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Transformador de distribución




Enviado por ingenio12000



     

    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

    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.

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    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

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