Transformador de distribución

Definiciones fundamentales. Principios. Bobinas Primarias y Secundarias. Transformadores de núcleo de hierro. Tipos de Transformadores. Faseo, identificación y polaridad

  • Enviado por: Cronosinda
  • Idioma: castellano
  • País: Venezuela Venezuela
  • 46 páginas

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Transformador de distribución

Índice

  • Introducción.

  • Definiciones Fundamentales.

  • Principios.

  • Bobina Primarias y Secundarias.

  • Transformadores de Núcleo de Hierro

  • Tipos de transformadores.

  • Transformadores Ideales.

  • Instalación de los transformadores en los postes.

  • Comparación de grupo de transformadores monofásicos VS. Los transformadores trifásicos. Transformadores montados en base de concreto (pad mounted)

  • Faseo, identificación y polaridad de los devanados de los transformadores

  • Conclusión.

  • Bibliografía.

  • Introducción.

  • La elección correcta de un banco de transformadores de distribución no es tarea que se pueda tomar a la ligera, por lo que el conocimiento a fondo de esta máquina es indispensable para todo proyectista eléctrico, por otra parte, poner fuera de servicio un transformador de distribución 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 más o menos prolongado de un sector poblacional. No obstante, el caso se vuelve más dramático cuando la interrupción de las operaciones del transformador es causada intempestivamente por un accidente del equipo, pues a los inconvenientes arriba mencionados tendríamos que añadir el costo de reparación o reposición del transformador.
    Se tratarán sucesivamente los ensayos a transformadores de distribución.

  • Definiciones fundamentales.

  • El transformador trabaja de acuerdo con el principio de la inductancia mutua entre dos o más bobinas o circuitos acoplados inductivamente. En la figura 14-1 se muestra un transformador teórico con núcleo de aire, en el que se acoplan dos circuitos me­diante inducción magnética. Obsérvese que los circuitos no están conectados físicamente. No hay conexión conductora entre ellos.

    El circuito que está conectado a la fuente de voltaje alterno, V1, se llama primario (circuito 1). El primario recibe su energía de la fuente de corriente alterna. Depen­diendo del grado de acoplamiento magnético entre los dos circuitos [ecuación (14-1)]. Se transfiere energía del circuito 1 al circuito 2. Silos dos circuitos están débilmente acoplados, como es el caso del transformador con núcleo de aire que aparece en la figura 14-1, sólo se transfiere una pequeña cantidad de energía del primario (circuito 1) al secundario (circuito 2). Si las dos bobinas o circuitos se devanan sobre un núcleo común de hierro, están fuertemente acoplados. En este caso, casi toda la energía que recibe el primario del suministro se transfiere por acción de transformador al secundario.

    En la tabla 14-1 se muestran los diversos símbolos y sus definiciones utilizados en este capítulo sobre transformadores. El lector debe estudiar esa tabla con cuidado para asegurar su comprensión total de los símbolos y su significado.

    Adviértase el significado de la convención del punto, como se usa en la figura 14-1, para indicar la polaridad positiva instantánea del voltaje alterno inducido tanto en el devanado primario como en el secundario debido a la acción de transformador. Así, cuando V1 es positivo en determinado instante, se induce un voltaje E1 en el deva­nado primario de polaridad tal que se opone a VI de acuerdo con la ley de Lenz.

    Nótese también, en la figura 14-1, que la corriente I2 se opone a I2. Esto tam­bién está de acuerdo con la ley de Lenz, ya que I2 produce ØMI2 debe pasar en direc­ción tal que se oponga a I~ y. al mismo tiempo, apegarse a la polaridad instantánea de E2. La polaridad instantánea de E2 e I2 establece la polaridad instantánea de V-2. La terminal superior positiva, y la dirección de la corriente en la carga.

  • Principios.

  • Se basa en el fenómeno de la inducción mutua y se utiliza de tal forma que, conectando una fuente de tensión alterna en la primera bobina, o devanado primario, se induce otra tensión en la segunda bobina, o devanado secundario.

    'Transformador de distribucin'

  • 'Transformador de distribucin'
    Esquema de un transformador

  • Símbolo para los esquemas de circuito

  • Bobinas Primarias y Secundarias

  • Básicamente, él transformador, se compone de dos arrollamientos independientes, sobre un núcleo de hierro. Uno que recibe energía y se llama.4rimario y otro que cede energía, denominado secundario.

    Cada bobina está devanada como se muestra en la figura:

    'Transformador de distribucin'

    Cuando se conecta a los extremos del primario una tensión eficaz (V 1), aparece en los extremos del primario y del secundario, con n 1 y n 2 espiras respectivamente, las tensiones inducidas (El y E2) que guardan la relación:

    'Transformador de distribucin'

    Para la tensión

    (Proporción directa)

    Para la corriente

    (Proporción inversa)

    'Transformador de distribucin'

    El cociente: se llama relación de trasformación.

  • Transformadores de Núcleo de Hierro

  • En todas las secciones anteriores se ha considerado el transformador como ideal. En es­ta sección describiremos al transformador práctico de núcleo de hierro y sus diferen­cias con el prototipo ideal.

    Comenzaremos con el circuito equivalente completo del transformador práctico de núcleo de hierro, como se ve en la figura 14-13. Obsérvese que el transformador ideal ocupa ahora el centro encerrado en línea punteada de esa figura. Los valores de los componentes restantes que aparecen en la figura representan las consideraciones prácticas que poseen todos los transformadores de núcleo de hierro. Todos esos valores se definieron antes en la tabla 14-1. El lector debe consultar con frecuencia dicha tabla para asegurar su familiaridad con esos símbolos y con su significado.

    En la figura 14-13 se muestra un transformador práctico de núcleo de hierro. Con carga. Aunque está fuertemente acoplado por el núcleo de hierro, se produce una pequeña cantidad de flujo de fuga en los devanados primario y secundario, 4~ y 4~, respectivamente, aparte del flujo mutuo Øm.

    'Transformador de distribucin'

    El flujo de fuga del primario Ø1 produce una reactancia inductiva primaria, jx1. El flujo de fuga del secundario Ø2 produce una reactancia inductiva secundaria, jx2. Además, los devanados primario y secundario están embobinados con cobre, que tiene resistencia. La resistencia interna del devanado primario es r1 y la del secundario es r2 (véase tabla 14-1, sección 14.1).

    Las resistencias y reactancias de los devanados primario y secundario, respectiva­mente, producen caldas de voltaje dentro del transformador como resultado de las corrientes en esos devanados. Aunque esas caldas de voltaje son internas, es convenien­te representarlas en forma externa, en serie con un transformador ideal como se ve en la figura 14.13. Se supone que el transformador ideal que se muestra no tiene caídas de voltaje por resistencia o reactancia en sus devanados. Se ha incluido la fuga en la calda de voltaje en el primario 11Z1 yen el secundario 12Z2. Como son caldas de voltaje inductivas, de acuerdo con la teoría elemental de la corriente alterna podemos decir que la impedancia interna del primario del transformador es

    Z1 = r1 +jx1 estando definidos todos los términos en la tabla 14-1

    Y la impedancia interna del secundario del transformador es

    Z2 = r2 +jx2 estando definidos todos los términos en la tabla 14-1

    'Transformador de distribucin'

  • Trasformadores Ideales

  • La teoría del funcionamiento y las aplicaciones del transformador se comprende mejor si se le considera como un dispositivo ideal. Esta simplificación nos permite definir los términos del transformador y comprender su funcionamiento. Definiremos primero el transformador ideal como un dispositivo que tiene las siguientes siete propiedades:3 1

          • Su coeficiente de acoplamiento (k) es la Sus devanados primarios y secundarios son inductores puros de valor infinitamente grande.

          • Sus impedancias propia y mutua son cero, y no contiene reactancia ni resistencia.

          • Su flujo de fuga e inductancia de fuga son cero.

          • Su eficiencia de transferencia de potencia es 100 por ciento; esto es, no hay pérdi­das debidas a resistencia, histéresis o corrientes parásitas.

          • Su relación de vueltas de transformación (a) es igual a la relación de sus voltajes entre terminales de primario y secundario, y también a la relación de su corriente

          • Secundaria a primaria.

          • Su permeabilidad del núcleo (p) es infinita.

    En la figura 14-2a se muestra un transformador ideal de núcleo de hierro, al igual que los símbolos eléctricos que se usan. Consta de dos bobinas devanadas en la misma dirección sobre un núcleo magnético común. La bobina que se conecta con el suministro, V1, se llama el primario. La bobina que se conecta con la carga, ZL se llama el secundario. Dado que el transformador ideal tiene impedancia cero en el primario y secundario, el voltaje inducido en el primario, E1, es igual a VI, el voltaje aplicado. Por la misma razón, el voltaje secundario V2 es igual al voltaje inducido en el secundario, E2. La corriente I1 que se toma del suministro y1 es apenas la necesaria para producir el flujo mutuo Øm y la fuerza magnetomotriz (FMM) necesaria, I1N1, para vencer el efecto desmagnetizante del secundario FMM, I2N2, como resultado de la carga conectada.4

    Puesto que ambas bobinas están devanadas en la misma dirección, los valores positivos de la FEM inducida instantánea, E1 y E2 respectivamente, se identifican con un punto de acuerdo con la convención de puntos.5 De acuerdo con la ley de Lenz, la FEM inducida>E1 se opone a V1. Y como E2 y E1 se producen ambos por el mismo flujo mutuo, Øm E2 está en la misma dirección que E1 y también se opone a V1. Estas rela­ciones se resumen en el diagrama fasorial sin carga que aparece en la figura 14-2b. Co­mo V2 = E2, obsérvese que V2 está desplazado a 1800 de V1. Esto explica la inversión de polaridad que se muestra en la figura 14-2a, entre V1 y V2.

    'Transformador de distribucin'

  • Tipos de transformadores.

  • Tipo convencional de poste: Los transformadores de este tipo (fig. 1) constan de núcleo y bobinas montados, de manera segura, en un tanque cargado con aceite; llevan hacia fuera las terminales necesarias que pasan a través de bujes apropiados.

    fig. 1

    Los bujes de alto voltaje pueden ser dos, pero lo más común es usar un solo buje además de una terminal de tierra en la pared del tanque conectada al extremo de tierra del devanado de alto voltaje para usarse en circuitos de varias tierras. El tipo convencional incluye solo la estructura básica del transformador sin equipo de protección alguna. La protección deseada por sobre voltaje, sobrecarga y cortocircuito se obtiene usando apartarrayos e interrupciones primarias de fusibles montados separadamente en el poste o en la cruceta muy cerca del transformador. La interrupción primaria del fusible proporciona un medio para detectar a simple vista los fusibles quemados en el sistema primario, y sirve también para sacar el transformador de la línea de alto voltaje, ya sea manual, cuando así se desee, o automáticamente en el caso de falla interna de las bobinas.
    Transformador autoprotegido: el transformador autoprotegido (fig.2) tiene un cortocircuito secundario de protección por sobrecarga y cortocircuito, controlado térmicamente y montado en su interior; un eslabón protector de montaje interno conectado en serie con el devanado de alto voltaje para desconectar el transformador de la línea en caso de falla interna de las bobinas, y uno o más apartarrayos montados en forma integral en el exterior del tanque para protección por sobrevoltaje. En caso todos estos transformadores, excepto algunos con capacidad de 5KVA, el cortocircuito opera una lámpara de señal cuando se llega a una temperatura de devanado predeterminada, a manera de advertencia antes del disparo. Si no se atiende la señal y el cortocircuito dispara, puede restablecerse este y restaurarse la, carga por medio de una asa externa . Es común que esto se logre con el ajuste normal del cortocircuito, pero si la carga se a sostenido por un tiempo prolongado tal que haya permitido al aceite alcanzar una temperatura elevada, el cortacircuito podrá dispararse de nuevo en breve o podrá ser imposible restablecerlo par que permanezca cerrado. En tales casos, puede ajustarse la temperatura de disparo por medio de una asa externa auxiliar de control para que pueda volverse a cerrar el cortocircuito por la emergencia hasta que pueda instalarse un transformador más grande.

    fig. 2

    Transformador autoprotegido trifásicos. Estos transformadores son similares a las unidades monofásicas, con la excepción de que emplea un cortocircuito de tres polos. El cortacircuito está dispuesto de manera que abra los tres polos en caso de una sobrecarga seria o de falla en alguna de las fases. (fig 3)

    fig. 3

    Transformador autoprotegido para bancos de secundarios. Esta en otra variante en la que se proporcionan los transformadores con los dos cortacircuitos secundarios paras seccionar los circuitos de bajo voltaje, confinar la salida de operación únicamente a la sección averiada o sobrecargada y dejar toda la capacidad del transformador disponible para alimentar las secciones restantes. Estos también se hacen para unidades monofásicas y trifásicas.
    Transformadores de distribución del "tipo estación": estos transformadores tienen, por lo general, capacidad para 250,333 ó 500KVA. En la figura 4 se ilustra un transformador de distribución del tipo de poste/estación. Para la distribución a redes de bajo voltaje de c.a. en áreas de alta densidad de carga, hay transformadores de red disponibles en capacidades aún mayores.

    fig. 4

  • Instalación de los transformadores en los postes.

  • Los transformadores se instalan en los postes en la forma siguiente: los de 100KVA y menores se sujetan directamente con pernos al poste y los de tamaño de 167 a 500KVA tienen zapatas de soporte sujetas al transformador diseñadas para atornillarse a placas adaptadoras para su montaje directo en los postes o para colgarse de crucetas por medio de suspensores de acero que están sujetos con firmeza al propio transformador.
    Los bancos de tres transformadores monofásicos se cuelgan juntos de fuertes brazos dobles, por lo común ubicados en una posición baja en el poste o bien, de un soporte "agrupador" que los espacia entorno al poste.
    Tres o más transformadores de 167KVA y mayores se instalan en una plataforma soportada por dos juegos de postes que se encuentran separados por una distancia de 10 a 15 pies.. A menudo la estructura de la plataforma de los transformadores se coloca sobre las propiedades de los consumidores, para reducir la distancia que deben recorrer los circuitos secundarios y evitar la congestión de postes en la vía pública.
    Transformadores para sistemas de distribución subterráneos. Como están instalando más circuitos de distribución subterráneo, se han desarrollado transformadores especiales para dichos sistemas. El tipo de uso más extendido es el transformador montado en base, así llamado por estar diseñado para instalarse sobre la superficie de una loza de concreto o sobre una base.
    En la fig.5 se muestra un transformador típico. Las diferencias esenciales respecto a los transformadores del tipo de poste de las figuras 1 y 2 se tienen únicamente en la disposición mecánicas.

    fig.5

    1.- Una caja rectangular dividida en dos compartimientos.
    2._Un compartimiento que contiene el conjunto convencional de núcleo-bobinas.
    3.-Un segundo compartimiento para terminaciones y conexiones de los cables. Los conductores de cable primario están conectados por medio de conectores de enchufe para la conexión y desconexión de la carga. Los conductores del secundario van, por lo general, atornillados a terminales de buje.
    4.-Tienen fusibles de varias clases que van en un portafusibles colocado en un pozo que está al lado del tanque, de manera que pueda secarse del mismo.
    Otro arreglo de transformador está diseñado para funcionar en un bóveda subterránea (fig 5 y 6).

    fig. 6

    Este se parece más a un transformador del tipo de poste, pero normalmente se fabrica con un tanque de acero resistente a la corrosión, conectores de enchufe en el primario y una elevación de la temperatura en aire libre de solo 55˚C y dejar margen para la temperatura ambiente más alta que pueda realmente existir dentro de una bóveda.
    Otros tipos de instalaciones de transformadores. Los transformadores se instalan en bóveda debajo de las calles, en cajas de registro en plataformas al nivel del suelo, debajo de la superficie del piso, dentro de edificios o se entierran directamente cuando se emplea la construcción subterránea.
    Cuando se instalan dentro de edificios, en donde la posibilidad de que queden sumergidos en agua es remota, se usan transformadores y cortacircuitos del tipo aéreo o para interiores. La s bóvedas para transformadores dentro de un edificio se construyen a prueba de incendio, excepto cuando esos transformadores son del tipo seco o están llenos con líquido no inflamable.

    Transformadores sobre base de concreto
    Básicamente, es transformador de distribución, con la diferencia que va encerrado en un gabinete y montado sobre una base de concreto con facilidad para la entrada y la salida de conductores. Este tipo de instalaciones ha variado en el tamaño del gabinete, es decir, los fabricantes en competencia han reducido el volumen de los transformadores con el propósito de hacerlo más atractivo a la vista.
    Un transformador para instalaciones subterráneas residenciales se diferencia de uno aéreo, entre otras cosas, en que el equipo de protección y los desconectores forman parte integral del conjunto de transformadores y equipos.
    Es decir los fusibles y desconectores de entrada y salida son parte del transformador, esto cumple tanto en los pad mounted como los sumergibles.
    Los transformadores pad mounted presentan sus partes de alto voltaje accesible al operador, pero existen unidades con las partes de alto voltaje blindadas y con conexión a tierra. La protección eléctrica de estos transformadores consisten en pararrayos y fusibles.
    Un aditamento muy importante son los indicadores de fallas. Hay varios tipos pero su principal operación es el mismo. Actúan cuando circula por el cable en el cual están instalados una corriente superior a su ajuste. Esta corriente, bastante grande, solo es posible que se produzca bajo condiciones de cortocircuito en el cable primario. La indicación puede consistir en el encendido de una señal luminosa que indica que ha habido un cortocircuito.

    Instalaciones.
    Debido al rápido crecimiento de las instalaciones subterráneas, es lógico que deben estudiar y evaluar métodos apropiados para servir este tipo de cargas, con el fin de determinar el o los métodos más económicos, desde el punto de vista tanto del consumidor como de la empresa.
    Como resultado de estas investigaciones realizadas en los últimos años en EE.UU., se ha concluido que las instalaciones más económicas para servir cargas trifásicas por medio de sistemas subterráneos de distribución son:
    1.- Sistemas completamente subterráneos :
    Se utilizan transformadores comerciales para instalaciones subterráneas en una tanquilla poco profunda, de bajo costo, y de concreto prevaciado, y un transformador(monofásico o trifásico)en túneles, con interruptores y fusibles en tanquillas similares.
    2.- Sistemas parcialmente subterráneos:
    En este tipo de instalaciones los transformadores montado en la superficie o una base de concreto, los fusibles e interruptores subterráneos o montados con el transformador.
    3.-Descripción de varios métodos alternativos:
    A continuación describiremos cuatro(4) métodos de servicio considerados como posibles alternativas para servir cargas trifásicas subterráneas y estas son:
    El primer sistema recomendado es una instalación completamente subterránea que utiliza transformadores comerciales subterráneos(TCS). El TCS es un banco de transformadores monofásicos con seccionadores y fusibles limitadores de corriente externamente reemplazables, todo esto en el mismo sótano. Los seccionadores y fusibles estarán instalados en las paredes del sótano y muy cerca de la puerta de acceso. Esto se hace con el fin de que el operador pueda realizar las operaciones del switcheo, operaciones de desconexión de terminales y reemplazó de fusibles limitadores de corriente sin penetrar al sótano. Los TCS son fabricados para ser usados en sótanos pequeños y permite una económica instalación.
    Hasta ahora lo TCS no son fabricados para capacidades mayores de 1000KVA y tensiones de 12 a 16 kilovoltios debido a las limitaciones que imponen los fusibles limitadores de corriente.
    La segunda instalación a considerar es básicamente la misma que la anterior, excepto que aquí se usa un transformador trifásico en vez de un banco de tres transformadores monofásicos. El gabinete para los interruptores en aceite los fusibles limitadores de corriente es similar al caso anterior.
    Este tipo de instalación en comparación con la primera se reduce en los costos del transformador trifásico ya que es mas pequeño y requiere menos espacio.
    El tercer tipo de instalaciones a considerar utiliza un interruptor de 200 amperios, trifásicos, e instalado subterráneamente y un transformador montado en la superficie sobre una base de concreto, además de fusibles limitadores de corriente montados en un gabinete e instalado de forma similar al transformador.
    El interruptor es completamente subterráneo y debe ser instalado en una tanquilla adyacente a la base de concreto del transformador. El transformador llevara fusibles limitadores de corriente en el compartimiento primario. Debido a las limitaciones existentes para los fusibles limitadores de corriente, este tipo de instalaciones no pueden usarse para capacidades mayores de 1000KVA.
    La última instalación a considerar es la de transformadores trifásicos montados sobre la superficie sobre una base de concreto y un gabinete de metal donde se instalan los fusibles interruptores de corriente. Esta instalación es la más preferida debido a su bajo costo, poco mantenimiento y su seguridad de personal y estética.
    Los fusibles de interrupción son de 400 amperios y son usados para cargas superiores a los 500KVA. La base de concreto para una ins6talación simple( un interruptor con fusible y un transformador) es de 12´x15´x6" de concreto reforzado.
    La experiencia ha llevado a las compañías de servicio eléctrico a adoptar el montaje sobre la rasante del terreno, no existiendo en este tipo de montaje problemas de diseño, además, fácil operación y bajo costo. Sin embargo, este diseño no es recomendable desde el punto de vista estético o donde exista poco espacio para los equipos.
    Finalmente podemos citar algunas ventajas de los transformadores comerciales (TCS) frente los montajes en túneles, a saber:
    A.- Se requieren tanquillas de menor dimensión.
    B.- Unidades más compactas.
    C.- Bajo mantenimiento.
    D.- Rápida instalación.
    E.- Mayor seguridad.

    Según normas CADAFE los transformadores de distribución monofásicos tipo pedestal debe cumplir las siguientes normas:
    .-Los transformadores con capacidad nominal contínuas en KVA, basadas en una elevación máxima de 65˚C promedio en los devanados, plena carga:15,25 y 50KVA.
    .-Clase de aislamiento de 15KVA.
    .-Impedancia no mayor del 3%.
    .-Polaridad Aditiva.
    .-Derivaciones: ±2.5% y ±5% del voltaje nominal primario.
    .-Los fusibles deberán estar coordinados entre si para brindar el rango completo de protección. El fusible limitador operará solo en caso de fallas internas en el transformador.
    .-La cubierta de los transformadores tipo pedestal está integrada por un módulo donde se encuentra el tanque del transformador y el otro módulo donde de encuentran las conexiones, los cuales formarán un conjunto integrado.
    .-La unidad no presentará bordes, salientes ni aristas agudas o cortantes. No tendrá tuercas ni elementos de fijación que sean removibles externamente.
    .-Será construida a prueba de intrusos.
    .-El fabricante deberá presentar certificados de pruebas de la menos del 10% de los transformadores a adquirir.
    .- La placa característica será metálica e inoxidable fijada al fondo del compartimiento de conexiones. Tendrá la siguiente información en español:
    -Tipo de transformador (pedestal)
    -Nombre del fabricante.
    -Número de serial.
    -Año de fabricación.
    -Número de fases.
    -Frecuencia.
    -Capacidad (KVA).
    -Voltaje nominal primario(Voltios).
    -Voltaje nominal secundario(Voltios).
    -Voltaje nominal en cada derivación (Voltios).
    -Nivel básico de aislamiento-BIL(KV)
    -Aumento promedio de temperatura en devanados(˚C).
    -Temperatura ambiente promedio diaria (40˚C).
    -Impedancia (%)
    -Peso total aproximado (Kg)
    -Diagrama de conexión (Unifilar)
    -Identificación del líquido aislante.
    -Litros aproximados del líquido aislante.

    Según normas CADAFE los transformadores de distribución trifásicos tipo pedestal debe cumplir las siguientes normas:
    .-Los transformadores con capacidad nominal continuas en KVA, basadas en una elevación máxima de 65˚C promedio en los devanados, plena carga:75, 150, 300, 500 y 750 KVA
    .-Clase de aislamiento de 15KVA.
    .-Impedancia: según capacidad del transformador.

    Tolerancia: ±7.5%
    .-Tipo de núcleo: 5 columnas.
    .-Tipo de conexión:
    Primario: estrella con el terminal común puesto a tierra.
    Secundario: estrella con el terminal común puesto a tierra.
    .-Derivaciones: ±2.5% y ±5% del voltaje nominal primario.
    .-Los fusibles deberán estar coordinados entre si para brindar el rango completo de protección. El fusible limitador operará solo en caso de fallas internas en el transformador.
    .-La cubierta de los transformadores tipo pedestal está integrada por un módulo donde se encuentra el tanque del transformador y el otro módulo donde de encuentran las conexiones, los cuales formarán un conjunto integrado.
    .-La unidad no presentará bordes, salientes ni aristas agudas o cortantes. No tendrá tuercas ni elementos de fijación que sean removibles externamente.
    .-Será construida a prueba de intrusos.
    .-El fabricante deberá presentar certificados de pruebas de la menos del 10% de los transformadores a adquirir.
    .- La placa característica será metálica e inoxidable fijada al fondo del compartimiento de conexiones. Tendrá la siguiente información en español:
    -Tipo de transformador(pedestal)
    -Nombre del fabricante.
    -Número de serial.
    -Año de fabricación.
    -Número de fases.
    -Frecuencia.
    -Capacidad (KVA).
    -Voltaje nominal primario(Voltios).
    -Voltaje nominal secundario(Voltios).
    -Voltaje nominal en cada derivación (Voltios).
    -Nivel básico de aislamiento-BIL(KV)
    -Aumento promedio de temperatura en devanados(˚C).
    -Temperatura ambiente promedio diaria (40˚C).
    -Impedancia (%)
    -Peso total aproximado (Kg)
    -Diagrama de conexión (Unifilar)
    -Identificación del líquido aislante.
    -Litros aproximados del líquido aislante.

    Filosofía de distribución.
    En la construcción o reparación de transformadores de distribución, al concluir el proceso de montaje se efectúa un protocolo de pruebas antes de entregarlo. Estas pruebas son conocidas como pruebas de control de calidad de la fabricación o reparación. Las pruebas en campo se hacen posteriormente para cerciorarse que el equipo recién instalado no ha sido dañado en el transporte o en su instalación. Con estas pruebas podemos exigir de ser necesario, un mantenimiento correctivo o devolver la máquina a la fábrica si el desperfecto es grave.
    También con estas pruebas podemos sentar el punto de partida de un buen mantenimiento, empezando un historial de pruebas con el fin de constatar en el futuro, el progresivo envejecimiento del equipo ya en uso y prepararle una parada correctiva, o cerciorarnos de que el equipo cumple con todas sus funciones de una manera segura y eficiente.

    Protocolo de pruebas de recepción.
    Esta prueba se efectúa normalmente en los equipos nuevos o reparados. Estas pruebas se hacen para determinar lo siguiente:
    a)Si el equipo cumple con las especificaciones y para establecer los parámetros de pruebas futuras.
    b)Para asegurarse que el equipo fue instalado correctamente y sin sufrir daños.

  • Comparación de grupo de transformadores monofásicos VS. Los transformadores trifásicos.

  • Conceptos Generales Sobre Las Transformaciones Polifásicas.
    Los sistemas de energía eléctrica de corriente alterna, nunca son monofásicas. Actualmente, se utilizan casi exclusivamente los sistemas trifásicos, tanto para la producción como para el transporte y la distribución de la energía eléctrica. Por esta razón, resulta de ineludible interés el estudio de los transformadores trifásicos.
    Se entiende por transformación polifásica, la de un sistema polifásico equilibrado de tensiones, en otro sistema polifásico de distintas características de tensiones e intensidades, pero también equilibrado.
    Toda la teoría aprendida en asignaturas anteriores sobre transformadores monofásicos, se aplica íntegramente y es válida para cualquier tipo de transformación polifásica, ya que basta considerar las fases una a una y nos encontramos con varios sistemas monofásicos. Pero al considerar el sistema trifásico como un conjunto, se plantean nuevos problemas , relacionados con los armónicos de flujo y de tensión, con las conexiones, polaridades y desfases, etc..

    Elementos De Una Transformación Trifásica-Trifásica.
    Una transformación trifásica-trifásica consta de un primario, en conexión trifásica equilibrada, que alimenta un sistema trifásico. Para abreviar, a este tipo de transformación le llamaremos simplemente transformación trifásica.

    Una transformación trifásica puede efectuarse de dos formas:
    a)mediante tres transformadores monofásicos independientes, unidos entre si en conexión trifásica.
    b)mediante un solo transformador trifásico que, en cierto modo, reúne a tres transformadores monofásicos. En este caso, la interconexión magnética de los núcleos puede adoptar diversas disposiciones, que examinaremos más adelante.

    Transformación Trifásica mediante tres Transformadores Monofásicos.
    Para esta transformación, se utiliza tres transformadores monofásicos de igual relación de transformación. Los primarios se conectan a la red trifásica de donde toman la energía y los secundarios alimentan el sistema trifásico de utilización.

    Los transformadores son completamente independientes entre si, por lo que los circuitos magnéticos también lo son, no produciéndose, por lo tanto, ninguna interferencia o interacción entre los flujos magnéticos producidos.
    Cada transformador lleva dos bornes de lata y dos de baja que se conectan entre si de forma que pueda obtenerse la transformación trifásica deseada, véase, por ejemplo, en la figura 2 las conexiones a realizar sobre los tres transformadores monofásicos, para obtener una transformación estrella-estrella, con neutro.
    El sistema es costoso y las pérdidas en vacío resultan elevadas, a causa de la presencia de tres circuitos magnéticos independientes; desde este punto de vista, es preferible la instalación de un solo transformador trifásico. Sin embargo, en muchas ocasiones pueden resultar más económicos los tres transformadores independientes; por ejemplo, cu8ando, por razones de seguridad en el servicio es necesario disponer de unidades de reserva: con tres transformadores monofásicos basta otro transformador monofásico, con potencia un tercio de la potencia total, mientras que un transformador trifásico necesitaría otro transformador trifásico de reserva, con potencia igual a la de la unidad instalada.
    Este sistema de transformación se emplea, sobre todo, en instalaciones de gran potencia, en las cuales, puede resultar determinante el coste de la unidad de reserva.

    Conexión en paralelo de transformadores monofásicos.
    Si se necesita mayor capacidad pueden conectarse en paralelo dos transformadores de igual o distinta potencia nominal. Los transformadores monofásicos de polaridad aditiva o sustractiva pueden conectarse en paralelo satisfactoriamente si se conectan como se indica a continuación

    Y se cumplen las condiciones siguientes:
    1)Voltajes nominales idénticos.
    2)Derivaciones idénticas.
    3)El porcentaje de impedancia de uno de los transformadores debe estar comprendido entre 92.5% y el 107.5% del otro.
    4)Las características de frecuencia deben ser idénticas.
    Transformación Trifásica Mediante un solo Transformador Trifásico.
    El transformador trifásico resulta siempre de la yuxtaposición de los circuitos magnéticos de tres transformadores monofásicos, aprovechando la composición de flujos en una u otra parte de dichos circuitos magnéticos para conseguir una reducción en sus dimensiones. Por lo tanto, resulta determinante el acoplamiento magnético de tres transformadores monofásicos, para lo que se emplean diversas disposiciones.

    Grupo de conexión de los transformadores.
    En los sistemas polifásicos, se entiende por conexión las forma de enlazar entre si, los arrollamientos de las distintas fases. En los transformadores trifásicos, los arrollamientos pueden estar montados en una conexión abierta (III), conexión en triángulo (D), conexión en estrella (Y) y conexión zigzag (Z).
    Las conexiones D e Y son el empleo general y la Z se emplea solamente para baja tensión. El tipo abierto (III) tiene aplicación en el caso de transformadores suplementarios o adicionales, de los que hablaremos más adelante. En el sistema Z, cada fase va montado por la mitad sobre 2 columnas y estas mitades se montan en oposición, siguiendo un orden de permutación circular de núcleos. La tensión correspondiente a cada fase resulta de la composición de dos tensiones, desfasadas 60º entre sí.
    Las conexiones utilizadas en la práctica están normalizadas en grupos de conexión, que hemos representado en la figura 6. El grupo de conexión caracteriza las conexiones de los arrollamientos (alta y baja tensión) y la fase de las tensiones correspondientes a dichos arrollamientos. Cada grupo se identifica con una cifra que multiplica por 30º (véase Fig. 5) da como resultado el desfase δ, en retraso, que existe entre las tensiones del mismo gιnero (simples o compuestas), del secundario, respecto al primario del transformador en cuestión. La designación de los diversos tipos de conexiones, se hace tomando letras mayúsculas (D, Y, Z) para el lado de alta tensión, y letras minúsculas (d, y, z) para el lado de baja tensión. En la figura 6 se han indicado con trazo más yeso los grupos de conexión más en la práctica con indicación de sus aplicaciones más importantes.
    Para elegir el grupo de conexión más apropiado en cada particular, una de las condiciones más importantes que debe tenerse en cuenta es la determinación previa de si el arrollamiento de baja tensión ha de trabajar con carga desequilibrada y corriente en el neutro (esto último solo resulta posible en las conexiones y ó z). Desde el punto de vista del equilibrio magnético y atendiendo, por lo tanto, a la disposición y a las pérdidas adicionales, sino existe neutro en el lado de alta, la carga desequilibrada solamente será admisible dentro de ciertos límites.
    La carga, referida a la nominal, tolerable en el conductor neutro de un sistema trifásico no debe pasar de los siguientes valore:
    -Conexión Y y, sin devanado terciario:
    1.Transformadores acorazados, transformadores de cinco columnas y bancos de 3 transformadores monofásicos:0%
    2.Transformadores de tres columnas:
    2.1 Sin bobina de puesta a tierra en el lado de alta:10%
    2.1 Con bobina de puesta a tierra en el lado de alta:30%
    -Conexiones Y y, con devanado terciario:100%
    -Conexiones D y:100%
    -Conexiones Y z:100%
    Con pequeñas potencias y altas tensiones nominales, resulta inadecuada la conexión en triángulo para el lado de alta tensión, por razones constructivas.
    Cuando se prevé que el conductor neutro del lado de baja tensión, ha de tener carga, se adoptará preferentemente la conexión
    Yz.

  • Transformadores montados en base de concreto (pad mounted)

  • Es muy importante que el inspector verifique en este tipo de transformadores lo siguiente
    a)Marca y Tipo: observará que sean los aprobados por la empresa. Para ello deberá solicitar del departamento correspondiente, una lista del equipo aprobado.
    b)Condición de Montura y Gabinete: Observará las condiciones interiores y exteriores del gabinete. La base de concreto deberá estar de acuerdo a las normas y correctamente niveladas sobre un terreno firmemente apisonado, para evitar que se incline en el futuro.
    c)Distancias de despeje: Aplicara las mismas consideraciones que en el caso de las unidades seccionadoras.
    d)Conexiones de los neutros: Igual que las unidades seccionadoras.
    e)Terminaciones de los cables: Igual que las unidades seccionadoras.
    f)Capacidad en KVA : la capacidad en KVA deberá ser la indicada en el plano.
    g)Indicaciones de fallas: El inspector deberá verificar que su instalación se haga correctamente. Puede hacerse sobre la cubierta semiconductora, pero no sobre el conductor neutral. Los indicadores pueden también ser parte integral de un desconector.
    h) Fusibles y cuchillas: Deberá verificar que cualquiera que sea el tipo de montura, estas estén de acuerdo al equipó aprobado y que su capacidad de carga en amperios sea la correcta.
    i) Conexiones de cables primarios: Igual que unidades seccionadoras.
    j) Conexiones de tomas secundarias y de servicio: El inspector verificara que las conexiones estén debidamente efectuadas. Deberá tener especial cuidado cuando se utilicen conductores de aluminio. Debe recordar que un conductor de aluminio no se puede conectar directamente a uno de cobre, sino que hay que utilizar un conector especial.
    k) Pararrayos: Debe verificar que se instalen los pararrayos del voltaje de operación en los puntos indicados en los planos.
    Terminales de los tubos: Observara que los tubos de entrada y salida de los cables estén debidamente terminados en campana u otro terminal aprobado.
    m) Identificación de los conductores: El inspector debe verificar que la identificación de los conductores primarios y secundarios sea correcta y completa; que indique hacia donde cada cable y que se usen los métodos apropiados de acuerdo a la numeración indicada en el plano y procedimientos de la empresa.

    Transformadores Sumergibles
    En este tipo de montaje se verificara lo siguiente:
    Cilindro de concreto o plástico: El inspector debe verificar que la proximidad a la cual se instala el cilindro sea de tal manera que el tope queda a ras con el nivel de terreno. Si el cilindro es de plástico se asegurara que mantiene su forma cilíndrica y que no ha sufrido roturas .
    Los cilindros de plástico deberán esta reforzados con un anillo de hormigón de 16*16 cm., a todo su alrededor y a ras con el terreno para evitar deformaciones. Para el sistema de drenaje se requiere una capa de 65 cm. . De piedra picada de 2.5cm. , sobre esta piedra se instalaran dos canales de acero galvanizado que se reduce el contacto del casco del transformador con la superficie húmeda, además de proveer espacio para la circulación de aire.
    Transformador sumergible: Se debe verificar que corresponda a la capacidad y tipo especificado en el plano. Es decir, si el transformador requiere desconectores en aceite o no.

    Conexiones:
    Primarias: Las conexiones primarias en estos transformadores deben ser cuidadosamente inspeccionadas en el momento de la instalación. El método utilizado es el de codos premoldeados; y una instalación deficiente de estos codos ha sido causa frecuente de interrupciones. Se debe verificar al momento de la instalación que el diámetro del cable corresponda al que acepta el codo, y que las medidas tomadas en la preparación del cable son las que especifica el fabricante.
    Secundaria: De igual manera, las conexiones secundarias deben ser cuidadosamente inspeccionadas. El conector tipo mole es uno del tipo de aluminio aun cuando los conductores sean de cobre. Debido a las diferencias en el coeficiente de expansión entre ambos metales, bajo condiciones de carga o corto circuito las conexiones tienden a aflojarse.
    Conexiones de neutro: Se harán de la misma forma que en los transformadores sobre bases de concreto. Todas las conexiones se harán con conectores a compresión y solo el conductor será el que se conecte a la varilla de tierra con un conector a tornillo.
    Identificación de conductores primarios y secundarios: En los conductores se debe indicar su procedencia o destino .
    n) Inspección final: Se verificara , que tanto la tapa de acero como el protector de plástico estén correctamente instalados y libres de desperfectos

    Paso De Aéreo A Subterráneo
    Anteriormente se ha mencionado las precauciones que se deben tomar para la instalación de los conductores en tomas primarios; nos referimos ahora a la instalación de los componentes de dicha toma. En este caso, el inspector debe verificar:
    a)Cajas y Porta cuchilla: El inspector verificará que las cajas cumplan con los requisitos en cuanto a voltajes, capacidad nominal en amperios y marca o tipo que aparezcan en los planos. La separación entre las cajas no será menor de 36 cm. Y de 18cm. De la parte viva de una caja a la estructura o poste.
    b)Pararrayos: Se debe verificar que el voltaje del sistema y que la separación de montura de éstos corresponda a la de las cajas.
    c)Terminaciones: Es muy importante que el inspector esté presente cuando se instalen las terminaciones de los cables y deberá verificar:
    -Marca y Tipo: La marca y tipo deberán ser los que aparezcan en los planos. Deberán ser del tipo resistente a los agentes atmosféricos.
    -Voltaje de la terminación: No será nunca menor que el voltaje de los cables. En los casos que la instalación esté cerca del mar su estructuración será de porcelana.
    -Conexión a tierra: Las partes metálicas de las terminaciones (o adaptadores metálicos) estarán conectadas entre si al neutro del sistema y a tierra por medio de conectores o compresión.
    -Tubos de protección de la toma: El inspector verificará que la clase y tipo del tubo o conducto que contiene los cables primarios, sea del tipo que aparecen en los planos.
    -El inspector debe verificar que ser realicen todas las pruebas que normalmente se hacen a los conductores, dichas pruebas son:
    -Pruebas de resistencias de puesta a tierra.
    -Pruebas de resistencia de aislamiento.
    -Pruebas de continuidad.
    Pruebas de laboratorio utilizadas para detectar, en su epata inicial las posibles fallas de transformadores.
    Si observamos el triangulo de causa y efectos podemos concluir que existen dos síntomas muy importantes que indican que algunos problema se gesta dentro del transformador y que pueden medirse con precisión sin que el transformador sea puesto fuera de servicio. Esos síntomas son:

    El recalentamiento del equipo.
    La producción de gases dentro del equipo.
    El primer síntoma es fácilmente detectable con solo ver los indicadores de temperatura instalados en el equipo y el segundo analizando los posibles gases disueltos e n el aceite aislante o los acumulados en el espacio libre en la parte superior de la caja del transformador. Cabe indicar que la mayoría de los transformadores de distribución tienen hoy alarmas que indican recalentamiento del equipo por encima de una temperatura de operación predeterminada y la presencia de gases combustibles dentro del transformador.

    Sobrecalentamiento del equipo
    El sobrecalentamiento de un transformador de distribución es un síntoma que no necesariamente indica que algún problema se esta comenzando en el equipo, pues una sobrecarga temporal del transformador puede ser causa de recalentamiento. Lo que realmente debe preocupar son los aumentos de temperatura permanentes y continuados, ya que ello puede indicar algún sobrecalentamiento localizado o punto caliente dentro del equipo, que puede ser detectado con un analizador de rayos infrarrojos.

    Guía de Indicadores de deterioración.
    La cromatografía es una técnica empleada con constante éxito en la separación e identificación de diferentes tipos de hidrocarburos. En principio se utilizo preferentemente la cromatografía en fase gaseosa en la cual era necesario evaporar los diferentes componentes presentes en la mezcla de hidrocarburo para que luego pudiesen ser separados convenientemente. Esta técnica es la que se utiliza para los transformadores de distribución en operación.

    Interpretación de los resultados de las pruebas practicadas a un transformador de distribución.
    El análisis de las pruebas de laboratorio para determinar las fallas de transformadores, es una tarea difícil y delicada, ya que para ello se necesita tener un amplio conocimiento, tanto de la teoría y operación de los equipos utilizados en dichos análisis, como de todos los aspectos relacionados con las reacciones que normalmente hacen posible la obtención de los resultados logrados.
    Conviene recordar que la solubilidad de los gases en los líquidos decrece con los aumentos de temperatura y que, por otra parte, la reactividad química de ellos se incrementa considerablemente con los aumentos de temperatura, por lo cual la cantidad y la naturaleza misma de la mezcla de gases que se puede estar formando en un momento dado van a se diferentes de las que podíamos encontrar disueltas en el aceite o acumuladas en los espacios libres del transformador, tales como los colectores de gas.
    Entre los gases que se forman durante las fallas de operaciones anormales de los transformadores, muchos de ellos son de naturaleza química muy activa; las olefinas frente al hidrógeno y al oxigeno, el oxigeno frente al hidrógeno, el monóxido de carbono frente al oxigeno, etc. Esto significa que no todo el volumen de un determinado gas producido durante una falla momentánea de un transformador va a permanecer por mucho tiempo como tal dentro del equipo, sino que posiblemente su volumen va aumentar o disminuir de acuerdo con las reacciones posteriores que puedan ocurrir entre los gases que se produzcan, simultáneamente o en diferentes intervalos, como consecuencia de estas fallas.
    Además, parte de los gases , que se forman en el seno de dicho aceite y remanente se deposita en los colectores de gas, colocados en la parte externa superior del equipo. La proporción de cada gas que se quedara disuelta en el aceite dieléctrico es una función de la solubilidad de dichos gases en el aceite, por lo cual dos gases que se forman a la misma rata durante una falla que tiene diferentes solubilidades en el aceite, se distribuirán de una manera diferente entre lo que queda disuelto en el aceite y lo que se acumula en los colectores de gas.
    En vista de todas estas consideraciones es que se hacen mas complejas la interpretación de los análisis de los gases presentes en un transformador de distribución, para relacionarlos con la posible falla que pudiese estar en el equipo. Se puede ver además como es importante dejar claramente establecida la procedencia de la muestra y las condiciones en que fue tomada.
    Con relación a este punto conviene mencionar que las muestras de gases provenientes de los transformadores de distribución pueden provenir de las siguientes fuentes:

    Colectores de gas del transformador
    Relays .
    Aceite dieléctrico.
    Esta procedencia hay que dejarla claramente establecida pues de lo contrario el análisis no tendrá valor alguno para evaluar la condición del transformador.
    Protocolo de pruebas:
    Manual de ensayos para transformadores de distribución monofásicas.
    La verificación de las características técnicas de los transformadores, plantea la necesidad de desarrollar una estrategia especifica con el fin de:
    1.- Garantizar que los transformadores cumplan con las especificaciones mínimas exigidas por partes de cadafe.
    2.-minimizar las fallas en el sistema, cuando estos estén en servicio, lo cual redunda en beneficio del subscriptor y de la imagen de la empresa.
    Ensayos de rutina
    1.-ensayo por tensión aplicada
    1.1 Objeto: verificar que no exista falla en la llamada aislación principal, es decir, entre los devanados mismos y entre los devanados y tierra.
    1.2 Equipos requeridos:
    Un autotransformador o transformador elevador.
    Un cronometro.
    Un kilo-voltimetro
    1.3Esquema de conexión:
    ver anexo #1
    1.4 Generalidades
    1.4.1 La tensión a ser aplicada en el devanado de alta debe ser de 34KV y en lado de baja debe ser de 10KV.
    1.4.2 La duración del ensayo es de 60 seg. Para cada devanado.
    1.4.3 Si se realiza nuevamente ensayos de recepción por tensión aplicada o por tensión inducida en un transformador que ya a satisfecho una vez estos ensayos de tensión aplicada en estos nuevos ensayos no deberá sobrepasar en un 75% de la
    tensión de ensayo original.
    1.4.4 El devanado no ensayado y el tanque se conecta a tierra.
    1.5 Procedimiento:
    1.5.1 Comenzar el ensayo con una tensión no mayor a 1/3 de valor especificado para el devanado que se está ensayando.
    1.5.2 Transcurrido el tiempo de ensayo se disminuye la tensión rápidamente momento menor a 1/3 de la tensión completa antes de la apertura del circuito de alimentación.
    1.6 Criterio de aceptación: Una vez finalizado el ensayo se considera satisfactorio si durante el tiempo de duración del mismo
    no se presentan anomalías dentro del transformador tales como:
    1.6.1 Ruido audible
    1.6.2 Humo
    1.6.3 Burbujas
    1.6.4 Aumento súbito de la intensidad consumida.
    1.7 causas frecuentes de fallas: Durante el ensayo la corriente aumenta bruscamente a consecuencia de:
    1.7.1 Baja aislación entre la s espiras
    1.7.2 Defecto del papel aislante.
    1.7.3 Bajo nivel de aceite.
    2.-Medición de las perdidas debido a las cargas.
    2.1 Objeto: Este ensayo sirve para determinar las perdidas en los arrollados y la tensión de cortocircuito.
    2.2 Equipos requeridos:
    Un voltímetro
    Un amperímetro
    Un Wattímetro
    Un termómetro
    Un transformador de tensión variable.
    2.3 Esquema de conexión:ver anexo #2
    2.4. Generalidades:
    2.4.1 Determinar el valor de la corriente nominal:
    PP = VP *x IP

    PP


    Donde IP =
    VP
    VP: Tensión nominal del primario en voltios.
    PP: Potencia nominal en Voltamperios.
    IP: Corriente nominal del primario en amperios.
    2.4.2 Cortocircuitar el lado de baja tensión.
    2.4.3 Leer la temperatura ambiente del aceite, calcular a continuación el factor de relación de temperatura:
    Para devanado de cobre:
    234,5 + 85°C.
    F.r.t.=
    234,5 + T.A.(° C.)
    Para devanado de aluminio:
    225 + 85°C.
    F.r.t.=
    225 + T.A.(° C.)
    2.5 Procedimiento:
    2.5.1 Se aplica tensión al devanado de alta, hasta alcanzar la intensidad nominal de este devanado.
    2.5.2 Se registra la lectura en el Wattímetro y voltímetro.
    Los valores obtenidos de potencia se multiplican por el factor de relación de temperatura a 85°C.

    Calculo de la impedancia de cortocircuito:
    Una vez obtenidas las perdidas a 85°C. Y la tensión de cortocircuito se determina la impedancia de cortocircuito en %:
    (Pcc 85°C.)2 - (Pcc A)2 (Vcc)2
    Zcc%= 100 +
    (Pn)2 (Vnp)2
    Pcc 85°C=Perdidas debidas a las cargas corregidas a 85°C.
    Pcc A= Perdidas debidas a las cargas a temperatura ambiente.
    Pn= Potencia nominal en V:A:
    Vnp= Tensión nominal en el primario.
    Criterio de aceptación: Se utiliza la tabla que se muestra a continuación:
    Perdidas especificadas por cadafe para el ensayo de medición de las perdidas debidas a la carga

    Potencia nominal (KVA)

    10

    15

    25

    37,5

    50

    Perdidas especificadas (Vatios)

    165

    260

    360

    400

    490

    Máximas(vatios)

    188

    296

    410

    457

    560

    Causas frecuentes de fallas:
    2.8.1 Se producen perdidas altas a consecuencias de: Cambiador de toma no esta en posición nominal, conexiones internas flojas, sección insuficiente de los conductores utilizados para cortocircuitar el devanado de baja tensión.
    2.8.2 No se leen pérdidas como consecuencias de un circuito abierto en el devanado de baja tensión.
    Ensayos de medición de las perdidas y de la corriente en vacio.
    3.1 Objeto: Este ensayo permite conocer las perdidas en el núcleo, así como las corriente de vacío del transformador.
    3.2 Equipos requeridos:
    Un amperímetro.
    Un voltímetro
    Un Wattímetro
    Un transformador de tensión variable.
    3.3 Esquema de conexión
    ver anexo #3
    3.4 Generalidades:
    3.4.1 Calcular el valor teórico de la corriente de devanado de baja tensión para determinar el porcentaje de la corriente de vacío.
    Pns = Vns *x Ins
    Pns
    Donde Ins =
    Vns
    Vns: Tensión nominal del secundario en voltios.
    Ins: Corriente nominal del secundario en amperios.
    El calculo del porcentaje de la corriente en vacío:
    Io1
    Io% = x100
    Ins
    Io% = Corriente en vacío en porcentaje.
    Io1 = Corriente en leída durante el ensayo en amperios.
    Procedimiento:
    3.5.1 Se aplica por las terminales X1 y X4, la tensión nominal del secundario.
    3.5.2 Se toman las lecturas del wattímetro y amperímetro.
    Luego se procede a calcular el porcentaje de la corriente en vacío.

    Criterio de aceptación.
    3.6.1 Se utiliza como criterio de aceptación la tabla que se muestra a continuación.
    PERDIDAS ESPECIFICADAS POR CADAFE PARA EL ENSAYO EN VACIO.

    Potencia nominal (KVA)

    10

    15

    25

    37,5

    50

    Perdidas especificadas (Vatios)

    60

    80

    112

    150

    180

    Máximas(vatios)

    69

    91

    128

    171

    206

    3.6.2 Corriente en vacío no debe exceder en un 30% del valor especificado por el fabricante.
    Causas frecuentes de fallas: Se originan pérdidas altas en el núcleo y corriente de vacío alta a consecuencia de las laminas del núcleo flojas y corta exposición en el horno..

    Cálculos de las perdidas totales.
    4.1 Objetos: Determinación de las perdidas totales en el transformador mediante la suma de las perdidas en vacío y las perdidas debido a la carga.
    Se utiliza como criterio de aceptación la tabla que se muestra a continuación:

    PERDIDAS TOTALES ESPECIFICADAS POR CADAFE.

    Potencia nominal (KVA)

    10

    15

    25

    37,5

    50

    Perdidas especificadas (Vatios)

    225

    340

    472

    550

    670

    Máximas(vatios)

    248

    374

    519

    605

    737

    Ensayo por tensión inducida.
    5.1. Objeto: Este ensayo nos permite comprobar el aislamiento entre espiras del devanado de baja tensión y aislación contra el tanque o cualquier elemento aterrado. Consiste en la aplicación de una tensión de ensayo que debe ser al doble de la tensión nominal a una frecuencia que sobrepasa suficientemente la secuencia nominal, a fin de evitar una corriente de excitación excesiva.
    Equipos requeridos:
    Un amperímetro
    Un voltímetro.
    Un transformador de tensión variable.
    Un frecuencíometro.
    Un convertidor de frecuencia.
    Un cronometro.
    Esquemas de conexión.
    Ver anexo #4
    Generalidades :
    Conocer el valor de la frecuencia que se debe aplicar para el cálculo del tiempo:
    120 Fn
    t =
    F
    Fn= frecuencia nominal en Hertz
    F= frecuencia de ensayo en Hertz
    T= tiempo de ensayo en segundos.

    Procedimiento:
    Se aplica por el devanado secundario una tensión igual al doble de la tensión nominal.
    La tensión se mantendrá por el tiempo determinado en el punto 5.4.1 del presente ensayo.
    Criterio de aceptación: El ensayo se considera satisfactorio si no se presentan anomalías tales como:
    Ruidos audibles
    Humo
    Burbujas
    Aumento brusco de la corriente de alimentación.
    Causas frecuentes de fallas: Si durante el ensayo se observa un aumento súbito de la corriente de alimentación y simultáneamente se dispara la protección (fusible o disyuntor) es indicio de que ocurrió un cortocircuito que pueda estar localizado entre el devanado de baja tensión contra el núcleo o el devanado de alta tensión contra algún otro elemento conectado a tierra.
    6. Ensayo de relación de transformación.
    6.1 Objeto: Este ensayo tiene por objeto determinar la polaridad y relación de transformación.
    6.2 Equipos requeridos:
    Un medidor de relación de transformación (T.T.R.)
    6.3 Esquemas de conexión.
    Ver anexo #5
    6.4 Generalidades.
    6.4.1 Calcular el valor teórico de la relación de transformación a partir de la tensión del primario con respecto a la tensión del secundario.
    Tensión Primario 13800V
    Ejemplo: = 57,5
    Tensión secundario240V
    6.5 Procedimiento.
    6.5.1 En el equipo T.T.R. manual se activa la manivela del generador en el sentido de la s agujas del reloj hasta que el voltímetro indique 8 voltios, para que el equipo electrónico pueda activar la perilla del regulador de tensión hasta alcanzar el valor antes indicado.
    6.5.2 Observar si la aguja del detector esta en cero, en caso contrario mover las perillas de selección hasta que dicho detector indique cero.
    6.5.3 Dejar de girar las manillas del generador del equipo manual o regresar a poner la perilla del regulador de tensión en el equipo electrónico.
    6.6 Criterio de aceptación: Se considera satisfactorio el ensayo si el valor de la relación esta dentro del valor nominal especificado por CADAFE con una tolerancia del 0,5%.
    6.7 Causas frecuentes de fallas.
    6.7.1 Los terminales del equipo están invertidos.
    6.7.2 Uno de los terminales internos está descompuesto.
    6.7.3 Hay un corto en las espiras.
    7.0 Ensayo de rigidez dieléctrica del aceite
    7.1 Objeto: Determinar la tensión de ruptura del aceite empleado en el transformador. La tensión de un liquido aislante sirve para indicar la presencia de agentes contaminantes tales como, agua, suciedad o partículas conductoras, las cuales pueden estar presentes en las oportunidades que se registran valores de la tensión de ruptura relativamente bajos.
    7.2 Equipos requeridos:
    Un equipo para medir la ruptura de líquidos aislantes con electrodos de discos.
    Un cronometro.
    Un frasco de vidrio transparente con tapa de vidrio.
    7.3 Generalidades.
    La tensión de subida debe ser de 3000 V/seg.
    La separación de los electrodos deberá ser de 2,54 mm; dicha separación se verificara con un calibrador patrón tipo redondo. Se admite tolerancia de ± 0,013mm.
    Procedimiento.
    Se toma la muestra de aceite en un frasco de vidrio limpio y seco.
    Se lava la celda de ensayo con una parte del aceite de muestra.
    Se vierte el resto del aceite en la celda y se deja reposar por 5 minutos.
    Una vez transcurrido el tiempo de reposo, se realiza cinco lecturas de tensión de rupturas con intervalos de un minuto entre cada una de ellas.
    Criterio de aceptación: El promedio de los cincos valores se considera como la tensión de la muestra, siempre y cuando cumplan con los criterios de consistencia estadística especificada en el punto 7.8. En caso contrario el contenido del recipiente se descarta, tomando otra muestra y ejecutando cinco lecturas de tensión de ruptura. El promedio de los diez valores se toman en cuenta como la tensión de ruptura de la muestra, no se debe descartar ningún valor.
    Recopilación de datos: Todos los valores y promedios antes mencionados se registran en la planilla de ensayo de aceite, a su vez el promedio se registra en la planilla de ensayos de rutina.
    Causas frecuentes de fallas: En este ensayo, la tensión de ruptura puede tener valores muy bajos (menos de 25 KV.) Como consecuencia de burbujas de aire, humedad de la muestra, tiempo de reposo menor de 5 minutos, partículas contaminantes e intervalos entre cada disparo menor que un minuto.
    Criterio de consistencia estadística: considere los 5 valores de la tensión de ruptura y ordénelos en forma creciente, reste el valor más elevado, el valor mínimo y multiplique la diferencia por tres. Si este valor es mayor que el valor que el valor que le sigue al mismo, es probable una desviación normal de los cincos valores sea excesiva y por lo tanto también lo sea el error probable de un valor promedio.

    Ensayos prototipos
    1 Ensayo de medición de la resistencia de los devanados.
    Objeto: Determinar la referencia de los devanados con el fin de calcular las perdidas en los arrollados. A su vez calcular el aumento de temperatura de un devanado a partir de la medición de la resistencia en caliente.

    Equipos requeridos
    Un puente Kelvin.
    Un termómetro.
    Esquema de conexión: Anexo #6
    Generalidades:
    Se asumirá que la temperatura de los devanados y del aceite son iguales.
    El transformador debe estar sin excitación y sin corriente en un periodo de 8 horas antes de la medición de la resistencia.
    El ensayo de medición de la resistencia no es recomendable realizarlo como un ensayo de rutina, debido al tiempo que se emplea para su realización.
    Procedimiento: Para medir la resistencia se procede de la manera siguiente:
    Se conectan los terminales del puente de Kelvin a los terminales de los devanados a ensayar.
    Se deja abierto el otro devanado y debe anotarse el tiempo necesario para la estabilización de la corriente de medida, de esta manera de tenerlo en cuenta cuando se hacen las mediciones de resistencia en caliente.
    Simultáneamente se mide la temperatura ambiente del aceite.
    Recopilación de datos: Los valores obtenidos durante la medición de resistencia se coloca en la planilla de ensayo de aumento de temperatura.
    Causas frecuentes de fallas: Se producen falsas lecturas en la medición como consecuencia de: Batería de alimentación con poca carga, mal contacto de las puntas de prueba y mal apoyo del equipo de prueba.
    2. Ensayo De Aumento De Temperatura
    2.1 Objeto: Determinar el aumento de temperatura de los devanados y del aceite a verificar si esta dentro de los limites establecidos por la norma.
    2.2 Equipo requerido:
    Un multímetro digital para registros de la temperatura.
    Un wattímetro.
    Un voltímetro.
    Un amperímetro.
    Un transformador de tensión variable.
    Cuatro termómetros (termistores)
    Un puente de Kelvin.
    Tres recipientes de aceite.
    2.3 Esquema de conexión: Ver anexo#7
    2.4 Generalidades:
    2.4.1 Antes de ser sometido al ensayo de aumento de temperatura el transformador debe haber satisfecho todos los ensayos de rutina.
    2.4.2 El lugar de prueba debe estar en lo posible libre de corrientes de aire y cambios bruscos de temperatura.
    2.4.3 Para reducir los errores se debe verificar que la temperatura del ambiente en los recipientes con aceite varíe en la misma proporción que en la temperatura del aceite en el transformador.
    2.5 Procedimiento:
    Se energiza el devanado de alta tensión, tal que las perdidas ocasionadas sean iguales a la suma de las pérdidas en vacío más las pérdidas a la carga, en la toma que produce las mayores perdidas corregidas a la temperatura de 85°C.; dichas pérdidas deben ser mantenidas constantes durante el ensayo.
    Se toma registro de temperatura ambiente y de nivel superior de aceite cada 30 minutos, ajustando valores de pérdidas totales.
    El ensayo continuara con las condiciones mencionadas en el punto anterior hasta que la elevación de la temperatura con respecto al ambiente sea menor de 3°C. En 1 hora o 1°C: por hora durante cuatro lecturas horarias consecutivas.
    Una vez alcanzada la condición anterior se disminuye la alimentación de energía hasta alcanzar el valor de la corriente en la toma en que se realiza el ensayo y se mantiene por espacio de una hora.
    Transcurrido el tiempo anterior, se desconecta la alimentación y sucesivamente se retiran los puentes de los terminales de baja tensión.
    Se mide el tiempo que transcurre desde la desconexión hasta la medición de la primera resistencia. El tiempo transcurrido no deberá ser mayor de cuatro minutos.
    Después de la primera lectura se registran lecturas de resistencia cada 30 segundos hasta completar 15 lecturas en total.
    Curva de registros.
    Curva de los aumentos de temperatura del aceite.
    Se promedian los valores de temperatura ambiente.
    De la temperatura en al superficie del aceite se resta el promedio de la temperatura ambiente, obteniéndose el aumento de la temperatura del aceite.
    Con los valores de aumento de temperatura, se gráfica sobre un papel milimetrado este aumento respecto al tiempo.
    Se traza la curva con los pares de valores.
    Para determinar la recta de estabilización(L1), se mide los incrementos de temperatura (AT1,AT2,AT3,.........ATn). Con la longitud de cada uno de estos incrementos y a partir de los puntos de aumento de temperatura(T1,T 2,T 3 .............Tn)registradas sobre el eje vertical se trazan segmentos T1 , P1 ,T2, P2, ....Tn, Pn. Estos segmentos serán paralelos al eje horizontal. Se traza una recta que pase por la mayoría de los puntos P1,P2, ,P3,....... Pn y se prolonga la recta hasta que corte el eje vertical. Por este punto de corte y paralela al eje horizontal se traza finalmente la recta L1 la que indica la estabilización del aumento de temperatura del aceite, dicho valor no debe superar los 65°C. De elevación.
    Curva para la determinación de la resistencia en caliente.
    A partir de los valores de resistencia en caliente y tiempo se realiza la curva de resistencia contra tiempo.
    Se toma para la resistencia el eje de las ordenadas(vertical)
    Se representan los valores de tiempo en el eje de las abscisas(horizontal)
    Por los puntos originados por los pares(t,r), se traza la curva que debe pasar por la mayoría de estos puntos, extrapolando la curva hacia el momento de la desconexión.
    El punto de corte en el eje vertical indica el valor de la resistencia en caliente.
    Calculo del aumento de temperatura en el devanado.
    2.7.1 Los datos que se mencionan anteriormente, se registrarán en la planilla calculo del ensayo de aumento de temperatura.
    Criterio de aceptación del ensayo: Se considera satisfactorio el ensayo, cuando el valor del aumento de temperatura en los devanados sea menor o igual a 65°C.
    Recomendaciones.
    Si durante el ensayo no se presenta ningún tipo de anomalía, se escribe la palabra "Bien" en la planilla de ensayo de rutina, de
    lo contrario se escribe la palabra rechazado y de hecho, no se debe proseguir con ningún otro ensayo.Los valores obtenidos se registran en la planilla de rutina.
    Los valores se registran en la planilla de ensayo de aumento de temperatura de los transformadores de distribución.

    NOTAS
    a.- Los valores se multiplican por factores de los instrumentos, cuando se usan transformadores de tensión y corriente.
    b.- No se debe exceder de los valores máximos.

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

  • Faseo, identificación y polaridad de los devanados de los transformadores

  • Además de las pruebas de los circuitos abiertos y cortocircuito que se usaron para determinar la regulación, la eficiencia del día de los transformadores comerciales, se acostumbra a llevar a cabo varias pruebas antes de poner en servicio un transformador. Dos de esas pruebas están relacionadas con el faseo y la polaridad, respectiva del transformador terminado.
    El faseo es el proceso mediante el cual se identifican y se corrigen las terminales individuales de los devanados separados de un transformador. La prueba de polaridad se lleva a cabo de tal modo que las terminales individuales de los devanados de las bobinas separadas por un transformador se pueden marcar o identificar para saber cuales son las que tienen las mismas polaridades instantáneas. Primero describiremos la polaridad y después el faseo.

    Polaridad de las bobinas de un transformador.
    La figura (a) muestra un transformador de varios devanados que tiene dos bobinas de alto voltaje y dos de bajo voltaje. Los devanados de alto voltaje, que son los que tienen muchas vueltas de alambre delgado, se identifican en general con la letra H para designar sus terminales. Los de bajo voltaje como se ve en la figura (a) se identifican con la letra X . Estas bobinas contienen menos vueltas de alambre más grueso.
    También aparece en la figura (a) la polaridad instantánea, que esta identificada por el subíndice de numero. La clave particular que se muestra en la figura emplea el subíndice impar numérico para designar la polaridad instantánea positiva de cada devanado. Así, en el caso de que las bobinas se deban conectar en paralelo o en serie para obtener varias relaciones de voltaje, se puede hacer la conexión en forma correcta teniendo en cuenta la polaridad instantánea.
    Se deberá verificar la manera en la que se asigna un punto o un numero impar a los devanados de la figura (a). Supongamos que se energiza el primario H1-H2 y que H1 se conecta en forma instantánea en la dirección de las manecillas del reloj que se indica. De acuerdo a la ley de Lenz, se establece FEM. inducidas, en los devanados restantes en la dirección que se indica.

    Figura (a)

    Desdichadamente es imposible examinar un transformador comercial, deducir la dirección en que se han devanado las espiras para determinar ya sea el faseo la polaridad relativa de sus terminales. Un transformador de varios devanados puede tener desde 5 puntas hasta 50 puntas que van en una caja de terminales. Si es posible examinar los conductores desnudos de las bobinas, su diámetro puede dar alguna indicación acerca de cuales de las puntas o terminales están asociados a la bobina de alto o bajo voltaje. Las bobinas de bajo voltaje tendrán conductores de mayor sección transversal que las de alto voltaje.
    También las bobinas de alto voltaje pueden tener aislamiento de mayor capacidad que las de bajo voltaje. Sin embargo, este examen físico no da indicación alguna acerca de las polaridades o faseo de las salidas de las bobinas asociados con determinadas bobinas que estén aisladas entre si.

    Prueba de faseo del transformador.
    La figura (b) muestra un transformador cuyos extremos de bobina se han llevado a una caja de terminales cuyas puntas no se han identificado todavía en lo que respecta a faseo o polaridad. En esta figura se muestra un método sencillo para fasear los devanados de un transformador. El transformador medio de identificación es un foco de 115 V conectado en serie y un suministro de c.a. de 115V.

    Figura (b)

    Si el lado de la carga del foco se conecta con la terminal H1, como se indica y la punta de exploración se conecta en la terminal X, el no enciende. Si se mueve la punta de exploración de izquierda a derecha a lo largo de la tablilla de terminales no se produce indicación en el foco hasta que se encuentre la terminal H4. El foco enciende en las terminales H4,H3 y H2, indicando que solo las cuatro terminales del lado izquierdo son parte de una bobina única. El brillo relativo del foco también puede dar algún indicativo acerca de las salidas. El foco brilla más cuando las puertas están a través de H1-H2 y brilla menos cuando están a través de H1-H4.
    Se puede hacer una prueba más sensible de faseo de las bobinas y puntas empleando un voltímetro C.A.(1000Ω/V) en lugar de focos, y estando conectado el instrumento a su escala de 150V. El aparato indicara el voltaje suministrado para cada salida de una bobina común, ya que su resistencia interna (150K Ω)es mucho mayor que la del devanado del transformador. A continuaciσn se puede emplear un ohmiσmetro de pilas para identificar las salidas por medio de mediciones de resistencia y también para comprobar los devanados de bobinas mediante la prueba de continuidad.

    Prueba de polaridad del transformador
    Habiendo identificado los extremos de bobina mediante la prueba de faseo, se determina la polaridad instantánea relativa mediante el método empleando un voltímetro C.A. y un suministro adecuado de C.A.(ya sea voltaje nominal o menor). La prueba de polaridad consiste en los siguientes pasos:
    Se selecciona cualquier devanado de alto voltaje y se emplea como bobina de referencia.
    Se conecta una punta de una terminal de la bobina de referencia con una de cualquier otro devanado de polaridad desconocida.
    Se identifica a la otra terminal de la bobina de referencia con un punto de polaridad(instantáneamente positiva).
    Se conecta un voltímetro de C.A. en su escala de mayor voltaje de la terminal con punto de la bobina de referencia a otra terminal de la bobina de polaridad instantánea conocida.
    Se aplica voltaje nominal o menor, a la bobina de referencia.
    Se anota el voltaje a través de la bobina de referencia Vr y el voltaje de prueba Vt entre las bobinas.
    Si el voltaje de prueba Vt es mayor que Vr, la polaridad es aditiva y se identifica el punto en la bobina que se prueba como se identifica en la figura .
    Si el voltaje de prueba en menor que Vr, la polaridad es sustractiva, y se identifican los puntos de la bobina que se prueba como se indica en la figura .
    Se identifican H1 a las terminales con los puntos de la bobina de referencia, y a la terminal conjunto de la bobina que se prueba con X1, o cualquier identificación.
    Se repiten los pasos de 2 al 9 con los restantes devanados del transformador.

    Evaluación De Pruebas
    Pruebas para la verificación del diseño y la fabricación.
    La normas internacionales proveen tres grupos de pruebas para verificar el diseño de la fabricación y ciertos requisitos especiales exigidos por los clientes:
    Prueba "Tipo": Sirven para la verificación de la calidad del diseño de un determinado tipo de transformador.
    Prueba de "Rutina": Sirven para la verificación del proceso de fabricación de cada unidad(calidad de la materia prima, construcción de la parte activa, ensamblaje, secado, etc.)
    Pruebas "Especiales": Tiene por objeto confirmar los requisitos particulares convenidos entre el usuario y el fabricante(nivel de ruido, prueba de aumento de temperatura por sobrecargas, determinación del valor de impedancia para secuencia cero, etc.)

  • Conclusión.

  • La realización de los protocolos de prueba para los transformadores de distribución es una parte muy extensa y de gran importancia ya que de nada sirve colocar una gran estructura y buenos cálculos cuando la parte operativa del transformador no se encuentra en buen estado, para evitar esto se debe exigir al fabricante la realización de todas las pruebas respectivas a los transformadores que vayan a ser colocados en funcionamiento pues así aseguramos una larga vida útil para los mismos.

  • Bibliografía.

  • DONALD,Fink. WAYNE,Beaty. Manual de Ingeniería Eléctrica. Editorial:McGraw Hill.1996. Edición original en inglés. Tomo I-II.
    M.I.T..Circuitos Magnéticos y Transformadores. Editorial Reverte.697 p.p.
    Norma CADAFE. Aplicación de Equipos Tipo Pedestal. Especificaciones. Código: NT-DV-01-09-044-02.
    Norma CADAFE. Evaluación del diseño y de pruebas de transformadores.
    CABELLO,Jesús. Diagnóstico precoz de fallas en transformadores. Editorial PURIMIN C.A.
    ABB. Pruebas de control sobre transformadores.
    CAMACHO,Alberto. Criterios sobre diseño y construcción de redes de distribución subterránea.
    Pruebas de control de Transformadores. Editorial Pauwels.