INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA
MECÁNICA Y ELÉCTRICA
METODOLOGÍA PARA PRUEBAS DE CAMPO A
TRANSFORMADORES DE POTENCIA MAYORES A
1 MVA
T E S I S
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO
ELECTRICISTA.
PRESENTAN:
JIMÉNEZ HERNÁNDEZ JESÚS.
PÉREZ MÉNDEZ JOSÉ ALEJANDRO.
SANTOS JUÁREZ JAVIER.
ASESORES:
ING. CASTRO LÓPEZ JAVIER.
ÍNDICE DE CONTENIDO
Página Resumen 8
Objetivo General 9
Introducción 10
CAPITULO I.- Principios de funcionamiento
1.- Metodología 12
1.1.- Fundamentos teóricos de los transformadores. 12
1.1.1.- Campo Magnético. 13
1.1.2.- Relación entre Densidad e Intensidad del flujo magnético
13
1.1.3.- Fuerza electromotriz (f.e.m) 14
1.1.4.- Inducción mutua y autoinducción 15
1.1.5.- Ley de Faraday 15
1.1.6.- Ley de Lenz 16
1.1.7.- La ley de Ampére 16
1.1.8.- La ley de Biot-Savart 16
1.2.- Clasificación de transformadores. 17
1.3.- Partes constitutivas de un transformador. 18
1.4.- Principios de operación del transformador. 19
1.4.1.-Polaridad de un Transformador 19
1.4.2.- El Transformador Ideal. 20
1.4.3.- Diagrama fasorial de un Transformador Ideal 21
1.4.4.- El Transformador Real. 22
1.4.5.- Diagrama fasorial de un Transformador Real 23
1.5- Condiciones de operación del transformador 23
1.5.1.- Transformador en vació. 24
1.5.2.- Transformador con carga. 24
1.6- Rendimiento de un transformador. 25
1.7.- Perdidas en los Transformadores. 26
1.8.- Relación de Transformación. 26
1.9.- Regulación de Tensión de un Transformador. 27
1.10.- Tipos de conexiones en los Transformadores. 27
CAPITULO II.- Normatividad
CAPITULO III.- Metodología del Mantenimiento Preventivo.
3.1.-Generalidades del Mantenimiento Preventivo para
Transformadores de Potencia
38
3.1.1.-Guía de inspección semanal. 39
3.1.2.-Guía de inspección mensual. 39
3.1.3.-Guía de inspección semestral. 40
3.1.4.-Guía de inspección anual. 41
3.1.5.-Guía de inspección a 3 años. 41
3.2.-Equipo a utilizar en las pruebas. 43
3.2.1.- Megger. 43
3.2.2.-Higrometro. 44
3.2.3.- TTR. 44
3.2.4.-Termómetro. 45
3.2.5.- Medidor del F.P. 45
3.2.6.- Ampérmetro. 46
3.2.7.- Vóltmetro. 46
3.2.8.- Transformador de Corriente (TC). 47
3.2.9.- Transformador de Potencial (TP). 47
CAPITULO IV.- Especificaciones de las Pruebas de Campo.
4.1.- Metodología para las Pruebas de Campo 50
CONCLUSIONES 56
ANEXO A
A.1 Procedimiento para realizar la prueba de punto de rocío. 58
A.2 Procedimiento de prueba del higrometro alnor. 58
A.3 Recomendaciones al aplicar el metodo descrito 59
ANEXO B
B.1 Condiciones para la prueba de resistencia de aislamiento y factor de disipación.
63
B.2 Tensión de prueba. 63
B.3 Factor de corrección por temperatura. 64
ANEXO C
C.1 Voltajes recomendados para la prueba de factor de potencia en transformadores de potencia llenos con aceite.
66
C.2 Voltajes de prueba recomendados para transformadores de potencia sumergidos en aceite, pero que se desean probar en la ausencia de este (no bajo vacío).
66
C.3 Voltajes recomendados para prueba de transformadores del tipo seco.
67
ANEXO D
D.1 Método de caída de tensión para la medición de la resistencia óhmica de los devanados.
68
ANEXO E
E.1 Generalidades para probadores de rigidez dieléctrica. 71
E.2 Comportamiento de los aceites. 71
ANEXO F
F.1 Generalidades para la prueba de relación de transformación.
72
ANEXO G
G.1 Tensiones nominales de operación bajo prueba. 75
ANEXO H
H.1 Seguridad e Higiene. 77
GLOSARIO 78
BIBLIOGRAFÍA 80
ÍNDICE DE FIGURAS Y TABLAS FIGURAS
Figura 1.1 Diagrama vectorial del campo magnético. [5] 13
Figura 1.2 Diagrama Físico del transformador de potencia. [10] 18
Figura 1.3 Diagrama del Transformador elemental. [6] 19
Figura 1.4 Diagrama de convección de puntos. 19
Figura 1.5 Diagrama del Transformador Ideal. [6] 20
Figura 1.6 Circuito Equivalente del Transformador Ideal. [8] 21
Figura 1.7 Diagrama fasorial del transformador Ideal. [8] 22
Figura 1.8 Circuito del Transformador Real. [6] 22
Figura 1.9 Circuito Equivalente del Transformador Real. [8] 23
Figura 1.10 Diagrama fasorial del transformador Real. [8] 23
Figura 1.11 Transformador en vació. [6] 24
Figura 1.12 Transformador con carga. [6] 25
Figura 1.13 Conexión Delta-Delta. [9] 28
Figura 1.14 Conexión Delta-Estrella. [9] 28
Figura 1.15 Conexión Estrella-Estrella. [9] 29
Figura 1.16 Conexión Estrella-Delta. [9] 29
Figura 1.17 Megger [6] 43
Figura 1.18 Transformer Turn Ratio (T.T.R.)[6] 45
Figura 1.19 Circuito simplificado del medidor de F.P.[6] 45
Figura 1.20 Panel de la unidad de medición y transformación de un medidor de F.P. de 10 kv, tipo M2H.[6]
46
Figura A1.- Grafica de Equilibrio de Humedad. [6] 60
Figura A2.- Conversión de punto de Rocío a presion de vapor. [6] 61
Figura A3.- Conexión del higrómetro de hielo seco. [6] 62
FIGURAS
Figura B1.- Conexión del Transformador para la prueba de Resistencia de Aislamiento.[6]
64
Figura C1.- Conexión del Transformador para la prueba de Factor de Disipación o Potencia. [6]
67
Figura D1. Conexiones para la medición de resistencia por el método de caída de tensión. [1]
68
Figura D2.- Conexión del Transformador para la prueba de Resistencia Óhmica de los Devanados conectados en Delta-Estrella. [6]
69
Figura D3.- Conexión del Transformador para la prueba de Resistencia Óhmica de los Devanados conectados en Estrella- Delta. [6]
70
Figura E1.- Conexión del Medidor de riguidez dielectrica del aceite. 71
Figura F1.- Conexión del Transformador para la prueba de Relación de Transformación conectados en Delta-Estrella. [6]
73
Figura F2.- Conexión del Transformador para la prueba de Relación de Transformación conectados en Estrella- Delta. [6]
74
Figura G1.- Conexión del Transformador para la prueba de Corriente de Exictacion conectados en Delta-Estrella. [6]
75
Figura G2.- Conexión del Transformador para la prueba de Corriente de Exictacion conectados en Estrella-Delta. [6]
76
TABLAS
Tabla 1.- fundamentos teóricos de los transformadores 12
Tabla 2.- clasificación de los transformadores 17
Tabla 3.1.- ventajas y desventajas generales en aplicación de pruebas 34
Tabla 3.2.- ventajas y desventajas generales en aplicación de pruebas. 35
Tabla B1.- lecturas requeridas para la resistencia de aislamiento 63
Tabla B2.- factores de corrección por temperatura para la resistencia de aislamiento.
65
Tabla C.1 voltajes recomendados para la prueba de factor de potencia en transformadores de potencia llenos con aceite.
66
Tabla C.2 voltajes de prueba recomendados para transformadores de
potencia sumergidos en aceite, pero que se desean probar en la ausencia de este (no bajo vacío).
66
Tabla C3 voltajes recomendados para prueba de transformadores del tipo seco.
67
Tabla E.1 comportamiento de los aceites. 71
SIMBOLOGÍA Y ABREVIATURAS ABREVIATURAS
a Relación de transformación. B Densidad de flujo magnético. e Fuerza Electromotriz inducida
EP Tensión inducida al devanado primario.
ES Tensión inducida al devanado secundario.
f Frecuencia.
f.e.m Fuerza Electromotriz F Fuerza.
fLP Flujo en el lado primario. fLS Flujo en el lado secundario.
G0p Conductancia en el devanado primario. H Intensidad del campo magnético.
H1 Boquilla 1 del devanado de Alta Tensión. H2 Boquilla 2 del devanado de Alta Tensión.
I Intensidad de Corriente Eléctrica dada en Amperes.
I(h+e) Corriente de Perdidas.(Histéresis)
Im Corriente magnetizante.
Ip Corriente nominal en el devanado primario.
I*r Caída de potencial
Is Corriente nominal en el devanado secundario.
ip0 Corriente en vació del devanado primario.
is0 Corriente en vació del devanado secundario.
-jB0p Susceptancia en el devanado primario.
Rendimiento de un transformador. N Espiras de alambre.
Np Número de espiras en el devanado primario. Ns Número de espiras en el devanado secundario.
P Potencia.
q Carga.
r Resistencia
Rp Resistencia del devanado primario. Rs Resistencia del devanado secundario.
S Superficie del conductor
v Velocidad
Vp Tensión primario nominal a plena carga
Vs Tensión secundaria sin carga
Vp(t) Tensión primaria con respecto al tiempo.
Vs(t) Tensión secundaria con respecto al tiempo. Xp Reactancia en el devanado primario.
SIMBOLOGÍA.
α Ángulo formado entre el conductor y la dirección del campo
máx flujo máximo que circula en el núcleo
μ
o Permeabilidad magnética del medio en el que aparece el campo magnético igual a 4πx10-7H/m en el vacío.Φ Flujo magnético
φd1 Flujo disperso del primario
ω 2πf [radianes/segundo]
φ
d Variación del flujo magnético.
RESUMEN
La invención del transformador y los desarrollos de las fuentes de corriente alterna, resolvieron los graves problemas que tenía la distribución de energía eléctrica en corriente continua. Si se eleva por ejemplo en diez veces la tensión en la distribución, la corriente se reduce justamente en esas diez veces, con lo que las caídas de tensión también se reducen en ese factor, y las pérdidas en los cables en 100 veces, por lo tanto nos damos cuenta que son equipos muy importantes en el sistema eléctrico
Con base en diversas pruebas experimentales se desarrollaron técnicas sistematizadas estableciendo los métodos de prueba para extender la vida útil de los transformadores de potencia con base en los fundamentos teóricos que rigen el funcionamiento de los transformadores
La realización de los métodos de prueba para los transformadores de potencia se uso para colocar una estructura en base a normas de diversas compañías con el fin de tener un control efectivo del estado de los transformadores de potencia, para así asegurar una larga vida útil para los mismos.
En el presente trabajo de tesis se propone realizar una metodología para las pruebas de campo a los transformadores de potencia con que se determina la calidad en que se encuentran los componentes del equipo para extender su vida útil, aplicando las normas adecuadas.
OBJETIVO
INTRODUCCIÓN
Los transformadores de potencia son maquinas eléctricas capaces de elevar, reducir o mantener los niveles de tensión y corriente sin variar la frecuencia; la principal función de los transformadores es cambiar los parámetros de la energía eléctrica.
El primer sistema de distribución de electricidad lo puso en servicio Edison, en Nueva York, en el año 1882. Se trataba de una pequeña central eléctrica que suministraba corriente continua a 120V. Esta tensión tan baja requería que por los cables circulasen grandes corrientes, lo que daba lugar a enormes caídas de tensión y enormes pérdidas, de modo que en la práctica una central sólo podía alimentar a una manzana.
Conforme la industria eléctrica fue teniendo un mayor crecimiento la dificultad de transmitir la energía eléctrica de un lugar a otro fue haciéndose mas evidente, debido a que en un principio los circuitos eléctricos eran a base de corriente directa a un bajo voltaje, el cual los hacia sumamente ineficientes para la transmisión de la energía eléctrica a distancias considerablemente grandes. Se vio entonces con la necesidad para que de alguna manera se elevara el voltaje entre el centro de generación y los de consumo (hogares, industrias y comercios), facilitando asi la transmisión de la energía a grandes distancias, necesidad que fue cubierta por el transformador de potencia en corriente alterna.
En general en casi todos los sistemas importantes de generación y distribución de energía eléctrica en el mundo son, hoy en día, sistemas de corriente alterna trifásicos. Por tanto los sistemas trifásicos desempeñan un papel importante en la vida moderna, es necesario entender la forma como los transformadores se utilizan en ella.
CAPÍTULO I
1.- METODOLOGÍA.
La metodología (meta = a través de, fin; oídos = camino, manera; lógos = teoría, razón, conocimiento): es la teoría acerca del método o del conjunto de métodos.
La metodología es normativa (valora), pero también es descriptiva (expone) o comparativa (analiza). La metodología estudia también el proceder del investigador y las técnicas que emplea.
Método y metodología son dos conceptos diferentes. El método es el camino que conduce al conocimiento es un procedimiento o conjunto de procedimientos que sirven de instrumentos para lograr los objetivos de la investigación, mientras que la metodología es el estudio del método, es decir, es el estudio analítico y critico de los métodos de investigación, asi como el enlace entre el sujeto y el objeto de conocimiento. Sin ella es prácticamente imposible logra el camino que conduce al conocimiento científico
1.1.- FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LOS TRANSFORMADORES.
El transformador es una Máquina estática que por inducción electromagnética transfiere energía eléctrica modificando valores de tensión y corriente del devanado primario al devanado secundario utilizando el mismo valor de frecuencia. Para entender su funcionamiento, se explican las leyes que rigen su comportamiento; así como los fenómenos eléctricos que se presentan en la maquina que a continuación se describen.
Campo Magnético
Relación entre Densidad e Intensidad del flujo magnético
Fuerza electromotriz (f.e.m) Fenómenos
Eléctricos
Inducción mutua y autoinducción
Ley de Faraday
Ley de Lenz
La ley de Ampére TRANSFORMADOR
(principios de funcionamiento)
Leyes
[image:13.612.83.527.442.670.2]La ley de Biot-Savart
1.1.1.- CAMPO MAGNÉTICO
El campo magnético es una propiedad del espacio por la cual una carga eléctrica
puntual de valor “q” que se desplaza a una velocidad “v”, sufre los efectos de
una fuerza que es perpendicular y proporcional tanto a la velocidad como a una propiedad del campo, llamada densidad de flujo magnético. Así, dicha carga percibirá una fuerza descrita como:
qvB
F
=
Donde:
F = Fuerza q = carga v = velocidad
B = densidad de flujo magnético
(En la figura 1.1 que tanto “F” como “v” y “B” son magnitudes vectoriales y el producto cruz es un producto vectorial que tiene como resultante un vector
perpendicular tanto a “v” como a “B”).
1.1.2.-RELACIÓN ENTRE DENSIDAD E INTENSIDAD DEL FLUJO MAGNÉTICO
[image:14.612.194.418.357.547.2]El nombre campo magnético se ha usado informalmente para dos tipos de campos vectoriales diferentes, que se denotan normalmente como H y B. El primero es el que técnicamente se denominó "campo magnético", y a B se le denominó con el término secundario de "inducción magnética". Sin embargo, actualmente se considera que la inducción magnética es una entidad más básica o fundamental y tiende a ser llamado "campo magnético", excepto en algunos contextos donde es importante distinguir entre ambos.
Figura 1.1 Diagrama vectorial del campo magnético. [8]
La diferencia entre B y H es que H describe cuan intenso es el campo magnético en la región que afecta, mientras que B es la cantidad de flujo magnético por unidad de área que aparece en esa misma región. Sin embargo, muchos autores prefieren referirse a un campo magnético principalmente en términos de su densidad de flujo B.
B y H se relacionan de la siguiente manera:
oH
B
=
μ
Donde:
μ
o : es la permeabilidad magnética del medio en el que aparece el campo magnético igual a 4πx10-7H/m en el vacío.Para determinar la expresión del campo magnético producido por una corriente se emplean dos leyes: la ley de Biot-Savart y la ley de Ampére.
1.1.3.- FUERZA ELECTROMOTRÍZ (f.e.m)
La fuerza electromotriz (f.e.m.) es toda causa capaz de mantener una diferencia de potencial entre dos puntos de un circuito abierto para producir una corriente eléctrica en un circuito cerrado. La f.e.m. se mide en volts, al igual que el potencial eléctrico.
Se define como el trabajo que el generador realiza para pasar por su interior la unidad de carga positiva del polo negativo al positivo, dividido por el valor en Coulombs de dicha carga.
Esto se justifica en el hecho de que cuando circula esta unidad de carga por el circuito exterior al generador, desde el polo positivo al negativo, es necesario realizar un trabajo o consumo de energía (mecánica, química, etcétera) para transportarla por el interior desde un punto de menor potencial (el polo negativo al cual llega) a otro de mayor potencial (el polo positivo por el cual sale).
Se relaciona con la diferencia de potencial V entre los bornes y la resistencia
interna r del generador mediante la fórmula E = V + Ir (el producto Ir es la caída de
potencial que se produce en el interior del generador a causa de la resistencia óhmica que ofrece al paso de la corriente). La f.e.m. de un generador coincide con la diferencia de potencial en circuito abierto.
La fuerza electromotriz de inducción (o inducida) en un circuito cerrado es igual a
la variación del flujo de inducción Φ del campo magnético que lo atraviesa en la
unidad de tiempo, lo que se expresa por la fórmula:
dt
d
e
=
φ
(Ley de Faraday)(1.2)
1.1.4.- INDUCCIÓN MUTUA Y AUTOINDUCCIÓN
En sus primeras experiencias sobre el fenómeno de la inducción electromagnética Faraday empleó dos bobinas arrolladas una sobre la otra y aisladas eléctricamente. Cuando variaba la intensidad de corriente que circulaba por una de ellas, se generaba una corriente inducida en la otra. Este es, en esencia, el
fenómeno de la inducción mutua, en el cual el campo magnético es producido
por una corriente eléctrica. La variación de la intensidad de corriente en una bobina da lugar a un campo magnético variable. Este campo magnético origina un flujo magnético también variable que atraviesa la otra bobina e induce en ella, de acuerdo con la ley de Faraday-Henry, una fuerza electromotriz. Cualquiera de las bobinas del par puede ser el elemento inductor y cualquiera el elemento inducido, de ahí el calificativo de mutua que recibe este fenómeno de inducción.
El fenómeno de la autoinducción, como su nombre indica, consiste en una
inducción de la propia corriente sobre sí misma. Una bobina aislada por la que circula una corriente variable puede considerarse atravesada por un flujo también variable debido a su propio campo magnético, lo que dará lugar a una fuerza electromotriz autoinducida. En tal caso a la corriente inicial se le añadirá un término adicional correspondiente a la inducción magnética de la bobina sobre sí misma.
1.1.5.- LEY DE FARADAY
La Ley de inducción electromagnética de Faraday (o simplemente Ley de Faraday) se basa en los experimentos que Michael Faraday realizó en 1831 y establece que si el flujo magnético eslabonado inducido en un circuito cerrado varia con respecto al tiempo, una f.e.m. es inducida en el circuito.
dt d e= φ
Donde:
e = es la fuerza electromotriz inducida
dt dφ
= es la tasa de variación temporal del flujo magnético Ф.
En el caso de un inductor con “N” vueltas de alambre, la fórmula anterior se transforma en:
dt
d
N
e
=
φ
(1.4)
1.1.6.- LEY DE LENZ
Los estudios sobre inducción electromagnética, realizados por Michael Faraday nos indican que en un conductor que se mueva cortando las líneas de fuerza de un campo magnético se produciría una fuerza electromotriz (f.e.m.) inducida y si se tratase de un circuito cerrado se produciría una corriente inducida. Lo mismo sucedería si el flujo magnético que atraviesa al conductor es variable.
La Ley de Lenz nos dice que las fuerzas electromotrices o las corrientes inducidas serán de un sentido tal que se opongan a la variación del flujo magnético que las produjo. Esta ley es una consecuencia del principio de conservación de la energía.
En este caso la Ley de Faraday afirma que la f.e.m. inducida en cada instante tiene por valor:
dt
d
e
=
−
φ
El signo negativo de la expresión anterior indica que la f.e.m. inducida se opone a la variación del flujo que la produce. Esta ley se llama así en honor del físico germano-báltico Heinrich Lenz, quien la formuló en el año 1834.
1.1.7.- LA LEY DE AMPÉRE
Si el conductor es muy largo y estrecho, el campo es aproximadamente uniforme y paralelo al eje en el interior del conductor, y es nulo fuera del conductor. En esta aproximación es aplicable la Ley de Ampére que nos dice que es la integral curvilínea de la intensidad magnética H, alrededor de un circuito cerrado es igual a la suma de los ampere-espiras a los cuales el camino esta concatenado.
∫
Hdl=NIEl primer miembro, es la circulación del campo magnético a lo largo de un camino
cerrado, y en el segundo miembro el término I se refiere a la intensidad que
atraviesa dicho camino cerrado.
1.1.8.- LA LEY DE BIOT-SAVART
La ley de Biot-Savart dice que en todo conductor bajo la acción de un campo magnético y por el cual circula una corriente eléctrica queda sometida a la acción de una fuerza que lo hace desplazarse a través del campo. La cual puede expresarse como:
dinas Bl
F
10 1
=
(1.8)
(1.9)
1.2.- CLASIFICACIÓN DE TRANSFORMADORES
Los transformadores constan de dos partes esenciales el núcleo y los devanados, relacionados con otros elementos destinados a las conexiones mecánicas y eléctricas entre las distintas partes del sistema de enfriamiento y la protección de la máquina en general. En la construcción de transformadores existen aspectos que establecen diferencias entre tipos de transformadores, como por ejemplo el sistema de enfriamiento o bien en términos de su potencia y voltaje para aplicaciones, por lo cual se realiza la siguiente clasificación.
1.-Tipo columna (no acorazado)
a).-Por su núcleo 2.-Acorazado 3.-Envolvente 4.-Radial.
b).-Por numero de fases 1.-Monofásico 2.-Trifásico
c).-Por el numero de 1.-Dos devanados.
devanados 2.-Tres devanados. 1.-Aceite.
d).-Por medio refrigerante 2.-Aire.
3.-Liquido inerte 1.-OA.
2.-OW 3.-OW/A
e).-Por el tipo de 4.-OA/AF
enfriamiento 5.-OA/FA/FO
Clasificación de los 6.- FOA
Transformadores 7.-OA/FA/FOA 8.-FOW 9.-A/A 10.-AA/FA 1.- ∆ -∆
f).-Por las conexión de sus 2.- ∆-Y
devanados 3.- Y- Y 4.- Y-∆
1.-De Potencia 2.- Distribución 3.-Instrumento
g).-Por la operación 4.- Horno Eléctrico 5.- Ferrocarril 6.-Elevador 7.-Reductor 8.-Transferencia 1.- Regulación fija
[image:18.612.92.522.226.704.2]h).-Por la regulación 2.- Regulación variable con carga 3.- Regulación variable sin carga
1.3.- PARTES CONSTITUTIVAS DEL TRANSFORMADOR
[image:19.612.133.439.141.475.2]Para conocer físicamente a los transformadores es necesario mencionar las partes principales y auxiliares que lo conforman, las cuales se muestran en la siguiente figura:
1.- Válvula de filtro de aceite 2.- Tanque concertador 3.- Relevador de buchholz 4.-Válvula de filtro de aceite 5.- Ducto de válvula de alivio 6.- Boquillas de alta tensión 7.- Boquillas de bata tensión 8.- Ganchos de suspensión 9.- Terminal
10.- Tanque
11.- Cambiador de derivaciones
12.- Manija del cambiador de derivaciones 13.- Sujeción del núcleo y bobinas
14.- Gancho de sujeción de núcleo y bobinas ensamble 15.- Herraje
16.- Tornillo de presión de aceite
17.- Válvula de drenaje de aceite 18.- Rieles de enlace
19.- Tope
20.- Tornillo de base 21.- Terminal de tierra 22.- Base de apoyo o rolar 23.- Bobina
24.- Placa de presión de bobina 25.- Núcleo
26.- Caja de terminales para dispositivos de protección 27.- Placa de datos
28.- Carátula del termómetro 29.- Radiadores
30.- Agujero de inspección 31.- Gancho de levantamiento 32.- Carátula de nivel de aceite
1.4.- PRINCIPIOS DE OPERACIÓN DEL TRANSFORMADOR.
Para explicar el principio de funcionamiento del transformador en vació se ha utilizado el concepto de la ley de Faraday donde se menciona su operación de la siguiente forma.
En la figura 1.3 se observa que en el devanado "primario" recibe una tensión VP
que hará circular, por ella, una corriente alterna io. Esta corriente inducirá un flujo
magnético en el núcleo de hierro. Como el devanado "secundario" está arrollado sobre el mismo núcleo de hierro, el flujo magnético circulará a través de las espiras de éste. Al haber un flujo magnético que atraviesa las espiras del
"secundario" se generará por el alambre del secundario una tensión ES.
La razón de la transformación de tensión entre el devanado "primario" y el
"secundario" depende del número de vueltas que tenga cada uno.
Nota: Si no hay perdidas Vp=Ep
1.4.1.-POLARIDAD DE UN TRANSFORMADOR
En los transformadores reales es posible decir la polaridad secundaria, sólo si el transformador se encuentra abierto y sus bobinas examinadas. Para evitar esto, los transformadores usan la convección de puntos. Los puntos que aparecen en un extremo de cada bobina muestran la polaridad de la tensión y la corriente sobre el lado secundario del transformador. La relación es como sigue:
FIGURA 1.3 Diagrama del Transformador elemental. [10]
Si la tensión primaria es positiva en el extremo punteado de la bobina con respecto al extremo no punteado, entonces el voltaje secundario será también positivo en el extremo punteado. Las polaridades de tensión son las mismas con respecto al punteado en cada lado del núcleo. Si la intensidad primaria del transformador fluye hacia dentro del extremo punteado de la bobina primaria, la corriente secundaria fluirá hacia fuera del extremo punteado de la bobina secundaria.
1.4.2.- EL TRANSFORMADOR IDEAL
El funcionamiento de un Transformador ideal, se detalla en la figura 1.5, esta muestra que es una máquina sin pérdidas, con una bobina de entrada y salida. La relación entre la tensión y corriente de entrada y salida, se establece mediante dos
ecuaciones sencillas. El transformador tiene NP espiras de alambre sobre su lado
primario y NS de espiras de alambre en su lado secundario.
Cuando se aplica un voltaje VP de variación senoidal al devanado primario, circula
una corriente i0 formada por dos componente (Iφm) y I(h+e).
Si VP varia en forma senoidal la corriente de magnetización lo hace como función
coseno (circuito inductivo) originando el flujo (Φ) que eslabona los devanados
primario y secundario, (Ec.1.11).
t MAX ω
θ
φ = cos
Donde:
máx:es el flujo que circula en el núcleo.
ω=2πf [radianes/segundo]
El voltaje inducido de acuerdo con la ley de Faraday se expresa como:
dt d N
e=− φ
Aplicada al devanado primario se tiene:
P
MAX N
dt t d t sen
e=
θ
ω
(ω
)(1.11)
(1.12)
(1.13)
El valor instantáneo es:
MAX P
sen
t
fN
e
=
2
π
ω
θ
Si sen ωt = 1, se obtiene el valor máximo de la tensión inducida.
MAX P MAX fN
E =2π θ
El valor eficaz se obtiene dividiendo el valor máximo entre 2
MAX P
P N f
E =4.44 θ
1.4.3.- DIAGRAMA FASORIAL DE UN TRANSFORMADOR IDEAL
Para entender el funcionamiento del transformador ideal se requieren de algunas herramientas como son el diagrama eléctrico y el diagrama fasorial que nos describe su comportamiento cuando opera bajo ciertas condiciones.
Este diagrama no representa la magnitudes reales.
Se trazan las tensiones EP, ES en fase, inducidas por el flujo Ømáx originado por la
Imp (en fase).
La magnitud de (- EP) igual a VP, con signo negativo por la Ley de Lenz, en fase
con VP la corriente de pérdidas I(h+e),con la composición vectorial de las
corrientes se traza iP0.
(1.14)
(1.15)
(1.16)
1.4.4.- EL TRANSFORMADOR REAL.
El funcionamiento de un Transformador real, se detalla en la figura 1.8, esta nos muestra un transformador que consiste en dos bobinas de alambre enrolladas alrededor de un núcleo del transformador. La bobina primaria del transformador
está conectada a una fuente de tensión de C.A. y la bobina secundaria está en
circuito abierto.
La base del funcionamiento del transformador se puede derivar de la ley de Faraday
dt
d
e
=
φ
En donde φ es el flujo magnético ligado de la bobina, a través de la cual se induce
la tensión. El flujo ligado total es la suma de los flujos que pasan por cada vuelta de la bobina, sumando tantas veces cuantas vueltas tenga dicha bobina.
Y la ley de Faraday se puede escribir:
[image:23.612.160.452.345.431.2]dt d N eENTRADA= φ
FIGURA 1.7 Diagrama fasorial del transformador Ideal. [12]
(1.17)
(1.18)
1.4.5.- DIAGRAMA FASORIAL DE UN TRANSFORMADOR REAL
Con la resistencia y la reactancia del devanado primario, se toman en cuenta las caídas de tensión, el diagrama fasorial muestra el comportamiento y determina las magnitudes vectoriales.
La conductancia (Gop) y la susceptancia (-jBop), del núcleo, se determinan en forma experimental en la “Prueba de vacío”. Los parámetros del secundario, se consideran cuando se conecta la carga
1.5.- CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL TRANSFORMADOR
[image:24.612.103.543.186.312.2]Los transformadores se comportan de forma diferente cuando operan en vació o con carga por tal motivo a continuación se explica cada una de estas condiciones.
[image:24.612.159.456.421.561.2]1.5.1.- TRANSFORMADOR EN VACIÓ.
Considerando al transformador como en Fig.1.11, y si se le aplica una tensión V1,
al primario, circulará una corriente i0, denominada de corriente de vacío. Esta
corriente que circula por las espiras primarias N1, producirá un flujo principal:
0 1i N Δ =
φ
Este flujo variable senoidalmente, inducirá en el primario y secundario las Fuerzas Electromotrices:
dt d N
E1=− 1 φ
dt d N
E2=− 2 φ
Como, por razones del aislamiento, las N1espiras no pueden estar perfectamente
unidas al núcleo, por esta separación pasarán líneas de campo que no son concatenadas por el secundario y cierran en el aire, a las que llamaremos flujo
disperso del primario φd1.
La Fuerza Electromotriz E2se puede medir en vacío por lo que se le puede llamar
también “tensión secundaria en vacío” V2= E2
1.5.2.- TRANSFORMADOR CON CARGA.
[image:25.612.152.440.435.542.2]La carga eléctrica para el transformador es de acuerdo a sus características con un factor de potencia determinado, atrasado, adelantado o uno. La carga será para el secundario lo que condicione su operación y se reflejara hasta el primario; la corriente demandada por la carga obliga a tener mayor cantidad de flujo conservando la frecuencia entre el primario y el secundario, además del factor de potencia.
FIGURA 1.11 Transformador en vació. [10]
(1.19)
(1.20)
1.6.-RENDIMIENTO DE UN TRANSFORMADOR.
Los transformadores también se comparan y valoran de acuerdo con su eficiencia. El rendimiento de un transformador se puede conocer por medio de la siguiente ecuación: % 100 ENTRADA SALIDA P P = η % 100 ) ( SALIDA PÉRDIDA
SALIDA P P P + = η
La ecuación anterior se aplica a motores y generadores, así como a transformadores.
Los circuitos equivalentes del transformador facilitan mucho los cálculos de la eficiencia.
Hay tres tipos de pérdidas que se representan en los transformadores:
¾ Pérdidas en el cobre.
¾ Pérdidas por histéresis.
¾ Pérdidas por corrientes parásitas.
Para calcular la eficiencia de un transformador bajo carga dada, sólo se suman las pérdidas de cada resistencia y se aplica la ecuación 1.23
Puesto que la potencia es:
ϕ cos S S SALIDA V I
P =
la eficiencia puede expresarse por:
(1.22)
(1.23)
[image:26.612.156.468.87.177.2](1.24)
% 100 ) cos ( cos ϕ ϕ η S S NÚCLEO COBRE S S I V P P I V + + =
1.7.- PERDIDAS EN LOS TRANSFORMADORES
Las pérdidas que ocurren en los transformadores reales tienen que explicarse en cualquier modelo fiable de comportamiento de transformadores:
* Pérdidasen el cobre: Son las pérdidas por resistencias en las bobinas primaria y secundaria del transformador; son proporcionales al cuadrado de la corriente de dichas bobinas.
* Pérdidas de corrientes parásitas: Son las pérdidas por resistencia en el núcleo del transformador. Son proporcionales al cuadrado de la tensión aplicada al transformador.
* Pérdidas por histéresis: Están asociadas a los reacomodamientos de los dominios magnéticos en el núcleo durante cada medio ciclo. Ellos son una función compleja, no lineal, de la tensión aplicada al transformador.
* Flujo de dispersión: Los flujos ΦP y ΦS que salen del núcleo y pasan solamente
a través de una de las bobinas de transformador son flujos de dispersión. Estos
flujos escapados producen una autoinductancia en las bobinas primaria y
secundaria y los efectos de esta inductancia deben tenerse en cuenta.
1.8- RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN
La relación de transformación nos dice que las tensiones inducidas en el primario y secundario, se relacionan unas a otras en el numero de espiras del primario y secundario expresándolo de la siguiente forma
S P S P P S S P E E a N N I I V V = = = =
Donde NP, NS son el número de espiras, IP e IS son las corrientes del primario y
secundariorespectivamente, VP y VS son las tensiones del primario y secundario.
La relación entre la tensión VP aplicada al lado primario del transformador y la
tensión VS inducido sobre su lado secundario es:
a N N V V S P S
P = =
En donde a se define como la relación de espiras del transformador.
(1.25)
(1.26)
La relación entre la corriente ip0 que fluye en el lado primario del transformador y la
corriente is0 que fluye hacia fuera del lado secundario del transformador es
0 0 *
* P S S
P i N i
N = a i i S P 1 0 0 =
En términos de cantidades fasoriales, estas ecuaciones son
a V V S p = a I I S P = 1
1.9.- REGULACIÓN DE TENSIÓN DE UN TRANSFORMADOR.
Para obtener la regulación de tensión en un transformador se requiere entender las caídas de tensión que se producen en su interior.
El circuito equivalente del transformador simplificado de la figura 1.9 nos muestra los efectos de la rama de excitación en la regulación de tensión del transformador puede ignorarse, por tanto solamente las impedancias en serie deben tomarse en cuenta.
La regulación de tensión de un transformador depende tanto de la magnitud de estas impedancias como del ángulo fase de la corriente que circula por el transformador.
La regulación de tensión, es la variación de la tensión en el secundario, expresada en % de la tensión nominal del mismo, que se produce al conectar una carga y manteniendo constante la tensión aplicada al primario, luego entonces:
100
% x
Vs Vs Es
REG= −
Donde:
Es: tensión primario nominal a plena carga.
Vs: tensión secundaria sin carga
1.10.- TIPOS DE CONEXIONES EN LOS TRANSFORMADORES.
En los sistemas polifásicos, se entiende por conexión las forma de enlazar entre si, los devanados de las distintas fases. En los transformadores trifásicos, los devanados pueden estar montados en una de las siguientes conexiones más
(1.28)
(1.29)
(1.30)
CONEXIÓN DELTA-DELTA
La conexión delta-delta en transformadores trifásicos se emplea normalmente en lugares donde existen tensiones relativamente bajas; en sistemas de distribución se utiliza para alimentar cargas trifásicas a 3 hilos.
Esta conexión presenta la desventaja de no tener hilo de retorno; en cambio tiene la ventaja de poder conectar los devanados primario y secundario sin defasamiento.
CONEXIÓN DELTA-ESTRELLA
[image:29.612.155.467.221.352.2]Esta conexión se emplea en los sistemas de transmisión en los que es necesario elevar las tensiones de generación. En sistemas de distribución es conveniente su uso debido o que se pueden tener 2 tensiones diferentes (entre fase y neutro).
FIGURA 1.13 Conexión Delta-Delta [13]
[image:29.612.176.433.506.628.2]CONEXIÓN ESTRELLA-ESTRELLA
Esta conexión se emplea en tensiones muy elevadas, ya que se disminuye la cantidad de aislamiento.
Tiene la desventaja de no presentar oposición a las armónicas impares; en cambio puede conectarse a hilos de retorno.
CONEXIÓN ESTRELLA-DELTA
Se utiliza esta conexión en los sistemas de transmisión de las subestaciones receptoras cuya función es reducir las tensiones. En sistemas de distribución es poco usual, se emplea en algunas ocasiones para distribución rural a 20 kV.
CONEXION DELTA ABIERTA – DELTA ABIERTA
Esta se puede considerarse como una conexión de emergencias en transformadores trifásicos, ya que si en un transformador se quema o sufre una avería cualquiera de sus fases, se puede seguir alimentando las cargas trifásicas operando el transformador o dos fases, solo que su capacidad disminuye aun 58.8% aproximadamente.
Los transformadores trifásicos en V-V se emplean en sistemas de baja capacidad y usualmente operan como auto transformadores.
FIGURA 1.15 Conexión Estrella-Estrella [13]
CAPÍTULO II
CAPÍTULO II
En el capítulo anterior se definieron los fundamentos teóricos, leyes importantes que rigen el funcionamiento de transformadores, asi mismo se realizo una clasificación, y se mencionaron sus partes constitutivas, en donde además se explico las condiciones y conexiones de operación del equipo.
En este capítulo se mencionan las normas y especificaciones que se aplican a transformadores y materiales componentes del equipo, además de la comparación de normas y especificaciones utilizadas en la Comisión Federal de Electricidad, por la Compañía de Luz y Fuerza del Centro y PEMEX, debido a que los transformadores son máquinas pasivas, es difícil evaluar el estado de uno, en relación con otro, por lo que es necesario hacer la comparación de normas para así poder elegir y aplicar de forma correcta las condiciones iniciales que requiere cada norma, para la obtención de resultados exactos.
2.1.-NORMAS Y ESPECIFICACIONES
La elección correcta de una norma de transformadores no es tarea que se pueda tomar a la ligera, por lo que el conocimiento a fondo de esta máquina es indispensable para todo ingeniero eléctrico, por otra parte, poner fuera de servicio un transformador de potencia representa un serio problema para las empresas que se ocupan de prestar servicio de electricidad a las comunidades, ya que ello siempre trae consigo un apagón prolongado de un sector poblacional.
La interrupción de las operaciones del transformador es causada intempestivamente por una falla del equipo, pues a los inconvenientes mencionados se añade el costo de reparación o reposición del transformador.
A continuación se mencionan las normas utilizadas en pruebas de transformadores de potencia, en las cuales se hará una comparación de las mismas para saber cual se debe elegir y aplicar de forma correcta las condiciones iniciales que requiere cada norma, para la correcta interpretación de resultados.
Por lo tanto se realizara una evaluación para el desarrollo de una metodología para el mantenimiento preventivo de los transformadores de potencia en campo, y asi obtener un criterio propio de aceptación en las pruebas, las normas a evaluar son las siguientes:
¾ NMX-J-169-ANCE-2004 (Norma Mexicana ANCE Transformadores y Auto transformadores de Distribución y Potencia-Métodos de Prueba)
¾ NMX-J-123-ANCE-2001 (Norma Mexicana ANCE Transformadores-Aceites Minerales Aislantes para Transformadores, Especificaciones, Muestreo y Métodos de Prueba))
¾ NRF-144-PEMEX-2005 TRANSFORMADORES DE POTENCIA
¾ CFE-k0000-06 (gerencia de distribución Transformadores, Autotransformadores y Reactores de Potencia.)
Las normas anteriores se relacionan y cumplen con la Ley Federal sobre
Las normas mexicanas como indica la Ley Federal sobre Metrología y Normalización tienen la finalidad de establecer características y/o especificaciones que deban reunir los productos y procesos cuando éstos puedan constituir un riesgo para la seguridad de las personas o dañar la salud humana, animal, vegetal, el medio ambiente general y laboral, o para la preservación de recursos naturales.
Durante el análisis de las pruebas se originan algunos errores que dependen de su forma de aplicación. Para reducir estos errores se utilizan las normas y especificaciones de cada una para tener un control de datos precisos y confiables de las pruebas que se deben realizar, con las que, para la misma industria, resultan menores perdidas de eficiencia del equipo.
Por lo tanto también se enfoca en productos utilizados como materias primas o materiales para la fabricación y ensamble del Transformador de potencia sujeto al cumplimiento de normas mexicanas en base a las pruebas.
Los requisitos de los transformadores y criterios específicos de prueba, no son parte de esta comparación, éstos están contenidos en las normas del producto correspondiente ya que al realizar la comparación de normas se encuentran, las especificaciones y/o procedimientos de elaboración de las pruebas de Transformadores de potencia, asi como también las características que deben reunir los equipos, materiales y dispositivos, para evaluar el buen estado de los componentes del equipo.
Por otra parte es necesario que en el lugar donde se aplican las pruebas, la distribución de pasos a seguir se efectúe sujeto a las normas correspondientes y equipos necesarios para los diversos casos de aplicación.
La ventaja que tiene la aplicación de las normas a frente a cada parte del transformador radica en que se puede tener un mejor funcionamiento y eficiencia de la maquina.
En el caso del aislamiento eléctrico entre los devanados de un transformador es la capacidad que tiene el transformador de soportar diferencias de tensiones altas, sobre todo, entre el primario y el secundario por ello se produce el desgaste de los mismos, es necesario saber la condición del aislamiento realizando las pruebas necesarias.
La ventaja de disponer de un buen aislamiento proporciona seguridad en la operación para el usuario y equipos secundarios.
Transformadores de potencia trifásicos y monofásicos, en líquido aislante para instalaciones industriales.
Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de las pruebas de campo de los Transformadores de potencia, los certificados de pruebas de fábrica, planos y diagramas, información técnica necesaria para su correcta operación y mantenimiento.
Las pruebas que se realizan respecto a las normas ya mencionadas se colocan de dos formas principales en las que se manejan comúnmente a los Transformadores de potencia en relación en puesta en servicio y mantenimiento preventivo.
En relación a las pruebas de campo se muestra la siguiente tabla con las pruebas de campo divididas en ventajas y desventajas generales al ser aplicadas de forma correcta.
PRUEBA VENTAJA DESVENTAJA
Punto de Rocío
Se conoce la temperatura a la cual la humedad presente comienza a condensarse sobre la superficie en contacto con el gas en el tanque del Transformador.
No se conoce la humedad residual de los aislamientos que provocan
óxidos que dañan a los mismos aislamientos
Resistencia de Aislamiento
Se conoce el aislamiento de los devanados individuales a tierra y/o entre devanados del Transformador.
No se conoce la resistencia del aislamiento y pude existir un
desgaste en los devanados provocando calor o pérdidas por
efecto Joule
Factor de disipación
Es otra manera de conocer las condiciones del aislamiento de los devanados del Transformador, pero ademas se detectan la humedad y suciedad en los mismos
No se conocen las condiciones del aislamiento de los devanados y pude existir un desgaste en los devanados provocando calor o pérdidas por
efecto Joule
Resistencia óhmica de los devanados
Se conocen las pérdidas I2R de los devanados, asi como la temperatura promedio de los devanados
No se conoce la resistencia dieléctrica del aislante de los devanados y estos pueden provocar
[image:35.612.115.496.317.675.2]corto circuito en los devanados y corrientes de fuga.
Tabla 3.1.- Ventajas y Desventajas generales en aplicación de pruebas
PRUEBAS DE
CAMPO A TR
ANSFORMADORES DE POTENCIA
(Puesta en s
e
rvicio y Mante
PRUEBA VENTAJAS DESVENTAJAS
Rigidez dieléctrica del aceite
Se conoce la contaminación con humedad del aceite e impurezas del mismo
No se conoce la tensión de ruptura del aceite el cual ocasiona un nivel de conducción en el aceite debido a
las impurezas y lodos creados por burbujas.
Relación de transformación
Se conocen las condiciones reales del transformador, en general se conoce la
identificación de espiras en corto circuito.
No se conocen los parámetros reales del transformador ocasionando variaciones y fallas debido al corto circuito en espiras.
Corriente de excitación
Se conocen los defectos en la estructura magnética del núcleo, desplazamiento angular de los devanados y fallas en el aislamiento entre vueltas o problemas en el cambiador de derivaciones.
No se conocen los niveles de corriente para hacer funcionar al
Transformador debido a que el núcleo del transformador puede tener magnetismo residual presente
como resultado de la desconexión del sistema de potencia, o como
muy frecuente ocurre, como resultado de las mediciones de resistencia óhmica de los devanados
(en las que es utilizada corriente directa).
PRUEBAS DE
CAMPO A TR
ANSFORMADORES DE POTENCIA
(Puesta en s
e
rvicio y Mante
[image:36.612.116.497.199.555.2]n im iento Prev ent ivo)
CAPÍTULO III
METODOLOGÍA DEL MANTENIMIENTO
CAPÍTULO III
El capítulo anterior se hablo de normas y especificaciones que se aplican a transformadores y materiales componentes del equipo, además de la comparación de normas y especificaciones utilizadas en diversas compañías, se evaluó el estado de uno, en relación con otro obteniendo ventajas y desventajas generales.
Se observo que estas pruebas se deben realizar de una forma metódica de acuerdo con las normas nacionales cumpliendo las especificaciones, para obtener resultados correctos en los parámetros de los elementos del transformador.
3.1.- GENERALIDADES DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Con base en las pruebas de campo que se realizan al equipo, el personal responsable del mantenimiento, tiene los argumentos suficientes para tomar la decisión de energizar o retirar de servicio un equipo que requiera mantenimiento. Para el mantenimiento del equipo, es conveniente considerar los aspectos siguientes:
a).- Archivo histórico, análisis de resultados y tendencias obtenidas en
inspecciones y pruebas.
b).- Las condiciones operativas de los equipos y las recomendaciones de los
fabricantes.
c).- Establecer las necesidades de mantenimiento, refacciones y herramienta
especial requerida para cada equipo.
d).- Formular las actividades de los programas de mantenimiento.
e).- Determinar actividades con prioridad de mantenimiento para cada equipo en
particular.
f).- Contar con personal especializado y competente para realizar las actividades
de mantenimiento al equipo y establecer métodos para su control.
Con el fin de tener un control efectivo y un medio que garantice datos precisos y confiables tanto de los resultados obtenidos, es conveniente el empleo de formas o de registros que contengan datos específicos de cada transformador.
El aspecto de periodicidad para la atención de los equipos y los dispositivos que conforman al transformador de potencia, es un concepto que ha venido variando significativamente con el tiempo; producto principalmente del continuo desarrollo tecnológico alcanzado tanto en el diseño y fabricación de tales componentes, como en la implementación de nuevas y mejores técnicas de prueba, verificación, supervisión, monitoreo y diagnóstico.
3.1.1.-GUÍA DE INSPECCIÓN SEMANAL.
NOTA: Antes de ejecutar este programa deben de seguirse las especificaciones de las pruebas del Capitulo IV.
Para una inspección semanal es necesario comprobar y reportar la corriente de
carga y corriente de excitación comparada con su corriente nominal del
transformador, la temperatura máxima y la relación de transformación.
Las partes que se deben checar cada semana en un transformador son:
¾ TERMÓMETRO.- Es necesario comprobar y reportar el valor que marca el indicador rojo de temperatura (se debe comparar con la temperatura nominal) con un imán regresar el indicador para que pueda volver a operar.
¾ INDICADORES DE NIVEL DEL FLUJO DE TEMPERATURA.- Se debe
checar su funcionamiento y anotar sus resultados (se debe comparar con los valores nominales).
¾ RADIADOR.- Se debe comprobar y reportar su operación si la parte superior esta caliente y la inferior mas fría, esta trabajando bien.
3.1.2.- GUÍA DE INSPECCIÓN MENSUAL.
NOTA: Antes de ejecutar este programa debe de desenergizarse el transformador y aplicar las medidas de seguridad indicadas en el anexo H, así como de seguir las especificaciones de las pruebas del Capitulo IV.
Para una inspección mensual es necesario comprobar y reportar las partes siguientes:
¾ INDICADORES DE NIVEL DE FLUJO, TERMÓMETROS E INDICADORES
DE FLUJO.- Checar y reportar su estado
¾ ALARMAS POR NIVEL, FLUJO Y TEMPERATURA, VENTILADORES Y
BOMBAS.- Comprobar y reportar su estado y su funcionamiento.
¾ TANQUE CONSERVADOR INDICADOR DE NIVEL E INSTRUMENTOS
DE MEDICION.-Verificar y reportar su estado, a si mismo reportar si existen fugas.
¾ CONEXIONES ELECTRICAS EXTERIORES.- Checar y reportar si hay señales de calentamiento.
¾ TABLERO DE CONEXIONES DEL SISTEMA DE CONTROL Y
3.1.3.- GUÍA DE INSPECCIÓN SEMESTRAL.
NOTA: Antes de ejecutar este programa debe de desenergizarse el transformador y aplicar las medidas de seguridad indicadas en el anexo H, así como de seguir las especificaciones de las pruebas del Capitulo IV.
Para una inspección semestral es necesario comprobar y reportar las partes siguientes:
¾ ACEITE O LÍQUIDO
DIELÉCTRICO.-Ejecutar las siguientes pruebas al aceite y reportar los resultados.
a) Color de aceite (normal u oxidado). b) Materias de suspensión o sedimentos. c) Contenido de agua.
d) Tensión superficial. e) Acidez
f) Rigidez dieléctrica (Kv de ruptura). g) Conclusiones sobre el estado de aceite.
¾ AISLAMIENTO.-
Ejecutar las siguientes pruebas al aislamiento y reportar resultados.
a) Resistencia de aislamiento entre las bobinas de alta tensión contra las
de baja tensión y tierra.
b) Resistencia de aislamiento entre las bobinas de baja tensión contra las
de alta tensión y tierra.
c) Checar y reportar si la estructura metálica del Transformador y el tanque
se encuentran conectados firmemente a tierra.
d) Checar y reportar si el neutro del transformador esta conectado
firmemente a tierra.
Para comprobar las conexiones a tierra se hace lo siguiente:
a) Asegurarse que la zapata del cable a tierra este conectada correctamente
y en buen estado, evitando así falsos contactos.
b) Mantener la humedad de las tierras y verificar la continuidad del cable.
¾ SISTEMA DE PROTECCIÓN.- Comprobar que las protecciones del transformador (relevadores de sobre carga, diferenciales, temperatura de presión de gas de flujo, etc.) funcionan correctamente desconectando el transformador oportunamente.
¾ BOQUILLAS TERMINALES APARTARRAYOS AISLADORES.- Checar y
¾ VALVULA DE ALIVIO CONTRA SOBRE PRESIÓN.- Revisar el diagrama de la válvula de alivio, cuando no hay tanque conservador.
3.1.4.- GUÍA DE INSPECCIÓN ANUAL.
Este programa debe ejecutarse en conjunto con el programa semestral.
NOTA: Antes de ejecutar este programa debe de desenergizarse el transformador y aplicar las medidas de seguridad indicadas en el anexo H, así como de seguir las especificaciones de las pruebas del Capitulo IV.
Para una inspección anual es necesario comprobar y reportar las partes siguientes:
¾ RELEVADOR SOBRE PRESIÓN.- Realizar lo siguiente:
a) Checar el estado fisco de las conexiones con el sistema de alarma y de disparo.
b) Comprobar el funcionamiento de relevador en base a sus respuestas de alarma y disparo.
¾ APARTARRAYOS.- Cuando se tengan manifestaciones de falta de protección de transitorios, si las tierras son buenas, habrá que reponer los apartarrayos
¾ CUERNOS DE ARQUEO.- Verificar su sujeción, estado y distancia entre ellos (corregir o reponer si es necesario).
3.1.5.- GUÍA DE INSPECCIÓN A 3 AÑOS.
Este programa debe de ejecutarse aun mismo tiempo con el programa semestral y
anual correspondiente, y siempre cuando sea critico cuales quiera de los
valores de:
a) Estado de aceite.
b) Estado de aislamiento.
c) Humedad.
d) Vibración y ruido magnético.
NOTA: Antes de ejecutar este programa debe de desenergizarse el transformador y aplicar las medidas de seguridad indicadas en el anexo H, así como de seguir las especificaciones de las pruebas del Capitulo IV.
Para una inspección a 3 años es necesario comprobar y reportar las partes siguientes:
a) Datos del aceite o líquido dieléctrico que tenía el transformador y con el que quedo (marca, nombre, clase, número y características, química del aceite).
b) El valor de rigidez dieléctrico del nuevo aceite. c) El valor de rigidez dieléctrica del aceite desechado.
d) Así mismo las características químicas que pudieron ocasionar la disminución del valor de rigidez.
NOTA: Antes de poner en servicio el transformador, asegúrese que la llave que conecta el tanque con el conservador, este abierta.
¾ DEVANADOS.- Verificar y reportar de los devanados lo siguiente:
a) Estado físico de aislamiento y depósito de sedimento sobre los mismos.
b) Estado de los conectores y conductores de los devanados. c) Estado de aislamiento solidó, chaquetas, separadores, etc.
d) Estado de vapor de agua en el aire (este último se realiza conforme a
la prueba de punto de rocío).
NOTA: Reparar y/o poner lo necesario.
¾ NUCLEO Y TANQUE.- Checar reportar y/o reponer si es necesario lo siguiente:
a) Estado del laminado (perdida de aislamiento, floja, chispeada, rota u oxidada).
b) Checar el estado interior de los radiadores y reportar (oxidación, sedimentos, fractura y/o repararse si es necesario, revisar, reportar). c) Checar reportar (si están obstruidos), reparar y/o reponerlos ductos de
circulación de aceite y aire.
¾ BOQUILLAS (BUSHING) TERMINALES Y RECONECTORES.- Reportar y/o reponer si es necesario lo siguiente:
a) Checa estado de las boquillas auxiliares del interior del transformador. b) Boquilla de aceite o baja tensión reportar su estado, si es necesario
cambiar registrar la causa y las características principales de las nuevas boquillas.
c) Estado de conectores (reparar y/o reponer si es necesario)
¾ CAMBIADOR DE DERIVACIONES (TAPS).- Reportar lo siguiente:
a) Reportar estado de cambiador (reparar o reponer si es necesario).
b) Reportar si se hicieron cambios en el cambiador de derivación e indicar cuales fueron así como los valores de los voltajes resultantes
¾ TANQUE.- Se debe realizar si es necesario lo siguiente:
a) Eliminar fugas (de existir) b) Limpiar exteriormente.
3.2.-EQUIPO A UTILIZAR EN LAS PRUEBAS.
3.2.1.- MEGGER
El Megger o Megóhmetro, es un instrumento con el cual se realiza el análisis del aislamiento de un cable o de un devanado de un transformador o de un motor para conocer la existencia de corrientes de fuga a través del aislamiento medido.
El Megger es un generador de Corriente continua el cual Normalmente tiene 2 cables (en algunos casos 3), los cuales son de color Rojo (+) y Negro (-), el tercero es GND y de color verde.
El funcionamiento consiste en aplicar al Megger un Voltaje entre el cable y su aislamiento entre el devanado del transformador y su cuba o entre los devanados del transformador con el fin de evaluar el estado de su aislamiento.
El Megger funciona bajo el principio de la ley de ohm ya que al aplicar una tensión de CC a un devanado se obtiene una corriente y por ende la resistencia medida será Volts/Amperes. Como se esperan corrientes de fuga del orden de micro amperes la medida se da en Megaohms (Ohms x 1000000).
La figura 1.17 muestra el diagrama elemental de conexiones del Megger
[image:44.612.157.426.467.698.2]3.2.2.-HIGROMETRO.
HIGRÓMETRO ALNOR.
El medidor de punto de rocío Alnor, se usa para determinar el punto de rocío de una mezcla de gas-vapor de agua. Cuando una mezcla de gas-vapor de agua se enfría, hay una temperatura a la cual el agua empezará a condensarse; por definición esta temperatura es conocida como punto de rocío.
La compañía Alnor fabrica tres tipos diferentes de instrumento para la medición del punto de rocío; para nuestro caso el más adecuado es el tipo No. 7000 U de 115 V A.C. 50/60 Hz o 7.5 V D.C., para operarlo con baterías.
La evaporación de la humedad en la ampolleta de un termómetro (se usan dos) baja la lectura de éste en relación con el otro termómetro, el cual indica la temperatura ambiente (real) del cuarto. Las temperaturas se comparan y luego se transforman en humedad relativa.
3.2.3.- TTR.
El medidor de relación de vueltas, Transformer Turn Ratio (T.T.R.) sirve para medir la relación de transformación y polaridad del transformador, que opera bajo el principio de que cuando dos transformadores que nominalmente tienen la misma relación de transformación y polaridad, y se excitan en paralelo, con la mas pequeña diferencia en la relación de alguno de ellos, se produce una corriente circulante entre ambos relativamente alta.
El equipo para medición de relación de transformación, está formado básicamente; por un transformador de referencia con relación ajustable desde “0” hasta “130”, una fuente de excitación de corriente alterna, un galvanómetro detector de cero corriente, un vóltmetro, un ampérmetro y un juego de terminales de prueba, contenidos en una caja metálica o de fibra de plástico. Para relaciones de transformación mayores de 130, a este equipo se le acoplan transformadores auxiliares.
En la actualidad, los TTR se dividen en dos grupos: monofásicos y trifásicos. Algunos fabricantes ofrecen TTR monofásicos que son capaces de medir por fase la relación de vueltas, corriente de excitación, desviación de fase, resistencia de los enrollamientos "X" & "H" y polaridad de la conexión de los enrollamientos "X" & "H" de transformadores de distribución y corriente, así como también de reguladores de tensión.
3.2.4.-TERMOMETRO.
Instrumento que sirve para medir la temperatura
3.2.5.- MEDIDOR DEL F.P.
El equipo de prueba de aislamiento F.P. mide la corriente de carga y Watts de pérdida, en donde el factor de potencia, capacitancia y resistencia de corriente alterna pueden ser fácilmente calculados para una tensión de prueba dado.
[image:46.612.91.526.74.317.2] [image:46.612.85.508.502.716.2]3.2.6.- AMPÉRMETRO.
Aparato que sirve para medir la intensidad de una corriente eléctrica en amperes, las bobinas de este tipo de instrumentos se diseñan para que puedan conducir
corrientes en el campo de 20 μA a 25 mA.
Idealmente se debe tener ampérmetros con cero resistencia, para no introducir alteraciones en los circuitos en los que se desea medir la corriente. Una medida de calidad de un ampérmetro, es el grado en que afecta al circuito donde se intercala, el ampérmetro se conecta en serie con el circuito a medir.
3.2.7.- VÓLMETRO.
Instrumento para medir el potencial eléctrico (tensión eléctrica) en volts, los vóltmetros de corriente directa más comunes se fabrican con sensibilidades de
1000 Ω/V, si bien se tienen sensibilidades normales de 5 000, 10 000 y 20 000
Ω/V.
La razón de fabricar vóltmetros con diferentes sensibilidades se puede comprender cuando se entiende que la corriente necesaria para operar el instrumento contribuye en la carga total de la fuente. Si la fuente es un generador grande, la corriente que toman los vóltmetros, aún los de más baja sensibilidad, no representa una carga significativa para la fuente, y la tensión se puede medir con exactitud sin importar la sensibilidad del vóltmetro. Si por el contrario, la fuente tiene una capacidad muy pequeña, la corriente requerida por el vóltmetro puede representar una carga excesiva, lo que evitaría hacer mediciones exactas de tensión.
FIGURA 1.20 Panel de la unidad de medición y transformación de un medidor de F.P. de 10 kv,
[image:47.612.130.472.67.297.2]