Transformador de distribución

Indice
1.
Introducción
2. Tipos de
transformadores.
3. Instalación de los
transformadores en los postes.
4. Comparación de grupo de
transformadores monofásicos VS. Los transformadores
trifásicos.
5. Transformadores montados en base de
concreto (pad mounted)
6. Faseo, identificación y
polaridad de los devanados de los
transformadores
7. Conclusión.
8. Bibliografía.

1.
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.

2. 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

3. 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.

4. 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.

5. 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

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.

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.

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.

6. 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.)

7.
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.

8.
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.

Autor:

Ingenio Solo