REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD BICENTENARIA DE ARAGUA
VICERRECTORADO ACADEMICO
FACULTAD DE INGENIERIA
ESCUELA DE INGENIERIA ELECTRICA
MARACAY - VENEZUELA
“PROPUESTA DE UN BANCO DE PRUEBA PARA TRANSFORMADORES
DE DISTRIBUCIÓN EN LA EMPRESA CORPOELEC REGION 4, EDO.
ARAGUA, EN EL DEPARTAMENTO DE SECCION DE PRUEBA Y
MANTENIMIENTO DE EQUIPOS”
Trabajo Especial de Grado para optar al título de Ingeniero Electricista
Autor: Héctor Antonio Olivares Pérez
C.I: 18.388.920
E-Mail:
[email protected]
Tutor: Ing. Carlos Aguiar
CI N° 5.278.333
CIV N° 42.921
San Joaquín de Turmero, Febrero de 2010
i
CERTIFICACION DEL TUTOR
En mi carácter de Tutor del Trabajo Especial de Grado presentado por el
ciudadano Hector Antonio Olivares Pérez, para optar al Título de Ingeniero
Electricista, considero que dicho trabajo reúne los requerimientos y méritos
suficientes para ser sometido a la evaluación por parte del jurado examinador que se
le designe.
En la Ciudad de Maracay, a los 1 días del mes de febrero de 2010
____________________________
Ing. Carlos Aguiar
CI N° 5.278.333
CIV N° 42.921
ii
CERTIFICACIÓN DE REQUERIMIENTOS
Por medio de la presente, el Departamento de Mantenimiento
Especializado de la Empresa Corpoelec CADAFE, certifica que los resultados
obtenidos en el Trabajo Especial de Grado: “PROPUESTA DE UN BANCO DE
PRUEBA PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EN LA
EMPRESA
CORPOELEC
REGION
4
EDO.
ARAGUA
EN
EL
DEPARTAMENTO DE SECCION DE PRUEBA Y MANTENIMIENTO DE
EQUIPOS” desarrollado por el ciudadano Héctor Antonio Olivares Pérez, C.I
N°:18.388.920, cumple con los requerimientos establecidos al inicio de este proyecto.
Atentamente
______________________
Ing.: Maura Medina
iii
DEDICATORIA
Este logro va dedicado a todas las personas que me han demostrado su afecto
y han compartiendo conmigo penas y alegrías en algún momento de mi vida. Pero en
especial quiero dedicar este trabajo:
A Dios por darme la vida y permitirme alcanzar una meta muy anhelada, por
darme una familia maravillosa y guiar mis pasos día a día.
A mi madre Elizabeth a quien le debo lo que soy, por su apoyo y amor
incondicional, cariño, paciencia, pero sobre todo por ser mí amiga.
A mi padre Jesús, quien me ha apoyado en todo momento, de quien he
aprendido muchas cosas y por ser un gran ejemplo de trabajo, constancia y
dedicación.
A mi abuela que desde el cielo debe estar súper orgullosa al saber que su
nieto está a punto de ser un profesional.
A mi hermano Jesús, mis hermanas Yosmar y Laura, a quienes quiero mucho.
A mi tío Douglas que siempre me ha apoyado y ha estado conmigo en todo
momento.
A mi tía Mercedes que me apoyo mucho y estuvo pendiente en todo momento
de mi carrera.
A mi novia Yannett, quien estuvo conmigo en todo momento brindándome su
apoyo, cariño, comprensión y paciencia.
A todos y cada una de las personas que conforman mi familia que de alguna
manera estuvieron ahí cuando las necesite.
iv
AGRADECIMIENTOS
Los primeros agradecimientos de este trabajo van dirigidos a DIOS por darme
la vida pero sobretodo por permitirme estar entre ustedes compartiendo mi
satisfacción y alegría al culminar esta etapa de mi vida. Igualmente tengo que
agradecerles a muchas personas que me ayudaron e impulsaron a ser una mejor
persona.
A mis padres por apoyarme, tenerme paciencia y ayudarme a cumplir este
sueño, gracias ESTE TRIUNFO ES PARA USTEDES.
Al Ing. Carlos Aguiar quien ha sido mi tutor y me guió durante el desarrollo
de mi tesis.
Al Ing. Alexis López por brindarme su colaboración y facilitarme valiosa
información cuando la necesite.
Al técnico Luis Izquiel por su valiosa colaboración y disposición.
Al técnico Rubén Hernández por brindarme su apoyo y colaboración con mi
trabajo de grado.
Al señor Oswaldo Rivas, supervisor de planta de la empresa Caivet, por
brindarme su colaboración y conocimientos relacionados con mi trabajo de grado.
Al Ing. Gerardo Cortes y a la Lic. Cira, ambos de la empresa Caivet, por
permitir mi ingreso a la planta y poder observar el proceso de construcción de los
transformadores monofásicos incluyendo el control de calidad, que incluye las
pruebas a realizar con mi propuesta.
A la familia Morillo Piñuela, en especial a Diana y Euquedia quienes me
recibieron y estuvieron pendientes de mí.
A un amigo en especial como lo fue Jhonnatthan Irausquin con quien
compartí y pase mi mayor tiempo y con quien realizaba mis trabajos, talleres y
exposiciones donde quiera que estés GRACIAS y que DIOS TE BENDIGA
INGENIERO.
v
A mis amigos y compañeros de estudio Ronald González, Kelvin Saureque,
Mercedes Rojas, Vicente Figuera, Ernesto Zorrilla, Yamileth Solloum, Yosmer
Quintero, Francis Rodríguez, Carlos Mujica, Anny Riera, Luis, Elkar González,
Oswaldo Correa, Willian Rivero, Ever Izarra, Vicente landaeta, por todo lo que cada
uno de ustedes ha hecho por mí.
Al técnico Igor Palencia por toda su colaboración prestada en los laboratorios
de eléctrica.
Al personal de la empresa Corpoelec región 4, en especial al personal de
mantenimiento especializado.
vi
INDICE GENERAL
CONTENIDO
pp.
CERTIFICACION DEL TUTOR. .
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i
CERTIFICACION DE REQUERIMIENTOS.
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ii
DEDICATORIA.
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.
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iii
AGRADECIMIENTOS.
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.
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.
.
.
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iv
INDICE GENERAL.
.
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vi
LISTA DE FIGURAS.
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x
LISTA DE TABLAS .
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xii
LISTA DE GRAFICOS.
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.
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.
xiii
RESUMEN. .
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xiv
INTRODUCCION
1
CAPITULO
I EL PROBLEMA. .
.
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3
Planteamiento del Problema.
.
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.
3
Objetivos de la Investigación.
.
.
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.
.
.
5
Justificación de la Investigación. .
.
.
.
.
.
5
Alcance de la Investigación.
.
.
.
.
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7
Limitaciones de la Investigación. .
.
.
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8
II MARCO TEORICO.
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9
Antecedentes de la Empresa.
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.
9
Reseña Histórica de la Empresa.
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.
.
9
Antecedentes de la Investigación. .
.
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.
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16
Bases teóricas.
.
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.
.
18
El Transformador de Distribución.
.
.
.
.
.
18
vii
Expresiones Temporales del Transformador de Distribución. .
.
21
Tipos de Transformadores.
.
.
.
.
.
.
22
Característica de Construcción del Diseño del Transformador.
.
25
Característica de Diseño del Transformador. .
.
.
.
28
Dimensiones y Pesos para Transformadores de distribución Tipo Poste.
34
Niveles de Aislamiento. .
.
.
.
.
.
.
34
Funcionamiento de los Transformadores Durante los Cortocircuitos. .
35
Factores que Afectan los Componentes de los Transformadores de
Distribución.
.
.
.
.
.
.
.
.
36
Corrientes de Cortocircuito.
.
.
.
.
.
.
46
Efecto del Agua sobre el Sistema Aislante del Transformador.
.
48
Ensayo de Cortocircuito. .
.
.
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.
52
Ensayo en Vacio. .
.
.
.
.
.
.
.
56
Ensayo de Rutina.
.
.
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.
.
.
59
TILT II. .
.
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.
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.
.
74
Medidor del Factor de Potencia del Aislamiento.
.
.
.
76
Chispometro.
.
.
.
.
.
.
.
.
77
Medidor de Resistencia del Aislamiento.
.
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.
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78
III MARCO METODOLOGICO. .
.
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80
Tipo de Investigación.
.
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.
.
.
.
80
Área de la Investigación.
.
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.
.
.
81
Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos.
.
.
.
81
Técnicas de Análisis de Datos.
.
.
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.
82
Fases de la Investigación. .
.
.
.
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.
.
83
IV SITUACION ACTUAL. .
.
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.
.
.
.
85
Análisis de la Situación Actual.
.
.
.
.
.
.
85
Inspección y Ensayos de Rutina Actualmente Realizados por CADAFE. .
91
Inspección de Equipos.
.
.
.
.
.
.
.
91
Ensayos.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
92
Mantenimiento del Transformador. .
.
.
.
.
.
102
Ensayos Finales.
.
.
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.
.
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.
107
Flujograma del Proceso.
.
.
.
.
.
.
.
110
V LA PROPUESTA. .
.
.
.
.
.
.
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111
Presentación de la Propuesta.
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.
111
Estructura.
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.
.
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.
112
Fase I. .
.
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.
.
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112
Ensayos de Tensión Aplicada.
.
.
.
.
.
113
Ensayos de Tensión Inducida.
.
.
.
.
.
114
Ensayo de Medida de las Pérdidas Debidas a la Carga y Cortocircuito. 116
viii
Ensayo de medida de las Perdidas y la Corriente en Vacio.
.
119
Fase II.
.
.
.
.
.
.
.
.
120
Aplicación de la Ingeniería Básica.
.
.
.
.
120
Fase III.
.
.
.
.
.
.
.
.
122
Ensayo de Rutina. .
.
.
.
.
.
.
122
Generalidades.
.
.
.
.
.
.
.
122
Información General.
.
.
.
.
.
.
122
Utilización del Banco.
.
.
.
.
.
.
123
Pérdidas Debido a la carga Nominal.
.
.
.
.
123
Perdidas en Vacio y Corriente de Excitación.
.
.
.
127
Tensión Aplicada. .
.
.
.
.
.
.
128
Tensión Inducida. .
.
.
.
.
.
132
Fase IV.
.
.
.
.
.
.
.
.
135
Análisis Costo – Beneficios.
.
.
.
.
.
135
Retorno de la Inversión. .
.
.
.
.
.
136
VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. .
.
.
.
139
Conclusiones.
.
.
.
.
.
.
.
.
139
Recomendaciones. .
.
.
.
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.
.
141
Referencias Bibliográficas. .
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142
Anexos.
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.
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.
.
.
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144
Anexo “A” Glosario de Términos. .
.
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145
Anexos “B” formularios. .
.
.
.
.
.
.
150
Formulario 1. Inspecciones. .
.
.
.
.
.
151
Formulario 2.Prueba de Relación de Transformación.
.
.
153
Formulario 3. Prueba de Rigidez Eléctrica. .
.
.
.
154
Formulario 4.prueba de Corriente de Vacio. .
.
.
.
155
Formulario 5. Prueba de Aislamiento (MEGGER). .
.
.
156
Anexos “C” Planos. .
.
.
.
.
.
.
.
157
Plano A. Isometría. .
.
.
.
.
.
.
158
Plano B. Diagrama de Fuerza.
.
.
.
.
.
159
Plano C. Diagrama de Control.
.
.
.
.
.
160
ix
Planilla.
.
.
.
.
.
.
.
.
162
Anexos “F” Certificado de Calidad.
.
.
.
.
.
163
x
LISTA DE FIGURAS
Figura N°
pp.
1. Transformar con núcleos.
.
.
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20
2. Transformadores monofásicos con los flujos concatenados.
.
21
3. Transformador de distribución auto protegido.
.
.
.
22
4. Transformador de distribución convencional.
.
.
.
23
5. Transformador de distribución completamente auto protegido.
.
24
6. Transformador de distribución completamente auto protegido trifásico. 25
7. Tipos de conexión de transformadores monofásicos.
.
.
26
8. Tapa superior de seguridad. .
.
.
.
.
.
29
9. Bobinas para transformadores de distribución.
.
.
.
30
10. Núcleo y conjunto núcleo bobina.
.
.
.
.
.
30
11. Bushings para alta tensión. .
.
.
.
.
.
31
12. Bushings para baja tensión. .
.
.
.
.
.
32
13. Cambiadores de tono. .
.
.
.
.
.
.
33
14. Switche de doble voltaje.
.
.
.
.
.
.
33
15. Ondas típicas debido a descargas atmosféricas.
.
.
.
40
16. Ondas de choque.
.
.
.
.
.
.
.
41
17. Ondas transitorias de conexión.
.
.
.
.
.
45
18. Interruptor de dos tiempos. .
.
.
.
.
.
46
19. Tensiones normales de cortocircuito.
.
.
.
.
47
20. Comportamiento del transformador antes transitorio.
.
.
51
21. Modelo aproximado en vacio de transformador.
.
.
.
53
22. Modelo real del transformador.
.
.
.
.
.
56
23. Modelo aproximado en vacio del transformador.
.
.
.
57
xi
25. Diagrama de ensayo para medición de las perdidas debidos a la cargas. 63
26. Diagrama para el ensayo de medición de las perdidas y la corriente
en vacio. .
.
.
.
.
.
.
.
.
66
27. Diagrama para el ensayo por tensión inducida.
.
.
.
70
28. Diagrama de ensayo para la medición de la relación de vuelta de los
transformadores.
.
.
.
.
.
.
.
73
29. TILT II.
.
.
.
.
.
.
.
.
75
30. Conexiones del TILT II.
.
.
.
.
.
.
93
31. Conexiones de pinzas del TTR.
.
.
.
.
.
95
32. Conexiones del TTR al transformador para la relación 13800/120. .
96
33. Conexiones del TTR al transformador para la relación 13800/240. .
96
34. Toma de muestra de aceite. .
.
.
.
.
.
99
35. Muestra de lista para el ensayo.
.
.
.
.
.
99
36. Conexiones para corriente de vacío. .
.
.
.
.
101
37. Ensayo de pérdida debido a la carga nominal.
.
.
.
125
38. Ensayo de pérdida en vacio. .
.
.
.
.
.
128
39. Ensayo de tensión aplicada para el lado de alta tensión.
.
.
130
40. Ensayo de tensión aplicada para el lado de baja tensión.
.
.
131
xii
LISTA DE TABLAS
Tabla N°
pp.
1.
Niveles de aislamiento según el voltaje de operaciones.
.
.
. 28
2.
Dimensiones y peso para transformadores tipo postes.
.
. .
34
3.
Niveles de aislamiento para transformadores sumergidos en aceite. .
35
4.
Limites de sobre corriente aceptadas en transformadores de distribución. 35
5.
Análisis de los gases producidos por las descargas eléctricas producidas
en el seno del aceite. .
.
.
.
.
.
.
.
51
6.
Medición de las pérdidas debido a la carga. .
.
.
.
65
7.
Perdidas especificas por cadafe para el ensayo en vacio.
.
.
67
8.
Pérdidas totales especificadas por cadafe. .
.
.
.
68
9.
Costo unitario de material utilizado en la recuperación de transformadores. 89
10.
Costo de KVA x Bsf. .
.
.
.
.
.
.
90
11.
Relaciones de transformación preestablecida para 13800/120 v.
.
97
12.
Relaciones de transformación preestablecida para 13800/240 v.
.
97
13.
Conexiones del doble.
.
.
.
.
.
.
101
14.
Corriente máximo en vacio en % de la corriente nominal. .
.
102
15.
Factor de correcciones de temperatura de aislamiento.
.
.
109
16.
Factor de correcciones de temperatura.
.
.
.
.
126
17.
Tenciones de prueba para los devanados de acuerdo a los niveles de
aislamiento y tensiones nominales. .
.
.
.
.
.
132
18.
Inversión.
.
.
.
.
.
.
.
.
137
xiii
LISTA DE GRAFICOS
Grafico N°
pp.
1.
Curvas cortocircuito. .
.
.
.
.
.
.
53
2.
Potencia plena carga. .
.
.
.
.
.
.
55
3.
Corriente corto circuito.
.
.
.
.
.
.
55
4.
Tensión primaria, flujo mutuo.
.
.
.
.
.
58
5.
Registro mensual de los transformadores. .
.
.
.
87
6.
KVA recuperados.
.
.
.
.
.
.
.
87
7.
Costo de material utilizado. .
.
.
.
.
.
89
9
REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD BICENTENARIA DE ARAGUA
VICERRECTORADO ACADEMICO
FACULTAD DE INGENIERIA
ESCUELA DE INGENIERIA ELECTRICA
MARACAY - VENEZUELA
“PROPUESTA DE UN BANCO DE PRUEBA PARA TRANSFORMADORES
DE DISTRIBUCIÓN EN LA EMPRESA CORPOELEC REGION 4, EDO.
ARAGUA, EN EL DEPARTAMENTO DE SECCION DE PRUEBA Y
MANTENIMIENTO DE EQUIPOS”
Autor: Héctor Antonio Olivares Pérez
Tutor: Ing. Carlos Aguiar
Año: 2010
RESUMEN
La finalidad de este trabajo de investigación es proponer a la empresa
CORPOELEC
el
diseño
de
un
BANCO
DE
PRUEBAS
PARA
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION, teniendo como objetivo principal
garantizar el recambio de equipos oportunamente. Esto se logrará mediante la puesta
en marcha de esta propuesta, ya que con los ensayos a realizar con el banco el cual
está diseñado para realizar diferentes pruebas, además contando con un oportuno
mantenimiento, se podrán detectar y corregir las fallas que presentan pudiendo ser
recuperados y aptos para ser puestos en servicio. Esta propuesta, de ser desarrollada,
redundaría en beneficios no solo a la empresa sino a los usuarios, ya que se podrá
avalar que todos los transformadores que saldrán de la sección de prueba y
mantenimiento de equipo se encuentran 100 % funcionales, sin referir que permitirá
contar con un stock de transformadores recuperados y en buen estado que podrán ser
incorporados rápidamente cuando el caso así lo requiera mejorando así la calidad del
servicio que se les presta a los consumidores.
10
INTRODUCCION
Los ingenieros en operación han reconocido los beneficios que se obtienen al inspeccionar los transformadores o efectuarles un control cada cierto tiempo, sobre todo en los actuales momentos que las compañías de servicio eléctrico se han visto afectadas con las fluctuaciones económicas y cambios climáticos. Estos acontecimientos impulsaron a la empresa CORPOELEC, región 4, a proponer el Diseño de un Banco de Prueba para
Transformadores de Distribución y de esta manera involucrar a los estudiantes en la
calidad, confiabilidad y ahorro.
De alguna manera, este trabajo orienta tanto a la empresa como a todas aquellas personas interesadas permitiéndoles obtener una base documentada que les ayude a definir nuevos criterios para la recuperación de los transformadores; además de conocer los ensayos que se le aplican tanto a los transformadores nuevos como recuperados, esto con el fin de agotar todos los recursos antes de colocarlos fuera de servicio evitando así los inconvenientes que esto acarrea como paradas de planta, pérdidas del suministro eléctrico y el costo de un nuevo transformador.
Para visualizar la construcción de un transformador fue necesaria la visita a la empresa CAIVET DE VENEZUELA donde se pudo observar la elaboración del transformador desde la fabricación del núcleo hasta el sellado de la cuba, pasando por los controles estrictos de calidad entre los cuales mencionamos: la tensión inducida, tensión aplicada en alta y baja, perdida en las cargas, corrientes de corto-circuito.
Cabe destacar q esta visita fue de gran ayuda para la elaboración de este proyecto, debido al conocimiento adquirido con respecto a los ensayos que se le aplican a los transformadores de distribución, ya que sustento de gran manera la información teórica
11
permitiendo desarrollar así de manera más fácil el diseño y el manual de procedimiento para el banco de prueba.
De esta manera el proyecto se presenta como una investigación bajo la modalidad de Proyecto Factible y apoyada en una revisión documental y de campo; ya que se elabora una propuesta con el fin de garantizar que los transformadores de distribución que ingresan al laboratorio de prueba salgan 100% operativos.
Para llevar a cabo este proyecto de Investigación se han conformado seis capítulos, con la siguiente estructura:
En el Capítulo I se da a conocer la problemática existente, los objetivos a lograr con el desarrollo de la investigación, la justificación y alcances.
En el Capítulo II se enuncia la reseña histórica de la empresa, los antecedentes de la investigación y el marco teórico para reforzar el estudio.
En el Capítulo III se presenta el marco metodológico como guía para el desarrollo del estudio, este se encuentra estructurado por el tipo de investigación, área de aplicación de la investigación, técnicas e instrumentos para la recolección de datos y las fases de la investigación.
En el Capítulo IV se da a conocer la situación actual, donde se recopiló toda la información de cómo se elabora la recuperación de los transformadores de distribución monofásicos.
En el Capitulo V se presenta la propuesta de esta investigación, se desarrollan las fases, se especifican los elementos, las dimensiones físicas y el plano de control y fuerza para el banco de prueba. Además se presenta un manual de las pruebas a realizar con el equipo y un análisis costo-beneficio para calcular el tiempo de recuperación de la inversión.
12
En el Capítulo VI se presentan las conclusiones de la investigación así como las diversas recomendaciones que pueden hacerse como resultado de la presente investigación. Por último, se señalan las referencias bibliográficas que se emplearon durante la realización del proyecto, el glosario de términos y los anexos
CAPITULO II MARCO TEÓRICO
Antecedentes de la Empresa
Reseña Histórica de la Empresa
CADAFE, la empresa eléctrica del Estado Venezolano, es la más grande del país y suministra el servicio de electricidad a más de tres millones de usuarios.
La Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico, CADAFE, fue creada en 1958 con el fin de optimizar la administración y la operación de las empresas de electricidad dependientes del Estado Venezolano que estaban repartidas en todo el país.
Esta empresa ha electrificado casi la totalidad del territorio Nacional e inició la prestación del servicio de energía eléctrica en ciudades y zonas rurales. En 1990, como parte del proceso de reorganización, reestructuración y descentralización, CADAFE crea cinco (05) empresas filiales: Compañía Anónima Electricidad de Los Andes (CADELA),
13
Compañía Anónima Electricidad de Oriente (ELEORIENTE), Compañía Anónima Electricidad de Occidente (ELEOCCIDENTE), Compañía Anónima Electricidad del Centro (ELECENTRO) y Compañía Anónima Desarrollo del Uribante Caparo
(DESURCA), en 1998 crea para efectos de privatización la Compañía Anónima Sistema Eléctrico de Monagas y Delta Amacuro (SEMDA).
CADAFE, a través de sus despachos de carga central, oriental y occidental,
coordina la operación de sus sistemas de Generación y transmisión de energía
eléctrica, lo que permite cumplir objetivos de seguridad y economía para garantizar:
80
Calidad del servicio, manteniendo los parámetros del sistema eléctrico de potencia
dentro de las condiciones normales de operación.
Economía de operación, aplicando métodos y procedimientos de minimización de
los costos de la energía.
Acciones correctivas en situaciones de emergencia
La C.A. ELECTRICIDAD DEL CENTRO, ELECENTRO, fue creada el 22 de Febrero de 1991 como producto de la descentralización y regionalización de CADAFE, tiene su sede principal en Maracay Estado Aragua y es la responsable del suministro eléctrico a los estados Aragua, Miranda, Guárico, Apure y Amazonas. Aunque esta Empresa permanece como filial de CADAFE posee autonomía para dar atención directa y eficaz a las demandas de los suscriptores; de tal manera, que las ganancias generadas por la Empresa se utilizan para la ejecución de obras, proyectos e inversiones dentro de su propio ámbito geográfico, colaborando con el crecimiento económico de las regiones. La Visión de esta filial es “alcanzar posiciones de liderazgo dentro del sector eléctrico nacional y su Misión es proveer a la comunidad un servicio de suministro de energía eléctrica confiable, orientado hacia la excelencia, que impulse el desarrollo integral de la región, ofreciendo óptima atención con personal altamente capacitado y motivado para alcanzar una rentabilidad apropiada mejorando continuamente los procesos administrativos y técnicos”.
Delega su funcionamiento operativo en el Estado Aragua en los distritos Maracay Norte, Maracay Sur, La Victoria, Cagua, Camatagua y La Villa. ELECENTRO opera y mantiene un total de seis (06) plantas de generación aisladas, ubicadas en zonas donde la transmisión de la energía es limitada por la geografía, atendiendo a un total de 14.719
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clientes, localizados en las poblaciones de Manapiare, San Carlos de Río Negro, Maroa y San Fernando de Atabapo en el Estado Amazonas; en la población de Guadarrama en el Estado Barinas y en la población de Puerto Páez en el Estado Apure.
Tiene la responsabilidad de mantener y operar el sistema de transmisión en 115 KV., Asociado a los estados Amazonas, Apure, Aragua, Guárico y Miranda; para ello se planifican, coordinan, dirigen y controlan las operaciones y mantenimientos de dicho sistema, cuya capacidad instalada es de 2.183,5 MVA y una longitud de línea de 3.377 KM.
Gracias a su presencia a nivel nacional, se ha hecho posible el funcionamiento de empresas vitales y estratégicas para el país, como la industria siderúrgica, metalmecánica del aluminio, manufacturera, alimentos, petroquímica y telecomunicaciones, entre otras.
Además, presta un servicio público, ya que suministra electricidad a hogares, hospitales, centros de enseñanzas, sistemas de protección, seguridad ciudadana,
investigaciones científicas, entretenimiento y alumbrado público, garantizando la calidad de vida de los venezolanos. Prácticamente está presente en todas las actividades del ser humano.
Enmarcado en el proceso revolucionario están en ejecución una serie de proyectos denominados “Plan de los 100 días” por un monto cercano a los mil millones de dólares, que permitirán incrementar la capacidad de transmisión y de transformación eléctrica, mejorando la confiabilidad y la calidad del servicio.
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En el mes de septiembre de 2005, la asamblea de accionistas de CADAFE acordó unificar la dirección funcional, administrativa y operativa de los entes de la Corporación, mediante la sustitución de los presidentes y juntas directivas de las filiales por el
Presidente y Junta Directiva de CADAFE.
En esa dirección, el Ejecutivo Nacional aprobó un Decreto que ordenó la fusión de CADAFE con sus filiales y dejó sin efecto el Decreto que disponía la privatización del Sistema Eléctrico de Monagas y Delta Amacuro.
Al reunificarse CADAFE, se crearon nueve regiones para atender el servicio en todo el país, bajo un esquema de mayor flexibilidad operativa, desconcentración de su funcionamiento operativo y un control más eficiente.
El Fortalecimiento es una meta que se espera alcanzar a través de varios proyectos que están en marcha, como son:
El programa de inversiones
Con el objetivo de ampliar la infraestructura de generación y mejorar las redes de transmisión y distribución.
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Ejecuta 176 proyectos a un costo de 97,4 millardos de bolívares con la finalidad de corregir problemas inmediatos en el sector que en la actualidad atiende más de 4,2 millones de suscriptores residenciales, comerciales e industriales. Este número crecerá 8% los próximos años.
El proyecto de telecomunicaciones para Venezuela, TICET:
Consiste en la instalación de una red de fibra óptica a nivel nacional, utilizando
las redes de transmisión y distribución de CADAFE, que permitirá mejorar la gestión integral de CADAFE, así como ofrecer una plataforma de telecomunicaciones a los usuarios del servicio eléctrico.
Proyecto Participa:
Plantea la optimización de los procesos, mediante la implementación de tecnología informática para el control de gestión en Comercial, Distribución, Recursos Humanos, Finanzas y Logística.
CADAFE, a finales del 2007 pasó a convertirse en Filial de la Corporación Eléctrica Nacional, como es sabido, el Ejecutivo Nacional a través del Ministerio del
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Poder Popular para la Energía y Petróleo (Menpet) resolvió reorganizar el territorio nacional para el ejercicio de la actividad de distribución de potencia y energía eléctrica, lo cual quedó establecido en la publicación de la Resolución 190 del Menpet, en la Gaceta Oficial Nº 38.785 del día 8 de octubre de 2007. A tales efectos se crean las siguientes regiones operativas:
1) Región Noroeste que comprende los estados Zulia, Falcón, Lara y Yaracuy.
2) Región Norcentral integrada por los estados Carabobo, Aragua, Miranda Vargas y Distrito Capital.
3) Región Oriental conformada por los estados Anzoátegui, Monagas, Sucre, Nueva Esparta y Delta Amacuro.
4) Región Central que comprende los estados Guárico, Cojedes, Portuguesa, Barinas y Apure.
5) Región Andina compuesta por los estados Mérida, Trujillo y Táchira.
6) Región Sur integrada por los estados Bolívar y Amazonas.
El artículo 6 de la Resolución señala que cuando por la naturaleza de las acciones a implementar sea requerida la participación de la Compañía Anónima de Distribución y
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Fomento Eléctrico (Cadafe) ésta ejecutará las instrucciones del área a cargo del área respectiva.
La Vice Ministra del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, ha hecho hincapié en que el proceso iniciado tiene como objetivo redistribuir las cargas de manera que cada empresa de la Corporación Eléctrica Nacional (ELECAR, EDELCA; ENELBAR Y CADAFE) asuman el liderazgo en función de su potencial y fortalezas. El objetivo es reagruparnos como equipos de gestión bajo una gran Corporación Eléctrica Nacional aprovechando los valiosos equipos existentes en cada región.
Esto permitirá que cada una de las regiones tenga respuestas más rápidas a los problemas de servicio y se pueda organizar mejor el crecimiento de la infraestructura, en función de los requerimientos del servicio y sobretodo del pueblo de la República
Bolivariana de Venezuela que merece ser iluminado con una Energía óptima que responda a sus intereses y necesidades.
Corporación Eléctrica Nacional
La Corporación Eléctrica Nacional, creada por el Gobierno, mediante decreto presidencial Nº 5.330, en julio de 2007. Es la encargada de la realización de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica, la misma tiene un plazo de tres años para fusionar a Cadafe, Edelca, Enelven, Enelco, Enelbar, Seneca y Enagen, en una persona jurídica única.
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Por ser la calidad del servicio uno las de mayores inconvenientes, en la iniciativa se asignan 35 millardos y 20,9 millardos de bolívares a las regiones Oriental y Andina, respectivamente, seguidas por la Noroeste (15,4 millardos), Central (10,8 millardos), Norcentral (10,2 millardos) y Sur (4,8 millardos de bolívares).
El Estado adquirió las compañías de La Electricidad de Caracas (Elecar), Yaracuy (Caley), Valencia (Eleval), Puerto Cabello (Calife) y Ciudad Bolívar (Elebol), así como el Sistema Eléctrico de Nueva Esparta (Seneca).
Estas empresas se sumaron a las estatales: Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (Cadafe), Electrificación del Caroní (Edelca), Energía Eléctrica de Venezuela (Enelven) y de la Costa Oriental (Enelco), Energía Eléctrica de Barquisimeto (Enelbar) y Empresa Nacional de Generación (Enagen), esta última creada en noviembre de 2006.
A partir del primero de enero del 2008, las compañías se fusionaron en seis: Elecar, Cadafe, Edelca, Enelven, Enelbar y Enagen. En 2009 se convertirán en las
operadoras de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización. Cabe recordar que a través del Decreto Ley Nº 5.330 publicado en Gaceta Oficial Nº 38.736 el 31 de julio de 2007, el Presidente de la República, Hugo Chávez Frías, estableció la reorganización del sector eléctrico nacional con la finalidad de mejorar el servicio en todo el país.
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En el Artículo 2º del documento se define a la Corporación Eléctrica Nacional como una empresa operadora estatal encargada de la realización de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica.
Desde que se publicó el decreto de creación de La Corporación Eléctrica Nacional, todas las empresas del sector: EDELCA, La Nueva Electricidad de Caracas, ENELVEN, ENELCO, ENELBAR, CADAFE, GENEVAPCA, ELEBOL, ELEVAL, SENECA, ENAGEN, CALEY, CALIFE; vienen trabajando en sinergia para atender el servicio y avanzar en el proceso de integración que debe estar culminando en el año 2010, con la finalidad de garantizar y facilitar la transición armoniosa del sector.
Visión
“Ser una empresa estratégica posicionada en la prestación del servicio de energía eléctrica, con tecnología de punta y un personal calificado, comprometido con el
desarrollo económico y social del país, ofreciendo servicios de calidad a sus usuarios, con una gestión transparente y una sostenibilidad financiera”.
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“Prestar un servicio público de energía eléctrica de calidad, con un personal comprometido en la gestión productiva, para satisfacer necesidades de los usuarios, hacer uso eficiente de los recursos, en una Gestión que garantice ingresos suficientes, necesarios a la sostenibilidad financiera de la organización y en concordancia con un Proyecto País expresado en políticas sociales y de desarrollo”.
Antecedentes de la Investigación
Los antecedentes consultados se limitaron a investigaciones y/o proyectos relacionados con el estudio.
Mota y Contreras (1985). En su tesis de grado: “Problemática de los
Transformadores Sumergidos en Aceite”. De la Universidad de Carabobo. Plantean los
problemas que se presentan dentro de los transformadores, explicando de manera detallada los efectos sobre el sistema de aislamiento de estos equipos de distribución y especificando los materiales utilizados para tal fin. Su trabajo sirvió de guía para el establecimiento de las causas que afectan directamente al sistema de aislamiento sólido y líquido, resaltando la afinidad que presentan la celulosa, el papel y la madera a las moléculas de agua que se forman como resultado de las diferentes reacciones químicas que constantemente se producen dentro del transformador. Además muestran en su estudio las diferentes construcciones posibles con los sistemas primario y secundario, permitiendo establecer las características de cada combinación posible.
Flores y González (1988). Con su estudio sobre “Pruebas y Controles que deben
realizarse a Transformadores de Distribución Monofásico Reconstruidos tipo Intemperie Sumergidos en Aceite”. Universidad de Carabobo. Hacen énfasis en los procedimientos
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para diagnosticar fallas en los transformadores de distribución planteando de forma clara los diferentes ensayos que deben realizarse a éstos, con las respuestas esperadas, qué indica cada resultado y los valores considerados como aceptables. La información recopilada al respecto sirvió de guía en la selección de las pruebas adecuadas para determinar el estado de los transformadores probados y la interpretación de los resultados obtenidos. Villegas (1989).en su investigación abocada al “Diseño de un Banco de Pruebas para
Transformadores Monofásicos de Distribución”. Universidad de Carabobo. Plantea de
forma clara los problemas más comunes en los transformadores de distribución, indicando de igual forma las características físicas de dichos equipos. Previo al diseño del banco de pruebas fue necesario explicar las características constructivas del transformador, contribuyendo de esta manera con el logro de uno de los objetivos específicos de esta investigación al establecer la topología del transformador existente. Sus planteamientos sobre las pruebas aplicadas a transformadores monofásicos de distribución complementaron los criterios de selección de los ensayos aplicados para diagnosticar los equipos fallados en el laboratorio de pruebas de Elecentro, C.A.
Díaz, E (2001). Desarrollo de soluciones dirigidas a la reducción de las fallas en los
transformadores de distribución en la empresa Eleocidente filial de Cadafe, Distrito técnico de punto fijo. Presentado en la instituto universitario politécnico de las fuerzas
armadas nacionales, para optar al título de ingeniero Electricista. En este proyecto se detalla la importancia que representan los transformadores de distribución en lo que se refiere a confiabilidad, operatividad, mantenimiento y operación adecuada de los mismos; también detalla la ingeniería que se toma en cuenta para llevar a cabo las previsiones necesarias para su funcionamiento. Sus principales aporte para la propuesta son las características de los sistemas de distribución, tipos, causas de falla en los transformadores de distribución y la constitución de los transformadores de distribución.
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El transformador de distribución:
Para cubrir todos los aspectos relevantes relacionados con el transformador de distribución aérea se deben abordar de forma concreta todos los aspectos teóricos y técnicos que faciliten la comprensión de la terminología utilizada, así como los principios y leyes que sustentan el funcionamiento y las pruebas aplicadas a los transformadores de distribución aérea. Comenzando por los conceptos básicos hasta llegar a las características y función de cada uno de sus componentes constructivos. Abarcando también de manera muy precisa los factores externos que pueden afectar el funcionamiento normal de estos equipos.
El transformador estático es un aparato empleado para transferir la energía eléctrica de un circuito de corriente alterna a otro, sin variar la frecuencia. Esta transferencia va acompañada habitualmente, pero no siempre, de un cambio de tensión. Un transformador puede recibir energía y devolverla a una tensión más elevada, en cuyo caso se llama transformador elevador, o puede restituirla a una tensión más baja, en cuyo caso es un transformador reductor. En caso de reintegrar la energía con la misma tensión recibida se dirá que es un transformador con una relación de transformación igual a la unidad y es utilizado principalmente cuando se desea separar una red primaria y una secundaria en los mismos niveles de tensión, por ello se les denomina también transformadores de aislación.
Son considerados transformadores de distribución aquellos cuya capacidad nominal varía entre tres (10) y quinientos (500) KVA, los de mayor capacidad se denominan transformadores de potencia. Los transformadores de distribución se pueden clasificar a la vez en transformadores de distribución de potencia y transformadores de distribución
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propiamente dichos, encargados de reducir los niveles de tensión de la red de alto voltaje a los niveles normalizados utilizados por los usuarios.
El transformador se fundamenta en que la transmisión de energía por inducción de un arrollamiento a otro, dispuestos en el mismo circuito magnético, puede realizarse con excelente rendimiento. Las fuerzas electromotrices se inducen por la variación de la magnitud del flujo magnético con el tiempo. El flujo común o mutuo (φ) al pasar por el circuito magnético constituido por el núcleo de hierro, no sólo lo abrazan las espiras del secundario, sino también las del primario, y por lo tanto, debe inducir una fuerza electromotriz en ambos arrollamientos que al producirse por un mismo flujo, dependerá del número de espiras que conforme cada arrollamiento, por ende la fuerza electromotriz total inducida en cada uno de los arrollamientos debe ser proporcional al número de espiras que lo componen; es decir:
E1 = N1
E2 N2
Siendo E1 y E2 las fuerzas electromotrices inducidas en el primario y en el
secundario, y N1 y N2 los números de espiras en cada uno de ellos, respectivamente.
Descripción del transformador
Un transformador es una máquina eléctrica estática que transfiere energía eléctrica de un circuito a otro, transformando la tensión (u1) y la corriente (i1) del circuito llamado primario en la tensión (u2) y la corriente (i2) del circuito llamado secundario (Fig. 1ª).
92 Figura N°1
Fuente: Ernesto Meneses (2002)
Básicamente, un transformador son dos o más circuitos eléctricos acoplados magnéticamente mediante un flujo común, es decir, son dos o más bobinas acopladas. Cuando el transformador está formado por dos bobinas acopladas, como el de la figura a, se llama monofásico.
Para conseguir que haya un flujo común entre las bobinas se puede utilizar un núcleo de aire, aunque resulta mucho más sencillo utilizar un núcleo de hierro u otro material ferromagnético (en este caso, el camino a través del aire también existe, aunque el flujo no es común a los dos devanados, y se llama flujo de dispersión). Para que un devanado
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induzca tensión en el otro, el flujo común ha de ser variable y, para ello, también ha de serlo la corriente que lo cree (con corriente continua constante no se puede inducir tensión).
Una característica del transformador es su reversibilidad, lo cual quiere decir que también se puede alimentar por el lado u2, i2 y ceder energía al lado u1, i1.
Por economía, los transformadores reales se construyen de dimensiones mínimas para que se puedan colocar los devanados, como en las figuras 1b y 1c, en donde se ha realizado una sección a los mismos.
Expresiones temporales del transformador monofásico
Un transformador monofásico son dos bobinas acopladas. En el caso más general, las bobinas y el núcleo no serán ideales, como en el mostrado en la figura N° 2 La resistencia interna de los devanados está representada por R1 y R 2.
94 Fuente: Ernesto Meneses (2002)
Los flujos concatenados por los devanados son:
Fuente: Ernesto Meneses (2002)
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Tipo convencional de poste:
Los transformadores de este tipo (fig. 3) 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.
Figura N° 3
Fuente: manual para transformadores de distribución, Cadafe 2000.
Los bujes de alto voltaje pueden ser dos, pero lo más común es usar un solo buje además de un 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
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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.4) 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 ha 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 para que permanezca cerrado. En tales casos, puede ajustarse la temperatura de disparo por medio de un asa externa auxiliar de control para que pueda volverse a cerrar el cortocircuito por la emergencia hasta que pueda instalarse un transformador más grande.
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Fuente: manual para transformadores de distribución, Cadafe 2000.
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.5)
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Fuente: manual para transformadores de distribución, Cadafe 2000.
Transformador autoprotegido para bancos de secundarios. Está 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 6 se ilustra un transformador de distribución del tipo de poste/estación. Para la
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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.
Figura N°6
Fuente: manual para transformadores de distribución, Cadafe 2000.
Características de Construcción del Transformador de Distribución:
El núcleo está construido con láminas de acero al Silicio de imanes orientados, en el cual se encuentra el arrollado de alta encima del de baja, para economizar en aislación, disminuir la reactancia de fuga y la altura de construcción del transformador.
El alimentador primario del transformador está protegido de fallas en el transformador o en los circuitos secundarios asociados, por fusibles, que a la vez limitan la severidad del daño al transformador en caso de falla interna. El sistema de enfriamiento utilizado es por circulación natural de aceite y la protección contra sobretensiones del lado de alta se basa en un pararrayos.
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Los transformadores están equipados con un regulador de tensión en vacío (llamado también Intercambiador de tomas o de TAPs), el cual se opera manualmente, determinando su posición de acuerdo a la tensión existente en la línea.
El arrollado de alta tensión (Primario) posee dos bushing de entrada y es un solo arrollado, mientras que el secundario consta de cuatro bushing de salida, dos por cada arrollado. Dependiendo de cómo se conecten los arrollados de baja tensión, se pueden obtener voltajes de 120 voltios, 240 voltios o ambos.
Figura N° 7
Tipos de conexiones en transformadores monofásicos
240 V. 120 V. 240 V. 120 V. Conexión Paralelo Conexión Serie Conexión Serie con Derivación
101 Fuente: Aguiar y Tirado (1984)
Generalmente, los transformadores de distribución son de tipo sumergido en aceite proveniente de la destilación del petróleo bruto, el cual sirve como aislador y refrigerante.
Las características del transformador de distribución, desde el punto de vista constructivo según norma COVENIN 536 y 537 son:
Potencia nominal entre 10 y 167.5 KVA. Soportar intemperie.
Monofásicos. Frecuencia de 60 Hz.
Dos entradas (bushing) de alta deben estar colocados en la tapa. Cuatro (04) terminales de baja ubicadas en el tanque o cuba. Dos (02) arrollados.
Auto refrigerado. Tipo de refrigeración ONAN Tensiones nominales:
Devanado de alta: 13800 V. Devanado de baja: 120/240 V. Nivel de aislamiento:
Tensión mayor del sistema: 15.5 KV (eficaz).
Tensión de ensayo por onda de choque: 95 KV (cresta). Tensión de ensayo a frecuencia industrial: 38 KV (eficaz). Cambiador de tomas en vacío colocado exteriormente al tanque con una
gama de regulación +4%, -10%; con cinco pasos con tensiones de toma: 14400, 13800, 13200, 12870, 12540 V.
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Poseer adaptador para sujeción al poste con abrazaderas, exceptuando los tanques para transformadores de 100 y 167.5 KVA.
Dos ganchos para el levantamiento del transformador.
Características de diseño de transformador.
Los transformadores monofásicos de distribución están diseñados para satisfacer las necesidades de las empresas de servicio público y privado, poseen los siguientes ratings: Desde 10 A 500 KVA
65° Temperatura
Alto voltaje desde 2400 hasta 34.500
Bajo voltaje 120/ 240 – 240/ 480 – 254 – 277 Tabla N° 1
Niveles de Aislamiento según el Voltaje de operación RANGO VOLTAJE CLASE AISLAM. NIVEL AISLAM. 480 – 600 1.2 30KV 2160 – 2400 5.0 60KV 4160 – 4800 8.7 75KV
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7200 – 12470 15.0 95KV
13200 – 14400 18.0 125KV
19920 – 22900 25.0 150KV
34500 34.5 200KV
Fuente: Catálogo Transformadores tradesa
Tapa Superior de Seguridad
Posee un diseño que permite el alivio automático de las presiones estáticas y dinámicas que se generan dentro del transformador cumpliendo también con los requerimientos de las normas internacionales de hermeticidad. Así mismo, elimina la necesidad de utilizar mecanismos especiales de alivio de presión, como el riesgo de que la tapa salte al abrir el transformador, tal como sucede en los mecanismos convencionales de sujeción, (CHIMERING), cuando el transformador se sobrecarga o cortocircuita. Este diseño fue incluido como mecanismo de alivio en la Norma ANSI C - 57 - 12 – 00 en el año 1.978. Ver figura N° 8.
Figura N° 8
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Fuente: Catálogo Transformadores tradesa
Bobina de Alto Nivel de Aislamiento y Bajo Nivel de Ruido.
Fabricada bajo el diseño de capas superpuestas baja – alta – baja con papel especial diamantado de 0.125mm de espesor o 0.250mm según sea en caso, impregnado en resina epóxica. Este papel al ser sometido al proceso de cocción obliga a que las capas de papel se adhieran entre sí, formando un sólido conjunto de alta capacidad mecánica, térmica y eléctrica, capaz de soportar los grandes esfuerzos de cortocircuito de los sistemas de distribución modernos, impidiendo también la formación del efecto telescópico tan común en bobinas fabricadas con otros tipos de papel, además de obtener un aislamiento resultante que supera con holgura los requerimientos de las normas nacionales e internacionales. Ver figura N° 09.
Figura N° 9
105 Fuente: Catálogo Transformadores tradesa
Núcleo de Bajo Nivel de Perdidas
Diseñado bajo el sistema de arrollado con cortes escalonados, con los estrictos controles en la materia prima y en el proceso de corte utilizando un sistema computarizado térmico que permite obtener un bajo nivel de ruido y alta eficiencia que se traduce en perdidas en vacío bajas. Ver figura N° 10.
Figura N° 10
106 Fuente: Catálogo Transformadores tradesa
Diseños Adaptados a Condiciones Climáticas
Para la protección contra los elementos ambientales del trópico se utilizan avanzados procesos para la aplicación de los fondos y de las pinturas obteniendo así un acabado que supera las más exigentes pruebas de calidad.
Opciones y Accesorios
Los Bushings de alta tensión pueden ser de dos tipos: los SPIN TOP para montaje en las paredes del tanque y los Bushings CROWSHEAD/EYEBOLT para montaje en la tapa del tanque. Los Bushings son fabricados de porcelana, mediante proceso húmedo. Esto permite que las superficies sean extremadamente lisas impidiendo la acumulación de sales y agentes conductores contaminantes. El estampado en el asiento del Bushing y el sistema de
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ajuste conjuntamente con el empaque, dan como resultado un sellado perfecto. Ver figura N° 11.
Figura N° 11 Bushings para A.T.
Fuente: Catálogo Transformadores tradesa
Los Bushings de bajo voltaje presentan un pequeño corte en su parte externa, el cual impide la rotación al ser ajustado, la tuerca de resorte de diseño especial distribuye la presión sobre la superficie del empaque de manera uniforme, impidiendo la salida del aceite aún en condiciones de extrema carga. Ver figura N° 12.
Figura N° 12 Bushing para Baja Tensión
108 Fuente: Catálogo Transformadores tradesa
Cambiadores de Tomas
Para compensar las caídas de tensión en el voltaje de línea se utilizan estos accesorios de los cuales existen dos modelos:
Cambiadores de Tomas Externo.
El cambiador de tomas de operación interna es también un dispositivo monofásico de 5 posiciones, diseñado para operación sin carga, tiene una manilla externa que permite la colocación en la toma deseada y luego fijarlo.
Cambiador de Tomas Interno.
El cambiador de tomas en forma interna es también un dispositivo monofásico de 5 posiciones para operación sin carga, su acceso es permitido mediante una tapa removible.
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En la figura N° 13 se muestran ambos tipos de cambiadores de tomas. Figura N° 13
Cambiadores de tomas
Fuente: Catálogo Transformadores tradesa
Switches de Doble Voltaje.
Estos mecanismos permiten la doble utilización de un mismo transformador en varios sistemas de distribución de diferentes voltajes. Su estructura es de operación externa y sin carga no siendo necesario el tener que observar la placa de características ya que vienen provistos de indicaciones que determinan cual es la posición para el ajuste correcto. Estos mecanismos son útiles durante los cambios de Voltaje en los sistemas de distribución. Ver figura N° 14.
Figura N° 14 Switche de Doble Voltaje
110 Fuente: Catálogo Transformadores tradesa
Dimensiones y Pesos para Transformadores de Distribución Tipo Poste
1Ø, 60 HZ, ONAM, 60° de incremento de Temperatura Alto Voltaje = B 13.800 V.
Ver tabla N° 2
Tabla N° 2
Dimensiones y pesos para transformadores de Distribución tipo Poste
KVA A B C Peso Kgs. Aceite Lts.
10 760 514 390 126 39
15 860 514 390 135 47
25 940 571 450 182 74
37,5 940 571 450 221 70
111 75 1260 635 508 404 145 100 1157 795 508 457 137 167 1465 958 610 701 249 250 1465 1198 610 807 245 333 1465 1274 690 1075 323 500 1720 1246 690 1404 440
Fuente: Catálogo Transformadores Tradesa
En esta tabla se pueden observar las dimensiones y pesos de los transformadores clasificados según su capacidad, las dimensiones están dadas en milímetros. A: altura al extremo del Bushing de A.T., B: diámetro a los ganchos de sujeción, C: diámetro interno de la cuba.
Niveles de Aislamiento:
Los niveles de aislamiento para transformadores sumergidos en aceite pueden observarse en la tabla N° 3.
Tabla N° 3
112 Tensión Mayor KV
eficaz del sistema
Nivel básico de aislamiento (KV) Tensión de ensayo KV a frecuencia industrial 1,2 2.5 5,0 8,7 15,0 18,0 25,0 34,5 30 45 60 75 95 125 150 200 10 15 19 26 34 40 50 70 Fuente: Aguiar y Tirado (1984)
Funcionamiento de los Transformadores durante los Corto Circuitos.
En transformadores con dos devanados, a menos que sean especificados de otra manera, no excederán los valores dados en la tabla N° 4
Tabla N° 4
113 Monofásico
KVA
Límite de sobre corriente (valor eficaz simétrico) expresada como un múltiplo de
corriente nominal. 5 – 25 37,5 – 100 167,5 – 500 40 35 25 Fuente: Aguiar y Tirado (1984)
Requisitos Mecánicos:
El transformador debe soportar sin dañarse, en cualquier toma y bajo condiciones de servicio, esfuerzos electromecánicos, producidos en caso de corto circuito y determinados por el valor de cresta asimétrico de la corriente de los devanados que no debe ser mayor de 2,55 (= 1,8 x √2) veces la sobre corriente determinada.
Requisitos Térmicos:
El transformador debe soportar sin dañarse, en cualquier toma y bajo condiciones de servicio, los efectos térmicos de un corto circuito en los terminales de cualquier devanado, durante los intervalos de tiempo siguientes:
