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Sistema Integrado de Mejora Continua Institucional

Servicio Nacional de Aprendizaje - SENA Regional Caldas. GUÍA DE APRENDIZAJE.

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5INFORMACIÓN GENERAL IDENTIFICACIÓN DE LA GUÍA : GAVVEI 30-04--2013 MAQUINAS ELECTRICAS TRAFOS FECHA DE APLICACIÓN: 21-05-2013 PROGRAMA DE FORMACIÓN: Tecnólogo en mantenimiento eléctrico industrial ID: 396842 CENTRO: PROCESOS INDUSTRIALES RESULTADOS DE APRENDIZAJE:

Preparar acciones de mantenimiento en las maquinas eléctricas rotativas de acuerdo a los protocolos del fabricante CRITERIOS DE EVALUACIÓN: Planifica con pertinencia las acciones preventivas necesarias para el mantenimiento e intervención en la maquina eléctrica Define y optimiza los procedimientos de diagnóstico adecuados Define e integra los equipos de diagnóstico adecuados. Identifica las actividades vinculadas a la orden de trabajo Selecciona los equipos de diagnóstico adecuados. Utiliza las TICs en la presentación del informe de gestión del mantenimiento. Define los informes necesarios para la intervención en las acciones de mantenimiento

NOMBRE DEL INSTRUCTOR- TUTOR: GUILLERMO ANTONIO VALENCIA VELASQUEZ DESARROLLO DE LA GUIA INTRODUCCIÓN:

Los transformadores eléctricos tiene diversas formas y diseños los cuales se emplean de acuerdo a las necesidades y a los diferentes sistemas eléctricos, de acuerdo a la disposición de sus devanados en los núcleos los cuales pueden ser de varios tipos.

Existen 2 tipos de núcleos fundamentales de estructura del transformador ellos son el tipo núcleo y el tipo acorazado, los cuales se detallan a continuación. · Tipo núcleo: este tipo de núcleo se representa en la fig.1, indicando el corte A-1 la sección transversal que se designa con S (cm2). Este núcleo no es macizo, sino que esta formado por un paquete de chapas superpuestas, y aisladas eléctricamente entre sí. Para colocarlas y poder ubicar el bobinado terminado alrededor del núcleo, se construyen cortadas, colocando alternadamente una sección U con una sección I. La capa siguiente superior cambia la posición I con respecto a la U.

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Figura 1. Vista y corte de un núcleo tipo núcleo

Figura. Laminas

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La aislación entre chapas se consigue con barnices especiales, con papel de seda, o simplemente oxidando las chapas con un chorro de vapor. Núcleo tipo acorazado: este tipo de núcleo es más perfecto, pues se reduce la dispersión, se representa en la fig.2, en vistas. Obsérvese que las líneas de fuerza de la parte central, alrededor de la cual se colocan las bobinas se bifurcan abajo y arriba hacia los 2 costados, de manera que todo el contorno exterior del núcleo puede tener la mitad de la parte central. Esto vale para las 2 ramas laterales como también para las 2 cabezas. Para armar el núcleo acorazado también se lo construye en trozos, unos en forma de E y otros en forma de I, y se colocan alternados, para evitar que las juntas coincidan.

Figura 2. Vista de un núcleo tipo acorazado con indicación de la longitud magnética media. El hecho que los núcleos sean hechos en dos trozos, hace que aparezcan juntas donde los filos del hierro no coinciden perfectamente, quedando una pequeña luz que llamaremos entrehierro. Obsérvese que en el tipo núcleo hay dos entrehierros en el recorrido de las fuerzas, y que el acorazado también, porque los dos laterales son atravesados por la mitad de líneas cada uno. Características de las chapas. Las chapas utilizadas para la construcción de los núcleos tipo anillo y tipo acorazado son generalmente de acero al silicio en proporciones de 2 a 4% de este último. Los espesores de estas láminas varían entre 0,3 y 0,5 mm para frecuencias de 60 ciclos. Entre chapas debe haber aislación eléctrica lo que se consigue de diferentes formas: con una capa de barniz aplicado a una de sus caras, con una hoja de papel muy delgada encalado

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sobre una cara de la chapa, o para un material más económico, produciendo una oxidación superficial con vapor de agua. Según el tipo de aislación se tienen diferentes efectos sobre el costo de la chapa y sobre la reducción de la sección neta del hierro. Para chapas de 0,35 a 0,5 mm de espesor, puede estimarse que la reducción de sección neta con aislación de barniz o papel es de un 10%. En los transformadores pequeños se colocan las chapas una a una, alternando las juntas, para dar más solidez al conjunto y evitar piezas de unión entre partes del núcleo. En los grandes, las dos cabezas quedan separadas, y deben sujetarse con pernos roscados. En los transformadores de gran potencia suele ser necesario formar conductos de refrigeración en la masa del núcleo, para aumentar la superficie de disipación del calor se colocan entonces separadores aislantes, de espesor conveniente para la circulación del aceite. DEVANADOS Hay dos formas típicas de bobinados para transformadores: los cilíndricos y planos. Los núcleos, con su forma, son los que determinan la elección de uno u otro tipo, salvo que se requieran propiedades especiales, como ser baja capacidad distribuida, para uso en telecomunicaciones u otros. a. Bobinado cilíndrico: este tipo se usa cuando el núcleo del transformador es del tipo núcleo. b. Bobinado plano: este tipo se usa cuando el núcleo del transformador es del tipo acorazado. Los dos bobinados primario y secundario, rara vez se apartan en dos simples grupos de espiras, encimándolas; generalmente se apartan en dos partes o más envueltas uno encima del otro, con el embobinado de baja tensión en la parte interna. Dicha conformación sirve para los siguientes propósitos. a. Simplifica el problema de aislar el embobinado de alto voltaje del núcleo. b. Causa mucho menos filtración de flujo, como sería el caso si los 2 embobinados estuvieran separados por alguna distancia del núcleo. c. Mejora la refrigeración. Los materiales aislantes para el bobinado, o para colocar entre capas, son: papel barnizado, fibra, micanita, cinta impregnada, algodón impregnado, etc., para transformadores con bobinados al aire, y para los sumergidos en baños de aceite, se utilizan los mismos materiales sin impregnarse; debe evitarse el uso del caucho en los transformadores en baño de aceite, pues este lo ataca, y tiene efectos nocivos también sobre la micanita y aun sobre

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los barnices. Las piezas separadoras entre bobinados, secciones, o entre estas y el núcleo pueden ser de madera, previamente cocida en aceite, aunque actualmente se prefieren los materiales duros a base de papel o similares (pertinax, etc.). Si se usa madera, no debe interpretarse como que se dispone de aislación, sino solamente de un separador. En cuanto a los conductores para hacer bobinas, su tipo depende de la sección, pues hasta 6mm² pueden usarse alambre y más arriba de ese límite se usan cables de muchos hilos, o bien cintas planas, para facilitar el bobinaje. La aislación para los conductores pueden ser algodón, que luego se impregnará si no se emplea baño de aceite. Para transformadores de soldadura que trabajan con tensiones muy bajas y corrientes muy fuertes, se suelen colocar las cintas de cobre sin aislación, pues la resistencia de contacto entre ellas es suficiente para evitar drenajes de corriente. Esta situación mejora aún debido a la oxidación superficial del cobre. FACTOR DE APILAMIENTO DEL Fe El factor de apilamiento del Fe se define como el cociente entre el área de la sección recta del hierro y el área de la sección recta de la pila. Este factor se utiliza cuando la estructura magnética esta constituida por chapas delgadas recortadas en forma adecuada y apretadas entre sí, el volumen de cada una de ellas no es igual al volumen del hierro que realmente conduce el flujo, ya que entre las láminas existen regiones de permeabilidad igual a la del aire, debido a la presencia de irregularidades o grietas en la superficie de las chapas, debido a la delgada capa de barniz aislante aplicado deliberadamente para evitar el contacto entre chapas y reducir las pérdidas por corrientes de Foucault, o debido a rebabas en los cantos de las chapas, originadas al troquelarla. Esta región conduce muy poco flujo debido a lo relativamente bajo de su permeabilidad; así, para tener en cuenta su efecto disminuyendo el volumen total de hierro, se acostumbra a expresar el área eficaz de la sección recta como igual al producto del área de la sección recta de la pila de chapas por el factor de apilamiento. El factor de apilamiento se halla comprendido entre 0,95 - 0,9 para espesores de láminas comprendidos 0,63 - 0,35 mm. Para láminas más delgadas, de entre 0,025 - 0,12 mm de espesor, debido a la mayor dificultad existente de sujetar láminas y reducir las rebabas ya que la capa aislante es proporcionalmente más gruesa, el factor de apilamiento se halla comprendido entre 0,4 y 0,75, pudiendo mejorarse mediante procedimiento de fabricación especiales. La inducción magnética en el hierro es igual, al flujo total por el producto del factor de apilamiento por el área de la sección recta de la pila.

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REFRIGERACION Y AISLAMIENTO AISLAMIENTO Los sistemas de aislamiento usados en transformadores de potencia comprenden sistemas líquidos y sistemas gaseosos. En ambos casos se usa también algo de aislamiento sólido. Los sistemas líquidos incluyen aceite, que es el más usado. Los sistemas gaseosos incluyen nitrógeno, aire y gases fluorados (por ejemplo, exafluoruro de azufre). Los gases fluorados se usan para evitar la combustibilidad y limitar los efectos secundarios de defectos internos. El aislamiento principal separa el devanado de alta tensión del devanado de baja tensión. Este aislamiento soporta la tensión más elevada y ocupa el espacio más limitado; por esta razón, generalmente funciona con las solicitaciones más elevadas. Según la construcción, puede utilizarse el aislamiento de capas o el aislamiento de bobinas entre las distintas secciones de los devanados. El aislamiento de espiras se aplica a cada cable del conductor o a grupos de cables que formen una espira única. Transformadores con aislamiento de aceite. El bajo costo, la elevada rigidez dieléctrica y la posibilidad de recuperación aun después de estar sometidos a solicitaciones dieléctricas excesivas, hacen del aceite mineral el material aislante más ampliamente usado en transformadores. El aceite se refuerza con aislamientos sólidos de varias maneras. El aislamiento principal, generalmente presenta barreras de aislamiento sólido alternando con espacios con aceite. El esfuerzo sobre el aceite es del 50 al 100% superior que el esfuerzo sobre el aislamiento sólido, debido a la constante dieléctrica relativamente baja del aceite. Por consiguiente, la solicitación del aceite limita la rigidez de la estructura. Los pequeños conductos de aceite pueden soportar solicitaciones más altas que los grandes conductos. Así barreras sólidas, convenientemente espaciadas, permiten una mejor utilización del espacio. El aislamiento entre bobinas adyacentes generalmente es sólido, para proporcionar un soporte mecánico y dar una rigidez dieléctrica relativamente elevada respecto a las tensiones transitorias elevadas de corta duración. El aislamiento sólido a veces se usa entre capas de un devanado o entre devanados. El aislamiento sólido de gran espesor se usa en los terminales de alta tensión en zonas de concentración de esfuerzos dieléctricos. La constante dieléctrica relativamente elevada del material sólido hace que la solicitación del sólido sea sólo la mitad o las dos terceras partes de la que habría si el aceite ocupara el mismo espacio. La mayoría de materiales de aislamiento sólido usados en los transformadores de potencia son porosos, permitiendo eliminar, mediante el vacío, los gases y agua vaporizada, así como conseguir el relleno de todas las cavidades e intersticios con aceite. Cualquier pequeña cantidad de gas dejada inadvertidamente en el campo dieléctrico sufre una elevada

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solicitación dieléctrica (dos veces la que tendría el aceite) debido a la baja constante dieléctrica del gas. Como el gas encerrado, además de estar sometido a esfuerzos dieléctricos elevados, tiene una rigidez dieléctrica baja como consecuencia se tiene una pérdida importante de rigidez dieléctrica. Los materiales sólidos usados frecuentemente, incluyen el papel impregnado con aceite, el papel impregnado con resinas, el cartón prensado, el algodón, la madera tratada con aceite al vacío y los esmaltes. Transformadores aislados mediante gases de flúor. Los gases de flúor tienen mejor rigidez dieléctrica y mayor capacidad de transferencia de calor que el nitrógeno o el aire. Tanto la rigidez dieléctrica como la capacidad de transferencia de calor aumentan con la densidad y los transformadores a base de gas flúor funcionan por encima de la presión atmosférica, en algunos casos hasta una presión calibrada de 3 atmósferas. El aislamiento de gas está .reforzado con aislamiento sólido usado en forma de barreras, aislamientos de capa, aislamiento de espira y aislamiento de terminales. Generalmente resulta económico hacer funcionar los transformadores con aislamiento de gas flúor a temperaturas más elevadas que los transformadores aislados con aceite. Entre los materiales aislantes sólidos adecuados, se incluyen el vidrio, el amianto, la mica, las resinas para temperaturas elevadas, la cerámica, etc. La solicitación dieléctrica sobre el gas es varias veces superior a la solicitación sobre el aislamiento sólido adyacente, en serie, de la estructura dieléctrica. Se necesita un cuidado especial al proyectar para evitar someter el gas a solicitaciones excesivas. Se ha usado el exafluoruro de azufre en transformadores con potencias nominales de hasta 25000 kVA y hasta 138 kV. Los transformadores con aislamiento de nitrógeno y de aire están generalmente limitados a tensiones de funcionamiento de 15 kV y menores. Los transformadores con aislamiento de aire en sitios limpios, frecuentemente se ventilan a la atmósfera. En atmósferas contaminadas se necesita una construcción estanca y de ordinario se usa el nitrógeno a una presión aproximadamente igual a la atmosférica y a una temperatura de funcionamiento algo elevada. REFRIGERACION La eliminación del calor provocado por las pérdidas, es necesario para evitar una temperatura interna excesiva que podría acortar la vida del aislamiento. Los siguientes temas cubren el procedimiento para calcular la temperatura interna de los transformadores de gran potencia, autorrefrigerados con aislamiento de aceite, de construcción normal de

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tipo columna en los que se emplean radiadores. La temperatura media de un devanado es la temperatura determinada midiendo la resistencia en c.c. del devanado y comparándola con la medida obtenida anteriormente para una temperatura conocida. El calentamiento medio de un devanado por encima de la temperatura ambiente es: U=B+E+N+T (1) en la que B = calentamiento efectivo en °C del aceite respecto del ambiente, E =calentamiento medio en ° C del aceite respecto a la efectiva del aceite, N = calentamiento en ° C de la superficie media de la bobina respecto a la temperatura media del aceite, T = calentamiento en ° C del conductor respecto a la superficie de la bobina, y U = calentamiento en ° C del conductor medio respecto al ambiente. La temperatura efectiva del aceite es la temperatura uniforme equivalente con igual capacidad para disipar el calor al aire. La temperatura efectiva del aceite es aproximadamente la media de la del aceite que entra en la parte superior del radiador y la del aceite que sale por la parte baja del radiador. La temperatura del aceite es aproximadamente la misma que la temperatura de la superficie adyacente del radiador expuesta al aire. Una superficie lisa y vertical de la cuba del transformador disipará calor al aire de la siguiente manera: DB = 1.40 * 10-3 B1.25 + 1.75 * 10-3(1 + 0.011A)B1.19 (2) en la que A = temperatura ambiente en °C, B = aumento efectivo en °C del aceite respecto al ambiente, y DB = Watts por pulgada cuadrada disipados al aire, o bien expresando DB en W/cm2. DB = (B1.25/100) + ((1 +,0,011A)B1.19/100) El primer término de la ecuación (2) se refiere al calor transferido por convección. Generalmente el radiador consta de tubos aplanados paralelos con accesibilidad limitada para el aire de refrigeración y, por consiguiente, es necesario multiplicar el primer término por un factor de rozamiento determinado experimentalmente (menor que 1). El segundo término de la ecuación (2) se refiere al calor transferido por radiación, suponiendo una emisibilidad a baja temperatura de 0,95, aplicable a la mayoría de las superficies pintadas que se encuentran normalmente. Para cualquier otro valor de emisibilidad a baja temperatura, este término debe multiplicarse por la emisibilidad / 0,95 . Generalmente el radiador consta de tubos aplanados en paralelo que radian calor de uno a

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otro. La radiación neta de calor puede determinarse considerando el transformador y los radiadores reemplazados por una superficie envolvente convexa. Si el segundo término de la ecuación (2) se multiplica por la relación entre el área de la superficie envolvente y el de la superficie real (menor que 1), se elimina el efecto de la reabsorción de la radiación. Cuando la radiación es pequeña comparada con la convención, puede suponerse que A = 25 ° C y que B1.19 puede reemplazarse por 0,79B1.25, y la ecuación (2) se convierte en: B = (100DB 0.8) / (0.44F + 0.56V)0.8 °C (3) en donde V = relación entre el área de la superficie envolvente y el de la superficie real y F = factor de rozamiento determinado experimentalmente. El calentamiento medio del aceite respecto al efectivo, E, normalmente se desprecia en los proyectos de transformadores. Puede llegar a ser importante si: El centro de gravedad de los radiadores no está suficientemente elevado por encima del centro de gravedad del núcleo y las bobinas, Hay pérdidas poco corrientes en el espacio de aceite situado encima del núcleo, tales como las producidas por los terminales conductores de alta corriente, Un devanado tiene conductos de aceite desusadamente restringidos o Se usan bombas para hacer circular el aceite por los radiadores sin canalizar el aceite bombeado a través de los conductores de aceite. En tales casos, E se calcula mejor por comparación con características de funcionamiento de proyectos anteriores. El calentamiento de la superficie media de la bobina respecto al medio del aceite, N, lleva las pérdidas en la bobina a través de una película de aceite fija hacia el aceite en movimiento. Para una bobina de galletas horizontales (eje vertical), la mayor parte del calor se escapa a través de la delgada película de aceite de la superficie superior y muy poco calor se escapa por la superficie inferior. En el supuesto de que todo el calor escapa por la superficie superior, el calentamiento es N = 13.2DNO.8 °C (4) en donde DN = Watts por pulgada cuadrada disipados de la bobina al aceite, o bien N = 2DN 0.8 expresando DN en W por cm2 Para una bobina de galletas verticales (eje horizontal), el calor sale igualmente por ambos lados, y N = 14DN °C o bien N = 2,2DN en W por cm2 (5) El calentamiento del conductor respecto a la superficie de la bobina, T, lleva el calor del cobre a través del aislamiento sólido aplicado al conductor y a la bobina, T = RTtDN °C (6) en donde DN = Watts por pulgada cuadrada disipados de la bobina al aceite, RT =grados centígrados por Watts por pulgada cuadrada de resistividad térmica, y t =pulgadas de

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longitud del camino. Los componentes del calentamiento del devanado respecto al ambiente se determinan a partir de las ecuaciones (3), (4) ó (5) y (6), usando los valores de los Watts por pulgada cuadrada, determinados a partir de las pérdidas calculadas y de la forma geométrica del proyecto. Entonces el calentamiento total viene determinado por la ecuación (1). Circulación del aceite. El aceite se mueve generalmente hacia arriba a través de los conductos del núcleo y de las bobinas, elevándose su temperatura al ir circulando. Generalmente se mueve hacia abajo, a través de los radiadores, disminuyendo la temperatura conforme baja. DISIPACION DE CALOR Aun cuando el aire es un muy mal conductor del calor, todo cuerpo caliente sumergido en una atmósfera fría creará corrientes naturales de convección que ayudaran materialmente a la refrigeración. La cantidad de calor disipada por la convección natural del aire es del mismo orden de magnitud que la disipada por radiación, para diferencias de temperatura como las existentes ordinariamente en la maquinaria eléctrica. Sin embargo, utilizando corrientes forzadas de aire u otros gases, o utilizando fluidos tales como el aceite y el agua que tienen una capacidad calorífica (en volumen) mucho mayor que el aire, puede incrementarse mucho la disipación de calor. La cantidad de calor extraída por la convección natural en el aire es función no lineal del tamaño, forma, material de la superficie, condición y orientación del cuerpo caliente; de su temperatura y de la del aire que le rodea; y del carácter de sus alrededores especialmente en lo que puede afectar a la circulación libre de las corrientes de aire. Es evidente que no puede existir constantes de la convección general, ya que las relaciones no son lineales. En general, los cuerpos más pequeños son capaces de disipar más calor por centímetro cuadrado debido a ejercer un efecto menor sobre la temperatura del aire local por parte de otras porciones del cuerpo caliente. El aire al que se halla expuesto el centro de una placa cuadrada caliente de un metro de lado está caliente a causa de la gran superficie caliente adyacente; una superficie pequeña a igual temperatura dispondría de mucho más aire fresco para extraer el calor, siendo iguales las demás cosas. El calor extraído mediante ventilación forzada varía casi linealmente con la velocidad, para velocidades de hasta 1500 metros por minuto, y más despacio para velocidades mayores. En los tubos largos o conductos de refrigeración, el aire es más frío a la entrada y por ello la disipación de calor por centímetro cuadrado de superficie del conducto disminuye al aumentar la longitud, siendo iguales las demás condiciones. Debido a la no linealidad de la variación de la disipación con la forma, tamaño y longitud del conducto, así como con la

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velocidad, los datos de refrigeración utilizables requieren para su presentación adecuada varias familias de curvas. Estas pueden encontrarse en diversos libros de diseño de maquinaria eléctrica. Por años, el mantenimiento preventivo de los transformadores ha estado basado en la determinación de la resistencia de su aislamiento junto con la medición de la rigidez dieléctrica de su aceite. Sin embargo, se sabe ahora que pruebas como el factor de potencia del aislamiento, contenido de humedad, tensión interfacial, acidez, entre otras, son muy importantes para obtener un diagnostico más acertado del estado del transformador. Recientemente, el análisis de gases generados en el interior del transformador mediante cromatografía de gases se ha constituido en una herramienta poderosa a la hora de monitorear el estado en que se encuentra el transformador, sin necesidad de sacarlo de operación. Un transformador con su sistema de aislamiento adecuadamente mantenido, será capaz de soportar de una mejor manera problemas como: sobre voltajes debido a maniobras o a descargas atmosféricas, cortocircuitos internos, entre otros. Por lo anterior, se considerara al mantenimiento del transformador en términos de: Los factores que influyen en el deterioro del sistema de aislamiento del transformador. - Cuales son las pruebas y actividades de rutina que permiten emitir un criterio del estado del transformador. - Que significado tienen los resultados obtenidos en las pruebas de diagnóstico. - Cuando deben realizarse las pruebas de diagnóstico. - Que medidas correctivas deberán tomarse en el caso de que detecte alguna anormalidad en el mantenimiento preventivo periódico.

POLARIDAD EN UN TRANSFORMADOR MONOFASICO. · Polaridad aditiva. · Polaridad sustractiva. La prueba de polaridad. Cuando en un transformador no esta especificada la polaridad o se desconoce, se puede determinar por una simple medición de voltaje como se indica a continuación : 1. Hacer una conexión entre las terminales de alto voltaje y bajo voltaje del lado derecho cuando se ve al transformador desde el lado de las boquillas y de bajo voltaje. 2. Aplicar un voltaje bajo, por ejemplo 120 volts a las terminales de alto voltaje y medir este voltaje con un voltímetro. 3. Medir el voltaje de la terminal del lado izquierdo del lado de alto voltaje al terminal del lado Iz quiero de bajo voltaje. Si el voltaje anterior es menor que el voltaje a través de las terminales de alto voltaje, el

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transformador tiene polaridad sustractiva. Si este voltaje es mayor, entonces la polaridad es aditiva.

Pruebas a transformadores de distribución Las pruebas mencionadas son las siguientes: Prueba de relación de transformación. Medición de resistencia de aislamiento. Prueba de rigidez dieléctrica del aceite. Después de haber revisado el equipo se llenará un informe del estado que guarde el mismo (Anexo No. 2). Finalmente con los valores de prueba obtenidos y la observación física del equipo se procederá a diagnosticar la causa de falla ordenándose el tipo de reparación que se realizará. Las pruebas que a continuación se mencionan son las mínimas indispensables para poder saber en que condiciones se encuentra un transformador de distribución. Existen otras pruebas más completas entre las cuales se encuentran: Prueba de impulso, Prueba de potencial aplicado, Prueba de inducido, Prueba de temperatura, Prueba de corto circuito, Prueba de pérdidas y eficiencia, Etc. Las pruebas que analizaremos son las siguientes: A) Rigidez dieléctrica del aceite. B) Resistencia de aislamiento. C) Relación de transformación.

- Descripción de la prueba de rigidez dieléctrica del aceite

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A) Rigidez dieléctrica del aceite Esta prueba al aceite es una de las más frecuentes, ya que al conocer la tensión de ruptura que un aceite soporta es mucho más valioso, además, esta prueba revela cualitativamente la resistencia momentánea de la muestra del aceite al paso de la corriente y el grado de humedad, suciedad y sólidos conductores en suspensión. Como es sabido en los transformadores sumergidos en aceite, éste hace dos funciones: de refrigerante y de aislante. En cuanto a la función de aislante, es necesario determinar la rigidez dieléctrica del aceite, para lo cual se emplea un equipo probador que se le conoce como probeta y que en cuyo interior tiene dos electrodos calibrados, a los cuales se les aplica un potencial variable que provoca que al llegar a cierto valor dicho potencial se rompa el dieléctrico del aceite y se registre dicho valor de tensión aplicada. La prueba se puede realizar con electrodos planos o semiesféricos y cuyo diámetro y separación esta normalizado de acuerdo al tipo de prueba. Para electrodos semiesféricos la separación es de 1.016 mm y para planos de 2.54 mm Los electrodos y la probeta deben limpiarse perfectamente de preferencia enjuagándolos con gasolina, bencina o algún solvente adecuado, libre de toda humedad. Hasta que se encuentren libres de fibras o bien deberá lavarse la copa previamente con el mismo aceite que se va a probar. El aceite se debe tomar de la parte inferior del transformador (ya que es la parte donde posiblemente tenga mayor número de impurezas el mismo). La evaporación de la gasolina de los electrodos puede enfriarlos lo suficiente para que haya una condensación de humedad en la superficie. Por esta razón después del enjuague final con gasolina, la copa debe llenarse inmediatamente con el aceite a probar. La temperatura de la copa de prueba y del aceite cuando se esté probando debe ser igual a la del ambiente, a fin de reducir al mínimo la absorción de humedad. La temperatura ambiente no debe ser menor de 20°C. La mayoría de los equipos que se tienen son de electrodos planos, por lo que la descripción se hará tomando de base este tipo de electrodos. Descripción de la prueba A. Cerciórese que el control gradual de potencial esté en cero. B. Calibre los electrodos del probador a 2.5 mm. (0.1 pulg.). C. Conecte el probador a una fuente de alimentación de C.A. de 127 Volts. D. Limpie perfectamente la probeta y electrodos como se menciona anteriormente. E. Tome una muestra de aceite de la parte inferior del transformador y déjela en la probeta tres minutos hasta que esté en completo reposo y sin burbujas (debe tenerse cuidado que el aceite cubra los electrodos).

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F. Tape la probeta con el cristal protector para mayor seguridad. G.Mediante el control gradual de voltaje aplique tensión a razón de 3 kV por segundo, aproximadamente hasta lograr la ruptura del dieléctrico, registre la lectura correspondiente a la cual se rompió el dieléctrico. H. Deje reposar mínimo durante un minuto el aceite y aplique nuevamente potencial, repitiendo la operación anterior, registre nuevamente la lectura a que se rompió el dieléctrico. I. Repita una vez la operación del punto h). Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 11 Dirección de Operación

J. Registre la temperatura ambiente del lugar donde se esté haciendo la prueba. K. Vacié sus resultados obtenidos en el formato correspondiente. L. Calcule el valor promedio de tensión a que rompió el dieléctrico (ese promedio será representativo para esa primera muestra). M. Repita para otras dos muestras más el proceso de los puntos e, f, g, h, i, j, k, l. N. El promedio de cada muestra es valido siempre que ninguna prueba sea diferente en mas de 5 kV., si existe una variación mayor deberán efectuarse mas pruebas con nuevas muestras. O. Calcule el promedio total con la base del promedio de cada una de las tres muestras (ese promedio será el representativo de todo el aceite sujeto a prueba) y si el valor es 25 kV (mínimo), nos indicará que es de aceptarse su condición y por lo tanto se usará.

- Descripción de la prueba de resistencia de aislamiento

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B) Resistencia de aislamiento La medición de la resistencia de aislamiento sirve para determinar el estado en que se encuentran los aislamientos, y con base en esto decidir si están en condiciones de soportar los esfuerzos dieléctricos originados al aplicar tensiones en prueba o trabajo. El obtener valores bajos no indica en forma decisiva que el aislamiento sea deficiente (en su diseño o aplicación), sino que hay suciedad o humedad en los aislamientos y por ende limita la operación correcta del equipo. La medición de la resistencia de aislamiento se efectúa con un aparato medidor de resistencia de aislamiento, conocido comúnmente como “Megger”, que consta básicamente de una fuente de C.D. y un indicador de Megohms. La capacidad de la fuente de C.D. generalmente es baja, ya que la finalidad es ver el estado en que se encuentra un aislamiento; es decir, esta es una prueba indicativa no destructiva, de tal forma que si un aislamiento está débil no lo agrave. Descripción de la prueba a) Antes de iniciar la prueba deben observarse las precauciones siguientes: a.1) El transformador debe estar completamente desconectado de cualquier circuito. a.2) El Megger debe colocarse sobre una base firme y nivelada. Es muy conveniente, prevenir grandes masas de hierro y campos magnéticos en la vecindad del aparato, ya que esto puede ser causa de lecturas incorrectas. a.3) Se deberá verificar y calibrar el aparato, comprobando las posiciones de cero e infinito de la aguja. Para la verificación de infinito, basta con operar el megger durante un tiempo con sus

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terminales en circuito abierto. Hasta que la aguja tome su máxima posición, que debe ser infinito. En caso contrario, debe ajustarse a ese valor. La comprobación de cero se hace poniendo en corto circuito las terminales. En caso de no tomar la posición de cero, debe ajustarse. a.4) Tomar en cuenta que la terminal de prueba de línea principalmente, se encuentra en buen estado su forro para prevenir posibles fallas en la prueba y por seguridad del personal que la efectúe. b) Las resistencias de aislamiento a determinar en el transformador son: A.T. Contra B.T. A.T. Contra B.T + tanque a tierra A.T. + tanque a tierra contra B.T. B 1 – Prueba de alta tensión contra baja tensión 1.- Conectar en corto circuito todas boquillas de alta tensión. 2.- Conectar a una de las boquillas de alta tensión la terminal de línea de megger. 3.- Conectar en corto circuito todas las boquillas de baja tensión. 4.- Conectar a una de las boquillas de baja tensión la terminal de tierra del megger. 5.- Colocar el conmutador de tensión del megger de acuerdo a la tensión del devanado a probar, tomando en cuenta que el voltaje de prueba no debe exceder de voltaje de trabajo del devanado sujeto a prueba. 6.- Girar la palanca del megger a velocidad constante, (hasta llegar a unas tres revoluciones por segundo) durante aproximadamente 60 segundos, hasta que se estabilice la aguja y tomando dicha lectura, fijándose en qué escala del aparato se esta haciendo la prueba, en caso de que la escala utilizada no sea suficiente. Pasar a la escala de mayor rango. 7.- Anotar la lectura obtenida en el formato correspondiente. 8.- Anotar asimismo en el formato, en la segunda columna, la lectura multiplicada por la constante correspondiente a la escala de voltaje que se utilizó, dicho factor se encuentra en el selector de voltaje del aparato. 9.- Como la temperatura influye directamente en la resistencia de aislamiento, ésta deberá tomarse en cuenta al hacer la prueba y corregirse de acuerdo a los factores de corrección que se anexan en el formato correspondiente, o sea que la temperatura del transformador se deberá corregir a 75°C que sería la temperatura aproximada de trabajo. 10.- Anotar el factor de corrección en dicho formato y multiplicarlo por el valor multiplicado de resistencia, lo cual nos dará el dato de prueba. 11.- El valor obtenido deberá de cumplir con la regla empírica de un megohms por cada kilo Volts correspondiente a la tensión del transformador. Por ejemplo, para un transformador de 23 kV primarios se deberá tener como mínimo una resistencia de aislamiento de 23 megohms referidos a 75°c B 2- Prueba alta tensión contra baja Tensión + tanque a tierra 1.- Conectar en corto circuito todas las boquillas de alta tensión. 2.- Conectar la terminal de línea a unas boquillas de alta tensión. 3.- Conectar todas las boquillas de baja tensión en corto circuito y a tierra con el tanque del transformador. 4.- Conectar la terminal de tierra a unas boquillas de baja tensión.

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5.- Seguir los pasos 5, 6, 7, 8, 9, 10 y 11 del punto b1. Diagramas ilustrativos para el ensayo de resistencia de aislamiento con megger. Corrección por temperatura para resistencia de aislamiento en transformadores. a 75°c

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11.- Descripción de la prueba de relación de transformación Relación de transformación (TTR)

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- Descripción de la prueba de relación de transformación

Relación de transformación (TTR) Para efectuar esta prueba se utiliza un probador de relación de transformación manual, pudiéndose utilizar también y con mejores resultados un equipo con transformador auxiliar. A la fecha ya existen equipos TTR digitales y ya no se requiere el auxiliar ya que se pueden medir relaciones de transformación muy altas. Antes de proceder a realizar la prueba es necesario efectuar lo siguiente. 1.- Se ajustan los valores a cero, se ponen en corto circuito las terminales H1 y H2 se aplica tensión por medio del generador manual, hasta tener una lectura de 8 Volts. En el voltímetro. Se observa el detector D, debiendo quedar su aguja exactamente al centro de la escala. Si no toma esta posición, debe ajustarse. 2.- Como las terminales H1 y H2 ya están en corto circuito, hay que hacer lo mismo con X1 y X2, las perillas también deben estar en cero. Nuevamente se generan 8 Volts observando ahora el

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galvanómetro, el cual debe medir cero, en caso contrario, se ajusta a cero por medio de la cuarta perilla. 3.-Conectar la terminal H1 (roja) con la X1 (roja) y la H2 (negra) con la X2 (negra), estando las perillas leyendo 1000. Se genera a 8 Volts, observando el galvanómetro, el cual debe medir cero, en caso contrario se ajusta la perilla cuarta hasta obtener el cero a 8 Volts. Si el cuarto volante lee menos de cero, para obtener la indicación cero del galvanómetro, se colocan todos los volantes en 0.9999 y nuevamente se ajusta con el cuarto volante. Asimismo debe asegurarse que el transformador por probar esté totalmente desconectado y desenergizado. Habiendo observado los ajustes y precauciones anteriores se procede a conectar el transformador de la siguiente forma. C1 Prueba a transformadores monofásicos de 13.2 kv/240/120 v o menor voltaje A. Las terminales de excitación del TTR X1 (roja) y X2 (negra) se conectan al devanado de baja tensión de los dos devanados a comprobar y la terminal H1 (roja del TTR a la correspondiente X1 (roja) la H2 (negra) se conecta a la otra toma del transformador B. Las perillas del TTR deben estar en cero y se da una vuelta a la manivela del generador; si el galvanómetro deflexiona hacia la izquierda, la conexión del transformador es sustractiva. En caso de flexionar hacia la derecha la aguja del galvanómetro, la conexión del transformador será aditiva. Con esto queda determinada la polaridad del transformador. Entonces las terminales del mismo color se conectan a las terminales de la misma polaridad. A. Calcular la relación aproximada del transformador, de acuerdo a los datos de placa, con la finalidad de colocar las perillas de dicho valor aproximadamente y facilitar y abreviar el tiempo de prueba. por ejemplo un transformador de 13.2 kV 220/127 V. su relación aproximada a voltaje nominal 13,200 V. será 103.93, con lo cual la primera perilla se pondrá en el valor de 1. B. Gire lentamente la manivela observando el galvanómetro, el cual debe deflexionar a la izquierda, también se observa el voltímetro. C. Deben seguirse dando pasos ascendentes al primer voltaje, sin dejar de accionar la manivela, hasta que la deflexión del galvanómetro sea a la derecha entonces se debe dejar en la posición anterior a que eso suceda la primer perilla, una vez que incrementadas las revoluciones de la manivela se logre alcanzar el valor de 8 Volts en el voltímetro. D. En caso de que al iniciar la prueba como se menciona en el punto d) y al girar la manivela tome mucha corriente de excitación y esta no se reduzca al bajar de posición la perilla, encontrándose éste abierto. E. Se procede a girar la manivela de nuevo para buscar la posición de la segunda perilla, siendo esto en igual forma que la primera perilla. F. Igualmente se debe hacer lo anterior para obtener las lecturas de la tercera y cuarta perilla, siendo la lectura sobre el panel la rotación de transformación buscada. G. Esta operación deberá efectuarse en cada una de las posiciones de los cambiadores de derivación para obtener la relación de transformación de cada una de dichas posiciones. H. Anotar los valores obtenidos de voltaje de placa del transformador.

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I. Obténgase la relación de transformación de placa. J. Colocar la diferencia en porciento de la relación de placa contra la relación obtenida por el TTR, tomando en cuenta que no deberá variar la primera en +- 0.5 % de los datos de placa. C” Prueba a transformador trifásico de 13.2 kv 220/127 o menor voltaje A. Las terminales de excitación del TTR X1 (roja y X2 (negra) se desconectan la primera al devanado a probar (X1, X2, X3) y la segunda al neutro (X0). y las terminales H1 (roja) y H2 (negra) se conectan respectivamente al devanado a comparar fase A y fase C. B. Para comparar devanado X2 y H2, se conecta el TTR en H2 (rojo) y H1 (negro) y X0 (negra), X2 (roja). C. D. Para comprobar devanados de X3 y H3, se conecta el TTR de la siguiente manera H3 (rojo) H2 (negro) y X0 (negro), X3 (rojo). E. Una vez conectado el transformador al TTR como se indicó para cada fase, se tomarán las lecturas con el procedimiento descrito en los puntos b, c, d, e, h, i, j, k, del inciso c1, para cada una de las posiciones de los cambiadores de derivación. C 3 Prueba a transformadores trifásicos de 23 kv 220/127 v o mayor voltaje. Si la prueba se realiza con un equipo TTR con auxiliar o es un equipo digital que puede medir relaciones altas, las conexiones serán semejantes a probar un transformador trifásico de voltaje de operación 13200-220/127 Volts. A. Para efectuar esta prueba con el equipo sin transformador auxiliar, es necesario tomar dos devanados de baja tensión contra un devanado de alta tensión, para que la relación de transformación sea de 1.2, con la finalidad de que se pueda obtener la lectura en el TTR, ya que este equipo solo puede dar una relación de 129.999, siendo mayor relación la de los transformadores con las características mencionadas. por lo tanto la lectura que se obtenga en el TTR se deberá multiplicar por dos para obtener la relación total. B. Conectar las terminales H1 (roja) y H2 (negra) a la fase A y B de A.T. respectivamente, puenteando las fases de AT. B y C, conectar las terminales del TTR X1 (roja) y X2 (negra) a la fase A y B de B. T. respectivamente. C. Para probar la fase B, conectar las terminales H2 (roja) y H3 (negra) a las fases B y C de A. T. respectivamente, puenteando las fases A y C de A. T., conectar las terminales del TTR X2 (roja) y X3 (negra) a la fase B y C de B. T. respectivamente. D. Para probar la fase C, conectar las terminales H3 (roja) y H1 (negra) a las fases C y A de A.T. respectivamente, puenteando las fases A y B de A.T., conectar las terminales del TTR X3 (roja) y X1 (negra) a la fase C y A de B.T. E. Una vez conectado el transformador al TTR como se indicó para cada fase se tomarán las lecturas con el procedimiento descrito en los puntos b, c, d, e, h, i, j, k, del inciso c1, para cada una de las posiciones de los cambiadores de derivación.

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Determinación de causas de falla Con los reportes de campo y análisis en patios, el ingeniero de distribución ya está en condiciones de determinar la causa de falla de los transformadores; Estas causas de falla fueron clasificadas como: 12.1.1.-Corto circuito secundario 12.1.2.-Impulso por rayo ó maniobras 12.1.3.-Humedad en el aceite (hermeticidad. defectuosa). 12.1.4. Protección inadecuada. 12.1.5.-Sobrecarga. 12.1.6.-Defecto de fabricación. 12.1.7.-Reparación defectuosa. 12.1.8.-Vandalismo o daños por terceros. 12.1.9.-Otras causas. A continuación se establecen algunos criterios y observaciones que nos ayudan a determinar la causa de la falla:

Corto circuito secundario

El daño que presenta el transformador se debe a una corriente excesiva o de baja impedancia

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que circula a través de los devanados al realizar la inspección se observa lo siguiente: 13.1.1. Causas externas: Cortocircuito en acometidas Conductores recocidos o colgados Conductores rotos Conductores cruzados Vientos Mala calidad del fusible 13.2.1. Inspección exterior: 13.2.2- Tanque: puede presentar abombamiento o ruptura. 13.2.3- Boquillas: no se observa ningún daño. 13.3.1. Inspección interior: 13.3.2. Núcleo: No presenta daño. 13.3.3-Herraje: No presenta daño Devanados: Se presenta desplazamiento o telescopiado de las bobinas de A.T. y B.T., aislamiento carbonizado en mínima proporción, así como, residuos de conductor y aceite carbonizado.

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Pruebas. -Relación de transformación (TTR): Puede resultar correcta (Si da relación). -Resistencia de aislamiento (MEGGER): Puede resultar correcta. -Rigidez dieléctrica del aceite: Puede resultar correcta.

- Impulso por rayo o maniobras

El El daño que presenta el equipo se debe a un sobre voltaje en el devanado primario. al realizar la inspección se observa lo siguiente:

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14.1.1. Inspección exterior: 14.2.2. Tanque: No presenta daño aparente, pero si la descarga es muy cercana puede deformarlo (abombarlo). ntar flameo parcial o total e inclusive si la descarga es muy cercana al equipo, pueden presentarse destrucción de las mismas. 14.3.1. Inspección interior: uos de carbón y con olor a quemado. presenta daño, pero puede llegar a fundir parte del núcleo cuando no se aterriza correctamente. 14.3.4. Herraje: No presenta daño. 14.4.3. Devanado: Dependiendo de la Dependiendo de la intensidad del sobre voltaje, varía desde una perforación entre espiras (bobina abierta) hasta un corto circuito entre capas "desfloramiento" del devanado de alta tensión.

Pruebas. R): Normalmente marca "abierto", pero cuando el daño es muy severo puede marcar "corto circuito" entre capas

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GGER): Puede dar un valor bajo debido a la carbonización del aceite. os da un valor bajo que depende del grado de carbonización del aceite.

15.- Humedad en el aceite (Hermeticidad. Defectuosa)

Esta falla se presenta por una mala hermeticidad de los empaques, o por cerrar mal el registro de mano; lo que ocasiona la disminución de la rigidez dieléctrica del aceite y demás aislamientos por la filtración de humedad. 15.1.1 Causas externas. Empaques rotos. Boquillas rotas o fisuradas. Tortillería floja. 15.2.1. Inspección exterior.

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an manchas o escurrimientos de aceite, empaques agrietados o deformes o fugas en válvula de muestreo. den encontrar conectores flojos, boquillas flojas, fisuradas, o con empaque dañado. 15.3.1. Inspección interior. apreciar mezclado con agua (emulsionado y formación de lodos). 15.3.3. Núcleo: Se aprecia presencia de agua y óxido. 15.3.4. Herraje: Se aprecia presencia de agua, óxido y lodos. slamiento se aprecia indicios de humedad. 15.4.1. Pruebas. 15.4.2-Relación de transformación (TTR): Da en corto circuito o abierto. GGER): Da valores muy bajos y en casos extremos da un valor cero. 15.4.4-Rigidez dieléctrica del aceite: Da valores demasiado bajos.

16.- Protección inadecuada En este grupo se clasifican los transformadores que se dañan por protección inadecuada y puede presentar características de una segunda causa, ya que el equipo esta expuesto a dañarse por no contar con protección. Para definir que un equipo se averió por esta causa únicamente será conociendo el estado real del sistema de protección, ya que de no contar o estar en malas condiciones, no podemos atribuirle a otra el origen de la falla. En ésta no es válida la inspección exterior ni la interior del equipo ya que puede presentar cualquier característica de falla que no fue protegida como puede ser: corto circuito, rayo, etc. por lo que solamente con el análisis detallado efectuado en el campo se puede clasificar en este grupo.

16.1.1.-Causas externas: Fusibles de capacidad inadecuada. Sistemas de tierra inadecuados, rotos, falsos contactos, omisión de la misma. Apartarrayos inapropiados o dañados. 16.2.1. Pruebas. R): Puede resultar correcta o incorrecta GGER): Puede resultar correcta o incorrecta. uede resultar correcta o incorrecta

17.- Sobrecarga

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Para esta causa es importante no confundirla con un corto circuito en secundario ó acometida lejana ó de alta impedancia. Ya que este daño es causado exclusivamente por un aumento anormal de la carga: 17.1.1 causas externas: Carga mayor al 120%. Desbalanceo entre fases. 17.2.1 Inspección exterior. 17.2.3. Tanque: No presenta daño aparente. 17.2.4. Boquillas: No presentan daño aparente. 17.3.1 Inspección interior. ión acelerada del aceite con residuos de carbón y un olor ha quemado. n su laminación. e carbón. a envejecimiento acelerado en el aislamiento (recalentado ó quemado) y residuos de carbón. 17.4.1. Pruebas.

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TR): Puede dar relación de transformación correcta ó marcar "abierto". GGER): Da un valor bajo debido a la degradación acelerada del aceite provocada por alta temperatura. 17.4.4-Rigidez dDieléctrica del aceite: Da un valor bajo que depende del grado de carbonización del aceite.

22.- Recomendaciones para reducir su incidencia 22.1. Cortocircuito en secundario 1.- Reducir la longitud de los secundarios, evitando distancias mayores de 100 metros. 2.- Utilizar donde se justifique protección secundaria mediante la instalación de interruptores termos magnéticos. 3.- Instalar conductores adecuados a la carga. 4.- Revisar y aplicar debidamente las prácticas actuales de selección del fusible primario que protege al transformador. 5.- Tensionar conductores "colgados", o si se justifica instalar separadores, ó reemplazarlos si se encuentran dañados. 6.- En áreas arboladas cuando se instalen secundarios nuevos, utilizar conductores forrados y para los que están en operación se deberá cumplir con el programa de poda. 7.- Si es posible o se justifica Relocalizar las instalaciones problema o construir por zonas no arboladas. 8.- Retirar objetos extraños de las líneas. 9.- Llevar a cabo campañas publicitarias para evitar que arrojen objetos extraños a las líneas. 10.- Eliminar falsos contactos en las líneas y en la conexión de las acometidas, así como concientizar al personal (linieros e instaladores) de la importancia que tiene el efectuar las conexiones y los puentes correctamente. 11.- Si se tiene duda sobre fusibles que no estén operando satisfactoriamente, efectuar las pruebas correspondientes. 12.- Utilizar fusibles solamente con protocolo de prueba emitido por parte de LAPEM.

22.2 Impulso por rayo o maniobras 1.-Instalar DPS a todos los transformadores 2.- Seleccionar correctamente el DPS de acuerdo con la tabla siguiente: VOLTAJE NOMINAL DEL DPS

3.- Conectar los Apartarrayos lo más cercano al transformador. 4.- Interconectar el bajante a tierra de los Apartarrayos, con el neutro y tanque del transformador. 5.- La resistencia del electrodo de tierra deberá ser como máximo de 20 ohms en época de estiaje y 10

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ohms en época de lluvias. 6.- Reemplazar Apartarrayos de manera que el transformador tenga siempre su protección completa. 7.- Concientizar al personal que efectúa las revisiones de los circuitos de la importancia que tiene el reportar: Apartarrayos dañados, faltantes, bajantes de tierra rotos, Apartarrayos desconectados y mal conectados. 8.- En base al punto anterior programar los trabajos de mantenimiento necesarios. 9.- Si se tiene duda sobre Apartarrayos que no estén operando correctamente efectuar las pruebas correspondientes.

22.3 humedad en el aceite (Hermeticidad Defectuosa) 1.- Verificar que los empaques de tapas y boquillas cumplan la norma de referencia NRF-025-CFE-2002. 2.- Instruir al personal que hace maniobras de transformadores, que las efectúen adecuadamente, ya que de no hacerlo pueden deformar el tanque, rompiéndose el empaque y boquillas. 3.- Mantenimiento preventivo al transformador, cuando en inspecciones rutinarias se detecten fugas de aceite. 4.- Evitar en lo posible abrir el registro de mano para el cambio de TAP´s, si no fuera posible, que el empaque del registro de mano selle adecuadamente. 5.- Es necesario que todos los transformadores de distribución, nuevos y reparados, se les realice la prueba de hermeticidad.

22.4 Protección Inadecuada 1.- Seleccionar adecuadamente el fusible de acuerdo a la capacidad del transformador. 2.- Inspección periódica de Apartarrayos. 3.- Programas de revisión a los sistemas de tierras. 4.- Concientizar al personal de la importancia que tiene que el equipo de protección quede instalado correctamente

22.5 Sobrecarga 1.- Cumplir con el programa de lecturas de carga y voltaje de transformadores. 2.- Derivado del análisis de los resultados del punto anterior, corregir: A) Desbalanceo entre fases. B) Sobrecarga de fases. 3.- Revisar las solicitudes de servicios para comprobar, si existe capacidad disponible en el transformador. 4.- Evitar secundarios mayores de 100 metros y emplear conductores de calibres adecuados. 5.- Seleccionar adecuadamente el fusible de protección primario. 6.- Analizar debidamente las solicitudes de cargas temporales. 7.- Vigilar y eliminar acometidas de servicios fraudulentos. En áreas donde predomine este tipo de ilícitos se debe emplear protección secundaria a base de interruptor termo magnético. 8.- Hacer campañas de revisión y corrección de las protecciones de los servicios domiciliarios 9.- Eliminar falsos contactos. 10.- Completar en áreas secundarias el número de fases necesarias para facilitar el balanceo de carga

Otras Causas)

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1.- Cumplir con los programas de mantenimiento preventivos en las redes de distribución. 2.- Obtener la mayor información que permita analizar con detalle el origen de la falla, a fin de identificar la causa y poder aplicar las medidas correctivas procedentes.

Otras Causas) 1.- Cumplir con los programas de mantenimiento preventivos en las redes de distribución. 2.- Obtener la mayor información que permita analizar con detalle el origen de la falla, a fin de identificar la causa y poder aplicar las medidas correctivas procedentes. Calentamiento excesivo 1. Humedad en los devanados... 2. Cruzamiento del devanado secundario. 3. Conexión interna defectuosa, 4. Núcleo flojo, mal aislado o de mala calidad 5. Diseño de fabrica defectuoso 6. Voltaje de línea alimentadora superior al señalado en placa. 7. Sobrecarga.

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Variación de voltaje

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1. Corto circuito en el devanado de alta tensión. 2. Corto circuito en el devanado de baja tensión. 3. Conexiones inadecuadas, ya sea en alta o en baja tensión. 4. Variación en la red alimentadora

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

Tensión primaria: es la tensión a la cual se debe alimentar el transformador, dicho en otras palabras, la tensión nominal(V1n) de su bobinado primario. En algunos transformadores hay más de un bobinado primario, existiendo en consecuencia, más de una tensión primaria.



Tensión máxima de servicio: es la máxima tensión a la que puede funcionar el transformador de manera permanente.



Tensión secundaria: si la tensión primaria es la tensión nominal del bobinado primario del transformador, la tensión secundaria es la tensión nominal (V2n) del bobinado secundario.



Potencia nominal: es la potencia aparente máxima que puede suministrar el bobinado secundario del transformador. Este valor se mide en kilovoltioamperios (kVA).



Relación de transformación (Rt): es el resultado de dividir la tensión nominal primaria entre la secundaria.



Intensidad nominal primaria (I1n): es la intensidad que circula por el bobinado primario, cuando se está suministrando la potencia nominal del transformador. Dicho en otras palabras, es la intensidad máxima a la que puede trabajar el bobinado primario del transformador.



Intensidad nominal secundaria (I2n): al igual que ocurría con la intensidad primaria, este parámetro hace referencia a la intensidad que circula por el bobinado secundario cuando el transformador está suministrando la potencia nominal.



Tensión de cortocircuito (Vcc): hace referencia a la tensión que habría que aplicar en el bobinado primario para que, estando el bobinado secundario cortocircuitado, circule por éste la intensidad secundaria nominal. Se expresa en porcentaje.

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En relación a este parámetro nos extenderemos un poco más que su mera definición. Por lo que acabamos de decir, la expresión resultante será:

Y como la impedancia tiene un componente real y otro imaginario, también esta tensión los tendrá:

Antes de continuar conviene aclarar que la impedancia de cortocircuito Zcc la obtenemos, como cualquier otra impedancia, por la expresión ya conocida:

Solo resta hablar de la forma en que se suele dar el valor de la tensión de cortocircuito y que es en porcentaje, para ello usaremos la primera expresión de las que citamos a continuación. Las demás muestran la relación que hay entre las tensiones de R y X, que son iguales que las que hay en un triángulo de impedancias.

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

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Intensidad de cortocircuito (Icc): si aplicamos al primario la tensión V1n estando el secundario cortocircuitado, circulará una corriente muy elevada pues estamos en una situación de avería eléctrica. Puesto que la potencia de la red eléctrica podemos considerarla infinita y la tensión del primario no varía y teniendo como única carga en el circuito la impedancia de cortocircuito, tendremos:

y de la tensión de cortocircuito sabemos:

Por lo que si despejamos Zcc en ambas expresiones e igualamos, tendremos:

Esta expresión nos muestra la corriente de cortocircuito en el primario; la del secundario la obtendremos multiplicando por la relación de transformación. 

Caída de tensión: a efectos prácticos se considera que la tensión primaria es constante, y que la caída de tensión va referida al secundario. Así definimos la caída de tensión como la diferencia entre la tensión del

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primario y la del secundario referido al primario.

si sustituimos el valor de cada término en la expresión anterior nos quedará:

Y recordando el concepto de reducción al primario que ya hemos estudiado, la expresión anterior quedará simplificada de la siguiente manera:

FORMULACIÓN DE ACTIVIDADES:

Señor aprendiz, usted debe resolver el siguiente cuestionario, el cual debe entregar en forma escrita manualmente el día 28 de mayo de 2013, el será socializado en clase, para la solución de este se pueden apoyar en los documentos suministrado por el instructor y la bibliografía recomendada. 1.¿Cuáles son las partes fundamentales de un transformador?. 2.¿Cuántos tipos de núcleos se utilizan en la construcción de los transformadores?. 3. ¿Por qué los amperes vueltas del secundario deben ser prácticamente iguales al aumento de los amperes vueltas del primario?. 4. ¿En qué principio se basa el funcionamiento del transformador?. Explique detalladamente la acción de autorregulación del transformador. ¿Qué se garantiza con esto?. 5. ¿Cuáles son las regulaciones de voltaje para el primario y el secundario de un transformador?. ¿Qué significa cada término?. 6. ¿Cómo se refiere la fem del secundario al primario?. ¿Qué significa físicamente referir

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el devanado secundario al devanado primario?. 7. ¿Cuáles son los tipos de pérdidas que aparecen en la operación en vacío de un transformador?. 8. ¿Cómo varían las pérdidas de vacío de un transformador en función del voltaje aplicado al lado primario?. 9. ¿Qué parámetros se obtienen en la prueba de vacío?. 10. Defina la relación de transformación de un transformador. 11. ¿Cuáles son las dos misiones que desempeña la corriente de vacío?. ¿Cuál es el orden de su magnitud y el del ángulo de desfasaje?. 12.¿En qué se emplea la potencia activa que consume el transformador en vacío?. 13. ¿Cómo se realiza la prueba de vacío de un transformador?. 14.¿Por qué en la prueba de cortocircuito se aplica un voltaje pequeño para obtener la corriente nominal?. 15. ¿En qué rango varía la corriente de cortocircuito de un transformador en régimen de servicio?. 16. ¿Cómo se realiza la prueba de cortocircuito de un transformador?. ¿Qué parámetros se obtienen en esta prueba?. 17. Defina el término “tensión de cortocircuito” de un transformador. 18. ¿Qué se entiende por regulación de tensión de un transformador?. 19. ¿Qué se entiende por factor de carga de un transformador?. 20.¿Por qué a la tensión de cortocircuito también se le dice por ciento de impedancia?. Demuéstrelo. 21. ¿Puede la eficiencia ser medida en forma directa en los transformadores midiendo potencia de entrada y de salida?. ¿Por qué?. 22. ¿Cuál es la expresión para calcular la eficiencia de un transformador?. ¿Cuál es el orden de magnitud de la eficiencia de un transformador?. 23. ¿Cuál es la condición de máxima eficiencia de un transformador?. ¿Qué valor toma el coeficiente de carga para esta condición?. 24. Desde el punto de vista del consumidor. ¿Cuál de los siguientes transformadores es mejor?. ¿Por qué?. • Transformador A: 5% de impedancia. • Transformador B: 10% de impedancia. a. ¿La empresa de suministro eléctrico tendrá el mismo criterio?. 25. Explique cómo se realiza la prueba de vacío en el caso de un transformador trifásico. ¿Cómo se determinan los parámetros?. 26. Explique cómo se realiza la prueba de cortocircuito en el caso de un transformador trifásico. ¿Cómo se determinan los parámetros?. 27. ¿Cómo se clasifican los transformadores según el circuito magnético?. 28. ¿Qué tipos de conexiones son las que se utilizan en los transformadores trifásicos?.

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29.¿En qué se diferencia un autotransformador de un transformador ordinario?. ¿Dónde se emplean los primeros?. ¿Por qué no es posible emplearlos para grandes relaciones de transformación?. 30.Defina qué se entiende por potencia inductiva o electromagnética y por potencia conductiva o eléctrica en un autotransformador. Diga sus significados físicos. 31 ¿Qué se entiende por kVA nominales del transformador?. BIBLIOGRAFIA DE ANEXOS: Máquinas eléctricas de Stephen J Chapman 3e. Otros documentos técnicos ver plataforma Senasofía en el LMS.

- Transformadores Industriales, Francisco L. Singer, Neotécnica, Buenos Aires 1976. - Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución

EVALUACIÓN: Cuestionario.