Aceite regenerado De 50 a 60 kV

FIGURA E1.- Conexión del Medidor de riguidez dielectrica del aceite.

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ANEXO F

F.1 GENERALIDADES PARA LA PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN.

a) La relación de vueltas debe determinarse para todas las derivaciones, así como para todas las posibles conexiones de los devanados del transformador.

b) La prueba de relación de transformación debe hacerse a tensión nominal o menor y a frecuencia nominal o mayor y sin carga.

c) En caso de transformadores trifásicos, en los cuales cada fase sea independiente y accesible, se recomienda usar de preferencia alimentación monofásica, sin embargo cuando así convenga, se puede usar alimentación trifásica.

d) Si se da el caso en el cual los devanados de alta tensión están conectados en estrella y el neutro inaccesible, se recomienda usar de preferencia alimentación trifásica; sin embargo cuando así convenga se puede usar alimentación monofásica.

e) Librar el equipo completamente asegúrese y compruébese de que se encuentren abiertas las cuchillas seccionadoras correspondientes y desconectando las terminales de las boquillas de la línea.

f) Anote los datos de placa y diagrama vectorial del equipo a probar. El diagrama vectorial es la referencia para conectar el medidor adecuadamente.

g) Calcule la relación teórica, tomando en cuenta que la relación a medir es por fase correspondiente de alta y baja tensión de los transformadores trifásicos.

h) Los valores de relación teóricos calculados servirán de base para colocar los selectores en el valor esperado en el medidor.

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FIGURA F1.- Conexión del Transformador para la prueba de Relación de Transformación conectados en Delta-Estrella. [6]

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FIGURA F2.- Conexión del Transformador para la prueba de Relación de Transformación conectados en Estrella- Delta. [6]

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ANEXO G

G.1 TENSIONES NOMINALES DE OPERACIÓN BAJO PRUEBA.

El voltaje de prueba de los transformadores, no deberá exceder al valor del voltaje nominal del devanado bajo prueba:

El voltaje de prueba en los devanados conectados en estrella no deberá exceder el voltaje de línea a neutro.

El voltaje de prueba no deberá exceder el voltaje de línea a línea en los devanados conectados en Delta.

FIGURA G1.- Conexión del Transformador para la prueba de Corriente de Exictacion conectados en Delta-Estrella. [6]

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FIGURA G2.- Conexión del Transformador para la prueba de Corriente de Exictacion conectados en Estrella-Delta. [6]

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TABLA G1.- Categorías de transformadores de acuerdo a su capacidad.

[NMX-J-169-ANCE-2004 (Norma Mexicana ANCE Transformadores y Auto transformadores de Distribución y Potencia-Métodos de Prueba)]

ANEXO H

H.1 SEGURIDAD E HIGIENE.

Conforme a los ordenamientos señalados es de especial interés para los trabajadores se deben establecer las medidas necesarias para cuidar la seguridad de los mismos y la higiene en los espacios en que realizan sus actividades y en general en todas las instalaciones contribuyendo con ello a prevenir y evitar riesgos de trabajo y enfermedades o accidentes, dando seguridad y estableciendo un orden para la realización de las actividades de algunas áreas especificas, algunas medidas son:

Dar a conocer las disposiciones conducentes de seguridad e higiene para cada área de trabajo.

Dotar a los trabajadores del equipo de seguridad necesario para realizar su trabajo.

Mantener limpias y ordenadas sus áreas de trabajo. Verificar antes de iniciar su inspección que las herramientas, maquinaria y/o

equipo que utilizan para sus actividades laborales sean las adecuadas y estén en buenas condiciones de uso y seguridad; en caso de encontrar alguna anomalía deberá informar en ese momento a su superior.

Verificar antes de iniciar su inspección que el equipo este aterrizado a tierra. Verificar antes de iniciar su inspección y antes de ejecutar cualquier obra, que

existan condiciones indispensables de seguridad en área e instalaciones; en caso contrario, comunicarlo a su superior jerárquico para que se tomen las medidas pertinentes, sin menoscabo de la iniciativa del trabajador para subsanar la emergencia.

Verificar, prever y cuidar antes de conectar corrientes eléctricas, agua, bandas y maquinaria de todo tipo, que no se causen daños a personas o bienes de terceros.

Usar y cuidar toda clase de maquinaria, material, equipos, y demás bienes que les sean entregados para su protección y/o trabajo.

Ejecutar sus actividades laborales de modo que no se exponga innecesariamente al peligro, ni exponga a los demás;

Utilizar el equipo de seguridad conforme a la actividad laboral que desempeñe.

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ANEXO I

I.1 TRATAMIENTO DEL ACEITE

El Tratamiento de Reacondicionamiento del aceite del transformador tiene como objeto. El restaurar satisfactoriamente las propiedades Físico - Químicas del aceite contaminado por su uso.

Las Técnicas Físicas que se emplean en este tratamiento de reacondicionamiento son:

La Centrifugación. La Deshidratación bajo vacío. Desgasificación bajo vacío. La Microfiltración a las μm que especifique el fabricante del Equipo

Con la Centrifugación conseguimos eliminar la contaminación de materiales libres, en suspensión y el agua libre

Con la Deshidratación bajo Vacío conseguimos reducir a límites de p.p.m el agua disuelta o emulsionada en el aceite

Con la Desgasificación bajo Vacío del Aceite, eliminamos gases Oxígeno, Nitrógeno y otros gases producidos en la degradación del Aceite y del Equipo.

Con la Microfiltración somos capaces de minimizar carbón, agua, lodos, o cualquier micropartícula sólida que esté en suspensión.

I.2 SELECCIÓN CORRECTA DEL ACEITE

El correcto funcionamiento de un equipo permite que estos alcancen su vida de diseño y que garanticen permanentemente la disponibilidad del equipo, reduciendo al máximo los costos de lubricación, de mantenimiento y las pérdidas por activo cesante. Es muy importante, por lo tanto que el personal encargado de la lubricación de los equipos y quienes están a cargo de la administración y actualización de los programas de lubricación estén en capacidad de seleccionar correctamente el aceite, partiendo de las recomendaciones del fabricante, del equipo, ó si estas no se conocen, calcular el aceite correcto partiendo de los parámetros de diseño del mecanismo como cargas, capacidad, temperaturas, medio ambiente en el cual trabaja el equipo, etc. I.3 PARÁMETROS QUE SE DEBEN TENER EN CUENTA Siempre que se vaya a seleccionar el aceite para un equipo industrial se debe tener presente que se debe utilizar un aceite de especificación ISO, y que cualquier recomendación que se dé, se debe llevar a este sistema.

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Los siguientes son los pasos que es necesario tener en cuenta para seleccionar el aceite para un equipo industrial: 1.- Consultar en el catálogo del fabricante del equipo, las recomendaciones del aceite a utilizar. 2.- Selección del grado ISO del aceite requerido a la temperatura de operación en el equipo. 3.- Selección del aceite industrial, de la misma marca que los lubricantes que se están utilizando en la empresa y su aplicación en el equipo. El fabricante del equipo en su catalogo de mantenimiento especifica las características del aceite que se debe utilizar, para que los mecanismos del equipo trabajen sin problema alguno hasta alcanzar su vida de diseño. Es muy importante que el fabricante sea claro al especificar el aceite, de lo contrario, el usuario del equipo se debe poner en contacto con él para que le aclare las dudas que pueda tener. Las recomendaciones del aceite a utilizar el fabricante del equipo las puede dar de las siguientes maneras: 1.- Especificar el nombre y la marca del aceite a utilizar y las equivalencias en otras marcas de lubricantes. 2.- Dar el grado ISO del aceite y las demás propiedades físico-químicas del aceite, como índice de viscosidad, punto de inflamación, punto de fluidez, etc. 3.- Dar la viscosidad del aceite en otro sistema de clasificación de la viscosidad como AGMA, ó SAE. 4.- Dar la viscosidad del aceite en cualquier sistema de unidades de medida como SSU, SSF, °E, etc, y las demás propiedades físico-químicas del aceite. En cualquiera de las formas anteriores, como el fabricante puede especificar el aceite a utilizar en un equipo, es muy importante que él especifique la temperatura de operación a la cual va a trabajar dicho aceite en el equipo y la temperatura ambiente para la cual se recomienda utilizarlo, de lo contrario, si el fabricante solo especifica el grado ISO del aceite, es factible que se presenten problemas de desgaste erosivo ó adhesivo a corto ó a largo plazo en los mecanismos lubricados. De no estar disponible esta información, el usuario se debe contactar con el fabricante del equipo y que se la envíe lo más pronto posible. I.3 RECUPERACION DE LAS PROPIEDADES DE LOS ACEITES REGENERADOS

Cuando el aceite se ha deteriorado de tal manera que no es capaz de cumplir las misiones para las que fue diseñado, es preciso someterle a un tratamiento, con el fin de devolverle sus propiedades iniciales.

Dependiendo del grado de deterioro de las propiedades físico-químicas del aceite existen dos tipos de tratamiento de diferente severidad.

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El “REACONDICIONAMIENTO” que es un tratamiento por medios mecánicos de tecnología aplicada de filtración del fluido, temperatura y alto vacío, para la eliminación de elementos en estado sólido, agua en suspensión e intermolecular y gases. La “REGENERACION”, que supone la eliminación de sustancias disueltas o en suspensión coloidal en el aceite por medios químicos y/o adsorbentes.

Los aceites de transformador en un tanto por ciento muy elevado, son aceites de base mineral, nafténicas y parafínicas y tienen una viscosidad comprendida entre 9 y 14 Cst. a 40º C y como característica esencial e importante un punto de congelación del orden de – 40 º C El buen funcionamiento de un transformador depende en gran medida del comportamiento del aceite que contiene. Este comportamiento tiene especialmente dos dimensiones por un lado actuar como refrigerante siendo capaz de evacuar el calor generado en el núcleo y devanados y la de aislante de la parte activa, del elemento en la que esta se halla sumergida, (cuba del transformador, cuba TI, TDT, etc).

Con un tratamiento adecuado permite en la mayoría de los casos restaurar y reconducir las propiedades físico-químicas del aceite contaminado de modo que al ser tratado se pueda volver a incorporar al sistema productivo para el cual fue diseñado No debemos incluir en los tratamientos los aceites que contengan PCBs que son altamente peligrosos y su único destino es la incineración.

TABLA I1.- Categorías de aceites para transformadores de acuerdo a su capacidad.

[(http://www.hansen-rosenthal.de/pdf_files/srs_industrial_oils_s.pdf)]

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TABLA I2.- Cifras típicas de aceite para transformadores “Vastrol 65”

VALORES LIMITES NO INHIBIDO INHIBIDO

METODO DE

ENSAYO FISICAS TIPO 1 TIPO 2

Aspecto Visual Claro y brillante

Claro y brillante

Claro y brillante ASTM D 1 524

Color máximo 0.5 0.5 0.5 ASTM D 1 500 Punto de anilina ºC 63-84 63-84 63-84 ASTM D 611 Punto de inflamación, mínimo ºC 145 145 145 ASTM D 92 Punto de fluidez, máximo ºC -30 -30 -30 ASTM D 97 Tensión intefasial a 25 ºC, mínima, dinas/cm 40 40 40 ASTM D 971

Gravedad específica, 15 ºC/15 ºC 0.865- 0.910 0.865- 0.910 0.865-0.910 ASTM D 1 298 Viscosidad cinemática a 40 ºC, máximo, cst 12 12 12 ASTM D 445, D 2 161

100 ºC 3 3 3 D 88 QUIMICAS Azufre corrosivo No corrosivo No corrosivo No corrosivo ASTM D 1 275 Contenido de agua, máximo partes por millón 30 30 30 ASTMD 1533

Número de neutralización expresado como el Número de acidez total, máximo, mg KOH/g De aceite

0.025 0.025 0.025 ASTM D 974

Contenido de inhibidor de oxidación, máximo, % en peso

0.00 0.08 0.30 ASTM D 2668

ELECTRICAS Tensión de ruptura dieléctrica a 60 HzElectrodos de disco, separación de los electrodos De 2.54 mm, mínimo kV

30 30 30 ASTM D 877

Factor de potencia a 60 Hz máximo: % a 100 ºC 0.30 0.30 0.30 ASTM D 924 % a 25 ºC 0.05 0.05 0.05

[(http://www.exportquim.com/VBeContent/NewsDetail.asp?ID=3098&IDCompany=10)]

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TABLA I3.- Propiedades Químicas Del Aceite

ESPECIFICACIONES

METODO

ASTM MINIMO MAXIMO

RESULTADOS

AZUFRE CORROSIVO EN PLATA NO CORROSIVO NO CORROSIVO

AGUA, ppm D - 1533 35 14,5

CONTENIDO DE INHIBIDOR OXIDACIÓN, % PESO D - 1473 0,3 0,26

ESTABILIDAD DE OXIDACIÓN, LODO ACIDO:

72 HORAS, LODO % peso D - 2440 0,1 0,024

NÚMERO DE ACIDEZ TOTAL, mg. KOH/g D - 2440 0,3 0,112

164 HORAS, LODO %peso D - 2440 0,2 0,076


ESTABILIDAD A LA OXID. DE BOMBA ROTATIVA, minutos

D - 2112 195 275

NÚMERO DE NEUTRALIZACIÓN


[TRANSFORMACIÓN FÍSICA DE LOS ACEITES DIELECTRICOS MINEROIL DE COLOMBIA S.A.]

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GLOSARIO

Admitancia.- Es la relación entre los fasores de corriente y voltaje de un elemento de dos terminales. La admitancia puede ser:

• Real: se la denomina conductancia. • Imaginaria: se la denomina susceptancia. • Real e imaginaria: una magnitud compleja.

Autoinducción.- Consiste en una inducción de la propia corriente sobre sí misma.

Capacidad (Potencia).- Es la potencia eléctrica necesaria para mantener un cierto flujo de corriente demandado por una carga, se expresa en kVA.

Conductancia.- Inversa de la resistencia. La unidad de conductancia es el mho, de símbolo

Corriente.- Son las partículas eléctricas (electrones) libres que se mueven en un cierto sentido dentro del conductor del devanado, se expresa en Amperes.

Corriente de excitación o de vacío.- Es la corriente que circula por el devanado primario al aplicarle su tensión nominal con el devanado secundario sin carga. Es la corriente necesaria para producir el flujo magnético y se expresa en por ciento de la corriente nominal.

Flujo Magnético.- Son las líneas de fuerza invisibles que viajan por el núcleo proporcionando el campo magnético necesario para realizar la inducción. Se expresa en Webers.

Impedancia (Tensión de impedancia).- Es la tensión aplicada al primario, capaz de producir la corriente nominal en el secundario, estando las terminales de éste último en cortocircuito. Se expresa en por ciento de la tensión nominal del primario y representa la oposición del transformador a la corriente durante un cortocircuito.

Inducción mutua.- Campo magnético producido por una corriente eléctrica.

Nivel básico de aislamiento al impulso (bil).- Es el Nivel Básico de Aislamiento al Impulso (NBI), y representa la capacidad en un transformador de soportar una "sobre tensión" producida por una descarga atmosférica o por apertura - cierre del circuito de alimentación del transformador. Indica la tensión máxima de la sobre tensión que debe soportar el equipo.

Pérdidas con carga.- Es la potencia eléctrica consumida por los devanados al tener en el devanado secundario una carga, demandando la corriente nominal en éste, se expresa como perdidas en el cobre y se da en Watts.

Pérdidas en vacío.- Es la potencia eléctrica consumida por el núcleo del transformador al estar la bobina primaria conectada a la fuente y la bobina

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secundaria sin carga (en vacío), se expresa como perdidas en el hierro y se da en Watts.

Susceptancia.- Parte imaginaria de una admitancia compleja. La unidad de susceptancia eléctrica en el Sistema Internacional de Unidades es el siemens, de símbolo S. S= -1.

Tensión.- Es la fuerza que origina el flujo de corriente y se expresa en volts.

Transformador.- El transformador es una Maquina estática que por inducción electromagnética transfiere energía eléctrica modificando valores de tensión y corriente del devanado primario al devanado secundario utilizando el mismo valor de frecuencia.

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BIBLIOGRAFIA

[1] NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida.

[2] NMX-J-169-ANCE-2004 (Norma Mexicana ANCE Transformadores y Auto transformadores de Distribución y Potencia-Métodos de Prueba)

[3] NMX-J-123-ANCE-2001 (Norma Mexicana ANCE Transformadores-Aceites Minerales Aislantes para Transformadores, Especificaciones, Muestreo y Métodos de Prueba))

[4] IEEE C57.12.90 - 1993 Standard test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power and Regulating Transformer and IEEE Guide for Short Circuit Testing of Distribution and Power Transformer.

[5] NRF-144-PEMEX-2005 TRANSFORMADORES DE POTENCIA

[6] CFE-k0000-06 (gerencia de distribución Transformadores, Autotransformadores y Reactores de Potencia.)

[7] Ley Federal sobre Metrología y Normalización

[8] http://es.wikipedia.org/wiki/Imagen:Campo_magnetico.pn

LIBROS

[9] Irving L. Kosow, P.H.D. Maquinas Eléctricas y Transformadores. Primera edición. Ed. Reverté 1992, Cuarta Reimpresión 1998

[10] Pérez Pedro, Avelino. Transformadores de distribución(Teoria, cálculo, construccion y pruebas. Tercera edición. Ed. Reverté. México 2008

[11] J. HINDMARSH, B.Sc. (Eng.), C.Eng. MIEE. Maquinas Eléctricas y sus Aplicaciones. Primera edición 1975

[12] S.A.. Nasar, Electric Machines and Transformers. Second edition. MacMillan. New Cork 1984.

MANUALES

[13] Manual del Instituto de Capacitación y Desarrollo del STC. Subestaciones Eléctricas en el STC

[14] Manual del Instituto de Capacitación y Desarrollo del STC. Subestaciones de Alumbrado y Fuerza del STC.

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