MÉXICO - CFE · 2017. 10. 6. · MANUAL DE MANTENIMIENTO A TRANSFORMADORES DE POTENCIA M-2000-DC03 MANUAL CFE V5420-63. 171004 Rev . 6.17 Prueba para un transformador trifásico

MÉXICO

MANUAL DE MANTENIMIENTO A TRANSFORMADORES DE POTENCIA M-2000-DC03

MANUAL CFEV5420-63

SEPTIEMBRE 2017


PREFACIO

MANUAL CFE V5420-63

Este manual ha sido elaborado de acuerdo con las Bases Generales para la Normalización en CFE. La propuesta de revisión fue preparada por la Subdirección de Generación.

Revisaron y aprobaron el presente manual las áreas siguientes:

GERENCIA DE ABASTECIMIENTOS DE CFE

GERENCIA DEL LAPEM

DIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN DE CFE

EPS CFE GENERACIÓN 1



EPS CFE GENERACIÓN IV

EPS CFE GENERACIÓN V

EPS CFE GENERACIÓN VI

El presente manual será actualizado y revisado tomando como base las observaciones que se deriven de la apl icación de la misma, en el ámbito de CFE. Dichas observaciones deben enviarse a la Gerencia de LAPEM, quien, por medio de su Departamento de Normalización y Metrología, coordinará la revisión.

AUTORIZO

ING. ALBERTO MONTOYA VARGAS ENCARGADO DE LA GERENCIA DEL LAPEM

NOTA: Entra en vigor a partir de

9AJEA

Texto escrito a máquina

171004

9AJEA


9AJEA


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C O N T E N I D O

1 OBJETIVO _____________________________________________________________________________ 1

2 ALCANCE _____________________________________________________________________________ 1

3 DEFINICIONES _________________________________________________________________________ 1

3.1 Aislamiento o dieléctrico _________________________________________________________________ 1

3.2 Bombas de Aceite ______________________________________________________________________ 1

3.3 Boquillas ______________________________________________________________________________ 1

3.4 Cambiadores de Derivación ______________________________________________________________ 1

3.5 Conexión Estrella _______________________________________________________________________ 2

3.6 Conexión Delta _________________________________________________________________________ 2

3.7 Corriente Nominal ______________________________________________________________________ 2

3.8 Corriente de Excitación __________________________________________________________________ 2

3.9 Cromatografía de Gases _________________________________________________________________ 2

3.10 Degradación ___________________________________________________________________________ 2

3.11 Deterioro ______________________________________________________________________________ 2

3.12 Derivaciones ___________________________________________________________________________ 2

3.13 Devanado _____________________________________________________________________________ 3

3.14 Devanado Estabilizador __________________________________________________________________ 3

3.15 Devanado primario ______________________________________________________________________ 3

3.16 Devanado secundario ___________________________________________________________________ 3

3.17 Devanado terciario ______________________________________________________________________ 3

3.18 Diagrama vectorial ______________________________________________________________________ 3

3.19 Diagnóstico ____________________________________________________________________________ 3

3.20 Elevación de temperatura de los devanados ________________________________________________ 3

3.21 Enfriamiento ___________________________________________________________________________ 3

3.22 Envejecimiento _________________________________________________________________________ 4

3.23 Factor de Disipación ____________________________________________________________________ 4

3.24 Factor de potencia (dieléctrico) ___________________________________________________________ 4

3.25 Fosa captadora de aceite ________________________________________________________________ 4

3.26 Fosa recolectora de aceite _______________________________________________________________ 4

3.27 Frecuencia nominal _____________________________________________________________________ 4

3.28 Gabinete de control _____________________________________________________________________ 4

3.29 Indicadores de flujo _____________________________________________________________________ 4


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3.30 Indicador del nivel de aceite ______________________________________________________________ 4

3.31 Indicador de temperatura del aceite ________________________________________________________ 5

3.32 Indicador de temperatura de devanados ____________________________________________________ 5

3.33 Mantenimiento Basado en la Condición (CBM) ______________________________________________ 5

3.34 Moto ventiladores _______________________________________________________________________ 5

3.35 Nivel de aislamiento _____________________________________________________________________ 5

3.36 Núcleo ________________________________________________________________________________ 5

3.37 Porciento de impedancia _________________________________________________________________ 5

3.38 Radiadores ____________________________________________________________________________ 5

3.39 Relé Buchholz __________________________________________________________________________ 6

3.40 Resistencia óhmica _____________________________________________________________________ 6

3.41 Respuesta al Barrido de la Frecuencia _____________________________________________________ 6

3.42 Sistemas de preservación de aceite________________________________________________________ 6

3.43 Tanque Conservador ____________________________________________________________________ 6

3.44 Tensión de Impedancia __________________________________________________________________ 6

3.45 Transformador _________________________________________________________________________ 6

3.46 Válvula de Presión Súbita ________________________________________________________________ 7

3.47 Válvulas de Radiadores __________________________________________________________________ 7

4 CAUSAS DE DEGRADAMIENTO y DETERIORO DE TRANSFORMADORES _______________________ 7

4.1 Deterioro del aislamiento ________________________________________________________________ 7

4.2 Factores de Esfuerzos ___________________________________________________________________ 8

4.3 Fallas en Transformadores _______________________________________________________________ 8

4.4 Modos de falla ________________________________________________________________________ 10

5 DIAGNÓSTICO A TRANSFORMADORES __________________________________________________ 13

5.1 Técnicas de diagnóstico utilizadas en boquillas de transformadores ___________________________ 14

5.2 Pruebas Fuera de Línea _________________________________________________________________ 15

5.3 Prueba de Resistencia de aislamiento de devanados1 _______________________________________ 21

5.4 Modos básicos de prueba _______________________________________________________________ 26

5.5 Prueba de Factor de potencia y Capacitancia (C1 y C2) de las Boquillas _________________________ 28

5.6 Método de prueba de guarda caliente2 ____________________________________________________ 31

5.7 Relación de Transformación _____________________________________________________________ 32

5.8 Corriente de Excitación1 ________________________________________________________________ 37

5.9 Reactancia de Dispersión1 ______________________________________________________________ 39

5.10 Espectroscopia Dieléctrica (FDS)3 ________________________________________________________ 51


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5.11 Mantenimiento ________________________________________________________________________ 61

5.12 Termografía ___________________________________________________________________________ 64

5.13 Descargas Parciales ___________________________________________________________________ 67

5.14 Vibración _____________________________________________________________________________ 67

5.15 Pruebas de Mantenimiento Recomendadas con el Transformador Fuera de Servicio _____________ 67

5.16 Circuitos de conexión __________________________________________________________________ 66

5.17 Criterios para interpretación de resultados ________________________________________________ 67

5.18 Medición de la Resistencia de Aislamiento a Apartarrayos ___________________________________ 68

5.19 Preparación del apartarrayo para la prueba ________________________________________________ 68

5.20 Procedimiento de la prueba _____________________________________________________________ 68

5.21 Criterio para la interpretación de las pruebas _______________________________________________ 68

5.22 Factor de Potencia _____________________________________________________________________ 69

5.23 Transformador de Tres Devanados en Conexión Estrella – Estrella – Delta, con Todas sus

Terminales Accesibles _________________________________________________________________ 76

6 PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN UTILIZANDO UN EQUIPO DE PRUEBA CON

CAPACITOR DE REFERENCIA30 __________________________________________________________ 77

6.1 Conexiones Correctas __________________________________________________________________ 77

6.1 Pruebas para un Transformador Trifásico Delta – Estrella ____________________________________ 78

6.2 Pruebas para un Transformador trifásico Estrella – Delta ____________________________________ 79

6.3 Pruebas para un Transformador Trifásico Estrella – Estrella – Delta ___________________________ 79

6.4 Pruebas para un transformador trifásico Delta – Estrella – Estrella ____________________________ 80

6.4 Medición De Impedancia A Transformadores De Potencia (Z %) _______________________________ 80

6.5 Transformadores de dos devanados12 _____________________________________________________ 80

6.7 Transformadores de Tres Devanados _____________________________________________________ 81

6.8 Circuitos de Conexión __________________________________________________________________ 82

6.9 Equipo requerido para las pruebas _______________________________________________________ 83

6.10 Cálculos de prueba ____________________________________________________________________ 83

6.11 Criterios de aceptación _________________________________________________________________ 84

6.12 Ecuaciones para cálculo ________________________________________________________________ 85

6.13 Medición de la Reactancia de Dispersión29, 30 _______________________________________________ 85

6.14 Conexiones de Pruebas _________________________________________________________________ 86

6.15 Prueba del Equivalente Trifásico _________________________________________________________ 86

6.16 Prueba por Fase _______________________________________________________________________ 92


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6.17 Prueba para un transformador trifásico de más de dos Devanados ____________________________ 90

6.18 Cálculo de los Resultados _______________________________________________________________ 95

6.19 Prueba de Medición de la Corriente de Excitación ___________________________________________ 92

6.20 Conexiones de prueba __________________________________________________________________ 97

6.21 Transformadores Monofásicos ___________________________________________________________ 97

6.22 Transformadores Trifásico ______________________________________________________________ 97

6.23 Resultados de prueba __________________________________________________________________ 99

6.24 Diagnóstico __________________________________________________________________________ 101

6.25 Prueba de Tensión de Recuperación en Devanados de Transformadores ______________________ 121

6.26 Interruptores de Temperatura ___________________________________________________________ 131

6.27 Sello con Nitrógeno___________________________________________________________________ 163

7 BIBLIOGRAFÍA _______________________________________________________________________ 188

APÉNDICE A (Normativo) N-2000-DC03 PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE

POTENCIA ___________________________________________________________________________ 191

APÉNDICE B (Normativo) Factores de corrección por temperatura a 20 ºc para factor de potencia en transformadores, líquidos aislantes y boquillas Conexiones _______________________________________________________________________________ 200

FIGURA 1 - Estadística de falla de transformadores _______________________________________________ 9

FIGURA 2 - diagrama esquemático de un capacitor _______________________________________________ 15

FIGURA 3 - Corriente de aislamiento ___________________________________________________________ 17

FIGURA 4 - Corriente capacitiva _______________________________________________________________ 18

FIGURA 5 - Circuito Equivalente de un aislamiento _______________________________________________ 23

FIGURA 6 - Diagrama vectorial del factor de potencia en un aislamiento _____________________________ 23

FIGURA 7 - Tipo de conexión GST _____________________________________________________________ 23

FIGURA 8 - Tipo de conexión GST-G ___________________________________________________________ 27

FIGURA 9 - Tipo de conexión UST _____________________________________________________________ 28

FIGURA 10 - Tap capacitivo de una boquilla _____________________________________________________ 28

FIGURA 11 - Aislamientos C1 (principal) y C2 (del tap) ____________________________________________ 29

FIGURA 12 - Diagrama de aislamientos C1 (principal) y C2 (del tap) _________________________________ 29

FIGURA 13 - Configuración de las conexiones para la prueba UST __________________________________ 30

FIGURA 14 - Configuración de las conexiones para la prueba GST __________________________________ 30

FIGURA 15 - Configuración de las conexiones para la prueba de guarda caliente______________________ 31

FIGURA 16 - Prueba de collar caliente __________________________________________________________ 32


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FIGURA - 17 Diagrama del transformador _______________________________________________________ 32

FIGURAS 18 a, b y c - Polaridad sustractiva de un transformador monofásico ________________________ 35

FIGURAS19 a, b y c - Polaridad aditiva de un transformador monofásico. ____________________________ 35

FIGURA 20 - Conexiones en transformadores trifásicos y sus desplazamientos angulares ______________ 36

FIGURA 21 - Circuito de medición directa para un devanado conectado en delta ______________________ 38

FIGURA 22 - Circuito de medición inversa para un devanado conectado en delta _____________________ 39

FIGURA 23 - Reactancia de dispersión _________________________________________________________ 40

FIGURA 24 - Circuito básico de un puente de impedancia _________________________________________ 41

FIGURA 25 - Fuerzas axiales y radiales ejercidas en un transformador ______________________________ 47

FIGURA 26 - Circuito eléctrico típico medición respuesta en frecuencia _____________________________ 48

FIGURA 27 - Respuesta a la frecuencia, método de barrido ________________________________________ 49

FIGURA 28 - Respuesta a la frecuencia, método de impulso _______________________________________ 49

FIGURA 29 - Comparación de los espectros obtenidos con el método de corto circuito y circuito abierto _ 50

FIGURA 30 - Circuito eléctrico y conexiones medición directa de la impedancia en respuesta a la

frecuencia ____________________________________________________________________________ 51

FIGURA 31 - Tensiones Vin y Vou de la prueba por el método impulso ______________________________ 51

FIGURA 32 - Equipo y conexión para prueba de factor de potencia al liquido aislante __________________ 52

FIGURA 33 - Puente de Wheatstone ____________________________________________________________ 53

FIGURA 34 - Puente de Kelvin _________________________________________________________________ 54

FIGURA 35 - Diagrama para la medición de Resistencia Óhmica ____________________________________ 54

FIGURA 36 - Circuito de conexión para la medición de la resistencia de aislamiento en transformadores de

dos devanados ________________________________________________________________________ 66

FIGURA 37 - Circuito de conexión para la medición de la resistencia de aislamiento en transformadores de

tres devanados ________________________________________________________________________ 66

FIGURA 38 - Conexión para la medición de aislamiento en aparta rayos _____________________________ 69

FIGURA 39 - Diagrama esquemático de los aislamientos de un transformador de dos devanados ________ 69

FIGURA 40 - Circuitos esquemáticos de prueba __________________________________________________ 70

FIGURA 41 - Aislamiento que constituyen un transformador de tres devanados ______________________ 71

FIGURA 42 - Conexión de prueba para transformadores de dos devanados Estrella – Delta _____________ 75

FIGURA 43 - Conexiones para prueba de transformadores de dos devanados Delta – Estrella ___________ 75

FIGURA 44 - Conexiones para transformadores de tres devanados Estrella – Estrella – Delta ___________ 76

FIGURA 45 - Diagrama vectorial de referencia ___________________________________________________ 78

FIGURA 46 - Conexiones de prueba transformador Delta – Estrella _________________________________ 78

FIGURA 47 - Conexiones de prueba transformador Estrella – Delta _________________________________ 79


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FIGURA 48 - Diagrama vectorial transformador Estrella – Estrella – Delta ____________________________ 79

FIGURA 49 - Diagrama vectorial transformador trifásico Delta – Estrella – Estrella ____________________ 80

FIGURA 50 - Circuito de conexión para un transformador monofásico _______________________________ 81

FIGURA 51 - Red de impedancias de los tres devanados equivalentes _______________________________ 81

FIGURA 52 - Diagrama de conexiones para prueba a transformadores trifásicos ______________________ 82

FIGURA 53 - Conexiones para pruebas equivalentes trifásicas en un transformador trifásico29 __________ 86




FIGURA 57 - Conexiones para prueba por fase en un trasformador trifásico29_________________________ 88

FUGURA 58 - Conexiones para prueba por fase en un trasformador trifásico29 ________________________ 93



FIGURA 61 - Medición Directa conexión Estrella _________________________________________________ 92

FIGURA 62 - Medición Inversa conexión Estrella _________________________________________________ 93

FIGURA 63 - Medición Directa conexión Delta ___________________________________________________ 93

FIGURA 64 - Medición Inversa conexión Delta ___________________________________________________ 94



FIGURA 67 - Conexiones para medición devanado de alta tensión de transformadores delta-estrella _____ 98

FIGURA 68 - Conexiones para medición devanado de baja tensión de transformadores delta-estrella ____ 99

FIGURA 69 - Comportamiento ideal RLC en respuesta a la frecuencia ______________________________ 100

FIGURA 70 - Esquema para prueba con puente de Wheatstone ____________________________________ 103

FIGURA 71 - Diagrama de conexión para prueba de un transformador de dos devanados, conexión

estrella/estrella _______________________________________________________________________ 103

FIGURA 72 - Diagrama de conexión para prueba en transformador de tres devanados, conexión estrella-

estrella-estrella _______________________________________________________________________ 104

FIGURA 73 - Diagrama de conexión para prueba en transformador de tres devanados, conexión

delta/estrella-estrella __________________________________________________________________ 105

FIGURA 74 - Desmagnetización aplicada a devanado en conexión estrella __________________________ 109

FIGURA 75 - Desmagnetización aplicada a núcleo y devanado 1-1´ en conexión estrella _______________ 110

FIGURA 76 - Desmagnetización aplicada a devanado 2-2´ en conexión estrella _______________________ 110

FIGURA 77 - Desmagnetización aplicada a núcleo y devanado 2-2´ en conexión estrella _______________ 111

FIGURA 78 - Desmagnetización aplicada en serie a devanados 1-1´ y 2-2´ en conexión estrella _________ 111


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FIGURA 79 - Desmagnetización aplicada en núcleo y en serie a devanados 1-1´ y 2-2´ en conexión

estrella ______________________________________________________________________________ 112

FIGURA 80 - Desmagnetización aplicada en serie a devanados 2-2´ y 3-3´ en conexión estrella _________ 112

FIGURA 81 - Desmagnetización aplicada en núcleo y en serie a devanados 2-2´ y 3-3´ en conexión

estrella ______________________________________________________________________________ 113

FIGURA 82 - Desmagnetización aplicada a devanados conectados en serie paralelo, conexión en

Estrella ______________________________________________________________________________ 113

FIGURA 83 - Desmagnetización aplicada en núcleo y en serie paralelo a devanados en conexión estrella 114

FIGURA 84 - Desmagnetización aplicada a devanados conectados en serie paralelo, conexión en

Estrella ______________________________________________________________________________ 114

FIGURA 85 - Desmagnetización aplicada en núcleo y en serie paralelo a devanados en conexión estrella 115

FIGURA 86 - Desmagnetización aplicada a devanados conectados en paralelo, conexión delta _________ 115

FIGURA 87 - Desmagnetización aplicada a núcleo y devanados conectados en paralelo, conexión delta _ 116

FIGURA 88 - Desmagnetización aplicada a devanados conectados en paralelo, conexión delta _________ 116

FIGURA 89 - Desmagnetización aplicada a núcleo y devanados conectados en paralelo, conexión delta _ 117

FIGURA 90 - Desmagnetización aplicada a devanados conectados con dos en serie- paralelo, conexión

delta ________________________________________________________________________________ 117

FIGURA 91 - Desmagnetización aplicada a núcleo y devanados conectados con dos en serie-paralelo,

conexión delta _______________________________________________________________________ 118

FIGURA 92 - Desmagnetización aplicada a devanados conectados con dos en serie- paralelo, conexión

delta ________________________________________________________________________________ 118

FIGURA 93 - Desmagnetización aplicada a núcleo y devanados conectados con dos en serie-paralelo,

conexión delta _______________________________________________________________________ 119

FIGURA 94 - Diagrama de medición de RVM ____________________________________________________ 121

FIGURA 95 - Diagrama de prueba de RVM para transformador monofásico __________________________ 122

FIGURA 96 - Diagrama para prueba de RVM en transformadores trifásicos __________________________ 123

FIGURA 97 - Diagrama de conexión para medición de C1 _________________________________________ 124

FIGURA 98 - Diagrama de conexión para medición de C2 _________________________________________ 124

FIGURA 99 - Diagrama de conexión para medición de Collar caliente _______________________________ 125

FIGURA 100 - Diagrama de conexión para medición de collar caliente múltiple ______________________ 125

FIGURA 101 - Medición de hidrofóbicidad ______________________________________________________ 126

FIGURA 102 - Comparativo de hidrofóbicidad entre porcelana y hule silicón ________________________ 126

FIGURA 103 - Temperatura del aceite _________________________________________________________ 137

FIGURA 104 - Temperatura de devanados ______________________________________________________ 137

FIGURA 105 - Componentes de una boquilla de montaje vertical __________________________________ 135

FIGURA 106 - Componentes de una toma de pruebas en boquilla __________________________________ 135


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FIGURA 107 - Componentes del adaptador para toma de pruebas _________________________________ 136

FIGURA 108 - Vista del orificio húmedo en una boquilla horizontal _________________________________ 136

FIGURA 109 - Boquilla en almacenamiento _____________________________________________________ 138

FIGURA 110 - Maniobra para izaje de boquilla __________________________________________________ 138

FIGURA 111 - Colocación de las eslingas de izaje _______________________________________________ 139

FIGURA 112 - Maniobra de izaje para boquilla pequeña __________________________________________ 139

FIGURA 113 - Maniobra de izaje para boquilla de mayor peso _____________________________________ 140

FIGURA 114 - Maniobras de giro y alineación para montaje _______________________________________ 140

FIGURA115 - Intercambiadores de calor en un transformador _____________________________________ 149

FIGURA 116 - Intercambiador de calor de placas soportado_______________________________________ 149

FIGURA117- Tubos aleteados del intercambiador de calor ________________________________________ 151

FIGURA 118 - Enfriador de aceite de tubos aplanados ___________________________________________ 158

FIGURA119 - Tanque conservador ____________________________________________________________ 153

FIGURA 120 - Indicador magnético del nivel de aceite ___________________________________________ 154

FIGURA 121 - Montaje de un tanque de expansión cilíndrico ______________________________________ 155

FIGURA 122 - Montaje de un tanque de expansión rectangular ____________________________________ 155

FIGURA 123 - Vista de desconexión de la parte superior del tanque ________________________________ 158

FIGURAS 124 y 125 - Registro para remoción de la bolsa de aire __________________________________ 158

FIGURA 126 - Tanque conservador de aceite sellado con membrana _______________________________ 160

FIGURA127 - Preparación de junta ____________________________________________________________ 165

FIGURA 128 - Forma del típico empaque de nitrilo _______________________________________________ 173

FIGURA 129 - Separación de soldadura en un transformador _____________________________________ 168

FIGURA 130 - Preparación de superficie _______________________________________________________ 170

FIGURA131 - Sistema de prensado para aplicación de soldadura __________________________________ 170

FIGURA 132 - Típico arreglo con prensas tipo “C” _______________________________________________ 178

FIGURA 133 - Prueba de hermeticidad en soldadura _____________________________________________ 171

FIGURAS 134 y 135 - Aplicación de pintura anticorrosiva y pintura de acabado ______________________ 172

FIGURA 136 - Apoyo de superficies para soldadura _____________________________________________ 173

FIGURA 137 - Soldaduras aplicada en la pared del tanque ________________________________________ 174

FIGURA 138 - Maniobra de izaje del tanque del transformador_____________________________________ 174

FIGURA 139 - Limpieza requerida antes de instalar el tanque del transformador _____________________ 175

FIGURA 140 - Cambiadores de derivación con carga ____________________________________________ 175

FIGURAS 141 y 142 - instalación Cambiadores de derivaciones con carga __________________________ 176

FIGURA 143 - Formato de verificación de cambiadores de derivación ______________________________ 177


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FIGURA 144 - Sistemas de contactos de la unidad ruptora ________________________________________ 178

FIGURA 145 - Cambiador de derivaciones montado en el núcleo de un transformador trifásico _________ 180

FIGURA 146 - Elementos que componen el cambiador de derivaciones _____________________________ 180

FIGURAS 147 y 148 - Muestran un Ensamble de contactos y un Mecanismo Operador con indicación de

posición _____________________________________________________________________________ 181

FIGURA 149 A - Típico sistema de presurización por nitrógeno instalado en un transformador _________ 185

FIGURA 149 B - Vista interior que muestra los componentes del sistema ___________________________ 185

FIGURAS 150 y 151 - Regulador y ensamble de la válvula de alivio secundaria_______________________ 185

FIGURA 152 - Colector, indicador de presión compuesto _________________________________________ 187

TABLA 1 - Modos de falla típicos en un transformador ____________________________________________ 10

TABLA 2 - Técnicas de diagnóstico de transformadores __________________________________________ 13

TABLA 3 - Técnicas de diagnóstico utilizadas en boquillas de transformadores _______________________ 14

TABLA 4 - materiales aislantes en los tres diferentes estados ______________________________________ 15

TABLA 5 - Constantes dieléctricas _____________________________________________________________ 16

TABLA 6 - Efectos de la temperatura ___________________________________________________________ 21

TABLA 7 - Comparación entre el factor de potencia y el factor de disipación en un material aislante _____ 26

TABLA 8 - Formulas de relación para transformadores trifásicos ___________________________________ 36

TABLA 9 - Pruebas físico- químicas del aceite aislante ___________________________________________ 56

Tabla 10 - Recomendación de frecuencia de muestreo ____________________________________________ 63

TABLA 11 - Valores típicos de resistencia de aislamiento a transformadores de potencia y de distribución67

TABLA 12 - Mínima resistencia de aislamiento aceptable a 20oC para protección de equipos eléctricos de

potencia ______________________________________________________________________________ 67

TABLA 13 - Conexiones para prueba de factor de potencia del aislamiento de Transformadores de dos

devanados ____________________________________________________________________________ 70

TABLA 14 - Conexiones para prueba de factor de potencia Transformadores de tres devanados ________ 71

TABLA 15 - Pruebas de Apartarrayos __________________________________________________________ 73

TABLA 16 - Conexiones de prueba de apartarrayos de cinco secciones _____________________________ 74

TABLA 17 - Conexiones para transformadores de dos devanados Estrella – Delta _____________________ 75

TABLA 18 - Conexiones para transformadores de dos devanados Delta – Estrella _____________________ 76

TABLA 19 - Conexiones para transformadores de tres devanados Estrella – Estrella – Delta ____________ 76

TABLA 20 - Resumen de conexiones ___________________________________________________________ 77

TABLA 21 - Conexiones de prueba transformador Delta – Estrella __________________________________ 78

TABLA 22 - Conexiones de prueba transformador Estrella – Delta __________________________________ 79


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TABLA 23 - Conexiones de prueba transformador Estrella – Estrella – Delta __________________________ 79

TABLA 24 - Conexiones de prueba transformador Delta - Estrella – Estrella__________________________ 80

TABLA 25 - Medición de la corriente de excitación en un transformador conectado en delta ____________ 94

TABLA 26 - Medición de la corriente de excitación en un transformador conectado en delta ____________ 95

TABLA 27 - Conexiones de prueba por tipo de conexión para transformadores monofásicos ___________ 97

TABLA 28 - Conexiones de prueba por tipo de conexión para transformadores trifásicos ______________ 98

TABLA 29 - Mediciones en dB ________________________________________________________________ 100

TABLA 30 - Diagnostico de acuerdo con las variaciones de los espectros __________________________ 101

TABLA 31 - Conexiones de prueba para un trasformador de dos devanados, con conexión delta-delta __ 102

TABLA 32 - Conexiones de prueba para un trasformador de dos devanados, con conexión estrella-

estrella ______________________________________________________________________________ 103

TABLA 33 - conexiones para un transformador de tres devanados con conexión Estrella – Estrella –

Estrella ______________________________________________________________________________ 104

TABLA 34 - conexiones para un transformador de tres devanados con conexión Delta – Estrella –

Estrella ______________________________________________________________________________ 104

TABLA 35 - Valores de resistencia óhmica para el ejemplo _______________________________________ 106

TABLA 36 - Corrección de valores a 20 °C _____________________________________________________ 107

TABLA 37 - IDAX-300 Transformador de dos devanados _________________________________________ 119



TABLA 40 - IDAX-206 Transformador de tres devanados _________________________________________ 120

TABLA 41 - Valores de referencia del factor de potencia en boquillas ______________________________ 127

TABLA 42 - Valores de carga en voladizo ______________________________________________________ 137

TABLA 43 - capacidades nominales en pF (tolerancias de fabricación de C1 = ±10 %) _________________ 144

TABLA 44 - temperatura en el cuerpo del aislador 0C factor de corrección a 20 0C ____________________ 145

TABLA 45 - Mediciones de nivel _____________________________________________________________ 159

TABLA 46 - Tipo y aplicación de empaques ____________________________________________________ 164

TABLA 47 - Tamaño de la punta y presión recomendadas para cordón de soldadura tipo filete ___ 168

TABLA 48 - Valores de referencia para el control de la calidad del aceite ____________________________ 176


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1 OBJETIVO Plantear las acciones básicas necesarias para evaluar la condición y realizar el mantenimiento necesario para preservar la disponibilidad a los transformadores eléctricos de potencia.

2 ALCANCE

Aplica a todos los transformadores de potencia de Centrales Generadoras y Subestaciones Eléctricas de 10 MVA y mayores.

3 DEFINICIONES

Los superíndices descritos en todo el documento, se encuentran en la tabla de referencias del capítulo de bibliografía. 3.1 Aislamiento o dieléctrico

Son los materiales que, por su estructura atómica, no permiten la circulación de electrones. Aíslan o impiden el paso de la corriente eléctrica. Como, por ejemplo:

a) Aislantes naturales: Aire (seco), aceite mineral, lana, seda, goma laca, papel, mica, amianto

(asbesto), vidrio y los aislantes cerámicos tales como la porcelana. b) Aislantes artificiales: Aislantes obtenidos por policondensación, aislantes obtenidos por

polimerización.

3.2 Bombas de Aceite Se utilizan para forzar el aceite a través de los radiadores, logrando obtener una mayor capacidad de enfriamiento.

3.3 Boquillas Son dispositivos que aíslan un conductor y permiten llevar una corriente a través de una pared conectada a tierra, como por ejemplo el tanque de un transformador, de un interruptor o de una subestación aislada en SF6.

3.4 Cambiadores de Derivación La finalidad del cambiador de derivaciones es modificar la relación de tensión, de acuerdo con las necesidades del sistema. Existen dos tipos:

a) Cambiador de derivaciones con operación sin carga. Se opera manualmente con una manivela

cuando el transformador se encuentra fuera de operación. Para evitar daños y accidentes, tiene un seguro que impide operarlo cuando el transformador está energizado.

b) Cambiador de derivaciones con operación bajo carga. Se puede operar en cualquier condición

de carga del transformador, estando energizado. La operación se puede hacer con un control local o remoto. También puede operarse en forma automática, si se fija el nivel de voltaje


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requerido. El cambiador bajo carga también se puede operar manualmente. Normalmente es utilizado en transformadores de distribución.

3.5 Conexión Estrella Es la conexión de devanados en la que un extremo de cada uno de los devanados de fase de un transformador trifásico, o de cada uno de los devanados de la misma tensión nominal de transformadores monofásicos asociados en un banco trifásico, se conecta a un punto común (el neutro). Mientras que el otro extremo se conecta a su terminal de línea apropiada.

3.6 Conexión Delta Es la conexión en la que los devanados de un transformador trifásico o los de tres monofásicos asociados en un banco trifásico de la misma tensión, se conectan en serie para formar, un circuito cerrado simétrico.

3.7 Corriente Nominal Es la corriente que fluye a través de un devanado y se obtiene dividiendo la capacidad nominal del devanado entre la tensión nominal del mismo.

3.8 Corriente de Excitación La corriente de excitación consiste básicamente en medir la corriente que toma un devanado al ser energizado con una tensión de 10kV a 60 Hz. Dicha medición se puede efectuar a otros niveles de tensión, según las condiciones del equipo bajo prueba o características del equipo de medición.

3.9 Cromatografía de Gases Es una técnica aplicada para el análisis de gases libres y disueltos en el aceite aislante.

3.10 Degradación Es una reducción temporal de las propiedades las cuales desaparecen con la remoción del factor de influencia (un esfuerzo); por ejemplo: la reducción en la tensión de aguante del aislamiento externo debido a la humidificación de una capa de contaminación. El significado químico es una reducción a la más simple estructura molecular.

3.11 Deterioro Es una reducción permanente de las propiedades físico-químicas causadas por la aplicación de factores de influencia (un esfuerzo) durante el tiempo; por ejemplo: la reducción de la tensión de aguante del papel aislante debido a “tracking”. Generalmente el deterioro involucra reducciones de las propiedades más severas y más importantes que la degradación.

3.12 Derivaciones Es una porción del devanado compuesta de una o más espiras, cuya finalidad es modificar la relación de tensiones y de corrientes.


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3.13 Devanado Es un conjunto de espiras que forman un circuito eléctrico asociado con una de las tensiones asignadas al transformador.

3.14 Devanado Estabilizador Es un devanado suplementario conectado en delta, especialmente usado en un transformador conectado en Estrella-Estrella, para reducir la impedancia de secuencia cero del transformador.

NOTA: La reducción de esta impedancia puede ser necesaria, por ejemplo, para reducir la magnitud de la tensión de tercera armónica o para estabilizar las tensiones al neutro. Un devanado se considera como estabilizador, si sus terminales no son llevadas al exterior para conectarse a un circuito externo. Sin embargo, se pueden sacar una o dos puntas (adyacentes), destinadas para conexión a tierra; por ejemplo, en un transformador trifásico, si se sacan las tres terminales de la delta, éste debe considerarse como un devanado.

3.15 Devanado primario Es el devanado por donde se alimenta el transformador. Para transformadores reductores es el de mayor tensión y para transformadores elevadores es el de menor tensión.

3.16 Devanado secundario Es el devanado en donde se conecta la carga. Para transformadores reductores es el de menor tensión y para transformadores elevadores es el de mayor tensión.

3.17 Devanado terciario Devanado adicional de un transformador, el cual puede llevar sus terminales al exterior para conectarse a otro circuito, o bien permanecer interno para fines de operación en el sistema como devanado estabilizador.

3.18 Diagrama vectorial Es una notación convencional que indica las marcas de polaridad y las conexiones respectivas de los devanados de alta, media y baja tensión, y sus relativos desplazamientos de fase. 3.19 Diagnóstico Es al análisis que se realiza para determinar la condición o cualquier situación y cuáles son las tendencias. Esta determinación se realiza sobre la base de datos y hechos recogidos y ordenados sistemáticamente, que permiten juzgar mejor qué es lo que está pasando.

3.20 Elevación de temperatura de los devanados Es la diferencia entre la temperatura promedio de los devanados obtenida por el método de resistencia óhmica y la temperatura promedio del medio ambiente.

3.21 Enfriamiento La función de los sistemas de enfriamiento es la de disipar el calor generado por el núcleo y las bobinas (pérdidas) y mantener la elevación de temperatura promedio de las bobinas, así como la elevación de temperatura superior del aceite de transformador en valor menor a 55 °C o 65 °C (según lo requiera el cliente) sobre la temperatura ambiente del medio de enfriamiento.


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3.22 Envejecimiento Se refiere al paso del tiempo y es solamente ligado a cambios de propiedades en la presencia de un factor de influencia (un esfuerzo).

3.23 Factor de Disipación La cotangente del ángulo de fase entre una tensión sinusoidal aplicada a través de un dieléctrico (o combinación de dieléctricos) y la corriente resultante a través del sistema dieléctrico. 3.24 Factor de potencia (dieléctrico) El coseno del ángulo de fase entre un voltaje sinusoidal aplicado a través de un dieléctrico (o combinación de dieléctricos) y la corriente resultante a través del sistema dieléctrico.

3.25 Fosa captadora de aceite En el incendio de un transformador, el principal combustible es el aceite, por lo que es necesario tener un medio para desalojarlo del tanque en forma rápida y absorberlo para que no se contaminen las áreas adyacentes al mismo. La fosa de absorción también sirve en situaciones en que el tanque se rompa durante alguna falla, o cuando en algunos casos opera la válvula de sobre-presión. Esta fosa debe estar preparada en la base del tanque y debe tener la capacidad para contener el 100 % del aceite del transformador.

3.26 Fosa recolectora de aceite Esta fosa está conectada por medio de tubos a la fosa de absorción o captación de los bancos de transformadores. Generalmente se encuentra localizada a una distancia considerable y alejada del resto del equipo en operación, de tal modo que no ofrece peligro en caso de incendio. La fosa colectora tiene la capacidad de almacenar el 125 % (100 % + 25 % adicional) del aceite del banco de transformadores de mayor capacidad, instalado en una subestación eléctrica.

3.27 Frecuencia nominal Es la frecuencia de operación para la cual está diseñado el transformador.

3.28 Gabinete de control Es donde se concentran todas las terminales de los dispositivos de protecciones como el control de moto ventiladores y bombas de enfriamiento, conexión de transformadores de corriente, resistencias calefactoras propias del transformador, entre otras cosas. 3.29 Indicadores de flujo Permiten verificar si las bombas de aceite están en operación normal, así como la correcta dirección del flujo. 3.30 Indicador del nivel de aceite Mide el nivel del aceite en el tanque conservador del transformador a través de un indicador de carátula.


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3.31 Indicador de temperatura del aceite Tiene como función detectar la temperatura del aceite que se encuentra en la parte superior del tanque principal. Básicamente es un bulbo dentro de un termo pozo o tubo capilar que envía la señal a un termómetro. 3.32 Indicador de temperatura de devanados Infiere la temperatura del punto más caliente del transformador (imagen térmica) al corregir la temperatura del aceite con la corriente eléctrica a través de los devanados, enviando la señal a un termómetro.

3.33 Mantenimiento Basado en la Condición (CBM)

Es una estrategia de mantenimiento que tiene como objetivo extender la vida útil de los transformadores, aumentar la productividad y reducir los costos de operación diarios. A diferencia del mantenimiento periódico (PM), en el que los servicios se basan en intervalos programados, el CBM se basa en el estado de la máquina para determinar cuándo y qué tipo de mantenimiento se necesita. Al considerar el entorno operativo, las temperaturas y la aplicación, el CBM brinda un mejor control sobre el estado de la máquina.

3.34 Moto ventiladores Incrementan el flujo de aire sobre la superficie de los radiadores, acelerando el proceso de convección del aceite en el interior del transformador.

3.35 Nivel de aislamiento Es la combinación de valores de tensión (a baja frecuencia e impulso) que caracteriza el aislamiento de cada uno de los devanados y sus partes asociadas, con respecto a su capacidad para soportar esfuerzos dieléctricos.

3.36 Núcleo

Es la parte del transformador en la cual fluye el campo magnético. El material denominado “acero magnético” está constituido de un alto porcentaje de hierro y un pequeño porcentaje de silicio con el objetivo de incrementar la resistencia eléctrica de la laminación. La mayoría de los núcleos magnéticos están fabricados con lámina al silicio rolada en frío con un espesor de 0.0142” (calibre 29). Ambos lados de cada lámina están recubiertos con un material aislante (CARLITE). El propósito de estas láminas delgadas (0.25 a 0.35 mm), es el de reducir al mínimo las pérdidas y el calentamiento producido en el núcleo. Cuando se pierde este aislamiento se generan puntos calientes.

3.37 Porciento de impedancia Es la relación de tensiones expresada en por ciento entre la tensión de impedancia y la tensión nominal.

3.38 Radiadores Estos dispositivos permiten disipar el calor generado en el transformador. De esta manera: el aceite se hace circular por convección natural o por circulación forzada del mismo. Cuando el aceite caliente ingresa en la parte superior de los radiadores, intercambia el calor con el medio ambiente y retorna nuevamente al tanque, en la conexión inferior de los radiadores con el tanque principal.


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3.39 Relé Buchholz Es un dispositivo que aprovecha el incremento súbito de la presión del aceite o la generación de gases por una falla incipiente, para emitir una alarma o para accionar un disparo. Para cumplir su función, requiere que se instale entre la tapa superior del tanque y el tanque conservador de aceite.

3.40 Resistencia óhmica Se refiere a la resistencia eléctrica. La resistencia eléctrica es la oposición al paso de la corriente en un circuito eléctrico cerrado. También se define como la propiedad de un objeto o sustancia para transformar energía eléctrica en calor u otro tipo de energía radiante. 3.41 Respuesta al Barrido de la Frecuencia Se lleva a cabo con la aplicación de una tensión de prueba en un barrido de frecuencias que van en un rango de 20 Hz. a 10 MHz, en donde de acuerdo con el espectro obtenido, se puede localizar en una banda de estas frecuencias algún daño, y de manera aproximada el elemento que se deformó y su ubicación. 3.42 Sistemas de preservación de aceite Su función es evitar la oxidación y contaminación del aceite provocada por la humedad, el polvo y otros contaminantes sólidos que se encuentran en el medio ambiente. Los sistemas más utilizados son los siguientes:

a) Respiración a través del material deshidratante, usualmente sílica-gel, que es un material compuesto por aluminato de calcio con un indicador de color.

b) Con sello de gas inerte (generalmente nitrógeno).

c) Con sello a través de una membrana o bolsa elástica.

3.43 Tanque Conservador La finalidad de este tanque es absorber la expansión térmica del aceite, que se produce al incrementar la temperatura en el tanque principal del transformador, originada por aumento de carga o de la temperatura ambiente. La capacidad de este tanque debe ser entre el 10 % y el 20 % de la capacidad del tanque principal.

3.44 Tensión de Impedancia Es la caída de tensión presente en el devanado cuando se encuentra en corto circuito a su corriente nominal.

3.45 Transformador Es un dispositivo eléctrico que permite aumentar o disminuir la tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna, manteniendo la potencia. La potencia que ingresa al equipo, en el caso de un transformador ideal (esto es, sin pérdidas), es igual a la que se obtiene a la salida. Las máquinas reales presentan un pequeño porcentaje de pérdidas, dependiendo de su diseño y tamaño, entre otros factores. Está constituido por dos o más bobinas devanadas con alambre o solera de cobre o aluminio, aisladas entre sí eléctricamente y enrolladas alrededor de un núcleo de material ferromagnético.


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3.46 Válvula de Presión Súbita es un accesorio del transformador que se instala en la parte tapa superior del mismo, está diseñada para operar en el momento de producirse una presión positiva en el interior del tanque del transformador, y poder liberarla sin mayor riesgo. Estas presiones pueden ser generadas por alguna falla en sus componentes internos, como son: devanados, cambiadores, aislamientos, papel, cartón, barniz, etc. Se calibra para operar a una presión determinada.

3.47 Válvulas de Radiadores Permite el paso del aceite del tanque del transformador y viceversa. Cuando se presentan fugas en los radiadores, sirven para aislarlo, facilitando su desmontaje.

4 CAUSAS DE DEGRADAMIENTO y DETERIORO DE TRANSFORMADORES

4.1 Deterioro del aislamiento

Generalmente el deterioro involucra reducciones de las propiedades más severas y más importantes que la degradación. Básicamente consiste en cambios en:

a) La Rigidez Dieléctrica.

b) La Constante Dieléctrica.

c) Las Pérdidas Dieléctricas.

d) La Capacitancia.

e) El Factor de Potencia.

Durante la vida útil de un transformador, este se somete a diversos factores de deterioro los cuales afectan su condición, reduciendo sus capacidades operativas para las cuales fue diseñado. En general, los principales factores que intervienen en un proceso de deterioro del aislamiento eléctrico de los transformadores son:

a) Tiempo. Este es el parámetro que corre inexorablemente y causa envejecimiento.

b) Esfuerzo.

Esta es la causa que hace que los materiales sufran algunas modificaciones en su naturaleza físico/química, resultando en deterioro.

c) Propiedades

El deterioro, dependiendo de su tipo, afecta más o menos todas las características del material. Una propiedad es de interés principal, ya sea porque es una propiedad fundamental del material o porque es una herramienta útil para identificar el deterioro.


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4.2 Factores de Esfuerzos

En la operación de un transformador de potencia, nos encontraremos con esfuerzos eléctricos, térmicos, mecánicos y ambientales. Dependiendo en el tipo de equipo, uno de ellos puede ser predominante:

a) Esfuerzos eléctricos. Estando a la misma tensión nominal, los esfuerzos eléctricos actuales son muy diferentes de

equipo a equipo y están en orden decreciente: capacitores, cables, boquillas, transformadores, máquinas rotatorias. Este hecho está mayormente relacionado a la habilidad del aislamiento a soportar el esfuerzo eléctrico durante su vida.

b) Esfuerzos térmicos. Durante la operación, se pueden alcanzar temperaturas elevadas, debido a pérdidas dieléctricas,

pérdidas eléctricas en conductores, pérdidas magnéticas o por absorción de calor de los alrededores.

c) Esfuerzos mecánicos. Pueden ser ya sea esfuerzos permanentes, o estos pueden aparecer ocasionalmente, por

ejemplo, como resultado de cortos circuitos o crecimiento térmico. d) Esfuerzos ambientales.

- Factores ambientales que incluyen contaminación, radiación, humedad, partículas, etc. El ambiente influye en los materiales aislantes en su superficie, y en el espesor, principalmente por el oxígeno, humedad, contaminación, radiación y cambios de temperatura, generando depósitos o erosión.

- Bajo esfuerzo eléctrico, la erosión superficial debe ser principalmente dominada por

descargas eléctricas las cuales pueden desarrollar altas temperaturas suficientes para descomponer el material.

e) Esfuerzos combinados

Efectivamente, en los equipos algunos de los factores de esfuerzo mencionados anteriormente están presentes simultáneamente (condiciones de esfuerzo múltiple).

4.3 Fallas en Transformadores De acuerdo a la experiencia, algunas de las principales causas de fallas en los transformadores se mencionan a continuación:

a) Humedad. b) Fugas.

c) Carga o tensión eléctrica excesiva.

d) Problemas en la instalación y Puesta en servicio.


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e) Mala operación y desconocimiento del equipo.

f) Deficiencias de diseño.

g) Mala coordinación de protecciones eléctricas.

De acuerdo a la experiencia internacional, los elementos que más fallan en un transformador son:

FIGURA 1.- Estadística de falla de transformadores

45%

17%

1%

26%

1%6%

3% 1%

Elementos fallados de transformador

devanados

Boquillas

Sistema de enfriamiento

Cambiador dederivacionesaislamiento

conexiones a boquillas

Núcleo y circuitomagnéticoOtros


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4.4 Modos de falla

Los modos de falla típicos en un transformador se presentan en la Tabla 1.

TABLA 1.- Modos de falla típicos en un transformador

Modo de falla (Crítico)

Causas de falla Efectos de la falla Detección Corrección

Falla en el aislamiento

(alto)

Aceite de transformador

Oxidación de aceite

Corrosión causada en componentes del transformador, principalmente de acero

Pruebas del aceite

- Eliminación de fugas. - Revisión de sistema de enfriamiento. - Desgasificación de aceite, filtración de aceite o cambio de aceite

Descomposición térmica del aceite

Posible falla catastrófica, Fallas bobina a bobina o bobina al tanque

Contaminación por humedad

Arqueos en el aceite dando por resultado la formación del carbón, lodo y deterioro del aislamiento.

Boquillas

- Falla del aislamiento Sólido - Ingreso de humedad - Contaminación

externa

- Posible falla catastrófica - Seguridad personal

- Pruebas de boquillas - Inspección visual

- Limpieza. - Reemplazar

Continua…


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…continuación

Falla del transformador

Aislamiento medio

Corto circuito interlaminar

- Sobrecalentamiento localizado Cromatografía de gases. Pruebas eléctricas

Reparación de núcleo.

Falla en devanado

Falla del devanado descarga atmosférica. Sobrecarga. Cortocircuitos por objetos externos o por fallas en el dieléctrico


Pruebas eléctricas. Pruebas dieléctricas. Análisis de gases disueltos.

Revisar el devanado. Reparación del devanado.

Aflojamiento de pernos de compresión internos

Pérdidas de conexión

Medición de resistencia eléctrica.

Ajuste de conexión de puesta a tierra. Eliminación de conexiones adicionales a tierra. Reparación fuera de línea.

Aflojamiento del núcleo

Movimiento del núcleo

Análisis de vibración. Pruebas eléctricas.

Conexión de puesta a tierra del núcleo

Alta resistencia. Arqueos. Calentamiento. Recirculación de corrientes.


Resistencia eléctrica. Respuesta a la frecuencia. Análisis de gases disueltos.

Continua…


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…continuación

Pérdida de sellos (alto)

Empaques o juntas

Medio ambientes. Falla de material. Falla de instalación.

Absorción de Humedad. Oxidación. Corrosión. Bajo nivel de aceite Posible falla catastrófica.

Inspección visual. Señales de fuga aceite.

Corregir fuga (temporal). Sustitución de empaques o juntas.

Aceite Aislante

Cambio de volumen del aceite. Cambio fisicoquímico del aceite. Sobre calentamiento del aceite.

Inspección visual. Señales de fuga aceite. Análisis de gases disueltos.

Corregir fuga (temporal). Sustitución de empaques o juntas.

Sistema de presión

Válvula reguladora de presión. Gas de control.

Falla de válvula. Gas inadecuado. Falla de alarmas. Falla de conexiones.

No se puede mantener la presión durante una falla interna. Ingreso de humedad. Corrosión.

Inspección visual. Certificado de gases.

Reparación válvulas. Calibración de válvulas e interruptores.

Calentamiento del devanado

Devanado

Sobrecarga excesiva. Falla en el sistema de enfriamiento. Falla de la medición de temperatura

Incremento en la resistencia del devanado. Incremento del esfuerzo dieléctrico. Daños en devanado

Medición de temperatura instantánea. Registro, y posterior restablecimiento, de la temperatura alcanzada.

Inspección del sistema de enfriamiento. Revisión de sistemas de medición


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5 DIAGNÓSTICO A TRANSFORMADORES

Las técnicas de diagnóstico a transformadores se mencionan en la tabla 2.

TABLA 2-Técnicas de diagnóstico de transformadores

Problemas Técnicas de diagnóstico

Condición del servicio del

equipo

Estatus de la técnica de

diagnóstico

Nivel de eficacia de la

técnica de diagnóstico

Mecánico

Corriente de excitación

Fuera de servicio, en

sitio

Generalmente aplicado

Medio

Impulso de bajo voltaje Bajo

Análisis de respuesta a la frecuencia

Alto

Medición de inductancia de dispersión

Medio/Alto

Medición de Capacitancia

Alto

Térmico

Análisis de gases en el aceite

Equipo en servicio


---

Cromatografía de gases Alto

Método de hidrógeno equivalente

Medio

Degradación aceite-papel

Etapa de desarrollo

---

Cromatografía de líquidos

Medio/Alto

Análisis de Furanos Medio/Alto

Detección de puntos calientes

---- ---

Sensores Invasivos Etapa de desarrollo

Bajo

Termografía Generalmente

aplicado Alto

Dieléctrico

PD Medición

Equipo en servicio

--- ---

Método acústico Etapa de desarrollo

Medio/Alto

Método Eléctrico Etapa de desarrollo

Medio/Alto

Capacitancia y factor de potencia

Fuera de servicio,

Generalmente

aplicado Alto

Respuesta dieléctrica a la frecuencia

En sitio


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5.1 Técnicas de diagnóstico utilizadas en boquillas de transformadores

Las técnicas de diagnóstico a boquillas se mencionan en la tabla 3.

TABLA 3-Técnicas de diagnóstico utilizadas en boquillas de transformadores

Problemas Técnicas de diagnóstico

Condición del

servicio del

equipo

Estatus de la técnica de

diagnóstico

Nivel de eficacia de la técnica

de diagnóstic

o

Humedad



sitio


Alto

Medición de voltaje del tap capacitivo

Medio

Medición de resistencia con corriente directa

Bajo

Collar caliente Alto

Corona

Descargas parciales (PD) Fuera de

servicio, en sitio

Etapa de desarrollo

Medio/Bajo

Medición del voltaje de radio interferencia

Equipo en servicio

Medio

Envejecimiento



sitio


Alto

Medición de resistencia con corriente directa


Bajo

Capacitores cortocircuitados



Alto

Medición de voltaje del tap capacitivo


Medio

Superficie interna de fuga

Descargas parciales


Medio/Bajo


Medio

Medición de pérdidas dieléctricas con CA

Alto

Conexiones Pobres

Termografía Equipo en

servicio Alto

Referencia: Tabla 1.10.2 Técnicas de diagnóstico utilizadas en boquillas de transformadores; ST-CT-2007 Manual De Transformadores Y Reactores De Potencia Tomo I


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5.2 Pruebas Fuera de Línea

5.2.1 Teoría general del aislamiento5 El aislamiento es toda sustancia o material de baja conductividad eléctrica, en presencia de una tensión la corriente eléctrica que logra circular comúnmente es del orden de mili-Amperes, la cual se puede medir para efectos de diagnóstico. A la corriente que circula por el aislamiento que se refleja en forma de calor se denomina corriente de fuga. Los materiales aislantes se conocen también con el nombre de dieléctricos y los términos pueden ser utilizados indistintamente. Los dieléctricos perfectos tienen cero conductividades y el fenómeno de absorción dieléctrica no existe, por lo que se refiere a una condición ideal. En la práctica los dieléctricos perfectos no existen debido a que los materiales aislantes que se utilizan tienen cierto nivel de pérdidas. La conductividad eléctrica es la propiedad que presenta un material para permitir el paso de un flujo de electrones. Los aislamientos se encuentran en los tres estados: sólidos, líquidos y gaseosos. En la tabla 4 se presentan algunos ejemplos de materiales aislantes en los tres diferentes estados.

TABLA 4- materiales aislantes en los tres diferentes estados

NOTA: Referencia: Tabla 1 Estados de los materiales aislantes, SC-CT-002 Procedimiento Para Medición De Factor De Potencia En Aislamiento De Equipo Eléctrico, 3 Teoría general del aislamiento.

Un dieléctrico se puede representar mediante el arreglo que tiene un capacitor. El capacitor es un dispositivo que está formado por dos conductores y separado por un dieléctrico, su capacitancia depende del arreglo, separación de los electrodos y su medio aislante. En la figura 2 se observa el diagrama esquemático de un capacitor.

FIGURA 2- diagrama esquemático de un capacitor


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La capacitancia es la propiedad de un capacitor o de un sistema de conductores y dieléctricos que permiten el almacenaje de cargas separadas eléctricamente cuando existe una diferencia de potencial entre los conductores. Los aislamientos tienen las siguientes características: constante dieléctrica, absorción dieléctrica, resistencia dieléctrica y factor de potencia. 5.2.2 Constante dieléctrica5 Si entre las placas de un condensador plano introducimos un dieléctrico, el campo eléctrico, y por tanto la diferencia de potencial disminuye como consecuencia de la polarización en su interior. Al factor de disminución se le llama constante dieléctrica, y es un número adimensional y característico de cada material. En la tabla 5 se muestran

algunas constantes dieléctricas para diferentes materiales aislantes.

TABLA 5- Constantes dieléctricas

Referencia: Tabla 2 Estados de los materiales aislantes, SC-CT-002 Procedimiento Para Medición De Factor De Potencia En Aislamiento De Equipo Eléctrico, 3 Teoría general del aislamiento

5.2.3 Absorción dieléctrica5

Cuando se realiza una medición de resistencia de aislamiento con corriente directa, la resistencia inicial es baja y gradualmente aumenta a medida que se prolonga la duración de la medición. Para establecer un campo electrostático en un aislamiento se requiere energía, sin embargo, una vez que el campo se ha establecido plenamente, las cargas de corriente bajan hasta un valor que está en función de la corriente de fuga continua a través del aislamiento. Cuando se aplica corriente alterna a un aislamiento, el efecto del fenómeno de absorción dieléctrica predomina notablemente sobre el fenómeno de fugas o conductividad, porque el campo dieléctrico nunca se establece por completo con una polaridad antes de que la corriente alterna de carga se invierta y comience a cargar con la polaridad opuesta. Para todo propósito práctico, esto hace que la medición con corriente alterna a frecuencia constante de la pérdida de absorción del dieléctrico, sea independiente de la duración del potencial de prueba, siempre y cuando el aislamiento no haya alcanzado una posición inestable con respecto a los efectos de la temperatura. Las pérdidas de absorción del dieléctrico son sensibles a pequeños cambios en el contenido de humedad de un aislamiento y a la presencia de otras impurezas. Por ejemplo, una pequeña cantidad de humedad puede producir un gran aumento de la absorción dieléctrica. El hecho de que las pérdidas del dieléctrico con C.A. se deban casi exclusivamente al fenómeno de absorción dieléctrica, hace que la medición de pérdidas del dieléctrico y factor de potencia sea extremadamente sensible a la humedad.

5.2.4 Resistencia dieléctrica5

Es el valor máximo del campo eléctrico que impide hasta cierto límite que las moléculas de un material dieléctrico puedan llegar a ionizarse y volverse conductor, esta propiedad es característica de cada material.


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5.2.5 Capacitancia5 La capacitancia C refleja la disposición física del devanado y su aislamiento. La capacitancia está definida por la forma y distancias entre devanados, entre capas de devanado y entre espiras, así como por las distancias al tanque y al núcleo. Cambios en las propiedades físicas del aislamiento y desplazamientos en los devanados, produce cambios en la capacitancia del equipo. 5.2.6 Resistencia del Aislamiento4

La resistencia de aislamiento se define como la oposición del aislamiento al paso de la corriente eléctrica al aplicar una tensión de corriente directa (c.d.). La resistencia del aislamiento está en función del tiempo y de la magnitud de la tensión aplicada y se mide en Megaohms (MΩ). La resistencia de aislamiento varía directamente con el espesor del aislamiento e inversamente al área del mismo. El objetivo de la medición es determinar la presencia de contaminantes o el envejecimiento del aislamiento. También se emplea como un medio de control para proceder a aplicar voltajes de prueba de corriente alterna. Con los valores obtenidos en esta prueba, se calcula el índice de polarización, que se relaciona con la cantidad de humedad presente en el aceite y que debe ser complementaria a las pruebas físico-químicas efectuadas a una muestra de aceite.

5.2.7 Corriente de aislamiento4

Al aplicar un voltaje de corriente directa a un aislamiento, se genera una corriente que se denomina corriente de aislamiento. Esta corriente está integrada por dos componentes principales: la componente que fluye en el volumen del aislamiento y la corriente de fuga.

La corriente que fluye en el volumen del aislamiento está formada por tres corrientes: capacitiva, de absorción dieléctrica y de conducción irreversible. En las figuras 3 y 4, se muestran las corrientes que se presentan en la medición de resistencia de aislamiento (Figura 1 Circuito equivalente generado de la medición de prueba de resistencia de aislamiento, ST-CT-001 Procedimiento Para La Medición De Resistencia De Aislamiento En Equipo Eléctrico Primario).

FIGURA 3- Corriente de aislamiento

a) La corriente de fuga (IL) es pequeña y fluye sobre la superficie del aislamiento. Esta corriente, al

igual que la corriente de conducción, permanece constante y ambas permiten analizar las condiciones del aislamiento. Su valor se afecta debido a las condiciones superficiales de contaminación y humedad del aislamiento.


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5.2.8 Corriente capacitiva (Ic)4

Esta corriente tiene un valor inicial alto y decrece a medida que se carga la capacitancia del aislamiento y alcanza un valor despreciable en un tiempo máximo de 15 segundos. Debido a esto, la resistencia inicial del aislamiento tiene un valor bajo. Es decir, cuando se aplica un voltaje de corriente directa, la resistencia del aislamiento inicia con un valor bajo y aumenta gradualmente con el tiempo, hasta estabilizarse. Este efecto es evidente en equipos con alta capacitancia, como por ejemplo los cables de potencia de gran longitud.

FIGURA 4- Corriente capacitiva

5.2.9 Corriente de absorción dieléctrica (Ia)4

Esta corriente decrece gradualmente en minutos, desde un valor relativamente alto a un valor cercano a cero y varía exponencialmente. Generalmente, los valores de resistencia obtenidos en los primeros minutos de una prueba, están determinados por esta corriente de absorción dieléctrica. Dependiendo del volumen y tipo de aislamiento, ésta corriente puede tardar minutos u horas en alcanzar un valor despreciable. Generalmente, 10 min. después de iniciada la prueba se desprecia cualquier variación que se presente.

5.2.10 Corriente de conducción irreversible (IG)4

Esta corriente fluye a través del aislamiento, es prácticamente constante y predomina cuando la corriente de absorción dieléctrica es despreciable.

5.2.11 Absorción dieléctrica4

A la curva que se obtiene al graficar los valores de la resistencia de aislamiento contra el tiempo, se le denomina curva de absorción dieléctrica. La pendiente de esta curva indica el grado relativo de secado, degradación o contaminación del aislamiento. Si el aislamiento está húmedo o sucio se debe alcanzar un valor estable en uno o dos minutos después de haber iniciado la prueba y se debe obtener una curva con baja pendiente.


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5.2.12 Índices de absorción y polarización4

El índice de absorción (ia) se expresa como la relación entre el valor de resistencia de aislamiento a 1 minuto y el valor a 30 s, según diferentes prácticas.

El índice de polarización (ip) se expresa como la relación entre el valor de resistencia de aislamiento a los 10 minutos y la medición a 1 minuto a partir de la aplicación del voltaje.

Estos índices se presentan debido al cambio en la corriente de absorción dieléctrica con respecto al tiempo y permiten medir la variación de la resistencia eléctrica de los aislamientos, en función del tiempo, al aplicarles un voltaje de corriente directa. También son considerados como un método indirecto para determinar el contenido de humedad en los aislamientos de máquinas eléctricas, lo que permite evaluar la condición de los aislamientos en dichas máquinas. Sin embargo, no es recomendable hacer mediciones del ia en transformadores inmersos en aceite. Esto se debe a que el concepto del ia se basa en el comportamiento de las estructuras rígidas de materiales sólidos en presencia de un campo producido por un voltaje aplicado. Por lo tanto, este índice no es aplicable en aislamientos líquidos. Es interesante hacer notar que mucha gente ha utilizado la medición de índice de absorción (ia) en transformadores sumergidos en aceite y no logra entender por qué un transformador que se sabe que está en buen estado les da resultados próximos a 1. La respuesta es simple. La medición no es adecuada para equipos inmersos en aceite, sino para equipos con aislamiento sólido. El concepto depende de las estructuras relativamente rígidas de los materiales aislantes sólidos, donde se requiere energía de absorción para reconfigurar la estructura electrónica de moléculas comparativamente fijas en contra del campo del voltaje aplicado. Puesto que este proceso puede llevar a un estado teórico de terminación (en “tiempo infinito”, que obviamente no puede lograrse en el campo práctico, pero que puede aproximarse razonablemente), el resultado es una disminución sostenida de la corriente conforme las moléculas llegan a su alineamiento “final”. Debido a que la prueba ia se define por este fenómeno, no se puede aplicar con éxito a materiales fluidos puesto que el pasaje de la corriente de prueba a través de una muestra llena de aceite crea corrientes de convección que constantemente forman remolinos en el aceite, lo que da lugar a una carencia caótica de estructura que se opone con la premisa básica sobre la que descansa la prueba ia. 5.2.13 Factores que afectan la medición de resistencia de aislamiento Los factores que afectan la medición de resistencia de aislamiento y que no son atribuibles al equipo de medición, son los siguientes:

a) Conexiones inadecuadas o erróneas.

b) Efectos de la condición de la superficie del aislamiento.


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c) Efecto de la humedad.

d) Efecto de la temperatura.

e) Potencial de prueba aplicado.

f) Efecto de la duración de aplicación de voltaje de prueba.

g) Efecto de la carga residual.

h) Efecto del envejecimiento y curado.

i) Efecto de la inducción.

j) Tratamientos especiales

5.2.14 Conexiones erróneas o inadecuadas

Con la finalidad de eliminar errores en la medición se debe verificar lo siguiente:

a) Las conexiones realizadas deben corresponder al circuito de medición adecuado para cada equipo eléctrico primario.

b) Evitar falsos contactos en las conexiones de prueba.

c) La condición del cable de medición ya que si es de baja calidad o está defectuoso o dañado.

d) Evitar el contacto del cable de alta tensión del equipo de medición con partes no energizadas del equipo bajo prueba u otras superficies.

5.2.15 Efecto de la condición de la superficie del aislamiento

Los elementos contaminantes tales como el carbón, el polvo o el aceite, depositados en la superficie de aislamiento, disminuyen los valores de resistencia de aislamiento. Cuando se tienen superficies aislantes relativamente grandes expuestas al ambiente, esta condición es representativa. El polvo seco depositado sobre las superficies aislantes no es conductor, pero cuando se expone a la humedad se vuelve parcialmente un conductor y disminuye los valores de resistencia de aislamiento. Por lo tanto, se debe eliminar toda materia extraña que esté depositada sobre el aislamiento antes de efectuar la medición.

5.2.16 Efecto de la humedad

Actualmente algunos equipos eléctricos primarios se construyen con aislamientos que no absorben humedad. Sin embargo, si la temperatura del devanado alcanza un valor igual o inferior a la de punto de rocío, se puede formar una película de humedad sobre la superficie del aislamiento, reduciendo su resistencia. El mismo fenómeno se presenta en las porcelanas de las boquillas de los transformadores e interruptores cuando se tiene alta humedad en el ambiente, siendo más grave si la superficie está contaminada.


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5.2.17 Efecto de la temperatura

En la mayor parte de los materiales aislantes, la resistencia de aislamiento varía inversamente con la temperatura. Para comparar apropiadamente las mediciones periódicas de resistencia de aislamiento, es necesario efectuar las mediciones a la misma temperatura, o convertir cada medición a una misma base. Esta conversión se efectúa utilizando la ecuación siguiente:

Dónde: Rc: Resistencia de aislamiento corregida a la temperatura base, (MΩ).

Kt: Coeficiente de corrección por temperatura.

Rt: Resistencia de aislamiento a la temperatura que efectuó la prueba (MΩ).

Las bases de temperatura recomendada por los Comités de Normas son: de 40 ºC para máquinas rotatorias, 20ºC para transformadores y 15.6 ºC para cables. Como referencia en la tabla 6 se presentan factores de corrección para una temperatura de 20 °C.

TABLA 6 - Efectos de la temperatura

5.3 Prueba de Resistencia de aislamiento de devanados1

El objetivo de la medición es determinar el contenido de humedad, contaminación o el posible deterioro del aislamiento de manera primaria. También se emplea como un medio de control para proceder a aplicar tensiones de prueba de corriente alterna de mayor esfuerzo. La medición se lleva a cabo, aplicando en terminales cortocircuitadas, una tensión de Corriente Continua (CC) de 500 a 10 000 V, y haciendo circular una corriente a través del volumen del aislamiento. Es una función de la corriente de fuga que pasa a través de este aislamiento o sobre superficies de fuga externa. Con los valores obtenidos en esta prueba, se calcula el índice de polarización, que se relaciona con la


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cantidad de humedad presente en el aceite y que debe ser complementaria a las pruebas físico- químicas efectuadas a una muestra. Una vez concluidas las mediciones, se calcula el índice de polarización (IP) para cada uno de los arreglos y fases. La medición, también nos sirve para determinar si el equipo puede continuar con las pruebas de CA a tensiones mayores.

El cálculo del índice de polarización es de la siguiente manera:

IP = R10/ R1

Dónde: IP Índice de polarización. R10 Resistencia a 10 min. R1 Resistencia a 1 min. Valores de IP, mayores de 2, son considerados satisfactorios para un aislamiento en buen estado. 5.3.1 Prueba de Resistencia de aislamiento del núcleo1 Estas pruebas solo pueden ser hechas cuando se tengan boquillas de aterrizamiento de núcleo accesibles y montadas en las paredes del tanque. Hay casos en los que se tienen 2 o más puntos de aterrizamiento dependiendo, del diseño del transformador y de los segmentos aislados que tenga. Se lleva a cabo aplicando una tensión de 500

a 1 000 V c.d. y registrando el valor en M apropiado para este caso. De acuerdo a los requerimientos electromagnéticos del laminado del núcleo los valores de aislamiento varían según los fabricantes y a su diseño. Por lo que es conveniente recurrir a los valores de fábrica, al manual del equipo, a mediciones anteriores y/o a unidades

gemelas. Como regla general, un valor arriba de 100 M, se considera adecuado. 5.3.2 Prueba de Factor de potencia y Capacitancia de los devanados Para esta prueba se evalúa al transformador como si fuera un capacitor simple. Ambos contienen un material dieléctrico (aislamiento) entre dos electrodos (conductores). La capacitancia depende de las características del material dieléctrico y de la configuración física de los electrodos. En aparatos eléctricos, un cambio en las características del material aislante o en la configuración del conductor, debe provocar diferencias en las mediciones de capacitancia. Estos cambios son causados por el deterioro del aislamiento, contaminación o daños físicos. Las pérdidas dieléctricas en un sistema aislante es la potencia disipada por el aislamiento cuando es sujeto a un voltaje alterno. Todos los aislamientos eléctricos en aparatos de potencia tienen una cantidad mensurable de pérdidas dieléctricas, indiferente de su condición. Un buen aislamiento usualmente tiene una muy baja pérdida. Una alta pérdida puede indicar problemas en la estructura del aislamiento1. El factor de potencia dieléctrico de un material, es la razón de la potencia disipada en el material en watts, al producto de la tensión efectiva y la corriente en volt-amperes cuando se prueba bajo una tensión senoidal y en condiciones prescritas. Numéricamente esta se puede expresar como el coseno del ángulo de fase dieléctrico (o el seno del ángulo de pérdidas dieléctricas) entre el vector de la tensión aplicada y la corriente de carga1.

5.3.3 Teoría de la Prueba de Factor de potencia5

El factor de potencia de un dieléctrico es una indicación de sus pérdidas por unidad de volumen. Este factor se incrementa debido a las siguientes condiciones: envejecimiento, contaminación, fallas, esfuerzos eléctricos, degradación, entre otros.


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El circuito equivalente de un aislamiento bajo prueba se representa en la figura 5 (Figura 2 Estados de los materiales aislantes, SC-CT-002 Procedimiento Para Medición De Factor De Potencia En Aislamiento De Equipo Eléctrico, 3 Teoría general del aislamiento).

FIGURA 5- Circuito Equivalente de un aislamiento

El factor de potencia en un aislamiento se define como el coseno del ángulo entre el vector del voltaje aplicado y vector de la corriente total que circula por el aislamiento bajo prueba véase figura 6.

FIGURA 6 Diagrama vectorial del factor de potencia en un aislamiento

Las ecuaciones para la obtención del factor de potencia son las siguientes:

Dónde:

Sustituyendo [2] en [1] se tiene:


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Teniendo en cuenta qué:

Y sustituyendo [4] en [3], tenemos:

Considerando qué:

Dónde:

Sustituyendo [7] en [6], tenemos:

Sustituyendo [8] en [5], tenemos:

Dado qué:


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Sustituyendo [8] y [10] en [9], tenemos:

Dónde: C: Capacitancia (F). F: Frecuencia (Hz). IC: Corriente capacitiva (mA). IR: Corriente resistiva (mA). IT: Corriente total (A). P: Potencia (VA).

RP: Resistencia de prueba (). V: Tensión aplicada (V).

XC: Reactancia capacitiva ().

: Ángulo entre el vector de la tensión aplicada y el vector de corriente total. El factor de disipación es la tangente del ángulo de pérdidas de un dieléctrico. Este factor es aproximadamente igual al factor de potencia del mismo y está dado por:

El factor de potencia es la relación de las pérdidas del dieléctrico (watts, miliwatt), entre la carga que demanda el aislamiento bajo prueba (mili-amperes, milivolt-amperes), manejado en porciento para facilidad de referencia. El valor obtenido de esta relación para un aislamiento en particular depende de las condiciones de humedad, ionización y temperatura. La finalidad de esta medición es la detección de los parámetros eléctricos de los aislamientos tales como la capacitancia, factor de potencia y pérdidas dieléctricas. Un incremento apreciable de las pérdidas dieléctricas en corriente alterna (milivolt-amperes), o factor de potencia, de un aislamiento indica deterioro. El porciento de factor de potencia (% FP) es calculado usando la pérdida en watts de la corriente total medida.


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A manera de ejemplo, en el caso particular de un equipo de prueba modelo M2H de la marca DOBLE, las mediciones pueden ser referidas en términos equivalentes para una tensión de prueba aplicada de 10 kV, mediante las siguientes relaciones:

Los valores obtenidos de factor de potencia deben de ser referenciados a una temperatura de 20 °C de tal manera que se pueda evaluar a una misma temperatura y su tendencia en futuras mediciones. En la Tabla 7 se muestra la comparación entre el factor de potencia y el factor de disipación en un material aislante (Tabla 3 Comparación entre FP y FD en %, SC-CT-002 Procedimiento Para Medición De Factor De Potencia En Aislamiento De Equipo Eléctrico, 3 Teoría general del aislamiento).

TABLA 7-Comparación entre el factor de potencia y el factor de disipación en un material aislante

5.4 Modos básicos de prueba Para entender la medición de factor de potencia, es conveniente considerar las condiciones de la fuente de corriente alterna (c.a.), el circuito puente, y el espécimen de prueba con respecto a tierra y la terminal de bajo voltaje. 5.4.1 Modo Espécimen Aterrizado (Grounded–Specimen Test [GST]) En este modo, toda la corriente entre la fuente de CA y tierra es medida por el puente. El modo GST, Figura 7, es usado cuando una de la terminal del aislamiento que va a ser medido está permanentemente conectado a tierra, tal como el tanque del transformador, la brida de una boquilla o la carcasa de equipos aterrizados. En este modo se conecta la terminal de bajo voltaje directamente a tierra o al punto que se quiere hacer la referencia


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FIGURA 7 - Tipo de conexión GST

5.4.2 Modo Espécimen Aterrizado Con Guarda (Grounded–Speciment Test with Guard [GST–G])

En este modo, toda la corriente entre la fuente de CA y tierra es medida por el puente. La terminal de bajo voltaje puede ser conectada al circuito de prueba Guard (guarda), donde la corriente de prueba presente retorna directamente a la fuente de tensión, y no pasa por el circuito de medición, Figura 8, este modo es usado para aislar una sección individual de aislamiento. (En este modo se bypasea (Puenteo) la terminal a guarda del circuito de medición, tal como la medición de C2, donde se pone en guarda C1 en las boquillas).

FIGURA 8-Tipo de conexión GST-G

5.4.3.1 Modo Espécimen No Aterrizado (Undergrounded-Speciment Test [UST])

En este modo únicamente la corriente entre la fuente de voltaje y la terminal de bajo voltaje es la que es medida, si alguna corriente fluye hacia la terminal de tierra presente esta retorna directamente a la fuente de tensión y no pasa por el circuito de medición, Figura 9 (El modo es básicamente utilizado cuando se tienen objetos flotados o sin referencia a tierra)


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FIGURA 9- Tipo de conexión UST

5.5 Prueba de Factor de potencia y Capacitancia (C1 y C2) de las Boquillas

De acuerdo a la figura 3.1.5 Tap capacitivo de una boquilla de ST-CT-2007 Manual de transformadores y reactores de potencia tomo I segunda edición.

FIGURA 10- Tap capacitivo de una boquilla

5.5.1 Factor de potencia (%FP) C1 y C2

1

La prueba de factor de potencia aplicada a boquillas de alta tensión, representa la herramienta más efectiva en campo, para la detección temprana de probable deterioro o contaminación al interior de la boquilla. Los aislamientos C1 (principal) y C2 (del tap) son probados de manera independiente y a la tensión adecuada. El valor límite esperado de FP es una diferencia no mayor de 0.5 % contra el valor de placa. Un incremento en las pérdidas o en la corriente de conducción, lleva consigo un incremento en el FP. Para los criterios de aceptación, se recomienda comparar las mediciones con los datos de placa del fabricante, pruebas anteriores o unidades gemelas véanse figuras 11 y 12 (Figure 3.2 Typical Condenser Bushing Design; PN 500-0397 72A-2244 Rev. A Doble Test Procedures, Doble Engineering Company).


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FIGURA 11- Aislamientos C1 (principal) y C2 (del tap)

Referencia:

FIGURA 12- Diagrama de aislamientos C1 (principal) y C2 (del tap)

5.5.2 Medición de capacitancia C1 y C21

La capacitancia de las boquillas, se puede decir que es el parámetro más importante a investigar y/o monitorear, ya que representa la geometría interna de la boquilla, es decir, la conformación de las capas graduadoras desde el conductor central, hasta la última capa con potencial casi cero. No se esperan cambios en este parámetro. Los valores de capacitancia en boquillas deben estar entre el 5 % y 10 % del valor nominal indicado en la placa (boquillas mayores a 69 kV). 5.5.3 C1, Prueba con el espécimen sin conexión a tierra (Ungrounded Specimen Test o UST)2

El factor de potencia y la capacitancia de una boquilla se puede determinar, mediante la conexión de la terminal de alta tensión del equipo de prueba, con la terminal superior de la boquilla y la terminal de baja tensión del equipo, con el tap de voltaje o el tap capacitivo de la misma (el que la tenga) y la brida de la boquilla se aterriza. En la figura 13 se muestra la configuración de las conexiones para la prueba UST (Figure 3.4 Bushing C1 Insulation Test by Standard UST Method, PN 500-0397 72A-2244 Rev. A Doble Test Procedures, Doble Engineering Company).


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FIGURA 13 - Configuración de las conexiones para la prueba UST

5.5.4 Prueba con espécimen conectado a tierra (grounded specimen test o GST)2 Cuando una boquilla no cuenta con tap capacitivo que pueda desconectarse, el factor de potencia puede medirse de la siguiente manera:

a) Desconectar los extremos superior e inferior de la boquilla. b) Si tales conexiones no se pueden quitar, se debe aislar la brida de la boquilla del equipo en donde

se encuentra montada. c) Conectar la terminal de alto voltaje del equipo de prueba, con la terminal superior de la boquilla y

la terminal de bajo voltaje con la brida de montaje de la boquilla. d) Aterrizar el equipo de prueba con el tanque del transformador y finalmente, realizar la medición

del factor de potencia (véase figura 14):

Figure 3.3 C1 Insulation Test by UST Method of Bushing in Transformer, PN 500-0397 72A-2244 Rev. A Doble Test Procedures, Doble Engineering Company

FIGURA 14-Configuración de las conexiones para la prueba GST


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5.6 Método de prueba de guarda caliente2

Esta prueba evalúa el factor de potencia entre la cubierta exterior y la brida de montaje de la boquilla (C2). La boquilla y las dos terminales del devanado del transformador se energizan al mismo potencial, pero sólo se miden la corriente y pérdidas de la boquilla bajo prueba. En la Figura 15 se puede observar la forma de conexión para realizar la prueba de guarda caliente (Figure 3.5 Bushing Tap-Insulation (C2) Test by GST Method, PN 500-0397 72A-2244 Rev. A Doble Test Procedures, Doble Engineering Company).

FIGURA 15- Configuración de las conexiones para la prueba de guarda caliente

5.5.1 Collar caliente a las Boquillas1,2

Esta prueba tiene como objetivo detectar fracturas o imperfecciones en la porcelana, deterioro o contaminación. Se lleva a cabo energizando algún faldón superior de la boquilla contra el conductor central. Existen algunos métodos alternativos de investigación. Esta prueba mide el factor de potencia entre la parte superior de la envolvente y el conductor central. La prueba de collar caliente se lleva a cabo al energizar uno o más electrodos (collares), colocados alrededor de la envolvente de la boquilla con el conductor central aterrizado. Esta prueba se emplea para probar boquillas sólidas, donde las tres pruebas anteriores no son aplicables o no viables en la práctica. Las pruebas de collar caliente son efectivas para localizar grietas en la porcelana, deterioro o contaminación en el aislamiento de la capa superior de una boquilla y bajo nivel de compuesto o aceite, Figura 16. Las pérdidas esperadas van desde 0.1 hasta 0.5 Watts, valores mayores indican posibles defectos o fisuras Figure 3.6 Bushing Single Hot-Collar (SHC) Test, PN 500-0397 72A-2244 Rev. A Doble Test Procedures, Doble Engineering Company).

.


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FIGURA 16- Prueba de collar caliente

5.7 Relación de Transformación

1Es una medida de la relación de vueltas del primario contra el secundario, la misma relación para las tensiones y relación inversa para las corrientes. La relación de transformación puede ser alterada por cortocircuito entre espiras, por lo que no se esperan cambios en toda la vida del transformador. Existen diferentes métodos para realizarla, sin embargo, los equipos comerciales y portátiles existentes arrojan resultados con bastante precisión. 5.7.1 Teoría General10 Un transformador ideal es una máquina sin pérdidas, con una bobina de entrada y una de salida, como se muestra en la Figura 17 En el transformador de la figura, el devanado primario tiene NP espiras de alambre y el devanado secundario NS espiras.

FIGURA- 17 Diagrama del transformador

De acuerdo con la ley de Faraday, la tensión aplicada en el primario vP, es equivalente a:

La tensión en el devanado secundario vS es:

La relación de tensión aplicada en el primario vP, con respecto a la tensión inducida en el secundario vS, se muestra en la ecuación siguiente:


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Donde a se define como la relación de espiras del transformador.

La relación entre la corriente iP que fluye en el lado primario del transformador y la corriente iS que fluye hacia fuera del lado secundario del transformador se muestra en las ecuaciones siguientes:

En términos de cantidades fasoriales, estas ecuaciones se escriben de la siguiente forma:

El ángulo de VP es el mismo que el ángulo de VS y el ángulo de IP es igual al ángulo de IS. Es decir, la relación de espiras en un transformador ideal solo afecta a las magnitudes de tensión y corriente, pero no a sus ángulos. En los transformadores reales los niveles de tensión y corriente cambian, por lo que la relación entre tensión y corriente también cambia. Este cambio en la relación de tensión y corriente produce un cambio en la impedancia aparente del transformador. En el devanado secundario, la impedancia ZL está determinada por la ecuación siguiente.

La impedancia aparente en el devanado primario Z’L es:

Considerando que la tensión primaria VP es:


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Y la corriente en el primario IP es:

Despejando las ecuaciones de VP e IP en la Z’L, se tiene que la impedancia aparente del primario Z’L es:

5.7.2 Relación práctica

Es aquella que se obtiene de la medición ya sea del número de vueltas de los devanados, la relación entre las tensiones primaria y secundaria o la relación entre corrientes de los devanados.

5.7.3 Calculo del por ciento de diferencia entre la relación teórica y la medida

Para interpretar los resultados, es necesario calcular el por ciento de diferencia entre la relación teórica y la relación medida, según la ecuación siguiente.

Dónde: %DIF = Porcentaje de diferencia entre la relación teórica y la medida

RT = Relación teórica

RM = Relación medida

La fórmula anterior se aplica únicamente para la puesta en servicio, comparando la relación medida con la relación mostrada en la placa. Para las pruebas subsecuentes los valores medidos no deben de cambiar. En este caso, el valor de relación de la medición actual, se debe comparar con el valor obtenido en la medición de puesta en servicio. 5.7.4 Polaridad del transformador

Las terminales del primario y del secundario de un transformador monofásico tienen igual polaridad cuando la diferencia de tensión entre las terminales marcadas y las no marcadas en ambos devanados, tienen la misma polaridad instantánea. En el caso del devanado primario la corriente, entra por la marca de polaridad y en el devanado secundario sale por polaridad. Es decir, las tensiones VP y VS de la Figura 17 están en fase, al igual que las corrientes IP e IS. La polaridad en un transformador puede ser aditiva o sustractiva. Por lo general, los transformadores de distribución se construyen con polaridad sustractiva y los transformadores de potencia con polaridad aditiva.


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5.7.5 Polaridad sustractiva

Cuando la conexión del lado de alta, H1, y la del lado de baja, X1, se encuentran en el mismo lado del transformador, se dice que la polaridad es sustractiva, ver Figura 18 a Si las terminales H1, y X1 están conectadas y se energiza el lado de alta, la tensión entre las terminales H2, y X2 debe ser menor la tensión aplicada, ver Figura 18 b Esto se debe a que, al conectar los devanados en serie, la tensión del lado de baja se resta a la tensión del lado de alta, como se muestra en la Figura 18 c.

FIGURAS 18 a, b y c.- Polaridad sustractiva de un transformador monofásico

5.7.6 Polaridad aditiva

Cuando la conexión del lado de alta, H1, y la del lado de baja, X2, se encuentran en el mismo lado del transformador, se dice que la polaridad es aditiva, ver Figura 19 a. Si se conectan las terminales H1, y X2 y se energiza el lado de alta, la tensión entre las terminales H2 y X1 debe ser igual a la suma de las tensiones de los devanados de alta y baja tensión, ver Figura 19 b. Esto se debe a que al conectar los devanados en serie, la tensión del lado de baja se suma la tensión del lado de alta, como se muestra en la Figura 19 c.

FIGURAS19 a, b y c Polaridad aditiva de un transformador monofásico.

5.7.7 Conexiones en transformadores trifásicos Los transformadores trifásicos se fabrican con alguna de las siguientes configuraciones:

a) Delta-Delta.

b) Estrella-Estrella.

c) Delta-Estrella.

d) Estrella-delta.


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En la Figura 20 se muestran las conexiones en transformadores trifásicos y sus desplazamientos angulares. En los transformadores conectados en delta-delta o Estrella-Estrella, el desplazamiento angular es de 0°. En transformadores con conexión delta-Estrella o Estrella-delta, el desplazamiento angular es de 30°. De acuerdo con la referencia 1 del capítulo 7 Bibliografía el devanado de alta tensión tiene un desplazamiento angular adelantado 30º con respecto al devanado de baja tensión, sin importar que las conexiones sean Estrella-delta o delta-Estrella.

FIGURA 20- Conexiones en transformadores trifásicos y sus desplazamientos angulares En la Tabla 8, se muestran las fórmulas de relación de transformación para transformadores con conexión delta-Estrella y Estrella delta.

TABLA 8- Formulas de relación para transformadores trifásicos

Conexión Primario/Secundario

Relación entre espira

Tensión secundaria

Delta/Estrella

Estrella/Delta

El criterio de aceptación es el siguiente:


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5.8 Corriente de Excitación1

El propósito de esta prueba es la de detectar cortocircuito entre espiras, defectos en laminaciones y cortocircuitos del núcleo, y algunos problemas de falsos contactos en el cambiador de derivaciones y contactos eléctricos. No se esperan cambios en la corriente de excitación medida desde que se energizó por primera vez, los resultados deben ser comparados con pruebas previas, pruebas de fábrica o de unidades gemelas. El patrón típico para transformadores trifásicos delta-Estrella es de dos lecturas altas de las fases externas y una menor en la central. En algunos casos esta relación se invierte. El núcleo del transformador puede tener magnetismo residual presente como resultado de la desconexión inicial de la línea de potencia o, como es frecuente, como un resultado de la medición previa de resistencia eléctrica (óhmica) de los devanados. El magnetismo residual puede afectar las mediciones de corriente de excitación, lo cual arrojaría información errónea para nuestro diagnóstico. Para propósitos de comparación, las pruebas subsecuentes deben realizarse a los mismos valores de tensión y usar las mismas conexiones. La comprobación de la corriente de excitación por fase se realiza comparando las lecturas correspondientes a la misma fase, es decir, la medición directa contra la medición inversa. Cuando los valores obtenidos se comparan con valores históricos, o con mediciones de otras fases o con las mediciones directas e inversas de la misma fase, se considera como aceptable una variación de ±5%. 5.8.1 Teoría general de la prueba6

Los transformadores están expuestos a fallas en sus devanados y núcleo, originados por los esfuerzos eléctricos y mecánicos causados por corto circuito o daños ocasionados por golpes durante su transportación. Estos esfuerzos provocan corto circuito entre espiras, sobrecalentamientos y desplazamiento de devanados y en núcleos. Los métodos utilizados para detectar estos daños normalmente son pruebas e inspecciones visuales. Entre estas pruebas se encuentran el método de medición de la corriente de excitación, reactancia de dispersión, respuesta a la frecuencia y respuesta al impulso de bajo voltaje. El método de medición de la corriente de excitación consiste básicamente en medir la corriente que toma un devanado al ser energizado con una tensión de 10kV a 60 Hz. Esta corriente se compara con el registro histórico del equipo bajo prueba o con el resultado de devanados similares. Dicha medición se puede efectuar a otros niveles de tensión (la máxima que pueda ser alcanzada; siempre la misma), según las condiciones del equipo bajo prueba o características del equipo de medición. 5.8.1.1 Corriente de excitación6

La corriente de excitación de un transformador se obtiene en el devanado de alta tensión al aplicar una tensión de corriente alterna, manteniendo el transformador en vacío, es decir, con los demás devanados en circuito abierto. La magnitud de la corriente de excitación, depende de la tensión aplicada, del número de vueltas y de las dimensiones del devanado, de la reluctancia del núcleo y de otras condiciones, tanto geométricas como eléctricas que existen en el transformador. Cuando un devanado tiene una o varias espiras en corto, estas espiras se convierten en un devanado adicional que se encuentra en corto circuito incrementando las pérdidas. Estas pérdidas originan que la corriente de excitación se incremente. También, el exceso de corriente se puede deber a defectos dentro del circuito magnético; como por ejemplo, cuando el núcleo presenta multi-aterrizamientos. Estos multi-aterrizamientos, incrementan las pérdidas debido lazos de corriente circulantes, debido a la existencia de fallas en el aislamiento de los tornillos de sujeción que aterrizan al núcleo con el yugo. Otro daño en el circuito magnético consiste en el desplazamiento de las láminas del núcleo y la falla en su aislamiento, lo cual incrementa sus pérdidas. En el caso de circuitos abiertos, existe decremento en la corriente de excitación. Esta disminución se debe a que las espiras abiertas en un solo devanado no permiten que fluya corriente de excitación. Sin embargo, en transformadores con devanados en paralelo, como en los de tipo acorazado, una rama del devanado puede estar abierta, provocando una reducción de la corriente de excitación.


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5.8.2 Medición directa de la corriente de excitación para devanados monofásicos y trifásicos6

En un transformador monofásico, únicamente se requiere conectar un amperímetro en uno de los extremos del devanado energizado. Para un transformador trifásico conectado en Estrella, la corriente de excitación se logra medir aplicando un voltaje independiente a cada una de las fases y conectando un amperímetro en serie entre el neutro y tierra. En este caso la corriente de excitación medida en la pierna central es menor a la medida en las otras dos fases. Esto se debe a que el flujo retorna por las dos piernas adyacentes, lo que reduce la reluctancia del circuito magnético. En transformadores con devanados conectados en delta, la corriente de excitación medida corresponde a dos fases. Esto debido a que la tensión de prueba se aplica simultáneamente a dos devanados de diferentes piernas. Por lo tanto, la corriente que se registra en el amperímetro indica tanto la corriente debida a la fase bajo prueba, como a la aportación de los otros devanados. Generalmente la aportación de un devanado se descarta cuando se aterriza su terminal. Sin embargo, esto crea una corriente en el otro devanado que circula entre tierra y el amperímetro de medición, mostrado en la figura 21, esta contribución debe considerarse en el análisis de los resultados (Figura 1 Circuito de medición directa para un devanado conectado en delta, ST-CT-003 Procedimiento Para Medición De Corriente De Excitación En Transformadores De Potencia).

FIGURA 21-Circuito de medición directa para un devanado conectado en delta

5.8.3 Medición inversa de la corriente de excitación para devanados monofásicos y trifásicos6

En el método inverso se deben invertir las terminales del equipo de prueba y proceder en la misma forma que se describe en el punto 5.8. Esta medición se realiza para cancelar los efectos de magnetismo remanente del núcleo o inducciones que pudieran afectar la medición directa. En la Figura 22 se presenta el cambio de conexiones para la medición inversa (Figura 2 Circuito de medición directa para un devanado conectado en delta, ST-CT-003 Procedimiento Para Medición De Corriente De Excitación En Transformadores De Potencia).


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Referencia:

FIGURA 22- Circuito de medición inversa para un devanado conectado en delta

5.8.4 Medición de la corriente de excitación6

La medición de corriente de excitación en campo se realiza utilizando un equipo de medición factor de potencia de 10 kV o mayor, en el modo de prueba UST. Se utiliza la terminal HV para aplicar la tensión, la terminal LV1 para realizar la medición y la terminal LV2 para aterrizar el otro devanado en la conexión delta. Si con el equipo de prueba no se logran aplicar tensiones de 10 kV, se deben utilizar tensiones tales como 2.5, 5.0 o 7.5 kV, siempre eligiendo la mayor tensión de prueba posible. Esta tensión debe utilizarse en todas las mediciones sucesivas del transformador con la finalidad de realizar comparaciones futuras. Cuando el equipo de factor de potencia es nuevo, se debe realizar una medición a la tensión del equipo anterior y otra medición con la máxima tensión del equipo nuevo, la cual debe considerarse en lo sucesivo como referencia. 5.9 Reactancia de Dispersión1

5.9.1 Teoría general12 La reactancia de dispersión en transformadores o “Impedancia de dispersión”, es debida al equivalente de las reactancias de dispersión de cada devanado, las cuales a su vez son las responsables de los flujos dispersos en los mismos. Estos flujos están concatenados entre sí, pero no directamente a través de núcleo, como lo está el flujo mutuo. La Figura 23 muestra cada uno de estos flujos, los cuales no se espera que se alteren, siempre y cuando no haya deformaciones o cambios en la geometría interna del transformador. La medición de este parámetro, es muy útil para detectar cualquiera de estos cambios.


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FIGURA 23-Reactancia de dispersión Cambios en la impedancia de corto circuito mayores de 3% debe ser considerados significativos para fines de aceptación y de 2% para mediciones comparativas de pruebas anteriores. Actualmente ya se cuenta con equipos portátiles para realizar la medición en campo con un grado de precisión aceptable. Pruebas complementarias a esta serian corriente de excitación, capacitancia y respuesta a la frecuencia1. La impedancia de cortocircuito (%Z) de los transformadores de potencia medida se debe comparar con el valor de placa o los valores de prueba de fábrica. Cualquier diferencia entre estos valores, puede ser indicio de deformaciones en los devanados. Estas deformaciones pueden ocurrir después de haberse realizado las pruebas de fábrica. Las deformaciones en los devanados se producen debido a los esfuerzos mecánicos, provocados por corrientes de falla severas o por daño mecánico durante la transportación y/o instalación. Normalmente, las mediciones son efectuadas en cada fase. Se debe tener cuidado en el diagnóstico de los valores medidos cuando el transformador se encuentre magnetizado, como consecuencia de un corto circuito o por pruebas con corriente directa, ya que las mediciones pueden resultar afectadas. 5.9.1.1 Métodos de prueba12

Existen dos métodos para la medición de impedancia en transformadores, auto-transformadores y reactores de potencia. Estos son el método del wáttmetro-vóltmetro-ampérmetro y el método del puente de impedancia. El método del wáttmetro-vóltmetro-ampérmetro se emplea para probar transformadores monofásicos y trifásicos. Este método consiste en aplicar una tensión de corriente alterna al devanado del cual se desea medir su impedancia, teniendo el otro devanado cortocircuitado. En fábrica, la tensión aplicada debe ser el necesario para hacer circular una corriente igual a la nominal a través del devanado. Se conecta un wáttmetro, un amperímetro y un vóltmetro en el devanado para medir la potencia, la corriente y la caída de tensión en él. Esta prueba podría realizarse utilizando una fuente de tensión (440 V c.a., 480 V c.a. o 220 V c.a.) y ajustar la tensión por medio de un variac o un auto transformador, preferentemente regulada y sin distorsión de su forma de onda. El corto circuito en el devanado secundario, se realiza con un conductor que soporte la corriente que espera inducir, de una longitud lo más corta posible y estar completamente extendido. También debe mantenerse lejos de masas metálicas o materiales magnéticos. Las conexiones deben garantizar un contacto sólido. Las recomendaciones anteriores deben ser consideradas para no inducir tensiones de impedancia, ni pérdidas adicionales en el corto circuito de medición. Deben utilizarse instrumentos de medición que midan valores medios cuadráticos verdaderos (rmc verdaderos) con precisiones de al menos 0.5%. En la medición de transformadores trifásicos, se puede emplear el método de los dos wattmetros. Sin embargo, los resultados obtenidos con este método pueden ser erróneos para las pruebas de pérdidas de carga en transformadores con bajo factor de potencia. Por lo tanto, no se recomienda el empleo de este método.


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El método de puente de impedancia, emplea una red eléctrica como la mostrada en la Figura 24, en dicha red se compara la tensión producida por una corriente que circula a través del transformador bajo medición, con una tensión de referencia que está en función con de la tensión aplicada. La comparación de tensiones se realiza ajustando una o más ramas del puente (Z1, Z2 y Z3), hasta que las tensiones entre Z2 y Z3 sean exactamente iguales en magnitud y fase. El balance de tensión se indica mediante un detector de nulos (DET). La impedancia característica del transformador bajo medición, se calcula a partir de los valores de Z1, Z2 y Z3 (Figura 1 Circuito básico de un puente de impedancia, ST-CT-009 Procedimiento Para La Medición De Impedancia A Transformadores De Potencia).

FIGURA 24-Circuito básico de un puente de impedancia

La fuente de excitación empleada en este tipo de puentes, debe tener una distorsión armónica baja y una excelente estabilidad en la frecuencia de salida, ya que los arreglos para ajustar el balance de voltaje en el puente son dependientes de la frecuencia. En transformadores trifásicos, las mediciones de pérdidas usando una fuente trifásica se hacen conectando el puente en cada una de las fases y calculando las pérdidas para cada fase. 5.9.1.2 Cálculo de la impedancia12

Para la medición con el método del wáttmetro–vóltmetro-ampérmetro, se debe cortocircuitar el devanado secundario. En el devanado primario se aplica una tensión, la cual debe ajustarse hasta obtener una corriente en el devanado igual a la nominal. Una vez alcanzada dicha condición, se toman lecturas de tensión, corriente y potencia con los equipos de medición instalados en el circuito de prueba. La impedancia serie del devanado primario, en Ohms, se obtiene a partir de la siguiente formula:

Dónde:

Zd: es la impedancia medida (Ω)

Vm: es la tensión medida (V)

Im: es la corriente medida (A)


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Para esta impedancia es necesario determinar su ángulo de desfasamiento, por lo que se debe de considerar el factor de potencia en las mediciones:

Dónde:

FP: es el factor de potencia.

Pm: es la potencia medida (W).

Debido a que la impedancia es inductiva, el factor de potencia está retrasado. Así que el ángulo de corriente es negativo y el ángulo de impedancia θ es positivo:

Por lo tanto, la impedancia es igual a:

Para convertir la impedancia en Ohms a por unidad, la impedancia medida (ZSE) debe dividir entre la impedancia base del transformador, como se muestra en la siguiente formula:

Dónde: Zp.u.: es la impedancia en por unidad.

Zbase: es la impedancia base del transformador.

La impedancia base del transformador es equivalente a:

Dónde: kVr: es la tensión nominal del devanado energizado.

kVAr: es la potencia nominal del transformador.


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El porcentaje de impedancia se obtiene a partir de:

5.9.3 Impedancia de prueba de un transformador monofásico12

El devanado de baja tensión del transformador es cortocircuitado con un conductor de baja impedancia. En el devanado de alta tensión se aplica una tensión a frecuencia nominal. La tensión es ajustada hasta obtener la corriente máxima posible. Debe tenerse especial cuidado de limitar la corriente de prueba de manera que no se sobrecargue la fuente de alimentación y se distorsione la forma de onda. Durante la prueba puede usarse un osciloscopio para verificar lo anterior. Para obtener mediciones precisas, las terminales del vóltmetro deben ser conectadas directamente en las terminales del transformador para evitar caídas adicionales de tensión en los cables. Los intervalos de los instrumentos de medición deben ser escogidos de manera que las lecturas estén por encima de la mitad superior de la escala completa. La tensión y corriente deben ser medidas simultáneamente. El %Z de un transformador monofásico puede ser calculada mediante la fórmula siguiente:

En donde: %Zm: es la impedancia de corto circuito de un transformador monofásico (%).

Em: es la tensión medida (V).

Im: es la corriente medida en A.

kVAr: es la capacidad nominal del transformador en kVA.

kVr: es la tensión nominal del devanado energizado en kV.

5.9.4 Impedancia de un transformador trifásico de dos devanados12

En un transformador trifásico la impedancia puede ser medida utilizando una fuente monofásica sin importar la conexión de sus devanados. Las terminales del neutro, si existen, no son utilizadas. La prueba es efectuada cortocircuitando las tres terminales de línea del devanado de baja tensión y aplicando una tensión monofásica a frecuencia nominal a dos terminales del otro devanado. Es necesario tomar tres lecturas sucesivas por cada par de terminales (por ejemplo, H1 y H2, H2 y H3, H3 y H1), con la corriente de prueba ajustada al mismo nivel para cada lectura. El valor de %Z del transformador trifásico es dado por la fórmula siguiente:

En donde: %Zt: es la impedancia de corto circuito de un transformador de dos devanados (%).


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E12, E23, E31: son las tensiones medidas (V)

Im: es la corriente de prueba medida (A)

kVA3r: es la capacidad trifásica (kVA).

kV1r: es la tensión nominal de línea a línea de los devanados energizados (kV).

Ejemplo de cálculo Con la finalidad de ilustrar este concepto, se presenta el siguiente ejemplo práctico: Se requiere determinar la impedancia de un transformador de 33.33 MVA, 230/115/13.8kV, 60 Hz. En la prueba de corto circuito realizada en el primario se obtuvieron las siguientes mediciones: Vm = 489 V

Im = 2.5 A

Pm = 240 W

El factor de potencia es:

La impedancia serie es igual a:

Por lo tanto, la resistencia y reactancia equivalente son: Req = 38.4 Ω

Xeq = 192 Ω

La impedancia base es igual a:

La impedancia en p.u. equivale a:

es decir: Rp.u. = 0.012 p.u.

Xp.u. = 0.06 p.u.


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La impedancia en por ciento es igual a:

es decir: %R = 1.2 %.

%X = 6 %.

5.9.5 Factores que afectan la medición12

La magnitud de la impedancia depende de la posición del Tap. Esto se debe al cambio en la magnitud de la corriente de carga y del flujo disperso asociado. También existen otros factores que influyen en la magnitud de la impedancia, en los cuales se pueden explicar el origen de las variaciones en la impedancia del mismo transformador para diferentes condiciones de prueba y entre diferentes transformadores con diseño igual. Dichos factores son los siguientes:

a) Diseño. Estos factores incluyen el material y las dimensiones del conductor, el diseño y arreglo del devanado, el diseño del blindaje y la selección de los materiales estructurales.

b) Proceso. Estos factores incluyen la tolerancia en las dimensiones del material conductor, las

dimensiones finales de los devanados completos, el montaje de las fases, las partes metálicas expuestas al flujo disperso y las variaciones en las propiedades del material conductor y otras partes metálicas.

c) Temperatura. Los valores de pérdida de potencia dependen de la temperatura. La componente

de pérdidas I2R incrementa con la temperatura, mientras que la componente de pérdidas debidas al flujo disperso disminuye.

Para equipos que tienen bajos niveles de factor de potencia, se debe seleccionar adecuadamente el método de medición y los componentes adecuados para el circuito de prueba, lo cual es esencial para realizar mediciones precisas y reproducibles. El error del ángulo de fase en transformadores de instrumento, instrumentos de medición, puentes de medición y los accesorios afectan los resultados de la prueba de pérdida de potencia. 5.9.6 Respuesta al Barrido de la Frecuencia (SFRA)1

La prueba de Análisis de Respuesta al Barrido de Frecuencia es desarrollada para evaluar la posibilidad de daño interno en el transformador, tales como deformaciones mecánicas en devanados o núcleo del transformador, durante el transporte o por esfuerzos eléctricos, mecánicos o de cualquier otro tipo. Se lleva a cabo con la aplicación de una señal en un barrido de frecuencias que van en un rango de 20 Hz. a 10 MHz, en donde de acuerdo con el espectro obtenido, se puede localizar en una banda de estas frecuencias algún daño, y de manera aproximada el elemento que se deformó y su ubicación. Es decir, en bajas frecuencias se localizan problemas en el núcleo y vueltas en corto circuito, en frecuencias intermedias se detectan problemas en los devanados y por último, en altas frecuencias están las deformaciones en colillas, boquillas y cables de conexión. Los siguientes aspectos son tomados en consideración para interpretar los resultados:

a) Comparación de la respuesta por valores digitalizados.

b) Comparación de la respuesta con mediciones hechas en fabrica.


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c) Comparación de la respuesta con diferentes fases del mismo transformador.

d) Comparación de la respuesta con transformadores idénticos.

e) La forma esperada de la respuesta. Los tipos de deformación que pueden ser localizados son:

a) Desplazamiento entre vueltas. b) Deformación de bloques espaciadores. c) Pandeo en conductores y pandeo radial. d) Torcimiento de conductores. e) Deformación radial. f) Desprendimiento de separadores e inclinación de segmentos. g) Deformaciones en el núcleo.

Para detectar este tipo de modos de falla, existen dos métodos: El método de impulso en baja tensión, y el método de barrido de frecuencia; ambos persiguen el mismo fin, aunque con técnicas ligeramente diferentes. 5.9.7 Teoría general de la medición22

La respuesta en frecuencia (RF) ayuda a detectar diversos tipos de daños, de manera similar a otras técnicas de medición, tales como: relación de transformación, corriente de excitación, reactancia de dispersión, factor de potencia y capacitancia, entre otras. Algunas de las ventajas de la medición de respuesta en frecuencia es la cantidad de puntos de medición y su sensibilidad para identificar pequeñas desviaciones. Las cuales están relacionadas con las propiedades eléctricas, mecánicas y con la integridad del transformador, y que no son posibles de detectar con las pruebas normalizadas de campo. El circuito equivalente de un transformador puede considerarse como un arreglo R-L-C, cuyos parámetros varían dependiendo de la frecuencia de la medición. La inductancia L está relacionada al número y forma de las espiras que tienen los devanados y al circuito magnético. Mientras que la resistencia R está asociada a la longitud y resistencia del cobre, y que puede reflejarse en problemas de contacto en el cambiador de derivaciones y a las pérdidas del aislamiento. Por otro lado, la capacitancia C refleja la disposición física del devanado y su aislamiento. La capacitancia está definida por la forma y distancias entre devanados, entre capas de devanado y entre espiras, así como por las distancias al tanque y al núcleo. Los resultados de medición obtenidos la primera vez deben permanecer constantes durante la operación y vida útil del transformador, y no deben existir variaciones en mediciones futuras. Se debe garantizar que los equipos de medición utilizados son capaces de repetir los ensayos sin variaciones que puedan afectar el diagnóstico. Es recomendable obtener el patrón de comportamiento, también denominada huella digital del transformador, al salir de fábrica o lo antes posible. Esta huella debe ser comparada con los resultados de mediciones futuras. La detección de asimetrías en los espectros obtenidos con respecto a su huella digital nos indica que los componentes RLC, que representa la geometría interna, han sufrido modificaciones. Los cambios en las propiedades mecánicas como dieléctricas, reflejan deformaciones de los devanados y núcleo.


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Las deformaciones que se presentan debilitan el sistema de sujeción, soportes y separadores, haciéndolos vulnerables a fallas debidas a esfuerzos térmicos, mecánicos y dieléctricos, o una combinación de ellos. Estos esfuerzos generalmente están presentes en condiciones normales de operación. Con esta medición se puede verificar la existencia de deformaciones, espiras en corto o devanados desplazados antes de existir una falla franca. Los devanados están sujetos a varios tipos de desplazamientos o deformaciones: el axial, el radial, por compresión y expansión, entre otros. En la Figura 25 se muestra un ejemplo de los cambios en la geometría los cuales afectan los valores de capacitancia (Figura 1 Fuerzas ejercidas en un transformador a) Fuerzas axiales entre los devanados de alta y de baja tensión sujetos a un corto circuito, b) Fuerzas de radiales entre los devanados de alta y de baja tensión durante una falla externa.; ST-CT-019 Procedimiento Para Medición De Respuesta A La Frecuencia Rev. 0).

FIGURA 25 Fuerzas axiales y radiales ejercidas en un transformador Se recomienda realizar la prueba de RF en los siguientes casos:

a) En fábrica antes y después de su traslado y después de pruebas de corto circuito.

b) Antes de su puesta en servicio.

c) En mantenimiento predictivo.

d) Después de eventos de falla.

e) Carácter de Investigación: comparación de equipos similares, condiciones de ruido, concentración de hidrógeno y gases combustibles, entre otros.

f) Antes y después de la reubicación de los equipos.

g) Después de eventos sísmicos.

Es posible obtener la RF cuando los transformadores se encuentran sin aceite y sin boquillas. Este caso, se debe considerar como una evaluación especial, ya que el resultado del espectro obtenido muestra un corrimiento natural de las frecuencias de resonancia por el cambio en la capacitancia. Esta medición se debe realizar antes y después del traslado del equipo. Se debe de tener cuidado con las desviaciones en los espectros cuando:


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a) Se realizan las mediciones en forma contraria al diagrama vectorial.

b) Cuando por alguna razón no se refiera el sistema de medición correctamente a tierra.

Existen diferentes métodos para obtener la respuesta en frecuencia y diferentes formas para presentar los resultados obtenidos. Los cuales varían de acuerdo con el equipo de medición utilizado, pero todos representan la función de transferencia de la impedancia de la geometría interna de los devanados del transformador. 5.9.8 Métodos de medición de respuesta a la frecuencia (RF)22 Existen dos métodos para la medición de RF:

a) Barrido (Sweep). b) Impulso (LVI).

5.9.9 Método de barrido (Sweep)22

En este método, Figura 26, se emplea en un generador de señales puntuales de tensión. Los valores registrados se grafican en una escala dentro de un rango de frecuencias de 10 Hz hasta 1 o 2 MHz, el cual se conoce como Vin a una tensión de 10 V como mínimo, y un circuito de medición de tensión, denominado Vout. El tiempo empleado para una medición es de aproximadamente 10 minutos dependiendo de los puntos que se desean medir (Figura 2 Circuito eléctrico típico medición respuesta en frecuencia; ST-CT-019 Procedimiento Para Medición De Respuesta A La Frecuencia Rev. 0).

FIGURA 26- Circuito eléctrico típico medición respuesta en frecuencia

La función de transferencia se representa en el domino de la frecuencia por la variable de Fourier H (jω), donde (jω) representa la función de frecuencia y ω = 2πf. La función Fourier para la función de transferencia incluyendo la impedancia de acoplamiento de 50Ω, queda como:

Para determinar la magnitud (dB) y ángulo de la función H (jω,) se tiene:


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La función de transferencia se presenta como la caída de tensión en dB de la señal de referencia con respecto a la frecuencia de medición. Hasta la fecha, las frecuencias a las cuales se realiza cada medición dependen de cada fabricante, de los equipos de prueba, pero debe tener una cantidad significativa de puntos en el rango de frecuencia de 20 Hz a 1 ó 2 MHz y graficados en una escala logarítmica. Los datos deben de ser almacenados en una base de datos en forma de caracteres ASCII, donde la primera columna es la frecuencia y las siguientes las mediciones. El sistema de medición debe garantizar la repetibilidad de las mediciones. Las Figuras 27 Figura 3 Ejemplo de respuesta a la frecuencia, método de barrido, transformador trifásico, AT; ST-CT-019 Procedimiento Para Medición De Respuesta A La Frecuencia Rev. 0) y 28, muestran gráficas de respuesta en frecuencia por el método de barrido (Figura 5 Ejemplo de respuesta a la frecuencia, método de impulso, transformador trifásico, BT.; ST-CT-019 Procedimiento Para Medición De Respuesta A La Frecuencia Rev. 0).

FIGURA 27- Respuesta a la frecuencia, método de barrido

FIGURA 28- Respuesta a la frecuencia, método de impulso


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El tiempo empleado para una medición es de aproximadamente 10 min. dependiendo de los puntos que se desean medir. La figura 29 muestra la función con respecto a la frecuencia de la impedancia mediante los arreglos de corto circuito y circuito abierto, además de la comparación entre ellos, donde a frecuencias mayores a 10 kHz en ambas mediciones en circuito abierto y en corto circuito son prácticamente iguales (Figura 7 Comparación de los espectros obtenidos con el método de corto circuito y circuito abierto, donde se observa que en ambos métodos CC y CA son similares en el rango de frecuencias de los 10 kHz en adelante; ST-CT-019 Procedimiento Para Medición De Respuesta A La Frecuencia Rev. 0).

FIGURA 29- Comparación de los espectros obtenidos con el método de corto circuito y circuito abierto 5.9.10 Medición directa de la impedancia en RF22

El método de medición directa, con puente autobalanceado de la impedancia en función de la frecuencia, consiste en la medición puntual de la impedancia en 2 o 4 puntas a 20 V en el rango de frecuencias de 20 Hz hasta 1 o 2 MHz y graficadas en una escala logarítmica. Normalmente se utiliza un puente RLC de precisión con un sistema de adquisición de datos, el cual despliega el valor de la impedancia en función de la frecuencia. Tiene una base de datos que permite registrar los valores de Impedancia, Inductancia y reactancia para cada una de las frecuencias medidas. Por ser equipos de precisión y de uso general normalmente su uso se limita para laboratorio, debido al cuidado que requieren. Los valores obtenidos no necesitan de una modificación matemática y refieren en forma directa al %Z del transformador y a la función de transferencia buscada. En la figura 30 se muestra las conexiones en respuesta a la frecuencia (Figura 6 Circuito eléctrico y conexiones medición directa de la impedancia en respuesta a la frecuencia; ST-CT-019 Procedimiento Para Medición De Respuesta A La Frecuencia Rev. 0). 5.9.11 Método de impulso (LVI)22 El método de impulso de baja tensión se integra por un generador de impulso normalizado de 1.2x50 μs y de 200 a 300 V. Cuenta con una tarjeta de adquisición de datos de alta velocidad, que obtiene los parámetros de la tensión de entrada y la tensión de salida (Vout/Vin) autocontenido en un mismo sistema. Tiene una interfase (serie/paralelo, entre otros) que conecta a una computadora portátil (Laptop) con un sistema que realiza la conversión de las señales adquiridas a la transformada rápida de Fourier, obteniendo el espectro en función de la frecuencia. El tiempo empleado para una medición es de aproximadamente 30 s. El sistema LVI debe garantizar la confiabilidad y repetibilidad de las mediciones y se deben eliminar las posibles desviaciones ocasionadas por los cables de prueba y las terminales que pueden influir en la forma de los espectros.


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La Figura 31, muestra la relación existente entre el impulso de entrada y el de salida (Figura 4 Tensiones Vin y Vou de la prueba por el método impulso; ST-CT-019 Procedimiento Para Medición De Respuesta A La Frecuencia Rev. 0).

FIGURA 30- Circuito eléctrico y conexiones medición directa de la impedancia en respuesta a la frecuencia

FIGURA 31-Tensiones Vin y Vou de la prueba por el método impulso

5.10 Espectroscopia Dieléctrica (FDS)3

Particularmente existen tres métodos conocidos como espectroscopia dieléctrica, estos son:

a) Espectroscopia dieléctrica en el dominio de la frecuencia (FDS por sus siglas en inglés) o

respuesta dieléctrica en el dominio de la frecuencia.

b) Medición de la tensión de recuperación (RVM por sus siglas en inglés).

c) Medición de corriente de polarización y despolarización (PDC por sus siglas en inglés).


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5.10.1 Factor de Potencia al aceite aislante1

Esta prueba tiene por objeto, verificar la calidad del aceite aislante, en términos de humedad, contaminación y/o deterioro. Se lleva a cabo con el uso del medidor de pérdidas dieléctricas (FP) y una copa exprofeso diseñada para tal fin, Figura 32. La copa (celda) es esencialmente un capacitor concéntrico que utiliza el aceite aislante como dieléctrico (Figure 10.2 Liquid Insulation Cell (Connected for Testing), PN 500-0397 72A-2244 Rev. A Doble Test Procedures, Doble Engineering Company). La celda está diseñada para conectar el cable de alta tensión a un terminal dispuesto en la tapa y, además, una conexión para el circuito de guarda. Valores esperados de FP son del orden de 0.05 % para aceites nuevos y hasta 0.5 % para aceites usados.

FIGURA 32- Equipo y conexión para prueba de factor de potencia al liquido aislante

5.10.2 Rigidez Dieléctrica al aceite aislante1,2

Por definición, la tensión de ruptura de un aceite aislante es una medida de su habilidad para soportar un esfuerzo eléctrico. Esta prueba se realiza frecuentemente y ayuda a determinar dos cualidades: la resistencia momentánea de un aceite al paso de la corriente y su nivel de degradación o grado de contaminación. Esta prueba como su nombre lo dice, tiene por objeto evaluar la rigidez dieléctrica del aceite aislante, lo cual se lleva a cabo con el equipo apropiado y con el uso de electrodos planos principalmente. El valor de rompimiento para aceites nuevos es de 30 kV en promedio (electrodos planos) y para aceites usados es de 25 kV mínimo. 5.10.3 Resistencia Eléctrica de los devanados

La resistencia eléctrica de los devanados (nombrada inapropiadamente como Resistencia Óhmica), es medida en campo con el propósito de verificar anormalidades en el circuito eléctrico del devanado, o alta resistencia de contacto en el cambiador de derivaciones. La interpretación de resultados está usualmente basada en realizar comparación de mediciones hechas en forma separada en cada fase y comparadas con los valores obtenidos en fábrica o con mediciones anteriores. En el caso de devanados de transformadores, en donde no se tenga acceso a la medición por fase, esta se debe llevar a cabo entre fases para luego, por medio de una formula, calcular el valor por fase. Todas las mediciones se deben convertir a la temperatura de referencia en fábrica, usualmente 75 °C, utilizando la formula apropiada que se menciona en el procedimiento propio para esta prueba. Debido a la alta inductancia de algunos transformadores de potencia, algunos equipos de medición de baja capacidad de corriente, pudiesen tener problemas para la estabilización de las lecturas, en cuyo caso esta podría tardar varias


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horas. El equipo a utilizar debe tener la capacidad de medir miliohms y corriente superior a 10 A. Variación en los valores históricos mayores a 5 % pueden considerarse fuera de límites aceptables. Con el objeto de evitar la magnetización del núcleo, se recomienda realizar esta prueba al final del paquete de pruebas, ya que, de efectuarse al inicio, la magnetización remanente podría alterar algunas otras mediciones; así mismo, al concluir con esta prueba, se debe de hacer circular una corriente alterna por los devanados para eliminar la magnetización que pudiera llegar a adquirir (repetir la prueba de corriente de excitación debe ser suficiente). 5.10.4 Teoría general18

Esta prueba permite detectar falsos contactos entre conductores y terminales, espiras cortocircuitadas o alta resistencia de contacto en cambiadores de derivación. Por lo general, estas condiciones producen puntos calientes en el devanado y pueden generar gases. Para medir la resistencia eléctrica (óhmica) de los devanados, se usa generalmente un puente de alta precisión, siendo los más comunes:

a) Puente de Wheatstone.

b) Puente de Kelvin.

c) Método directo.

Un puente de Wheatstone consta de cuatro resistencias conectadas en un dispositivo cuadrangular, como se muestra en la Figura 33, donde R4 es la resistencia cuyo valor se quiere medir. Las resistencias R1 y R2 tienen un valor conocido. La resistencia R3 tiene un valor ajustable. Entre las terminales A y B, se conecta un galvanómetro con cero el centro. Si la relación de las dos resistencias del brazo conocido (R3/R1) es igual a la relación de las dos del brazo desconocido (R4/R2), el voltaje entre las terminales A y B es nulo (Figura 1 Puente de Wheatstone, SC-CT-0015 Procedimiento Para La Medición De Resistencia Óhmica A Equipo Primario).

FIGURA 33- Puente de Wheatstone El puente de Kelvin es una modificación del puente de Wheatstone que utiliza resistencias muy pequeñas como elementos de comparación. Como se muestra en la Figura 34, el puente de Kelvin presenta un par adicional, R3 y R4, que tienen la misma relación que R1 y R2. Donde R5 y R6, son las resistencias de valor pequeño que se utilizan como elementos de comparación y R7, es la resistencia desconocida. En la condición de equilibrio se cumple la siguiente condición (Figura 2 Puente de Kelvin, SC-CT-0015 Procedimiento Para La Medición De Resistencia Óhmica A Equipo Primario):


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FIGURA 34- Puente de Kelvin En la figura 35, se muestra el circuito de conexión del método directo o método del volt-amperímetro. En este método se tiene una fuente de corriente directa conectada al devanado y se mide la corriente que circula por el devanado y la caída de tensión en él (Figura 3 Método directo, SC-CT-0015 Procedimiento Para La Medición De Resistencia Óhmica A Equipo Primario). La resistencia se calcula empleando la siguiente formula:

Cuando se realice la medición de resistencia con este método, el equipo de medición debe ser de alta precisión.

FIGURA 35- Diagrama para la medición de Resistencia Óhmica

5.10.5 Pruebas en línea

5.10.6 Descargas parciales

Las descargas parciales son descargas eléctricas que arquean parcialmente entre dos electrodos, y pueden ocurrir dentro del aislamiento o en el aire adyacente a la superficie aislada.2

La medición de descargas parciales por el método eléctrico, es una prueba de alta sensibilidad para detectar mecanismos de deterioro y/o defectos de fabricación, en los sistemas aislantes de equipos de alta tensión. 2 Esta prueba permite identificar el lugar donde se está generado la descarga. El método más adecuado para identificación de DP es el método acústico-eléctrico.


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5.10.7 Detección de descargas parciales método eléctrico1 Esta técnica en México ha sido poco o nada explotada. Los sensores se instalan en los dispositivos de medición de las boquillas para su monitoreo. La descarga parcial es un parámetro eléctrico con la que se puede evaluar dieléctricos en equipos de potencia. Sus efectos pueden ser de tipo interno, externo o corona. Se producen por imperfecciones del material desde su fabricación, deficiencias de montaje o por deterioro del aislamiento debido a esfuerzos de cualquier índole. Existen diferentes fabricantes de esta tecnología la cual incluye la arquitectura mínima necesaria para el monitoreo y la comunicación vía remota e inalámbrica. La medición de este parámetro en fábrica, es una prueba rutinaria.

5.10.8 Detección de descargas parciales método Acústico1.

Esta técnica en la CFE es la más usada. Esta prueba es aplicada como complemento al análisis de gases disueltos (DGA), y como resultado de incrementos en la concentración de hidrogeno, metano, etano y/o etileno; en el peor de los casos también acetileno, que es producto de gases combustibles por arco eléctrico. La medición se realiza colocando sensores ultrasónicos a base de cristales piezoelectrico-magneticos en las paredes del tanque, los cuales captan las señales de alta frecuencia que emite la descarga parcial (20kHz-200kHz), misma que es convertida electrónicamente en señal audible, para posteriormente ser tratada por métodos de triangulación, para su localización dentro del transformador. Esta tecnología, actualmente se encuentra en investigación, aunque algunos fabricantes ya ofertan, equipos de línea para esta medición.

5.10.9 Termografía Infrarroja1.

La termografía infrarroja es una técnica que se realiza con el equipo en operación y que ayuda a identificar fallas incipientes. La aplicación de esta técnica se basa en que los transformadores de potencia, emiten radiaciones de energía infrarroja proporcional a su temperatura. Existen sistemas de imágenes infrarrojas que convierten estas emisiones en fotografías y muestran las diferentes temperaturas relativas, en una serie de colores llamada isoterma. De esta forma, las fallas que se caractericen por un incremento o decremento en temperatura superficial o retención de calor residual, pueden ser detectadas mediante termografía infrarroja. Esta técnica ayuda principalmente a la detección de problemas de falsos contactos entre los componentes del transformador de potencia, por los cuales circula un flujo de corriente (cables defectuosos, alambrado y problemas mecánicos y eléctricos)

5.10.10 Prueba de factor de potencia al aceite realizada (%FP)1

Esta prueba tiene por objeto, verificar la calidad del aceite aislante, en términos de humedad, contaminación y/o deterioro. Se lleva a cabo con el uso del medidor de pérdidas dieléctricas (FP) y una copa exprofeso diseñada para tal fin. Valores esperados de FP son del orden de 0.05 % para aceites nuevos y hasta 0.5 % para aceites usados.

5.10.11 Prueba de rigidez dieléctrica del aceite1

Esta prueba como su nombre lo dice, tiene por objeto evaluar la rigidez dieléctrica del aceite aislante, lo cual se lleva a cabo con el equipo apropiado y con el uso de electrodos planos principalmente. El valor de rompimiento para aceites nuevos es de 30 kV en promedio (electrodos planos) y para aceites usados es de 25 kV mínimo.

5.10.12 Análisis de cromatografía de gases1

El término Cromatografía por si solo es muy amplio, está formado por dos raíces griegas que son: Croma, que significa color y Grafía, que significa escritura.


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Es una técnica de la Química Analítica que sirve para la separación de mezclas de compuestos. La separación de compuestos se realiza por el paso de un fluido llamado fase móvil, sobre un material fijo llamado fase estacionaria. Esta técnica analiza una muestra de gas obtenida directamente del espacio colector de un relevador dedicado o un espacio libre del tanque del transformador.

5.10.13 Análisis de cromatografía de líquidos2

Este análisis permite detectar problemas relacionados con la presencia de gases combustibles (cromatografía del aceite), la degradación de la celulosa (contenido de compuestos furánicos) y el contenido de humedad o contaminantes (factor de potencia, contenido de humedad y rigidez dieléctrica), generados durante la operación del equipo.

5.10.14 Grado de despolimerización (Furanos)1

El deterioro del papel, se puede determinar por dos técnicas, una invasiva y otra no invasiva. La primera es la de grado de polimerización, que se obtiene en laboratorio a partir de una muestra de papel, y la segunda es la cromatografía de líquidos HPLC, analizando los compuestos furánicos disueltos en el aceite. Con estas técnicas se puede estimar la vida remanente del transformador. Cabe aclarar, que cuando se determina que el papel esta envejecido en cierto grado, las reparaciones en la mayoría de los casos, son incosteables, ya que este elemento no se regenera, hay que sustituirlo completamente.

5.10.15 Propiedades fisicoquímicas del aceite aislante1,2

El análisis dieléctrico y físico – químico del aceite es un conjunto de pruebas, mediante las cuales se determina el porcentaje de agua en el papel aislante, la calidad química del aceite y el grado de impregnación de productos de oxidación en el papel aislante, para diagnosticar el estado del sistema de aislamiento papel – aceite y determinar el procedimiento adecuado de mantenimiento a seguir. Con este método, se realizan una serie de análisis con pruebas Físicas, químicas y eléctricas. La Tabla 9 muestra las pruebas a efectuar de cada grupo.

TABLA 9- Pruebas físico- químicas del aceite aislante

Pruebas Físicas Pruebas Químicas

Densidad relativa 20/4°C Número de neutralización en mgKOH/g

Viscosidad cinemática a 40°C en mm2/s Número de saponificación

Temperatura de inflamación a 103.1kPa en °C Contenido de agua

Temperatura de congelación Contenido de inhibidor

Análisis estructural Cloruros y sulfatos

Tensión interfacial en mN/m Azufre total (expresado en % de masa)

Contenido de partículas Azufre corrosivo

Punto de anilina Estabilidad a la oxidación (Oxidación acelerada)

Tendencia a la gasificación Contenido de bifenilos policlorados en ppm

Resistividad Clases de carbono (expresado en % de masa)

Tensión de ruptura

Apariencia visual

Temperatura de escurrimiento

°C Color

5.10.16 Densidad2

Es la relación del peso del volumen de una sustancia, con respecto a un peso igual de un volumen de agua.


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La densidad varía con la temperatura, por lo tanto, los resultados se deben corregir a una temperatura de referencia. Esta medición se utiliza para determinar la densidad relativa (gravedad específica) de los aceites minerales. Con el resultado obtenido se determina el tipo de aceite:

a) El nafténico tiene valores de alrededor de 0.88.

b) El parafínico de entre 0.84 y 0.86.

5.10.17 Viscosidad2

Esta prueba mide el grado de fluidez del aceite. Se realiza con un equipo llamado Viscosímetro Saybolt, el cual contiene un orificio capilar estandarizado, por el que se hace pasar una cantidad volumétrica de aceite en un tiempo determinado. El tiempo representa la viscosidad del aceite a la temperatura de prueba y el resultado se reporta en segundos Saybolt universales (SSU). El límite máximo de viscosidad es 60 SSU.

5.10.18 Temperatura de inflamación e ignición2

El punto de inflamación es la temperatura mínima a la que se generan gases en una muestra de aceite, bajo condiciones de prueba determinadas. Los resultados son corregidos a una presión barométrica de 101.3 kPa. Para el punto de inflamación se especifica un valor mínimo de 145 ºC.

5.10.19 Temperatura de congelación2

Es la temperatura a la cual el aceite deja de fluir. Es conveniente que el aceite tenga una baja temperatura de congelación, para asegurar que fluya a bajas temperaturas. En los aceites nafténicos, la congelación se debe al aumento de la viscosidad de los componentes no cristalizables, y en los aceites parafínicos, la congelación se debe a la separación de la cera que inhibe su flujo. En aceites parafínicos, se debe tener un valor de -26ºC o inferior. 5.10.20 Análisis estructural2 Esta medición determina el contenido de carbonos que están presentes en un aceite, por correlación de sus propiedades físicas básicas. El método es aplicable en aceites con peso molecular entre 200 y 600 g/mol. Se requiere que el aceite tenga una cantidad óptima de hidrocarburos aromáticos. La aromaticidad se mide principalmente por medios ópticos de dispersión. El contenido de aromáticos es inversamente proporcional a las propiedades de gasificación del aceite, sin embargo, una aromaticidad alta provoca un incremento en la formación de lodos, cuando el aceite está en operación. Se ha determinado que, para el aceite, la concentración óptima de aromáticos sea de entre el 8 % y el 12 %. 5.10.21 Tensión interfacial2 La tensión interfacial es una indicación confiable de la presencia de compuestos hidrofílicos. Estos compuestos son considerados como indicadores de productos de oxidación. La determinación de la tensión interfacial, se efectúa por dos métodos principales, el de gota y el del anillo. 5.10.22 Contenido de partículas2 Esta medición tiene como objetivo, determinar la cantidad de partículas que contiene una muestra de aceite que se hace pasar a través de un filtro, calculando el peso de las impurezas retenidas, relacionándolo con el volumen previamente determinado.


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5.10.23 Número de neutralización2 Esta medición también se conoce como “índice de acidez” o simplemente “acidez”, y consiste en determinar la cantidad de material alcalino necesario para neutralizar los ácidos del aceite. Se considera un valor aceptable de 0.009 mg KOH/g, para un aceite nuevo. 5.10.24 Número de saponificación2 Esta prueba mide en forma absoluta el ácido presente en el aceite. Para realizarla se necesita un soporte, una bureta con un aparato para digestión y una placa para calentamiento. Una muestra de 20 g se mezcla y calienta con 25 ml de metil-etil cetona y 25 ml de solución alcohólica 0.54. El resultado final es la desaparición del color con ácido clorhídrico (HCl) usando fenoftaleína como indicador. Esta prueba se realiza con poca frecuencia, debido al tiempo que se requiere y la dificultad para efectuarla. 5.10.25 Punto de anilina2 Esta medición determina la temperatura mínima a la que una mezcla, con partes iguales de aceite y anilina, se hace soluble por completo. El punto de anilina es útil para el análisis de mezclas de hidrocarburos. Es un método rápido y directo para conocer en forma general, el contenido de hidrocarburos aromáticos y el grado de refinación de un aceite. Para un aceite nuevo del tipo nafténico, se especifica un valor de 78ºC y para aceites parafínicos, los valores de referencia son más altos. 5.10.26 Contenido de agua2 Esta medición ayuda a determinar la cantidad de agua presente en líquidos aislantes por titulación coulométrica Karl Fisher. Este método de prueba se utiliza normalmente para muestras por debajo del 100 % de saturación relativa, de agua en aceite. Para la prueba se utiliza un reactivo compuesto de bióxido de azufre, piridina metanol y yodo. Otro método para la medición de humedad en forma automática y continua dentro de un flujo constante de aceite, consiste en medir el punto de rocío por medio de una celda. Con ayuda de datos obtenidos de tablas para el vapor de agua y con la ecuación de solubilidad de Henry, se calcula el contenido de agua en el aceite. La concentración máxima de agua en el aceite del transformador antes de entrar en operación, debe ser de:

a) Para equipos hasta 115 kV 15 ppm máximo.

b) Para equipos hasta 230 kV 12 ppm máximo.

c) Para equipos hasta 400 kV 10 ppm máximo. 5.10.27 Contenido de inhibidor2 Esta medición tiene como finalidad determinar el contenido de inhibidor en un aceite nuevo o usado. La determinación puede ser cualitativa o cuantitativa. Los inhibidores o antioxidantes tienen como propiedad principal reaccionar con los peróxidos y destruirlos, disminuyendo la velocidad de oxidación. Cuando existen oxidantes en el aceite, los inhibidores no logran evitar que disuelvan el cobre que cataliza la peroxidación. Por lo tanto, la sensibilidad de un aceite respecto a la acción de los inhibidores, se considera inversamente proporcional a la cantidad de oxidantes que tienen influencia en el factor de potencia. El uso de inhibidores se justifica cuando se utilizan en aceites no oxidantes. El aceite que produce PEMEX, no debe contener inhibidores. Los aceites del tipo nafténico utilizan inhibidores en diferentes concentraciones, debido a problemas que se presentan en su refinación, dando como resultado dos tipos:


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a) Tipo I: hasta 0.08% en peso.

b) Tipo II: hasta 0.3% en peso.

5.10.28 Cloruros y sulfatos2

Los cloruros y sulfatos inorgánicos contenidos en el aceite aislante, generan corrosión al estar en contacto con superficies metálicas del transformador. El grado de deterioro de la superficie metálica, depende en gran medida de la cantidad de agentes corrosivos y del medio ambiente de operación. Aunque no es cuantitativo, este método es un medio para conocer el nivel de deterioro. Los aceites nuevos deben estar libres de estos compuestos. 5.10.29 Azufre total2 Este método se utiliza para determinar el contenido de azufre en aceites aislantes, en el intervalo de 0.015% a 0.50% en masa de azufre, por espectroscopia de rayos X. En aceites para transformadores el contenido de azufre debe ser mínimo, ya que el azufre elemental y los compuestos de azufre, pueden ser corrosivos a los componentes de cobre del transformador. 5.10.30 Azufre corrosivo Esta prueba detecta la presencia de azufre libre y de compuestos corrosivos de azufre que reaccionan con metales como el cobre o la plata, bajo condiciones determinadas del aceite. Cuando el azufre reacciona con estos metales, sus iones se introducen hacia el papel originando su degradación, y por otro lado contaminan el aceite. Esto ocasiona que la rigidez dieléctrica del sistema aislante se reduzca y se originen fallas. En la referencia 2 del capítulo 7 de este procedimiento se determinan los componentes de azufre corrosivo en aceites aislantes derivados del petróleo. 5.10.31 Tensión de ruptura2 Por definición, la tensión de ruptura de un aceite aislante es una medida de su habilidad para soportar un esfuerzo eléctrico. Esta prueba se realiza frecuentemente y ayuda a determinar dos cualidades: la resistencia momentánea de un aceite al paso de la corriente y su nivel de degradación o grado de contaminación. Para un aceite nuevo, se especifica un valor mínimo de 30 kV, utilizando un medidor con electrodos planos y separados 2.5 mm, y cuando se utilizan electrodos semiesféricos, el valor mínimo debe ser de 20 kV. Para aceite usado en buenas condiciones, se considera un valor mínimo de 25 kV, estos valores dependen del equipo en que se utiliza y de su voltaje de operación. 5.10.32 Tendencia a la gasificación2 Es la capacidad de un líquido aislante para absorber o generar gases, cuando se somete a una tensión eléctrica determinada. Al ser sometidos a un campo eléctrico, los aceites con un contenido adecuado de aromáticos, tienen la cualidad de absorber el gas generado; mientras que los aceites con un contenido menor de dichos aromáticos, se caracterizan por una emisión continua de gas, lo cual se vuelve crítico al ser usado en un equipo eléctrico. El método Pirelli se utiliza para medir la velocidad de desprendimiento o absorción de gas en aceites aislantes, sujetos a tensión eléctrica, provocando ionización. Aun cuando no hay valores recomendados para esta prueba, se considera que el aceite debe absorber hidrógeno. 5.10.33 Resistividad2 Es numéricamente igual a la resistencia entre dos caras opuestas de un centímetro cúbico de aceite. La resistividad de un aceite es una medida de sus propiedades dieléctricas. Una resistividad baja, refleja la presencia de iones


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libres. De acuerdo con lo anterior y como no se tienen valores recomendados, un aceite ideal sería aquél que tuviera

un valor mayor de 250 x 106 M-cm.

5.10.34 Oxidación acelerada2 Esta medición se utiliza para evaluar la estabilidad de oxidación de aceites minerales nuevos no inhibidos, bajo condiciones aceleradas, logrando obtener su vida útil, y consiste en acelerar el procedimiento de envejecimiento en condiciones controladas y comparar los resultados con los de operación. Las causas principales que provocan la oxidación son la temperatura elevada y la presencia de oxígeno. El cobre se utiliza como catalizador para acelerar el proceso. El grado de oxidación del aceite se manifiesta de acuerdo con la cantidad de ácidos o lodos formados, el incremento de la viscosidad, el número de neutralización o con el tiempo requerido para llegar a los valores finales especificados. Las normas NMX-J-123-ANCE e IEC 60422 indican el procedimiento de prueba. 5.10.35 Contenido de bifenilos policlorados (BPC’s)2 La medición tiene como objetivo identificar y determinar cuantitativamente, el contenido de bifenilos policlorados (BPC’s) en líquidos aislantes, por medio de cromatografía de líquidos. Los bifenilos policlorados o BPC´s, es un grupo de hidrocarburos clorados aromáticos, que son muy estables, bioacumulables y tóxicos, con efectos diversos que dependen del grado y tiempo de exposición. Los reglamentos ambientales exigen que los equipos eléctricos y los fluidos eléctricos aislantes que contengan BPC’s, sean manejados y almacenados, utilizando procedimientos específicos.

5.10.36 Vibraciones1

El análisis de vibraciones por sí mismo, quizás no sea una herramienta que nos permita evaluar la condición de un transformador, sin embargo, si es una herramienta útil para aflojamientos del núcleo, devanados o partes estructurales. Las áreas de interés para el control de vibraciones en un transformador serían las siguientes:

a) Vibración debida al ensamble de núcleo y bobinas.

b) Vibración del tanque asociada a la aparición de esfuerzos por la placa, brazos y soldaduras.

c) Vibración por instrumentos, accesorios y equipo de enfriamiento. La normativa de referencia es:

a) IEC 60075-6 Power Transformer.

b) Referencia 3 del capítulo 7 bibliografia de este manual. Los criterios de evaluación son los siguientes:

a) La amplitud promedio de todos los puntos medidos no debe de exceder de 60 micras pico a pico (2.36 mils pico a pico).

b) La amplitud en cualquier sección rectangular no debe de exceder de 200 micras pico a pico (7.87 mils pico a pico).


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5.11 Mantenimiento 5.11.1 Factores ambientales

Es importante registrar las condiciones del ambiente al momento de la prueba para referencias cuando se comparen los registros de prueba. El factor de pérdidas de un aislamiento puede estar sensiblemente variando con la temperatura, en tal caso debe necesitar ser aplicado un factor de corrección a los valores medidos. Esto se hace para permitir la comparación de pruebas realizadas a diferentes temperaturas. La referencia de temperatura comúnmente usada es 20º C. Los factores de corrección están disponibles en los manuales de los fabricantes de los equipos, compañías de pruebas, y consenso de varios tipos de normas de aparatos eléctricos y aislamientos. Pruebas a temperaturas abajo del punto de congelación se deben evitar, debido a que esto puede afectar significativamente las mediciones. Entre las razones principales para realizar esta prueba es su capacidad de detección de humedad en el aislamiento. Las características eléctricas del hielo y el agua son totalmente diferentes y es mucho más difícil detectar la presencia de hielo que detectar agua, algunas veces es imposible. 5.11.2 Mantenimiento de rutina e inspecciones

Durante la operación del transformador, las siguientes condiciones deben ser verificadas en inspecciones

rutinarias:

a) Temperatura de Operación: Se debe registrar la temperatura de operación del aceite y devanados; así como los valores máximos alcanzados. Posterior al registro, el indicador de temperatura máxima debe ser restablecido.

b) Elevación de la temperatura (TR)31: La elevación de temperatura es la diferencia entre la

temperatura de operación del transformador y la temperatura del ambiente alrededor del mismo. La temperatura de operación del transformador puede ser cualquiera de:

- Temperatura del aceite en la parte superior.

- Promedio de temperatura de devanados.

- Temperatura del punto más caliente del devanado.

Por Ejemplo: Si la temperatura del aceite en la parte superior del transformador es de 60° C y la

temperatura ambiente es de 10° C, entonces la TR = (60 – 10) °C = 50° C31.

Para evaluar la elevación de temperatura (TR), la temperatura del aceite en la parte superior, el

punto más caliente del devanado y la temperatura promedio del devanado pueden ser utilizados

para establecer tendencias de temperatura de funcionamiento del transformador. Estos

indicadores proporcionan datos de temperatura basados en ubicaciones dentro del

transformador. El más punto caliente devanado y la temperatura del aceite en la parte superior

debe indicar variaciones mayores que la temperatura media en el tiempo31.

Debido que la capacidad de los transformadores es dada para una elevación de temperatura

promedio en devanados de 65° C, operación continua en cargas mayores de los nominales puede

resultar en una acelerada degradación térmica de los aislamientos sólidos y gasificación del


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aceite aislante. Una operación incidental por encima de los 65° C puede ser permisible si el

transformador es operado normalmente por periodos de operación en cargas inferiores a las

nominales y a temperatura ambiente inferior de 30° C. Sin embargo, tal incidente requiere una

inmediata inspección, respuesta y, si fuera necesario, reducir la carga del transformador debido

a la posible pérdida parcial o total del sistema de enfriamiento31.

En el pasado, los transformadores inmersos en líquido aislante eran diseñados para una TR de

55 °C promedio de elevación de temperatura a MVA nominales. El promedio de elevación de

temperatura es el valor de temperatura sobre el ambiente a la que puede operar el transformador

a plena carga. Los transformadores nuevos son diseñados con una elevación promedio de 65 °C,

sin embargo, algunos usuarios continúan especificando 55° C31.

c) Tensión de alimentación.

Se debe registrar el valor de la tensión que alimenta el sistema de enfriamiento desde la fuente

considerada como "Normal"; así mismo se debe registrar el valor de la tensión que se alimenta

desde la alternativa considerada como "Emergencia" ó "Respaldo".

d) Modo de operación del sistema de control del enfriamiento

Se debe registrar el modo en que se encuentre el sistema de enfriamiento. La condición normal

de operación es en el modo "Automático", por los que si se encuentra en modo "Manual" se deben

de reportar al operador, y que determine si existe anormalidad alguna que sea reportada al

departamento de Protección y Medición para su corrección.

e) Prueba de Ventiladores: Se debe registrar la realización de la prueba del arranque del total de

ventiladores para verificar su condición operativa. Se debe establecer una frecuencia de prueba

de, como mínimo, una vece a la semana. Si el día que corresponde la prueba estos se encuentran

en operación se considerar como "Prueba Realizada". Es conveniente el registro de la corriente

consumida por los ventiladores (individualmente o por banco según aplique).

Condiciones anormales de operación serían:

- Que un ventilador no opere mientras que los demás se encuentren en servicio.

- Que un ventilador presente ruido anormal o vibración.

f) Bombas de recirculación,Verificar que operen libre de ruido y que el indicador de flujo muestre

una operación normal.

g) Nivel de aceite, Registrar la posición del indicador de aceite. Así mismo, en donde sea posible,

se debe observar, y registrar, el nivel de aceite en el relevador buchholtz.

h) Alcance del mantenimiento, se debe considerar la aplicación de las Guías de Inspección de

Seguridad, tanto las de rutina como las de mantenimiento.

i) Verificación y registro, del estado que guarda el sistema de secado de aire.


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j) Verificar: el estado del tablero de control de enfriamiento (hermeticidad, sellado de puertas,

canalizaciones debidamente instaladas, calefactor en operación).

k) Aspiración del transformador, (silica gel, alúmina, entre otros).

l) Se debe registrar, el estado operativo del sistema de suministro de nitrógeno (presión, reserva

de gas en cilindro, ausencia de fuga).

m) Verificar, que no exista evidencias de fugas de aceite por juntas (empaques), válvulas, tapones,

entre otros.

n) Verificar, que las fosas de recuperación de aceite se encuentren vacías (principalmente durante

temporada de lluvias).

5.11.3 Pruebas de mantenimiento recomendadas durante la operación

5.11.3.1 Análisis de Gases Disueltos en Aceite Aislante (AGD)

En la Tabla 10 siguiente, se reproduce la tabla 2 de la referencia 4 del capítulo 7 bibliografía de este procedimiento (y su más reciente revisión), misma que establece la frecuencia recomendada de ejecución de los análisis. En la mejor condición, la frecuencia recomendada es anual (total de gases combustibles <0.5% y razón de incremento del total de gases combustibles <0.1%/día).

Tabla 10 - Recomendación de frecuencia de muestreo

Estado del Transformador

Nivel de TCG (%)

Razón de TCG

(%/día)

Frecuencia de muestreo y procedimiento de operación en función de la razón de generación

de gases

Frecuencia de muestreo

Procedimiento de Operación

Condición 4 5

< 0.1 Diario Considerar poner fuera de servicio. Contactar al fabricante.

0.03 – 0.01 Diario

< 0.1 Semanal

Extremar precauciones. Análisis individual de gases. Programar paro. Contactar al fabricante.

Continua…


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…continuación

Condición 3 < 5 a 2

> 0.03 Semanal Tomar precauciones. Análisis individual de gases. Programar paro. Contactar al fabricante.

0.03 – 0.01 Semanal

< 0.1 Mensual

Condición 2 < 2 a 0.5

> 0.03 Mensual Tomar precauciones. Análisis individual de gases. Determine la dependencia con la carga

0.03 – 0.01 Mensual

< 0.1 Cuatrimestre

Condición 1 < 0.5

> 0.3 Mensual

Tomar precauciones. Análisis individual de gases. Determine la dependencia con la carga

0.3 – 0.1 Cuatrimestre Continuar operando

< 0.1 Anual NOTA: de acuerdo a la tabla 2 de IEEE Std C57.104-1978

5.12 Termografía

La frecuencia de las inspecciones termográficas, en condición normal de operación del transformador se establecen de manera trimestral. La frecuencia debe ser ajustada en dependencia a los resultados de:

a) Inspecciones termográficas trimestrales.

b) Análisis de gases disueltos que indiquen la posibilidad de una falla de origen térmico en evolución.

c) Análisis fisicoquímicos del aceite aislante.

d) Condiciones operación continua de la unidad generadora a su capacidad nominal.

El alcance de la inspección debe comprender, sin ser limitativo:

a) Terminales de conexión de las boquillas de alta tensión con la subestación eléctrica (cuando sea posible).

b) Tapa y área del Tap de medición (C2).

c) Costados expuestos del tanque.

d) Esquinas del tanque.

e) Área de las conexiones de baja tensión.

f) Intercambiadores de calor (observando todas las celdas de cada enfriador).

g) Válvulas aisladoras de los intercambiadores de calor.

h) Bombas de recirculación.


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i) Motores de los ventiladores de aire de enfriamiento.

j) Tornillería y cubierta del bus de fase aislada (cuando aplique).

5.13 Descargas Parciales

La frecuencia de este tipo de inspecciones, en condición normal de operación del transformador se debe establecer en dependencia de los resultados de los análisis de gases disueltos que indiquen la posibilidad de la presencia de descargas parciales.

5.14 Vibración

La frecuencia de este tipo de inspecciones, en condición normal de operación del transformador se debe establecer en dependencia de los resultados de los análisis fisicoquímicos del aceite aislante que indiquen la posibilidad de la presencia partículas metálicas, así como la detección de ruidos anormales.

5.15 Pruebas de Mantenimiento Recomendadas con el Transformador Fuera de Servicio Preparación del transformador bajo medición y recomendaciones de seguridad generales.

a) Librar completamente el transformador desconectando todas las terminales de boquillas. Cuando

el transformador tiene salidas con cable subterráneo y no es posible su desconexión, se recomienda efectuar la medición incluyendo los cables, abarcando desde el transformador hasta el interruptor.

b) De ser posible, y la situación permite, desconectar los cables del transformador. Realizar la medición por separado.

c) Asegurarse que el tanque del transformador esté sólidamente aterrizado.

d) Al inicio de cada una de las mediciones, se deben drenar las cargas estáticas que puedan estar

presentes en los devanados, cortocircuitando las fases del transformador y conectándolas a tierra durante 10 min.

e) Desconectar los neutros de los devanados.

f) Colocar puentes que se requieren entre las terminales de las boquillas del devanado primario, del

secundario y del terciario.

g) Limpiar la porcelana de las boquillas, quitando polvo, suciedad, entre otros.

h) Durante la ejecución de la prueba se debe poner especial cuidado en los cambios bruscos de temperatura en el ambiente.

i) Preferentemente las mediciones se deben efectuar cuando la humedad relativa es menor de

75 %.

5.15.1 Medición de resistencia de aislamiento a transformadores de potencia

La medición de la resistencia de aislamiento es la medición comúnmente utilizada para determinar las condiciones de los aislamientos de un transformador. Esta medición ayuda a la detección de humedad, evaluación de las condiciones del aceite y la detección de daños en elementos aislantes. Además, permite obtener información rápida y confiable de las condiciones del aislamiento total que integra el transformador bajo medición.


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Para que los resultados de las pruebas sean comparables, se deben realizar las mediciones al mismo nivel de tensión y se recomienda que el equipo de medición utilizado esté calibrado y debidamente certificado. 5.15.2 Procedimiento para las mediciones

El tiempo de duración para cada medición es de diez minutos. Se toman las lecturas a los 30 y 60 s de iniciada la prueba, después se toman lecturas a cada minuto, es decir, a los 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 y 10 min. de iniciada la prueba. En la medición, se debe aplicar la máxima tensión de prueba del medidor de resistencia de aislamiento (considerar que los resultados únicamente son comparables para la misma tensión de prueba), tomando en consideración la tensión nominal del devanado del transformador bajo medición. Se toman las lecturas de temperatura del aceite, del ambiente y de humedad relativa. Estos datos junto con los valores obtenidos se registran en el formato de prueba, correspondiente a prueba de resistencia de aislamiento a transformadores de potencia.

5.16 Circuitos de conexión

En las figuras 36 (Figura 7 Transformador monofásico: a) Esquema de conexiones para la Prueba No. 1, b) tabla de conexiones y c) diagrama esquemático; ST-CT-001 Procedimiento Para La Medición De Resistencia De Aislamiento En Equipo Eléctrico Primario) y 37 (Figura 8 Transformador de tres devanados: a) Esquema de conexiones, b) tabla de conexiones y c) diagrama esquemático; ST-CT-001 Procedimiento Para La Medición De Resistencia De Aislamiento En Equipo Eléctrico Primario), respectivamente, se muestran los circuitos de conexión para medición de transformadores 2 y 3 devanados. Se presentan los circuitos de conexión con y sin guarda.

FIGURA 36- Circuito de conexión para la medición de la resistencia de aislamiento en transformadores de

dos devanados

FIGURA 37- Circuito de conexión para la medición de la resistencia de aislamiento en transformadores de

tres devanados


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5.17 Criterios para interpretación de resultados

La única forma de evaluar con cierta seguridad las condiciones del aislamiento de un devanado, es mediante el análisis de la tendencia de los valores obtenidos en las pruebas periódicas a que se somete el aislamiento. Por lo tanto, para facilitar este análisis se recomienda graficar las lecturas obtenidas en las pruebas anuales o semestrales. Para que el análisis comparativo sea efectivo todas las pruebas deben hacerse a la misma tensión de prueba y, en lo posible, bajo las mismas condiciones; además, las lecturas deben corregirse a 20 ºC. En las tablas 11 (Tabla 3 Valores típicos de resistencia de aislamiento a transformadores de potencia y de distribución; ST-CT-001 Procedimiento Para La Medición De Resistencia De Aislamiento En Equipo Eléctrico Primario) y 12 (Tabla 4 Mínima resistencia de aislamiento aceptable a 20oC para protección de equipos eléctricos de potencia; ST-CT-001 Procedimiento Para La Medición De Resistencia De Aislamiento En Equipo Eléctrico Primario) siguientes se muestran los valores típicos de resistencia de aislamiento a transformadores de potencia.

TABLA 11- Valores típicos de resistencia de aislamiento a transformadores de potencia y de distribución

Tensión del devanado del transformador

Resistencia de aislamiento del devanado a

tierra en M

20° C 30° C 40° C 50° C 60° C

< 6.6 400 200 100 50 25

6.6 – 19 800 400 200 100 50

22 – 45 1000 500 250 125 65

66 1200 600 300 100 75

TABLA 12 - Mínima resistencia de aislamiento aceptable a 20 0C para protección de equipos eléctricos de potencia

Tensión nominal (kV)

Tensión típica del sistemaa

(kV)

Mínima resistencia de aislamiento aceptable

Mb

0.6 0.12, 0.24, 0.48 a.c. 0.125, 0.25 c.d.

1.5

2.4 2.4 3.4

5 4.16 5.16

7.2 6.9 8.2

15 13.8 14.8

36 20-25, 34.5 35

72 69 70

145 115, 138 139

242 230 231

550 500 501 NOTA: a) Tensión de corriente alterna RMS, con excepción de los indicados.

b) Valores de resistencia superiores a los mostrados, no necesariamente indican que el aislamiento se encuentre en buen estado, excepto que el equipo pueda ser energizado sin riesgo significante de alguna falla disruptiva.


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5.18 Medición de la Resistencia de Aislamiento a Apartarrayos

El objetivo de la prueba, de y otras pruebas dieléctricas, es detectar el posible deterioro o contaminación de los

apartarrayos de una sección o en unidades de varias secciones.

Los problemas más comunes detectados con el medidor de resistencia de aislamiento son:

a) Contaminación por humedad y/o suciedad en las superficies internas de la porcelana.

b) Corrosión en los entrehierros.

c) Depósitos de sales de aluminio aparentemente causado por interacción entre la humedad y los

productos resultantes del efecto corona.

d) Porcelana rota.

5.19 Preparación del apartarrayo para la prueba

a) El equipo se debe de la línea, tomando las medidas de seguridad adecuadas.

b) Drenar cargas estáticas.

c) Limpiar la porcelana.

5.20 Procedimiento de la prueba

a) Efectuar la prueba con el máximo voltaje del medidor de resistencia de aislamiento.

b) Tomar la lectura a 1 minuto y anotarla en la hoja de prueba.

c) En apartarrayos compuestos de varias secciones se debe utilizar la terminal de guarda para

efectos de corrientes de fuga por la superficie de la porcelana.

En la Figura 38 se indican dos ejemplos de las conexiones de prueba empleadas en apartarrayos de uno y tres

secciones.

5.21 Criterio para la interpretación de las pruebas

Los valores de resistencia de aislamiento en apartarrayos son variables, ya que dependen de la marca y tipo. La variación de resistencia de aislamiento puede variar en un intervalo de 500 MΩ a 50 000 MΩ. Esto hace necesario la comparación entre apartarrayos de las misma marca, tipo y voltaje. Cualquier desviación notoria en los valores debe ser necesario efectuar una investigación. Es importante hacer notar que, para la comparación de los valores de resistencia de aislamiento, estos deben ser los resultados de prueba de las unidades individuales, aunque estas se encuentren agrupadas en varias secciones de un mismo apartarrayo.


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FIGURA 38- Conexión para la medición de aislamiento en aparta rayos

5.22 Factor de Potencia

5.22.1 Transformador de dos devanados5

Los aislamientos que constituyen a los transformadores de dos devanados se muestran esquemáticamente en la Figura 39 Esta figura representa tanto a un transformador monofásico como a un trifásico, las consideraciones para ambos son las mismas.

FIGURA 39- Diagrama esquemático de los aislamientos de un transformador de dos devanados

Los aislamientos representados como CH, CX y CHX, son respectivamente los aislamientos entre el devanado de alta tensión y tierra, entre el devanado de baja tensión y tierra, y el aislamiento entre los devanados de alta y baja tensión. Estos aislamientos no están compuestos de un solo dieléctrico; por ejemplo, CH incluye boquillas, el aislamiento entre el devanado de alta y tierra, y el aceite entre devanado y tierra. Los valores de CH y CX se leen directamente. Cuando el devanado de alta es energizado y el devanado de baja se conecta a Guarda se mide CH. Cuando el devanado de baja es energizado y el devanado de alta es conectado a Guarda, se mide CX. Con un simple cálculo se puede determinar CHX, como se indica en formato de datos de prueba


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Estos aislamientos, aunque actúan distribuidos a lo largo de los devanados, se muestran como un solo capacitor para mayor simplicidad.

Para la medición del factor de potencia de los sistemas de aislamiento del transformador, en la Tabla 13 se muestran las conexiones de prueba. Los circuitos esquemáticos de prueba se muestran en la Figura 40 Los resultados deben ser registrados en el formato de pruebas a transformadores de potencia y boquillas.

TABLA 13- Conexiones para prueba de factor de potencia del aislamiento de Transformadores de dos

devanados

Número de

prueba Energizar

Aterrizar (Ground)

Guardar (Guard)

MODO UST

Medición

1 H X --- --- CH+CHX

2 H --- X --- CH

3 X H --- --- CX+CHX

4 X --- H --- CX

5 H --- --- X CHX

6 X --- --- H CHX

Los valores obtenidos de acuerdo con las conexiones indicadas deben registrarse en el formato y calcular el valor de CHX con la diferencia de los mVA y mW de la Prueba 1 menos la Prueba 2. Para comprobar que las mediciones se realizaron correctamente debe efectuarse la diferencia de mVA y mW de la prueba 3 menos 4 y comparar estos valores con los obtenidos para el cálculo de CHX. Estas dos diferencias deben ser aproximadamente iguales. En caso de que estas diferencias sean bastante desiguales, se procede a efectuar las pruebas 5 y 6, en UST, ya sea en el lado de alta o de baja, de acuerdo con las conexiones de la Tabla 13 Energizar el devanado de alta, o baja tensión, y el devanado que no haya sido energizado (Xo H), se conecta con el cable de baja tensión asociado a la medición en Modo UST. Los valores de mVA y mW obtenidos en esta medición, deben compararse con los resultados que se obtuvieron de las diferencias de las pruebas 1 menos 2 y 3 menos 4. Los valores que no se aproximen a los obtenidos en esta última medición, deben repetirse y de persistir los mismos valores obtenidos originalmente, debe investigarse el devanado que los está originando.

FIGURA 40 Circuitos esquemáticos de prueba


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5.22.2 Transformador de tres devanados5 Los aislamientos que constituyen un transformador de tres devanados, se muestran esquemáticamente en la Figura 41, ésta figura representa tanto a un transformador monofásico como trifásico; las consideraciones para ambos son las mismas.

FIGURA 41- Aislamiento que constituyen un transformador de tres devanados

Los aislamientos representados como CH, CX y CY son, respectivamente, los aislamientos entre el devanado de alta tensión y tierra, el devanado de baja tensión y tierra y el aislamiento entre el terciario y tierra. Los aislamientos representados como CHX, CXY y CHY son respectivamente los aislamientos entre devanados. Estos aislamientos no están compuestos de un solo dieléctrico, por ejemplo, CH, es el aislamiento entre el devanado de alta y tierra, incluye las boquillas, el aislamiento entre el devanado de alta y tierra y el aceite entre el devanado de alta y tanque. Las lecturas de CH, CX y CY se leen directamente y los resultados deben ser registrados en el formato N-2000-DC03-R-02 PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE POTENCIA Y BOQUILLAS. Las conexiones de las pruebas se describen en la tabla 14

TABLA 14 Conexiones para prueba de factor de potencia Transformadores de tres devanados

Número de

prueba Energizar

Aterrizar (Ground)

Guardar (Guard)

Medición

1 H X X CH+CHX

2 H --- X+Y CH

3 X Y H CX+CXY

4 X --- H+Y CX

5 Y H X CY+CHY

6 Y --- H+X CY

7 H+X+Y --- --- CH+CX+CY


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En la prueba 2, cuando el devanado de alta es energizado y los devanados de baja y terciario son conectados a guarda, se mide el aislamiento CH. En la prueba 4, cuando el devanado de baja es energizado y los devanados de alta y terciario son conectados a guarda, se mide el aislamiento CX. En la prueba 6, cuando el devanado terciario es energizado y los devanados de alta y baja son conectados a guarda, se mide el aislamiento CY. Los aislamientos entre devanado CHX, CHY y CXY son determinados por un cálculo, al obtener las diferencias de los valores de mVA y mW de la siguiente manera: CHX, se obtiene de la diferencia de los mVA y mW, de la prueba 1 menos la prueba 2. CXY, se obtiene de la diferencia de los mVA y mW, de la prueba 3 menos la prueba 4. CHY, se obtiene de la diferencia de los mVA y mW de la prueba 5 menos la prueba 6. La prueba marcada en el formato de datos de prueba como No. 7, sirve para verificar las pruebas 2, 4 y 6 cuya suma de mVA y mW debe ser igual a las obtenidas en la prueba 7. 5.22.3 Apartarrayos La función de un apartarrayo es limitar los frentes de ondas de tensión generadas por maniobras o descargas atmosféricas; al realizar esta función es evidente que el apartarrayo debe poder soportar continuamente la tensión normal de operación del sistema. Una medición completa en apartarrayos debería entonces determinar las características de onda y frecuencia. Las pruebas de onda involucran una gran cantidad de equipos, por lo que normalmente no se hace en campo. Las mediciones de factor de potencia han tenido éxito en la gran variedad de apartarrayos para localizar aquéllos que podrían fallar bajo esfuerzos de tensiones de operación. Cualquier apartarrayo de las marcas más conocidas, ya sean de estación o de línea, está constituido por explosores (gaps) y elementos de válvula, los cuales están alojados en una porcelana. De hecho, cada unidad es un apartarrayo independiente. Todos emplean elementos explosores en serie con resistencias en derivaciones para proteger los explosores y proporcionar tensiones uniformes. Los elementos de válvula utilizan materiales con características no lineales tales como sodios, carburos y silicios, de tal manera que reducen su resistencia eléctrica cuando la tensión y la corriente aumentan. El objetivo de efectuar la medición de factor de potencia en apartarrayos es descubrir, a través de los valores de pérdidas en mW, los efectos producidos por la contaminación en el gap o suciedad en los elementos autovalvulares, humedad, óxidos metálicos, así como corrosión en el gap, porcelanas despostilladas o porosas. El análisis de las mediciones de apartarrayos se basa normalmente en los valores de las pérdidas en mW. En la tabla 15 se muestran las conexiones para la medición en apartarrayos de una, dos y tres secciones, respectivamente. El valor de la prueba se registra en el formato de datos de prueba N-2000-DC03-R-03. Cuando se trate de apartarrayos constituidos por tres o más secciones se tiene la opción de variar el procedimiento de prueba, aterrizando el conector de alta tensión, sin desconectar el conductor. Para apartarrayos de cinco secciones, ver el circuito de prueba de la Tabla 16. Debido a la gran variedad de elementos que existen en el mercado con diferentes fabricantes, se dificulta la normalización de los valores de aceptación. A pesar de la gran variedad que existe, se han podido analizar algunos resultados de las mediciones, obteniendo que los tipos de defectos más comunes en los apartarrayos cuando las pérdidas son más altas que lo normal son: contaminación por humedad, suciedad o polvo depositado dentro de la superficie inferior de los faldones de la porcelana, o bien una contaminación de la superficie exterior del sello del gap dentro de la porcelana, gaps corroídos, depósitos de sales de aluminio aparentemente causadas por la interacción entre la humedad y productos resultantes por efecto corona y porcelana quebrada. Estas causas son responsables del incremento en los valores de pérdidas respecto a los valores normales. Las pérdidas pueden ser restauradas a valores normales con la limpieza de las


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superficies contaminadas. Se han obtenido pérdidas más bajas de lo normal en los casos de unidades que tiene rotos los resistores shunt, así como en apartarrayos cuyo circuito está abierto, causado por rotura de los elementos de preionización. Normalmente es recomendable que las reparaciones en los sellos de los gaps no se intenten en campo.

TABLA 15- Pruebas de Apartarrayos

Modo Prueba

Energizar Cable de baja

(LV) MIDE

Ground 1 2 A

Ground 1 2 A

Ground 2 3 A+B

Ground 1 3 A

UST-1 2 3 A

Ground 1 2 A

Ground 2 3 B

Ground 3 4 C

UST-1 1 4 A+B+C


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TABLA 16- Conexiones de prueba de apartarrayos de cinco secciones

Modo de prueba

Energizar Ground Guard UST Mide

GST 2 1 + 6 3 --- A

GST 3 1 + 2 +6 4 --- B

UST 3 1 + 2 + 6 --- 4 C

UST 5 1 + 6 --- 4 D

GST 5 1 + 6 4 --- E

5.22.4 Valores de prueba El análisis de las mediciones de apartarrayos se basa normalmente en los valores de las pérdidas en mW o su equivalente en Watts, 16 mW cuando la medición se realice a un voltaje de 2 500 V. Cuando la medición se realice a 10 kV las máximas pérdidas permitidas debe ser de 256 mW (0.256 W). Sin embargo, los valores obtenidos de pérdidas, deberán compararse con los valores registrados en los historiales de pruebas y con los resultados de equipos similares.

5.22.5 Prueba de la relación de transformación con equipo de prueba manual monofásico10

Antes de realizar la medición de relación de transformación en un transformador de tres devanados, es necesario interpretar el diagrama vectorial para hacer las conexiones correctamente, es decir, que las dos bobinas que se van a medir se encuentren montadas sobre la misma pierna del núcleo para evitar errores en la medición. Estos errores se deben a que, en la práctica, en la medición de la relación entre devanados de diferentes piernas o fases, se obtienen pequeñas diferencias en los valores medidos, aun cuando la relación real de espiras sea idéntica. Esta diferencia se debe a que el circuito magnético en cada medición presenta diferente permeabilidad. Por ejemplo, cuando se miden las fases 1 o 3 en un transformador trifásico, el circuito magnético incluye a la pierna adyacente (fase 2) y la pierna externa. Cuando se mide la fase 2 o central, el circuito magnético incluye las dos piernas adyacentes. Por lo tanto, los valores de relación medidos en la fase central deben ser ligeramente mayores que los correspondientes a las fases 1 y 3. Sin embargo, la magnitud de estas diferencias es pequeña en transformadores bien diseñados.

5.22.5.1 Conexiones para medición

La medición de relación de transformación debe realizarse en todas las derivaciones (taps) y en todas las combinaciones de conexiones posibles. Esto se realiza con la finalidad de verificar el estado de las derivaciones de los devanados. Al terminar las mediciones se deben verificar la relación de transformación en la posición del tap en que el transformador deben entrar en operación. Las pruebas de describen utilizando un medidor de Relación de Transformación monofásico, manual.


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Para realizar las mediciones deben ser necesario cambiar las conexiones como se indica en la Tabla 17 Para cada una de las mediciones anotar las lecturas en el formato de pruebas eléctricas a transformadores de potencia.

5.22.6 Transformador de dos devanados en conexión Estrella – delta

En el Figura 42 se presenta la conexión para la prueba No. 1 de la Tabla 17.

FIGURA 42- Conexión de prueba para transformadores de dos devanados Estrella – Delta

TABLA 17-Conexiones para transformadores de dos devanados Estrella – Delta

PRUEBA CONEXIONES

MIDE CN CR GN GR

1 H1 H0 X1 X2 H – X 1

2 H2 H0 X2 X3 H – X 2

3 H3 H0 X3 X1 H – X 3

NOTA: para evitar confusiones en la identificación de las terminales del equipo TTR y las del transformador bajo medición, se han marcado las terminales del TTR como sigue: Terminales de excitación: X1 negra = GN X2 roja = GR Terminales de medición: H1 negra = CN H2 roja = CR

5.22.7 Transformador de dos devanados en conexión delta – Estrella

En el Figura 43 siguiente se presenta la conexión para la prueba No. 1 de la Tabla 18

FIGURA 43- Conexiones para prueba de transformadores de dos devanados Delta – Estrella


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TABLA 18-Conexiones para transformadores de dos devanados Delta – Estrella

Prueba Conexiones

Mide CN CR GN GR

1 H1 H2 X0 X2 H – X 1

2 H2 H3 X0 X3 H – X 2

3 H3 H1 X0 X1 H – X 3

NOTA: para evitar confusiones en la identificación de las terminales del equipo TTR y las del transformador bajo medición, se han marcado las terminales del TTR como sigue: Terminales de excitación: X1 negra = GN X2 roja = GR Terminales de medición: H1 negra = CN H2 roja = CR

5.23 Transformador de Tres Devanados en Conexión Estrella – Estrella – Delta, con Todas sus

Terminales Accesibles

En el Figura 44 siguiente se presenta la conexión para la prueba No. 1 de la tabla 19.

FIGURA 44- Conexiones para transformadores de tres devanados Estrella – Estrella – Delta

TABLA 19 Conexiones para transformadores de tres devanados Estrella – Estrella – Delta

Prueba Conexiones

Mide CN CR GN GR

1 H1 H0 X1 X0 H – X 1

2 H2 H0 X2 X0 H – X 2

3 H3 H0 X3 X0 H – X 3

4 H1 H0 Y1 Y2 H – Y 1

5 H2 H0 Y2 Y3 H – Y 2

6 H3 H0 Y3 Y1 H – Y 3

7 X1 X0 Y1 Y2 X – Y 1

8 X2 X0 Y2 Y3 X – Y 2

9 X3 X0 Y3 Y1 X – Y 3


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TABLA 20- Resumen de conexiones

6 PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN UTILIZANDO UN EQUIPO DE PRUEBA CON

CAPACITOR DE REFERENCIA30

6.1 Conexiones Correctas A fin de que la prueba de Relación de Transformación dé resultados correctos, las conexiones se deben de realizar haciendo correctamente las conexiones de las fases correspondientes y la correcta polaridad. Esta información está contenida en el diagrama vectorial de la placa de datos del transformador. Como ejemplo, en la Figura 45, la línea H1-H2 es paralela a la línea X0-X2, de esta manera identificamos que ambas corresponden a la misma fase. Para identificar la polaridad correcta, observamos que H2 está en el extremo final de la línea H1-H2 como X2 lo está en la línea X0-X2, así, H2 corresponde a X2 en polaridad, así como H1 a X0. De esta manera decidimos energizar el extremo H2 del devanado H1-H2, y aterrizar el extremo H1; entonces, el capacitor de referencia se coloca en el extremo correspondiente del devanado X, es decir, en el extremo X2 del devanado X2-X0, y aterrizamos el extremo X0.


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H1 H3 H2 H1 H3 H2

X1 X0 X2 X0 X3 X0

FIGURA 45- Diagrama vectorial de referencia

6.1 Pruebas para un Transformador Trifásico Delta – Estrella

FIGURA 46- Conexiones de prueba transformador Delta – Estrella

TABLA 21 Conexiones de prueba transformador Delta – Estrella

Prueba Relación medida Energizar Capacitor en: Aterrizar

1 H1 - H3 / X1 - X0 H1 X1 H3, X0

2 H2 – H1 / X2 – X0 H2 X2 H1, X0

3 H3 – H2 / X3 – X0 H3 X3 H2, X0


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6.2 Pruebas para un Transformador trifásico Estrella – Delta

FIGURA 47-Conexiones de prueba transformador Estrella – Delta

TABLA 22-Conexiones de prueba transformador Estrella – Delta


1 H1 – H0 / X1 – X2 H1 X1 H0, X2

2 H2 – H0 / X2 – X3 H2 X2 H0, X3

3 H3 – H0 / X3 – X1 H3 X3 H0, X1

6.3 Pruebas para un Transformador Trifásico Estrella – Estrella – Delta

FIGURA 48- Diagrama vectorial transformador Estrella – Estrella – Delta

TABLA 23- Conexiones de prueba transformador Estrella – Estrella – Delta


1 H1 – H0 / X1 – X0 H1 X1 H0, X0

2 H2 – H0 / X2 – X0 H2 X2 H0, X0

3 H3 – H0 / X3 – X0 H3 X3 H0, X0

4 H1 – H0 / Y1 – Y2 H1 Y1 H0, Y2

5 H2 – H0 / Y2 – Y3 H2 Y2 H0, Y3

6 H3 – H0 / Y3 – Y1 H3 Y3 H0, Y1

7 X1 – X0 / Y1 – Y2 X1 Y1 X0, Y2

8 X2 – X0 / Y2 – Y3 X2 Y2 X0, Y3

9 X3 – X0 / Y3 – Y1 X3 Y3 X0, Y1


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6.4 Pruebas para un transformador trifásico Delta – Estrella – Estrella

FIGURA 49- Diagrama vectorial transformador trifásico Delta – Estrella – Estrella

TABLA 24- Conexiones de prueba transformador Delta - Estrella – Estrella


1 H1 – H3 / X1 – X0 H1 X1 H3, X0

2 H2 – H1 / X2 – X0 H2 X2 H1, X0

3 H3 – H2 / X3 – X0 H3 X3 H2, X0

4 H1 – H3 / Y1 – Y0 H1 Y1 H3, Y2

5 H2 – H1 / Y2 – Y0 H2 Y2 H1, Y3

6 H3 – H2 / Y3 – Y0 H3 Y3 H2, Y1

7 X1 – X0 / Y1 – Y0 X1 Y1 X0, Y0

8 X2 – X0 / Y2 – Y0 X2 Y2 X0, Y0

9 X3 – X0 / Y3 – Y0 X3 Y3 X0, Y0

6.4 Medición De Impedancia A Transformadores De Potencia (Z %) Mediante la medición simultánea de lecturas de watthorímetro, voltímetro y Amperímetro. 6.5 Transformadores de dos devanados12 Para realizar la medición de impedancia en transformadores monofásicos de dos devanados, se debe cortocircuitar uno de los devanados y se aplica un voltaje a frecuencia nominal en el otro devanado. En fábrica el voltaje debe tener la magnitud suficiente y debe ser ajustado para hacer circular una corriente con un valor similar a la nominal del devanado energizado. Se deben tomar lecturas del watthorímetro, voltímetro y Amperímetro simultáneamente. Si es necesario, se deben realizar las correcciones por pérdidas en las conexiones externas y en los instrumentos de medición conectados. El procedimiento de medición para transformadores trifásicos es muy similar, con la diferencia que todas las conexiones son trifásicas y se debe emplear una fuente de tensión trifásica balanceada. Si las corrientes de línea no se pueden balancear, el valor deseado corresponde al valor rms promedio de las tres mediciones. Las mediciones en los watthorímetro, voltímetro y Amperímetro se deben realizar simultáneamente. 6.6 Circuitos de conexión En la Figura 50 se muestra el circuito de conexión para la medición de impedancia en transformadores monofásicos. Para realizar estas conexiones es necesario seguir los siguientes pasos.

a) Conectar el amperímetro y líneas de fuente de alimentación al equipo bajo prueba en el devanado de alta tensión.

b) Conectar el voltímetro en las terminales del transformador (directamente a las boquillas).


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c) Conectar el watthorímetro.

d) Conectar un interruptor trifásico de tiro sencillo en la alimentación principal de la fuente de tensión.

También puede ser usado un interruptor termomagnético de características eléctricas apropiadas.

e) Conectar en corto circuito el devanado de baja tensión.

f) Conectar el interruptor (en posición de abierto) a la fuente de alimentación.

FIGURA 50- Circuito de conexión para un transformador monofásico 6.7 Transformadores de Tres Devanados

En transformadores de tres devanados, ya sean monofásicos o trifásicos, se deben realizar tres mediciones de impedancia en cada par de devanados, siguiendo el mismo procedimiento que para el transformador de dos devanados. Las mediciones de impedancia Z12, Z23 y Z31 se obtienen entre los devanados 1, 2 y 3. Si las potencias de los diferentes devanados no son iguales, la corriente de prueba debe ser igual a la corriente nominal del devanado de menor potencia de los dos devanados bajo prueba. Por lo tanto, todos los datos deben convertirse a valores en por ciento y deben corregirse a la misma potencia base, de preferencia a la potencia del devanado primario. En la Figura 51 se muestra la red de impedancia de los tres devanados equivalente.

FIGURA 51- Red de impedancias de los tres devanados equivalentes


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Las impedancias de los tres devanados equivalentes se obtienen de las siguientes ecuaciones:

Donde Z12, Z23 y Z31 son las impedancias medidas entre los pares de devanados y están referidos a la misma potencia base. Estas ecuaciones involucran números complejos, pero también pueden ser usadas para la componente de resistencia o la de reactancia de la impedancia. Las pérdidas totales de los tres devanados del transformador son equivalentes a la suma de las pérdidas en las tres ramas del circuito equivalente de la Figura 51. 6.8 Circuitos de Conexión En la Figura 52 se muestra el diagrama de conexión para la medición de impedancia en transformadores trifásicos, independientemente si el tipo de conexión es delta o Estrella.

FIGURA 52- Diagrama de conexiones para prueba a transformadores trifásicos

Para realizar estas conexiones es necesario seguir los siguientes pasos:

a) Conectar el amperímetro y líneas de fuente de alimentación al equipo bajo prueba en el devanado de alta tensión.

b) Conectar el voltímetro en las terminales del transformador (directamente a las boquillas).

c) Conectar el wotthorímetro.

d) Conectar un interruptor de tiro sencillo en la alimentación principal de la fuente de tensión.

También puede ser usado un interruptor termomagnético de características eléctricas apropiadas.


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e) Conectar en corto circuito el devanado de baja tensión.

f) Conectar el interruptor (en posición de abierto) a la fuente de alimentación.

6.9 Equipo requerido para las pruebas

Para realizar la medición de impedancia se requiere el siguiente equipo:

a) Fuente de alimentación (de 220 V de preferencia).

b) Amperímetro de escala múltiple.

c) Voltímetro de escala apropiada a la fuente.

d) Autotransformador variable (variac), para prueba en TC´s.

e) Watthorímetro.

6.10 Cálculos de prueba

Para cada tap se promedian las lecturas de los aparatos, el promedio es la base del cálculo. Asimismo, se toman y anotan los valores de tensión y corriente de cada uno de los taps que indica la placa de datos del equipo bajo prueba. La impedancia se obtiene mediante la Ley de Ohm:

Dónde: Z, Impedancia (Ω) V, Voltaje (V) I, Corriente (A) Se calcula la impedancia Z de cada uno de los taps con los valores promedio de tensión y corriente que se obtuvo en las pruebas. Por comodidad, se denomina ZP como impedancia de prueba. Posteriormente, se calcula la impedancia Z de cada uno de los taps, con los valores de tensión y corriente que vienen marcados en los datos de placa. A esta nueva impedancia, se le denomina impedancia de datos Zd y se calcula con la formula mostrada a

continuación:

dónde:

Zd, Impedancia de datos (Ω)

Vn, Tensión nominal (V)

In, Corriente nominal (A)


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Después, se calcula el porcentaje de impedancia (%Z) de acuerdo con la siguiente ecuación:

Dónde:

%Z, % de Impedancia (%)

Una vez concluido el cálculo, se procede a comparar el valor obtenido en el tap nominal con el valor de placa.

Con la lectura del watthorímetro, se calcula la resistencia del devanado en el tap que se encuentre; este valor también

se puede obtener mediante un puente de para medición de resistencia (Wheatstone o Kelvin), sin utilizar el

watthorímetro.

La resistencia de corto circuito RCC se calcula mediante la siguiente ecuación:

Dónde:

Rcc, Resistencia de corto circuito (Ω)

Req, Resistencia equivalente (Ω)

P, Potencia (W)

I, Corriente (A).

Se debe aclarar que se están despreciando los siguientes conceptos:

a) Pérdidas en el cobre, debidas a la corriente de excitación.

b) Pérdidas en el núcleo, debidas a la corriente de excitación.

c) Defasamiento entre circuito abierto y corto circuito (por ser centésimas de grado).

d) La no linealidad magnética.

e) Capacitancias distribuidas. 6.11 Criterios de aceptación

Cuando se detecta una variación mayor al ±3% en la impedancia medida con respecto a la calculada se debe

investigar la causa.

Los valores obtenidos deben compararse con pruebas anteriores con la finalidad de verificar su tendencia.


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6.12 Ecuaciones para cálculo

Ecuación para transformadores monofásicos

En donde:

%Zm, es la impedancia de corto circuito de un transformador monofásico. Em, es la tensión medida. Im, es la corriente medida en A. kVAr, es la capacidad del transformador en kVA. kVr, es la tensión nominal del devanado energizado en kV.

En un transformador trifásico

En donde: %Zt, es la impedancia de corto circuito de un transformador de dos devanados. E12, E23, E31, son las tensiones medidas (V). Im, es la corriente de prueba medida (A). kVA3r, es la capacidad trifásica (kVA). kV1r, es la tensión nominal de línea a línea de los devanados energizados (kV).

Se debe tener cuidado en el diagnóstico de los valores medidos cuando el transformador se encuentre magnetizado, como consecuencia de un corto circuito o por pruebas con corriente directa, ya que las mediciones pueden resultar afectadas.

6.13 Medición de la Reactancia de Dispersión29, 30

El devanado de un transformador puede ser desplazado o distorsionado por fuerzas de transitorios en el sistema, sin cortocircuitar o llegar fallar alguna espira. Para estos casos, la prueba de medición de la Reactancia de Dispersión es la más utilizada para la detección de estos movimientos. La prueba se realiza cortocircuitando el devanado secundario. La prueba se realiza con un equipo de prueba específico, el cual dispone de medios auxiliares e informáticos para la medición de los parámetros y el cálculo de los resultados. Algunos de los equipos requieren de alimentación auxiliar variable. La magnitud de la tensión de prueba debe ser tal que permita que la medición de la reactancia de dispersión se realice con adecuada exactitud. La fuente de tensión puede ser de 120 o 240 V c.a. con capacidad para 10 A continuos.


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Los parámetros de la placa de datos deben ser ingresados al software del equipo de prueba (porciento de impedancia, tensión nominal en kV, potencia en MVA, posición del cambiador de derivaciones); como resultado se debe mostrar la corriente de prueba mínima recomendada.

NOTA: Los cables de prueba deben de seleccionarse con la ampacidad adecuada. Tome en cuenta que la corriente en el devanado secundario debe ser mucho más grande que la corriente excitación de prueba al momento de elegir los conductores para realizar el cortocircuito del devanado secundario.

6.14 Conexiones de Pruebas

La reactancia de dispersión de un transformador trifásico puede ser medida usando dos métodos:

a) Prueba del Equivalente Trifásico.

b) Prueba por fase. c) Prueba para transformador trifásico con más de dos Devanados.

6.15 Prueba del Equivalente Trifásico

Se realizan tres pruebas conectando las terminales de prueba (alimentación y medición) del módulo de Reactancia de Dispersión a cada par de terminales de línea del lado de alta tensión del transformador. Las terminales de línea del devanado en oposición se conectan juntas, en cortocircuito, por medio de conductor.

CONEXIONES PARA EL MODULO DE REACTANCIA DE DISPERSIÓN M4110

FIGURA 53- Conexiones para pruebas equivalentes trifásicas en un transformador trifásico29


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Conexiones para el módulo de reactancia de dispersión M4130



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FIGURA 56- Conexiones para pruebas equivalentes trifásicas en un transformador trifásico29 6.16 Prueba por Fase Se realiza una prueba por cada fase, conectando las terminales de prueba (alimentación y medición), a las terminales de línea o al neutro de los devanados en Estrella, o a un par de los terminales de línea del lado de alta tensión del transformador en Delta. Las terminales de línea del devanado en oposición se conectan juntas, en cortocircuito por medio de conductor.


FIGURA 57 Conexiones para prueba por fase en un trasformador trifásico29


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FIGURA 58- Conexiones para prueba por fase en un trasformador trifásico29



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FIGURA 59 -Conexiones para prueba por fase en un trasformador trifásico29

FIGURA 60- Conexiones para prueba por fase en un trasformador trifásico29

6.17 Prueba para un transformador trifásico de más de dos Devanados

En un transformador de múltiples devanados (más de dos), se debe realizar la prueba de Reactancia de Dispersión asociada a cada par de devanados. Los terminales de línea de los otros devanados deben ser dejados flotados. Para un transformador de tres devanados, el procedimiento de prueba es similar a los descritos anteriormente para cada uno de los tres pares de devanados. En un transformador con cuatro devanados se debe tener seis pares de devanados.


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6.18 Cálculo de los Resultados

6.18.1 Cálculo del equivalente trifásico La Reactancia de Dispersión en % es calculada de la manera siguiente:

Dónde:

XM: Es la suma de las reactancias por cada fase, medida en Ohms.

S3: Es la potencia trifásica en kVA de los devanados en los que se realizó la medición, obtenida de la placa de datos.

VL-L: Es la tensión línea-línea base en kV de los devanados en los que se realizó la medición, obtenida de la placa

de datos.

6.18.2 Cálculo por fase

La Reactancia de Dispersión en % es calculada de la manera siguiente:

Para la prueba realizada en un devanado con Conexión Delta:

Para la prueba realizada en un devanado con Conexión en Estrella:

Dónde:

XM: Es la reactancia medida en Ohms.

S3: Es la potencia trifásica en kVA de los devanados en los que se realizó la medición, obtenida de la placa de datos.

VL-L: Es la tensión línea-línea base en kV de los devanados en los que se realizó la medición, obtenida de la placa

de datos.

6.18.3 Prueba de transformadores monofásicos de dos devanados.

La Reactancia de Dispersión en % es calculada de la manera siguiente:

Dónde:

XM: Es la reactancia medida en Ohms.

S: Es la potencia en kVA de los devanados en los que se realizó la medición, obtenida de la placa de datos.

V: Es la tensión base en kV de los devanados en los que se realizó la medición, obtenida de la placa de datos.


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6.19 Prueba de Medición de la Corriente de Excitación 6.19.1 Recomendaciones para la medición

a) Desenergizar y desconectar todas las boquillas del transformador.

b) Todas las mediciones de la corriente de excitación deben efectuarse en el devanado de mayor tensión.

c) Cada devanado debe medirse en forma directa e inversa en todas las posiciones del cambiador

de derivaciones.

d) Desconectar el neutro del devanado que se encuentre bajo prueba, debiendo permanecer aterrizados los neutros de baja tensión.

e) Verificar que el tanque esté perfectamente aterrizado.

f) Asegurarse que los devanados no energizados en la medición están libres de toda proximidad de

personal, cables, etc. Esto debido a que al energizar cualquiera de los devanados, se induce un potencial en todas las terminales.

g) Debido al comportamiento no lineal de la corriente de excitación a bajo voltaje, es importante que

las mediciones se realicen a valores lo más exactos posibles en cuanto a tensión y lectura de corriente, para poder comparar los resultados en el futuro.

h) Cuando las lecturas no son estables o existe una gran diferencia entre las mediciones directa e

inversa, existe la posibilidad de un magnetismo remanente, por lo que se recomienda desmagnetizar el núcleo. Lo cual se debe realizar de acuerdo con el tipo de conexión que se tenga en los devanados (ver Anexo B). Otra causa de inestabilidad de la lectura es un alto nivel de inducción electromagnética externa. Para reducir esta inducción, se recomienda acercar el equipo de medición al transformador bajo prueba y reducir la longitud expuesta de cables de medición.

6.19.2 Circuitos de medición básicos

6.19.2.1 Mediciones para transformadores conectados en Estrella

Los circuitos de rutina para mediciones directa e inversa de la corriente de excitación en los devanados de un

transformador conectado en Estrella ver figura 61 y 62, las cuales se resumen en la Tabla 24

FIGURA 61- Medición Directa conexión Estrella


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FIGURA 62- Medición Inversa conexión Estrella

TABLA 24-medición de corriente de excitación en un transformador conectado en estrella

6.19.2.2 Mediciones para transformadores conectados en Delta Los circuitos de rutina para mediciones directa e inversa de la corriente de excitación en los devanados de un transformador conectado en Delta, ver figuras 63 y 64 las cuales se resumen en la tabla 25.

FIGURA 63- Medición Directa conexión Delta


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FIGURA 64- Medición Inversa conexión Delta

TABLA 25- Medición de la corriente de excitación en un transformador conectado en delta

6.19.2.3 Mediciones para transformadores conectados en Delta (método alterno) Los circuitos de rutina para mediciones directa e inversa de la corriente de excitación en los devanados de un transformador conectado en Delta, ver figura 65 y 66 las cuales se resumen en la tabla 26.



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TABLA 26- Medición de la corriente de excitación en un transformador conectado en delta

6.19.3 Criterios de aceptación

Se recomienda que los resultados de medición obtenidos se comparen con las mediciones históricas del mismo devanado. Cuando no se tengan datos anteriores o alguna estadística sobre el equipo bajo prueba, se puede realizar la comparación con resultados de pruebas de equipos similares. La comprobación de la corriente de excitación por fase se realiza comparando las lecturas correspondientes a la misma fase, es decir, la medición directa contra la medición inversa. Los valores de corriente de excitación en las dos piernas laterales de un transformador trifásico deben ser iguales y en la pierna central debe ser aproximadamente la mitad del valor. Cuando los valores obtenidos se comparan con valores históricos, o con mediciones de otras fases o con las mediciones directas e inversas de la misma fase, se considera como aceptable una variación de ±5%. Las variaciones se deben calcular de la siguiente forma:

Cuando las variaciones entre los valores de corriente de excitación exceden el 5%, se debe investigar la causa con

mediciones de mayor sensibilidad, como impedancia en función de la frecuencia, reactancia de dispersión, TTR y


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pulso recurrente de baja tensión, entre otros. También se debe considerar la posibilidad de que el núcleo se

encuentre magnetizado.

6.19.4 Prueba de respuesta al barrido de la frecuencia22

6.19.4.1 Recomendaciones

Dependiendo del equipo de medición utilizado, debe ser el método empleado (barrido o impulso).

El arreglo de medición recomendado por CFE es el de circuito abierto. Cuando se traten de transformadores nuevos

se deben efectuar ambas pruebas: cortocircuito y circuito abierto.

Cuando ya se tenga una medición de referencia, se deben realizar las mismas conexiones de prueba para que los

resultados se puedan comparar.

Los datos obtenidos durante la medición de respuesta a la frecuencia (RF), se recomienda sean almacenados en

una base de datos en código ASCII, con la finalidad de homologar la información de las diferentes bases de datos

de los propietarios de los equipos.

La medición debe realizarse en el rango de frecuencia de 10 Hz a 2 MHz. Existen equipos de prueba con rangos de

frecuencia de hasta 20 MHz, lo cual no es recomendable debido a la alta sensibilidad y no existen criterios de

diagnóstico caracterizados.

Se debe tener cuidado de referir correctamente las terminales de prueba del equipo a la tierra física.

Para cada uno de los equipos bajo prueba se debe respetar el diagrama fasorial con la finalidad de determinar la

correcta posición de las terminales de prueba, indicado en la placa de datos.

6.19.5 Preparativos de prueba

Antes de efectuar una conexión, se deben considerar los preparativos de prueba, los cuales consisten en:

a) Desenergizar el equipo. b) Desconectar todas las terminales.

c) Limpieza de todas las terminales. d) Poner en corto y a tierra todas las fases tanto de alta como de baja tensión con el propósito de

drenar tensiones remanentes por lo menos 2 o 3 horas antes de la prueba. No se deben efectuar mediciones de corriente directa previas a la prueba, dado que puede

magnetizar el núcleo o dejar remanentes. Por lo que se deben de dejar para después las pruebas de: resistencia óhmica, tensión de recuperación, etc.

e) Antes de iniciar una medición, se debe verificar el estado del equipo de prueba y de las terminales

de prueba, efectuando:


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- Calibración de terminales: mediante la medición de las propias puntas de prueba en circuito abierto y en corto circuito.

- Verificación de las condiciones del equipo mediante la medición de un objeto bajo prueba patrón y comparación de resultados.

f) Las puntas de prueba deben de colocarse directamente en las terminales de las boquillas. En

caso de que no sean accesibles, deben subirse el equipo a la parte superior del transformador. Se debe evitar la práctica de colocar cables de extensión a los de prueba.

g) El cambiador de derivaciones del transformador debe estar en la posición que abarque a todo el

devanado

6.20 Conexiones de prueba

6.21 Transformadores Monofásicos Las conexiones de prueba por tipo de conexión para transformadores monofásicos se muestran en la Tabla 27.

TABLA 27- Conexiones de prueba por tipo de conexión para transformadores monofásicos

6.22 Transformadores Trifásico

Las conexiones de prueba por tipo de conexión para transformadores trifásicos se muestran en la Tabla 28.


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TABLA 28- Conexiones de prueba por tipo de conexión para transformadores trifásicos

Las Figuras 67 y 68 muestran el arreglo para las conexiones de prueba.

FIGURA 67- Conexiones para medición devanado de alta tensión de transformadores delta-estrella


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FIGURA 68- Conexiones para medición devanado de baja tensión de transformadores delta-estrella

Para observar el diagrama fasorial y conexiones específicas referirse al procedimiento de prueba de relación de

transformación.

6.23 Resultados de prueba

Los espectros obtenidos dependen de las características propias de cada transformador, tales como: tipo de bobinas, %Z o reactancia, capacitancias acopladas, conexión de los devanados, conexiones internas, posición del cambiador de derivaciones, etc. Por lo que cada huella espectral obtenida depende directamente de los materiales empleados, calidad de la mano de obra en la construcción y del diseño. Por lo anterior, es posible comparar un banco de transformadores o reactores monofásicos similares, debido a que tienen el mismo diseño, construcción y tipo. Para emitir un diagnóstico asertivo es necesario contar con una medición previa comúnmente llamada huella, la cual no debe de variar con los años de uso del transformador. Si al efectuar la comparación de las huellas se encuentra que una de sus fases es asimétrica, es muy seguro que el transformador tuvo un esfuerzo de tal manera que cambiaron sus parámetros de construcción y es posible que se encuentre dañado y con riesgo de falla. Los resultados se pueden presentar en forma de gráficas lineal-lineal, lineal-logarítmica o logarítmica-logarítmica, dependiendo del análisis que se realiza. Generalmente, se utilizado la forma logarítmica para la frecuencia debido a que no se pierde de vista las frecuencias bajas o medias, y se observan con una excelente calidad las décadas del barrido en frecuencia. La magnitud de las mediciones se muestra en dB y se refieren a la ganancia o a la relación existente en la tensión de entrada Vin y a la tensión medida Vout, ver Tabla 29


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TABLA 29- Mediciones en dB

De manera similar a la medición de corriente de excitación uno de los espectros, del devanado intermedio, es diferente al de las otras dos fases y la primera frecuencia de resonancia se encuentra cuando la reactancia capacitiva es igual a la reactancia inductiva (XL=XC). Existen patrones característicos para cada uno de los compones ideales RLC como se mencionan a continuación y de acuerdo a la Figura 69.

a) Puramente Resistivo: Se observa como una línea en todo el rango de frecuencias.

b) Puramente Inductivo: En frecuencias bajas se comporta como corto circuito y en altas como

circuito abierto.

c) Puramente Capacitivo: En frecuencias bajas se comporta como circuito abierto y en altas como corto circuito.

FIGURA 69- Comportamiento ideal RLC en respuesta a la frecuencia

Observando los patrones característicos se puede deducir que existen zonas definidas cuando se analizan

los resultados de respuesta en frecuencia:


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a) Frecuencia baja (20 Hz a 1 kHz): predomina la inductancia.

b) Frecuencia media (1 kHz a 10 kHz): empieza a observase el efecto de la capacitancia, y se presenta la primera resonancia.

c) Frecuencia media-alta (10 kHz a 100 kHz): desaparece el efecto inductivo, y se observan las

frecuencias de resonancia de las capacitancias acopladas.

d) Frecuencia alta (100 kHz en adelante MHz): aparecen todas las capacitancias: distribuciones geométricas, puntas de prueba, terminales, etc.

6.24 Diagnóstico

El diagnóstico de la prueba se pondera de acuerdo con el rango de frecuencias donde se presentan las variaciones, ver Tabla 30, para determinar las acciones a seguir de la prueba de respuesta en frecuencia a circuito abierto.

TABLA 30- Diagnostico de acuerdo con las variaciones de los espectros

NOTA: Esta tabla de diagnóstico está elaborada con las primeras experiencias obtenidas y deben ser enriquecida por el personal de campo de acuerdo con las nuevas experiencias y diagnósticos que se generen al realizar esta medición

6.24.1 Resistencia eléctrica de los devanados18

6.24.2 Preparación para la medición

En base a los siguientes puntos:

a) Desconectar los cables terminales de conexión de las boquillas.

b) Aterrizar los cables terminales de las boquillas.

c) Limpiar la conexión de las boquillas perfectamente, para que cuando se efectúe la conexión al equipo de medición, se asegure un contacto sólido.

d) Revisar el equipo de medición y los cables conexión que van a utilizar.

e) Anotar los datos de placa del equipo bajo medición en el registro.


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6.24.3 Procedimiento de medición

Para que las mediciones de resistencia con corriente directa (c.d.) sean lo más precisas posible, deben tomarse en cuenta las siguientes recomendaciones:

a) Cuando se realicen mediciones de resistencia en equipo frío, se debe anotar el tiempo requerido para que las lecturas se estabilicen.

b) Para realizar las mediciones de resistencia con c.d., la corriente utilizada no debe exceder el 15% de la corriente nominal. Si se utilizan valores de corriente mayores a este porcentaje, pueden obtenerse lecturas inexactas debido al calentamiento del devanado.

c) No deben registrarse las mediciones hasta después que se haya alcanzado estabilidad en la

medición.

d) Si se usa el método directo para la medición de resistencia con c.d., deben considerarse las siguientes precauciones adicionales:

- Se puede obtener una mayor precisión con el uso de potenciómetros.

- Deben tomarse al menos cuatro mediciones de corriente y tensión. El promedio de las

resistencias calculadas con estas mediciones puede ser considerada como la resistencia del devanado.

e) Para transformadores trifásicos con conexión en Estrella, la resistencia en el devanado se mide

de fase a neutro. f) Para obtener mediciones precisas en transformadores trifásicos con conexión delta, se deben

realizar 3 mediciones de fase a fase por cada devanado. Esto debido a que la resistencia medida en cada fase está compuesta por la combinación en paralelo del devanado bajo medición y la combinación en serie de los devanados restantes.

g) Antes de realizar las mediciones de resistencia, se recomienda dejar desenergizado el

transformador hasta que su temperatura interna se estabilice. 6.24.4 Circuitos de conexión

6.24.4.1 Transformador de dos devanados, conexión Delta - Delta

En la Tabla 31 se muestra las conexiones para un transformador de dos devanados con conexión Delta – Delta.

TABLA 31- Conexiones de prueba para un trasformador de dos devanados, con conexión delta-delta

La Figura 70 muestra el esquema para prueba 1 de la Tabla 31.


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FIGURA 70- Esquema para prueba con puente de Wheatstone

6.24.4.2 Transformador de dos devanados, conexión Estrella – Estrella

En la Tabla 32 se muestra las conexiones para un transformador de dos devanados con conexión estrella-estrella.

TABLA 32- Conexiones de prueba para un trasformador de dos devanados, con conexión estrella- estrella


FIGURA 71-Diagrama de conexión para prueba de un transformador de dos devanados, conexión estrella/estrella


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6.24.4.3 Transformador de tres devanados, conexión Estrella – Estrella – Estrella

En la Tabla 33 se muestra las conexiones para un transformador de tres devanados con conexión Estrella – Estrella

– Estrella.

TABLA 33- conexiones para un transformador de tres devanados con conexión Estrella – Estrella – Estrella


FIGURA 72-Diagrama de conexión para prueba en transformador de tres devanados, conexión estrella-estrella-estrella

6.24.4.4 Transformador de tres devanados, conexión Delta – Estrella – Estrella

En la Tabla 34 se muestra las conexiones para un transformador de tres devanados con conexión Delta – Estrella –

Estrella.

TABLA 34-conexiones para un transformador de tres devanados con conexión Delta – Estrella – Estrella



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FIGURA 73- Diagrama de conexión para prueba en transformador de tres devanados, conexión delta/estrella-estrella

6.24.5 Criterios de aceptación

6.24.6 Interpretación de resultados

Los resultados de las mediciones pueden cotejarse si se cuenta con un historial de mediciones. También se deben cotejar con mediciones realizadas durante la puesta en servicio o bien con mediciones subsecuentes. Es conveniente que, al efectuar esta medición, la temperatura del aceite del transformador sea igual a la temperatura ambiente. Se recomienda efectuar esta medición durante la puesta en servicio del transformador para tomarla como referencia. Para obtener los resultados exactos de la resistencia óhmica del transformador o reactor, se debe restar el valor de la resistencia de los cables de medición al valor de la resistencia obtenida en la medición, como se muestra en la ecuación siguiente:

Dónde:

ROHMICA, Resistencia óhmica del transformador.

RMEDIDA, Resistencia obtenida en medición.

RCABLES, Valor de resistencia de los cables de medición.

Las mediciones de resistencia realizadas en frío normalmente son convertidas a una temperatura de referencia. De acuerdo con los fabricantes, la temperatura de referencia es igual a la elevación de temperatura del devanado (55° C o 65° C) más 20 C, (lo que daría 75 °C u 80 °C). Sin embargo, en campo los valores medidos deben ser corregidos a una temperatura de 20 °C. También, puede ser necesario convertir las mediciones de resistencia a la temperatura a la cual se realizaron las mediciones de

impedancia y pérdidas. La fórmula empleada para realizar esta conversión se muestra a continuación:


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Ejemplo de corrección de resistencia óhmica a una temperatura a 75 ºC:

Los datos del transformador son los siguientes: Marca: Powell-Esco. Tipo: OA. No. serie: 96090375. Capacidad: 1 500 kVA. Fases: 3. Conexión: delta/delta. Impedancia a 75°C: 3.7%.

TABLA 35- Valores de resistencia óhmica para el ejemplo

TS, Temperatura de referencia: 55 °C + 20°C=75°C. Tm, Temperatura del devanado durante la medición: 45°C. Tk, 234.5 para el cobre. Sustituyendo estos datos en la ecuación 3, se obtienen los valores indicados en la columna 4 de la Tabla 35 Esta corrección es la que normalmente se realiza en fábrica.

Ejemplo de corrección de resistencia óhmica a una temperatura de 20 ºC

El procedimiento que se debe realizar en campo consiste en considerar como temperatura de referencia 20 °C y

corregir primeramente los valores medidos y posteriormente corregir a 20 °C.

Por lo tanto, el primer paso debe ser corregir los valores obtenidos en las mediciones, considerando los datos

siguientes:

Los datos medidos (Rm) son los indicados en la columna 3 de la Tabla 35 La temperatura de referencia es 20°C. La

temperatura del devanado es 45 °C, la constante equivalente es de 234.5 para el cobre.


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Sustituyendo estos datos en la ecuación 2, se obtienen los datos de la columna 2 de la Tabla 36

TABLA 36- Corrección de valores a 20 °C

El siguiente paso es corregir los valores de mediciones anteriores de la columna 2 de la Tabla 35, que son los valores

Rs a una temperatura de referencia de 20 ºC (TS). La temperatura del devanado (Tm) debe ser considerada como 75

ºC y el valor de Tk= 234.5 para el cobre. Sustituyendo, los valores en la ecuación 2 se obtienen las mediciones de la

columna 3 de la Tabla 36.

La tolerancia permisible de esta medición en campo con respecto a las efectuadas en fábrica debe ser ± 2%.

En caso de no tener la medición de referencia del fabricante se compara con el valor de resistencia medida en la última

medición o con la de puesta en servicio.

En conexión delta de transformadores, el valor de la resistencia implica la medición de una fase en paralelo con la

resistencia en serie de las otras dos fases.

Por lo anterior al realizar la medición, en las tres fases se obtienen valores similares. En caso de que se tenga un

devanado fallado, dos fases dan valores similares.

Para transformadores en conexión Estrella el valor es similar en las tres fases, por lo que se puede determinar con

precisión cual es la fase fallada. En transformadores monofásicos, se comprueba fácilmente el daño del devanado

fallado.

6.24.7 Medidas correctivas de acuerdo con los resultados obtenidos

Una resistencia medida en los devanados ligeramente mayor al valor aceptable de variación, puede deberse a un

falso contacto interno. Por lo tanto, es necesario efectuar una revisión interna y corregir estos falsos contactos.

Un valor de resistencia alto puede deberse a bobinas abiertas o conexiones abiertas internamente, lo cual requiere

también una inspección interna y reparación mayor.


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Para una evaluación eficaz del estado del equipo, la medición de resistencia óhmica debe compararse con los resultados obtenidos en las mediciones de relación de transformación y corriente de excitación. 6.24.8 Métodos de desmagnetización del núcleo6

El magnetismo remanente en el núcleo del transformador bajo prueba, es el principal factor que afecta considerablemente las lecturas. Este magnetismo remanente en el núcleo se origina al desconectar un transformador de su fuente de alimentación. Los principales efectos por los cuales el magnetismo remanente es indeseable son:

a) Al volver a conectarse un transformador con magnetismo remanente, la corriente de inrush se incrementa considerablemente.

b) El magnetismo puede originar valores anormales de corriente de excitación, lo cual se logra detectar al analizar las condiciones de los devanados o de uno de ellos en especial.

Existen diferentes métodos para la desmagnetización de núcleos de transformadores, ya sean de instrumentos, de distribución o de potencia. Sin embargo, no existe un método simple para medir el magnetismo remanente. Esto se debe a las siguientes características del magnetismo remanente:

a) Su valor y polaridad cambian de acuerdo con el punto de la curva de histéresis, en el cual la corriente se interrumpió.

b) En un transformador monofásico el magnetismo remanente es generalmente despreciable.

c) En un transformador trifásico, por lo general, el núcleo queda magnetizado. Esto se debe a que entre las corrientes de fase existe un desfasamiento de 120° entre ellas. Este desfasamiento origina que, aunque en una fase la corriente sea cero, en las otras dos fases deben existir un flujo de corriente a través de ellas.

6.24.9 Métodos para desmagnetización

Un método que no es muy usado debido a su peligrosidad, consiste en aplicar alto voltaje de CA a uno de los devanados y llevar la corriente de excitación a cero o muy próxima a cero. Sin embargo, los rangos de flujo necesarios son relativamente altos, lo cual dificulta el control de la corriente al pasar de valores altos a valores bajos. Un método simple y seguro consiste en aplicar una corriente directa inversa al devanado. En este método se utilizan altas corrientes, las cuales se obtienen con acumuladores, aprovechando la baja resistencia óhmica de los devanados del transformador. La corriente desmagnetizante inicial debe ser igual para las tres fases y de preferencia cercana a la nominal. Para aplicar este método, se emplea una fuente de c.d., por ejemplo, un acumulador de tráiler o camión, que proporcione un voltaje de 6, 12 o 24 V CD. También se requiere de un amperímetro, un reóstato y un interruptor de doble polo y doble tiro. El reóstato se usa para limitar y reducir paulatinamente la corriente desmagnetizante, desde un valor máximo hasta un valor cercano a cero. Simultáneamente se debe cambiar la polaridad de manera periódica y lo más rápido posible con el interruptor de doble polo. En la hoja de datos de prueba, se deben registrar las características del equipo empleado y las condiciones y tiempos de desmagnetización, con la finalidad de que en el futuro las pruebas que se realicen se efectúen en las mismas condiciones. Los métodos utilizados dependen del tipo de conexión de alta tensión del transformador, ya sea delta o Estrella. Al igual que en la medición de corriente de excitación, estos métodos de desmagnetización se efectúan en los devanados de alta tensión.


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6.24.10 Desmagnetización en conexión Estrella

Normalmente no es práctico poder desconectar físicamente cada uno de los devanados, en la conexión delta, para desmagnetizarlos en forma individual. En la conexión Estrella la desconexión de los devanados es más fácil. Esto no significa que la desmagnetización en los devanados conectados en Estrella sea fácil. Lo anterior se debe a que el núcleo magnético de las fases restantes está sujeto a los mismos amperes-vuelta que la fase que se esté desmagnetizando. Para desmagnetizar un devanado conectado en Estrella, se debe desconectar de tierra el neutro de la Estrella. En la Figura 74 se observa el circuito de conexión para realizar la desmagnetización en conexiones Estrella. Como se observa en la figura, la fuente de c.d. (acumulador) se conecta en serie con el amperímetro, el reóstato, el interruptor reversible y el devanado a desmagnetizar. Las terminales de la fuente se conectan entre H1 y H0, de tal manera que la terminal H1 sea la positiva. En la Figura 75 se muestra el flujo correspondiente a la corriente. Aplicando la regla de la mano derecha, los amperes-vuelta producen un flujo magnético hacia arriba en la pierna “a” o fase A, regresando la mitad del flujo magnético inducido por cada una de las piernas “b” y “c”. Se observa que las tres piernas se someten a una desmagnetización simultánea parcial, siendo la desmagnetización más fuerte en la pierna “a”, que en las piernas “b” y “c”.

FIGURA 74.- Desmagnetización aplicada a devanado en conexión estrella


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FIGURA 75- Desmagnetización aplicada a núcleo y devanado 1-1´ en conexión estrella

En las Figuras 76 y 77 se observa el procedimiento para la desmagnetización de la pierna “b” o fase B. El efecto es el mismo que cuando se desmagnetizan las piernas “a” y “c” respectivamente. De igual manera debe procederse con la fase C.

FIGURA 76- Desmagnetización aplicada a devanado 2-2´ en conexión estrella


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FIGURA 77- Desmagnetización aplicada a núcleo y devanado 2-2´ en conexión estrella

6.24.11 Desmagnetización de dos devanados en serie en una conexión Estrella

En las Figuras 78 y 79 se muestra el procedimiento para desmagnetizar las piernas “a” y “b” del núcleo.

En este caso, la fuente de c.d. se conecta en serie con los devanados de los devanados 1-1’ y 2-2’ (ver Figura 79). El polo positivo de la fuente se debe conectar a la terminal H2 del transformador. De esta forma, aplicando la regla de la mano derecha, el flujo magnético producido hacia arriba, como se observa en la Figura 80 En dicha figura también se observa la suma de flujos resultante. También se puede observar que a través de la pierna “c” no circula ningún flujo magnético.

FIGURA 78- Desmagnetización aplicada en serie a devanados 1-1´ y 2-2´ en conexión estrella


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FIGURA 79- Desmagnetización aplicada en núcleo y en serie a devanados 1-1´ y 2-2´ en conexión estrella

Para desmagnetizar la pierna “c” se debe someter nuevamente a una desmagnetización a la pierna “b”, pero en sentido contrario. En las Figuras 80 y 81, se puede observar que en la pierna “a” no circula ningún flujo desmagnetizante y a través de la pierna “b”, el flujo desmagnetizante es inverso al aplicado en el procedimiento anterior. Con el fin de equilibrar los magnetismos residuales, se deben realizar tres desmagnetizaciones, es decir, entre H1 y H2, entre H2 y H3 y finalmente entre H3 y H1.

FIGURA 80- Desmagnetización aplicada en serie a devanados 2-2´ y 3-3´ en conexión estrella


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FIGURA 81- Desmagnetización aplicada en núcleo y en serie a devanados 2-2´ y 3-3´ en conexión estrella

6.24.12 Desmagnetización utilizando una conexión serie paralelo en devanados en Estrella

Las Figuras 82 y 83, muestran el arreglo para desmagnetizar el núcleo del transformador, con la conexión de los

devanados en serie-paralelo. Con este tipo de conexión, el flujo desmagnetizante circula totalmente por la pierna “a”

y en cada una de las piernas “b” y “c”, circula aproximadamente la mitad de dicho flujo.

FIGURA 82- Desmagnetización aplicada a devanados conectados en serie paralelo, conexión en Estrella


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FIGURA 83- Desmagnetización aplicada en núcleo y en serie paralelo a devanados en conexión estrella

Para desmagnetizar la pierna “b”, el devanado H2 debe conectarse en serie con el arreglo en paralelo de los otros

dos devanados (ver figuras 84 y 85). En este caso, la terminal H2 se debe conectar a la terminal positiva de la fuente.

FIGURA 84 - Desmagnetización aplicada a devanados conectados en serie paralelo, conexión en Estrella


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FIGURA 85 - Desmagnetización aplicada en núcleo y en serie paralelo a devanados en conexión estrella

Para desmagnetizar la pierna “c”, el devanado H3 de debe conectar en serie con el arreglo en paralelo de los devanados H1 y H2. La terminal H3 debe estar conectada a la terminal positiva de la fuente.

6.24.13 Desmagnetización de devanados conectados en delta

Cuando un transformador tiene sus devanados conectados en delta, no es posible desmagnetizar cada pierna del núcleo de manera individual. Por lo tanto, se debe dividir la corriente entre los devanados. La distribución de flujo en el núcleo depende de la conexión que exista al aplicar el voltaje de c.d. a las terminales de los devanados. Las Figuras 86 y 87 muestran esquemáticamente la conexión y distribución de flujos para la desmagnetización del núcleo, para una conexión en delta. La terminal H1 se conecta a la terminal positiva de la fuente. Las terminales H2 y H3 se cortocircuitan y en ellas se conecta a la terminal negativa de la fuente. Con esta conexión, la mitad de la corriente aplicada circula una por la pierna “a” y la otra mitad por la pierna “c”. En este caso, en la pierna “b” no circula corriente, y por lo tanto no existe flujo que circule por ella. Este procedimiento se debe efectuar en las tres piernas, para poderlas desmagnetizar.

FIGURA 86- Desmagnetización aplicada a devanados conectados en paralelo, conexión delta


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FIGURA 87- Desmagnetización aplicada a núcleo y devanados conectados en paralelo, conexión delta

En las Figuras 88 y 89 se muestra la conexión y el diagrama de flujos para desmagnetizar las piernas “b” y “c”. En este procedimiento, el cortocircuito se realiza entre H1 y H2. La terminal H3 se conecta a la terminal positiva de la fuente y la terminal negativa se conecta a las terminales en cortocircuito.

FIGURA 88- Desmagnetización aplicada a devanados conectados en paralelo, conexión delta


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FIGURA 89- Desmagnetización aplicada a núcleo y devanados conectados en paralelo, conexión delta

6.24.14 Desmagnetización de un devanado en paralelo con dos en serie en una conexión delta

En las Figuras 90 y 91 se muestra la conexión de un devanado en paralelo con dos en serie de transformador con conexión en delta, para desmagnetizar el núcleo. En este caso la corriente desmagnetizante circula con dos terceras partes en el devanado en paralelo “a” y una tercera parte por los devanados en serie “b” y “c”.

FIGURA 90- Desmagnetización aplicada a devanados conectados con dos en serie- paralelo, conexión delta


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FIGURA 91- Desmagnetización aplicada a núcleo y devanados conectados con dos en serie-paralelo, conexión delta

Con este procedimiento se desmagnetiza la pierna “a”, por la cual circulan dos terceras partes de la corriente total. Debido a esto, se debe realizar este procedimiento en cada una de las piernas para desmagnetizarlas. Para desmagnetizar la pierna “b”, se deben realizar las conexiones como se muestra en la Figura 92 En este caso, por el devanado “b” circulan dos terceras partes de la corriente total. En la Figura 93, se observa la distribución de flujo para esta conexión. Para desmagnetizar la pierna “c”, se debe seguir un procedimiento similar. El devanado de la pierna “c” debe quedar en paralelo con el arreglo serie de los otros dos devanados.

FIGURA 92- Desmagnetización aplicada a devanados conectados con dos en serie- paralelo, conexión delta


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FIGURA 93- Desmagnetización aplicada a núcleo y devanados conectados con dos en serie-paralelo, conexión delta

6.24.15 Prueba de Espectroscopia Dieléctrica a Transformadores de Potencia de Dos Devanados7

La prueba requiere de un equipo de pruebas con la habilidad de realizar un barrido de frecuencia, así como un software especializado – suministrado con el equipo – que realiza las funciones de control del equipo de prueba, adquisición de datos, análisis y evaluación de la condición del transformador. El resultado de la prueba es una gráfica de Factor de Disipación contra la Frecuencia de la tensión de prueba, cuyo patrón se utiliza para detección de defectos en el sistema de aislamiento del transformador (boquillas, devanado y núcleo), tales como: humedad del papel, conductividad del aceite aislante.

6.24.15.1 Diagrama de conexiones para transformadores de dos devanados28

Equipo con dos canales de medición:

TABLA 37- IDAX-300 Transformador de dos devanados

Núm. Prueba

Medición Modo Energizar (Gen, Amarillo)

Canal 1 (Rojo)

Canal 2 (Azúl)

1 CH GST-GUARD-1+2 H L NC

2 CHL UST-1 H L NC

3 CL GST-GUARD-1+2 L H NC

Referencia: 1.5.1.2 Comparing 1-ch IDAX-206 and 2-ch IDAX-300

6.24.16 Diagrama de conexiones para transformadores de dos devanados28

Equipo con un canal de medición:


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TABLA 38-IDAX-206 Transformador de dos devanados

Núm. Prueba

Medición Modo Energizar (Hi, Rojo)

Canal 1 (Lo, Azúl)

1 CH GST-GUARD H L

2 CHL UST H L

3 CL GST-GUARD L H


6.24.17 Diagrama de conexiones para transformadores de tres devanados28

Equipo con dos canales de medición:

TABLA 39 - IDAX-300 Transformador de dos devanados

Núm. Prueba

Medición Modo Energizar (Gen, Amarillo)

Canal 1 (Rojo)

Canal 2 (Azúl)

1 CH GST-GUARD-1+2 H L T

2 CHL UST-1 H L T

3 CL GST-GUARD-1+2 L H T

4 CLT UST-2 L H T

5 CT GST-GUARD-1+2 T H L

6 CTH UST-1 T H L


6.24.18 Diagrama de conexiones para transformadores de tres devanados28

Equipo con un canal de medición:

TABLA 40 - IDAX-206 Transformador de tres devanados

Núm. Prueba

Medición Modo Energizar (Hi, Rojo)

Canal 1 (Lo, Azúl)

Observaciones

1 CH GST-GUARD H L T conectado con L

2 CHL UST H L T conectado con Tanque

3 CL GST-GUARD L H T conectado con H

4 CLT UST L H T conectado con Tanque

5 CT GST-GUARD T H L conectado con H

6 CTH UST T H L conectado con Tanque

Referencia: 1.5.1.2 Comparing 1-ch IDAX-206 and 2-ch IDAX-300 6.24.19 Análisis de Resultados

El Factor de Potencia, el factor de disipación y la capacitancia deben de compararse con los resultados de pruebas anteriores (si existieran), con resultados registrados en otras unidades similares en el sistema, y pruebas hechas con otros equipos de medición.


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Es mejor comparar con los resultados obtenidos en fábrica en caso de que se cuenten con ellos 6.25 Prueba de Tensión de Recuperación en Devanados de Transformadores Inicialmente, desconectar el transformador de los devanados de alta y baja tensión, conectar en corto sus terminales de alta y baja tensión y aterrizarlas durante un mínimo de 12 h. Debe tenerse cuidado de no haber realizado pruebas dieléctricas previas con mediciones de corriente directa (c.d.). Evitar conectar el equipo de prueba en áreas de alta inducción. En caso de existir inducción, proteger el equipo en forma apropiada. Verificar que las conexiones del equipo de prueba con las terminales del equipo bajo prueba estén correctamente conectadas de acuerdo con las instrucciones del fabricante. Medidor de Recuperación de Tensión (RVM). El equipo RVM es un instrumento computarizado programable que aplica ciclos de carga- descarga - recuperación, al aislamiento en evaluación, según la forma mostrada en la Figura 94, para cada tiempo de carga (tc), además de obtener la tensión de recuperación (Vr), el instrumento obtiene la pendiente inicial (Sr) de esa tensión de recuperación. El instrumento analiza el espectro obtenido y con el tiempo de carga asociado al primer pico, estima el contenido de humedad (%) y la temperatura crítica a la que el aislamiento puede entrar en degradación térmica acelerada debido a ese contenido de humedad.

FIGURA 94- Diagrama de medición de RVM

6.25.1 Tiempo de carga (tc)

Es el parámetro variable a través de los ciclos de la prueba. Está seleccionado desde 0.02 segundos hasta 10 000

segundos; según las condiciones para realizar la medición.

6.25.2 Tiempo de descarga (td)

Es la desconexión del aislamiento de la fuente de c.d. y descarga a través de un corto circuito para un tiempo

preseleccionado.


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6.25.2 Dominio de la constante del tiempo (tcdom)

Es el rango de variación del espectro de polarización de la tensión máxima de recuperación. Esta constante de

tiempo puede aparecer con valores en el rango entre varios milisegundos hasta varios miles de segundos.

6.25.3 Tensión de Recuperación (Vr)

Los parámetros típicos de la tensión de recuperación son su valor máximo (Vmáx) y su pendiente inicial (Tan) tal y

como se muestra en la Figura 94. Este resultado muestra que la curva Vmáx/tc también representa un espectro de

polarización cuyo máximo se encuentra en las constantes de tiempo del aislamiento.

6.25.4 Pendiente inicial (Sr)

Es la resultante de la corriente capacitiva del aislamiento (IC) y la corriente resistiva debido a la conductancia

transversal ocasionada por las corrientes superficiales, histérisis del dieléctrico; o sea la resistencia que opone el

dieléctrico a ser polarizado y descargas parciales.

6.25.5 Conexiones de prueba para Transformadores de un devanado La Figura 95 muestra el esquema de conexión para un transformador monofásico. Primeramente, en función a la capacidad del transformador y tiempo de libranza, se debe definir el tiempo de medición del equipo bajo prueba. Este tiempo de medición (tiempo de carga tc) puede ser de 18, 9, 4.5, 2 y 1 h; para cada devanado, alta y baja tensión.

FIGURA 95- Diagrama de prueba de RVM para transformador monofásico

6.25.6 Conexiones de prueba para Transformadores de dos devanado La Figura 96 muestra el esquema de conexión para un transformador trifásico. Primeramente, en función a la capacidad del transformador y tiempo de libranza, se debe definir el tiempo de medición del equipo bajo prueba. Este tiempo de medición (tiempo de carga tc) puede ser de 18, 9, 4.5, 2 y 1 horas; para cada devanado, alta y baja tensión.


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FIGURA 96- Diagrama para prueba de RVM en transformadores trifásicos

6.25.7 Pruebas boquillas14

La finalidad de la medición de factor de potencia consiste en detectar el deterioro de la graduación capacitiva de la boquilla, que se manifiesta en un incremento en el valor de la capacitancia nominal, así como también de las pérdidas del sistema dieléctrico (papel-aceite) de la boquilla. Para realizar estas mediciones se utiliza un medidor de factor de potencia.

6.25.8 Medición de la capacitancia en C1

Esta medición permite determinar la capacitancia del aislamiento principal entre el conductor principal y el tap capacitivo de la boquilla. El valor obtenido se compara con el valor indicado en la placa de datos o con el valor inicial de puesta en servicio, si la medición indica una diferencia del 5% se debe investigar la causa, con una diferencia del 10 % se debe retirar de servicio e investigar la causa. El valor aceptable del factor de potencia para C1 es del 0.5% corregido a una temperatura de 20°C. Para investigar la causa de posibles desviaciones en los valores de esta medición se recomienda realizar pruebas adicionales de laboratorio tales como: cromatografía de gases, pruebas físico-químicas al aceite medición de descargas parciales, impulso, líquidos penetrantes, etc.

En boquillas de más de 35 años de operación, se utilizó también un tap de potencial, ver Figura 97, que se conecta al penúltimo capacitor y permite medir la tensión de línea. Generalmente, este tap tiene aceite aislante independiente al que utiliza internamente la boquilla, como medio aislante.

Para boquillas que cuentan con éste tap de potencial (por ejemplo, boquillas Mitsubishi) se debe de tener cuidado de no confundir este tap con el tap capacitivo.


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FIGURA 97- Diagrama de conexión para medición de C1

6.25.9 Medición de la capacitancia en C2

Esta medición permite determinar la capacitancia entre el tap capacitivo y la brida de la boquilla, como se observa en la Figura 98 Cuando sea posible realizar esta medición, se debe aplicar una tensión máxima de 1 000 V c.a. Se recomienda realizar la medición a 500 V c.a., el valor obtenido se compara con el valor de la capacitancia del valor de placa o de mediciones anteriores. Este valor también es utilizado en mediciones futuras realizadas a la misma tensión de medición.

FIGURA 98- Diagrama de conexión para medición de C2

6.25.10 Medición con collar caliente

Esta medición se debe realizar a boquillas llenas de aceite o compound y el collar caliente se coloca en el primer faldón superior, observándose así en la Figura 99. Con esta medición se verifica el nivel de aceite, humedad interna, así como fisuras del aislamiento externo (tracking).


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Los valores obtenidos en la medición deben ser ≤ 0.1 W a 10 kV. Si al realizar la medición los resultados se encuentran fuera del rango de aceptación, se debe realizar la medición con collar caliente múltiple.

FIGURA 99- Diagrama de conexión para medición de Collar caliente

6.25.11 Medición con collar caliente múltiple

Esta medición se realiza a boquillas llenas de aceite o compound y se realiza colocando el collar faldón por faldón con la finalidad de determinar humedad interna, así como fisuras del aislamiento externo (tracking). Ver Figura 100.

FIGURA 100- Diagrama de conexión para medición de collar caliente múltiple

Las mediciones descritas anteriormente son las más comunes para determinar el estado de las boquillas. 6.25.12 Prueba de hidrofóbisidad Esta prueba se aplica a boquillas con aislamiento polimérico con la finalidad de verificar el estado del aislamiento externo y su nivel de contaminación.


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La superficie de la porcelana es relativamente repelente al agua o hidrofóbica, cuando se encuentra limpia. La hidrofóbicidad es la propiedad de un material de evitar la formación de películas de agua. Cuando un material hidrofóbico se moja, se forman gotas de agua y de esta manera, se evita que se extienda por toda la superficie. La hidrofóbicidad de un material se mide de acuerdo con el ángulo que forma una gota de agua pequeña, al depositarse en la superficie. Cuando el ángulo es menor a 90°, el material NO es hidrofóbico. Cuando el ángulo que forma la gota excede 90°, el material es hidrofóbico. La Figura 6.65 muestra el ejemplo de una porcelana hidrofóbica y una NO hidrofóbica.

FIGURA 101- Medición de hidrofobicidad

La hidrofobicidad es muy importante para determinar el comportamiento del aislamiento, en condiciones de alta humedad o lluvia, pues de eso depende que se formen o no películas de humedad que conducen la electricidad y pueden provocar un flameo por arrastre en la superficie de la boquilla. Para mantener la hidrofobicidad se recurre a técnicas de lavado en vivo, o a la aplicación de recubrimientos hidrofóbicos, como hule de silicón curado en frío o grasa de silicón, Figura 102.

FIGURA 102- Comparativo de hidrofobicidad entre porcelana y hule silicón 6.25.13 Interpretación de resultados

El factor de potencia para las boquillas del tipo condensador, se corrige a 20 ºC y es generalmente del orden del 0.5 %. Las boquillas que presenta un incremento en los valores de factor de potencia pude deberse a problemas de


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contaminación o deterioro del aislamiento. Los valores de capacitancia para este tipo de boquillas deben estar entre el 5 % y 10 % del valor nominal indicado en la placa, el cual depende del número total de capas del condensador. Un incremento en los valores de capacitancia indica la posibilidad de que las capas de condensador estén en corto circuito y un decremento en el valor de la capacitancia indica la posibilidad de que haya un cable de tierra con falso contacto o una conexión de prueba deficiente. En las mediciones con collar caliente simple, las pérdidas medidas deben ser menores o iguales a 0.1 Watt. Si la corriente o las pérdidas en Watts tienen un incremento apreciable con respecto a lo normal, entonces se realiza una segunda medición después de mover el collar un faldón hacia abajo, hasta determinar qué tan abajo ha progresado la falla. Cuando las pérdidas están entre 0.11 y 0.3 W se le da a la boquilla un rango de Investigar “I”. Cuando las pérdidas sean superiores a 0.5 W con el collar en el faldón de arriba, y cuando el collar se encuentra en el segundo faldón los valores son menores o iguales a 0.1 W es posible que exista un defecto en la cubierta de la porcelana. Los valores medidos de factor de potencia deben ser corregidos a una temperatura de 20 °C. En cuanto a los resultados de medición se pueden tomar como referencia los valores indicados en la Tabla 41.

TABLA 41- Valores de referencia del factor de potencia en boquillas

6.25.14 Recomendaciones

Para obtener resultados confiables en mediciones de aislamiento a boquillas, se recomienda la limpieza de porcelana. Se debe verificar la operación y cables del equipo medición, con la finalidad de evitar errores en las mediciones. En mediciones con collar caliente de factor de potencia, se recomienda que los collares no coincidan con uniones de porcelana, con la finalidad de evitar pérdidas excesivas que conduzcan a resultados erróneos. Se recomienda al personal que efectúa las mediciones en sitio registrar los resultados en el formato de prueba y dibuje el diagrama de conexiones de cada una de las mediciones realizadas.


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6.25.15 Pruebas al aceite

6.25.15.1 Prueba de rigidez dieléctrica al aceite

Las muestras de aceite deben ser tomadas de la válvula del fondo del tanque dispuesta para tal efecto, permitiendo fluir libremente el aceite antes de tomar la muestra. RECUERDE: NO CONTAMINE EL SUELO, UTILICE UN RECIPIENTE ADECUADO, Y SI EL ACEITE NO-SERA UTILIZADO DE NUEVO, PÓNGALO EN LOS RECIPIENTES CONTENEDORES DISPUESTOS PARA TAL EFECTO. Evite realizar la obtención de esta muestra si la humedad ambiente es mayor del 65 %. Obtenga el promedio de los valores de ruptura, excluyendo el de la primera prueba, y regístrelo. El criterio de aceptación para estas pruebas es el siguiente:

a) De acuerdo a lo indicado en la referencia 3 del capítulo 13 Bibliografía de este manual, con discos planos de 25.4 mm de diámetro y 2.54 mm de separación:

- Mínimo 25 kV en aceite usado.

- Mínimo 35 kV en aceite nuevo.

b) De acuerdo a lo indicado en la referencia 4 del capítulo de Bibliografía de este manual, con discos

semiesféricos con separación de 1.016 mm:

- Mínimo 20 kV en aceite usado. - Mínimo 30 kV en aceite nuevo.

6.25.2 Prueba de factor de potencia al aceite

Para esta prueba no debe de utilizarse el aceite empleado en las pruebas de rigidez dieléctrica; se debe de obtener

una muestra exclusivamente para ésta.

Realice la prueba incrementando la tensión al máximo del equipo de pruebas.

Lea y registre los valores obtenidos de corriente de fuga, watts de pérdidas, y calcule el por ciento de factor de

potencia.

El criterio de aceptación para estas pruebas es el siguiente:

a) Máximo 0.1 % de factor de potencia a 20 °C en aceite usado. b) Máximo 0.05 % de factor de potencia a 20 °C en aceite nuevo.


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6.25.3 Pruebas a Accesorios y Sistemas Auxiliares 6.25.3.1 Prueba sistema contra incendio y explosión

El sistema debe ser probado al menos una vez al año coincidiendo con un paro programado de la unidad generadora. Invariablemente se deben seguir las instrucciones que se establecen en el Manual del fabricante del sistema, con el fin de evitar operaciones indeseables o que el sistema quede inoperante debido a daños o bloqueos involuntarios de los componentes.

6.25.3.2 Inspección de componentes de control del sistema de enfriamiento

El alcance de las actividades de mantenimiento del tablero local de control del enfriamiento y dispositivos de

medición, monitoreo y protección del transformador están enfocadas a asegurar una operación confiable del

transformador.

El tablero de control del sistema de enfriamiento, está situado en un gabinete a prueba de intemperie sujeto en la

pared del tanque. El tablero alberga a todos los componentes del esquema de control del sistema de enfriamiento,

excepto los elementos primarios de temperatura: Interruptor de temperatura del aceite y de imagen térmica del punto

más caliente.

Los sistemas de control consisten en básicamente tres partes: Las circuitos de alimentación, los circuitos de control

y los circuitos de señales y alarmas.

Los circuitos de alimentación y de control consisten usualmente en interruptores de desconexión, fusibles limitadores

de corriente, bombas (cuando se incluyen), ventiladores, contactores magnéticos y circuitos interruptores.

El plan de mantenimiento, con el transformador en operación, consiste en actividades de inspección y pruebas de

esquemas.

Con el transformador fuera de operación, en periodo de paro programado, el plan comprende actividades de limpieza,

inspección interna de componentes, calibración y pruebas.

6.25.4 Actividades de mantenimiento con el transformador en operación

Las actividades de inspección rutinaria al tablero de control, están encaminadas a detectar:

a) Ruido anormal en los componentes.

b) Vibración en contactores.

c) Calentamiento de conexiones o elementos de control (inspección termográfica).

d) Aflojamiento de conexiones y relevadores.

e) Operación del sistema de calentamiento del espacio (control de humedad).

f) Evidencia de filtración o condensación de humedad.


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g) Prueba de los esquemas de transferencia de alimentación Normal y de Respaldo (Emergencia).

h) Prueba de arranque del sistema de enfriamiento (verificación de la puesta en servicio de la totalidad de los ventiladores y bombas).

6.25.5 Actividades de mantenimiento durante periodo de paro programado.

El plan de mantenimiento al tablero de control debe comprender actividades de:

a) Limpieza de tablero.

b) Ajuste de tornillería de conexiones eléctricas.

c) Verificación de estado de etiquetas de identificación de cables, tablillas y componentes.

d) Mantenimiento a contactores de fuerza y control (inspección de contactos).

e) Verificación de ajustes y operación de relevadores de tiempo.

f) Verificación de la integridad de los elementos de protección por sobrecarga de motores de bombas y ventiladores.

g) Verificación de ajustes y operación de elementos de medición de temperatura.

h) Verificación de la correcta operación de sistema calefactor de tablero.

i) Verificación de la hermeticidad del tablero (filtración de humedad y polvo).

j) Pruebas de interlock (alarmas y disparos).

- Transferencia de fuente de alimentación de fuerza para el sistema de enfriamiento.

- Arranque y paro de equipos del sistema de enfriamiento (bombas y ventiladores).

- Verificación de sentido de giro de ventiladores y bombas (indicación de flujo).

- Correcta operación de alarmas y protecciones desde los elementos primarios (temperatura,

válvula de sobrepresión, buchholz, RTD, entre otros).

k) Pintura de protección y vista.

6.25.6 Calibración de instrumentos de medición y Pruebas de Interlock La Prueba de Interlock, como alcance del mantenimiento del transformador, es una actividad de Búsqueda de Falla, con el objetivo de asegurar que el esquema de control, protección y alarmas se encuentra en condiciones operativas. 6.25.7 Interlock de protecciones

Comprende la verificación de la operación de los accesorios auxiliares que actúan para proteger el transformador en caso de una operación anormal:


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a) Relevador Buchholz.

b) Interruptores de temperatura (aceite e imagen térmica).

c) Válvula de sobre presión.

El alcance de la prueba debe comprender la verificación de la función de protección hasta la operación del Relevador de Protección y Bloqueo, para ello se deben de prever disponer de lo necesario para estas verificaciones.

6.25.8 Relevador Buchholz

Se deben probar las dos funciones de operación; por sobre flujo y por acumulación de gases. En el caso de la función de acumulación de gases, verificar que previo a la operación de la condición de disparo se opere la condición de alarma. En ambos casos se debe de registrar el nivel indicado en la mirilla del instrumento en cada caso. 6.26 Interruptores de Temperatura

El alcance de la prueba debe comprender la verificación del esquema desde el elemento primario de medición de temperatura.

6.26.1 Temperatura de aceite

Para la prueba se debe retirar el elemento primario de medición de temperatura y, mediante un horno de prueba o equipo similar, se debe verificar la correcta operación en los valores prestablecido. Simultáneamente se debe verificar la operación de la alarma por alta temperatura del aceite, el control del sistema de enfriamiento y, en su caso, la operación del Relevador de Protección y Bloqueo, ver figuras 103 y 104.

FIGURA 103 - Temperatura del aceite FIGURA 104 - Temperatura de devanados

6.26.2 Temperatura de devanados

También conocido como temperatura del punto más más alto (hot-spot) o temperatura de imagen térmica. El alcance de la prueba debe comprender la correcta calibración del lazo primario de medición de temperatura (elemento primario de medición y lectura de temperatura) y, posteriormente, la compensación por corriente carga. La compensación por corriente de carga es realizada mediante una resistencia calefactora que rodea el termopozo, la cual es alimentada por el secundario de un trasformador de corriente que mide la corriente que circula por una de las fases.


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6.26.3 Sistema de enfriamiento

La prueba del sistema de enfriamiento deben realizarse mientras se realiza la verificación de los elementos de protección por temperatura. La prueba debe comprender la verificación y registro de la condición de operación de los componentes del sistema (ventiladores, bombas, entre otros), en cuanto a ruido, sentido de giro, corriente demandada, etc. 6.26.4 Válvulas de sobrepresión

La prueba comprende la operación del interruptor de posición que monitorea la condición de la válvula. En las ocasiones en que el transformador se encuentre en una revisión mayor (con extracción de aceite), se deben aprovechar para desmontar la válvula y verificar la presión de operación.

6.26.5 Sistema de Diluvio Contra Incendio El objetivo de la prueba es el de mantener en óptimas condiciones de operación los equipos que conforman el Sistema de Agua contra Incendio tipo Diluvio a través de inspecciones y pruebas reales para la detección de posibles fallas o problemas para su corrección inmediata, garantizando así la disponibilidad de los mismos en caso de emergencia. Avisar a los Departamentos Eléctrico e Instrumentación para que estén enterados de la prueba y que manifiesten algún inconveniente sobre todo en las pruebas de descarga de agua. Verificar que los equipos de sistema de agua de protección contra incendio y de los sistemas de diluvio se encuentran sin licencias. Verificar que el tablero contra incendio en el Cuarto de Control se encuentra restablecido y en línea. Verifique que el sistema de diluvio se encuentre alineado debidamente como lo indica la lista de posiciones de válvulas correspondientes.

Verifique que los diques de contención se encuentran limpios y que sus coladeras no están obstruidas.

6.26.6 Prueba sin descarga de agua

a) Avisar al Superintendente de Turno y al Operador que se debe dar inicio a la prueba.

b) Pedirle al Operador que tome nota de las alarmas que se presenten en el tablero y en SAD.

c) Cierre la válvula de corte de agua contra incendio Correspondiente a la zona o área a probar.

d) Produzca una caída de presión en el circuito de aire para detección del área a proteger.

e) Confirme con el Operador la aparición de las alarmas correspondientes en el tablero contra

incendio y en SAD y que coincidan con el área o zona que se está probando.

f) Verifique físicamente que se haya energizado el solenoide de la válvula de descarga de agua.

g) Se da por buena la prueba al cumplirse la totalidad de los puntos y se da aviso al operador.


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h) De no haberse cumplido alguno de los puntos proceda a determinar la posible falla y repórtela al Superintendente de Turno para la elaboración de la orden de trabajo correspondiente y haciéndolo del conocimiento del Departamento de Ingeniería de Seguridad Industrial.

6.26.7 Prueba con descarga de agua

Estas pruebas se deben hacer bajo permiso especial y solo en aquellas áreas que así lo permitan evitando al máximo riesgos innecesarios.

a) Avise al Jefe de Turno, Operador y a las áreas Eléctrica e Instrumentación que se debe dar inicio a la prueba.

b) Pida al Operador que indique al Auxiliar de Servicios de las bombas que esté atento al arranque de las mismas.

c) Pida al Operador que tome nota de las alarmas que se presenten en el tablero contra incendios

y en el SAD.

d) Para activar la válvula de diluvio, produzca una caída de presión en el circuito de aire para detección del área a proteger.

e) Verifique que la descarga de agua a través de las boquillas es uniforme y que cubre

perfectamente el área del transformador.

f) Verifique que no existan toberas tapadas.

g) Verifique que el agua fluye libremente por las coladeras de los diques de contención.

h) Verifique que se haya accionado la alarma auditiva local.

i) Cierre la válvula de corte de agua contra incendio correspondiente del área o zona probada.

j) Pida al Operador que mande poner fuera de servicio la bomba de agua contra incendio.

k) Confirme con el Operador la aparición de las alarmas correspondientes en el tablero contra incendio y en el SAD.

6.26.8 Mantenimiento de boquillas

El alcance de las actividades de mantenimiento a boquillas comprende la limpieza de la cubierta aislante (porcelana o resina), utilizando medios auxiliares que no causen daño en los recubrimientos superiores (solventes incompatibles, lijas, fibras, entre otros). El tap capacitivo debe ser atendido con sumo cuidado. Primeramente, se debe asegurar que el tapón cumpla su función de proteger herméticamente los componentes internos. Adicionalmente, en los diseños de boquillas que la puesta a Tierra del tap sea realizada por el propio tapón, se deben tomar las medidas necesarias para asegurar un correcto contacto de puesta a tierra. La cavidad del tap, incluyendo el aislamiento y el electrodo, deben ser mantenidos limpios y libres de materiales extraños. Se deben registrar cualquier indicio de corrosión o deterioro de los estos componentes. En el diseño de boquillas en que la puesta a Tierra del tap se realiza internamente mediante una muelle conductoras, se debe mantener la superficie de contacto en esta y el electrodo limpia, teniendo sumo cuidado al manipularla.


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Las pruebas de diagnóstico de la integridad de los componentes del sistema de aislamiento de la boquilla, descritas anteriormente, también forman parte del plan de mantenimiento. En las boquillas con indicador del nivel de aceite, es recomendable anotar el nivel de aceite durante las revisiones rutinarias normales en la central. Para la limpieza de la superficie del aislador, el disolvente no debe entrar en contacto con las juntas de la boquilla y las uniones de la porcelana. En entornos con un índice muy elevado de contaminación, puede ser necesario limpiar la superficie del aislante de porcelana. La limpieza se puede realizar al chorro de agua o con un paño humedecido. Si es necesario, también se puede utilizar alcohol etílico o acetato de etilo. La inspección rutinaria por termovisión (cámara de infrarrojos) brinda la posibilidad de detectar puntos de sobrecalentamiento en los conectores. A la corriente nominal máxima, el terminal externo del aislador suele alcanzar una temperatura de 35-40 °C por encima de la temperatura ambiente. Si las temperaturas son mucho más altas, sobre todo a corrientes de carga bajas, pueden ser síntoma de conexiones deficientes. Compruebe visualmente si hay alguna fuga de aceite durante el control rutinario de la central. Muestras de aceite y análisis de gases disueltos en aceite, normalmente no es aconsejado por lo fabricantes. La boquilla se sella y su estanqueidad se comprueba durante el proceso de fabricación. Dado que para tomar una muestra de aceite es preciso abrirla, se corre el riesgo de que no quede bien sellado después. Con todo, en el caso de algunos problemas conocidos, por ejemplo, un factor de potencia superior a C1 o una fuga visible, puede ser imprescindible extraer una muestra de aceite y analizar los gases. En las boquillas equipadas con un indicador del nivel de aceite, a 20 °C éste debe encontrarse en el centro del visor. Las variaciones del nivel de aceite son de unos 3 mm por cada 10 °C. En las boquillas que incorporan dos visores; el nivel de aceite a 20 °C debe situarse a la altura del tapón entre los dos visores. Las variaciones del nivel de aceite son de unos 6 mm por cada 10 °C. En las boquillas sin indicador del nivel de aceite, el nivel se puede comprobar introduciendo una varilla limpia y seca por uno de los dos orificios de llenado de la parte superior. Uno de los orificios lleva un tapón de goma. Empujándolo hacia el interior se puede comprobar el nivel de aceite. La boquilla en el caso de los aisladores montados en ángulo puede ser necesario efectuar la comprobación en ambos orificios y hacer la media. Si el nivel de aceite es demasiado alto, extraiga parte aspirándolo con una manguera fina; si es demasiado bajo, añada aceite de transformador limpio. Tenga en cuenta que solamente se puede ajustar el nivel de aceite cuando el aislador se encuentra entre +5 °C y +35 °C de temperatura y que después de cada comprobación es recomendable cambiar la junta del tapón. Asegúrese también de apretar el tapón.

El nivel de aceite de las boquillas se puede completar con cualquier aceite de transformador limpio y seco disponible en la Central (previa pruebas de evaluación). Cuando se desmonte una boquilla de instalación en horizontal, la boquilla se encuentra totalmente llena de aceite. Deje salir una pequeña cantidad y luego tape el orificio de la brida con la junta y la tapa o tapón. Ponga el aislador en posición vertical y ajuste el nivel de aceite.


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6.26.9 Elementos constructivos de boquillas de operación vertical

La Figura 105 describe esquemáticamente los componentes elementales de una boquilla de montaje vertical.

FIGURA 105- Componentes de una boquilla de montaje vertical

Todas las boquillas están equipadas con una toma de pruebas, Figura 106, conectada a la capa conductora externa del cuerpo capacitivo. Esta toma se puede utilizar para comprobar el aislamiento principal, efectuando mediciones de la capacidad y el factor de disipación. La tensión de prueba máxima de la toma es de 2 kV a 50-60 Hz durante 1 minuto.

FIGURA 106- Componentes de una toma de pruebas en boquilla

Si además se combina con una capacidad externa, la toma de pruebas se puede utilizar para medir las tensiones externas. La tensión de explotación máxima es de 600 V. existe un adaptador para toma de pruebas que permite mantener una conexión permanente a los circuitos de medición, Figura 107.


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FIGURA 107- Componentes del adaptador para toma de pruebas 6.26.10 Diseño de las boquillas de montaje en horizontal

Si la boquilla se va a montar en sentido horizontal, para estos casos la brida lleva un orificio en el lado húmedo para comunicar el circuito de aceite del aislador con el del transformador. La finalidad de este orificio es que el aceite de los aisladores montados en horizontal, que tienen que estar totalmente llenos de aceite, pueda expandirse. El orificio va tapado con una junta plana de caucho y una tapa de acero, Figura 108, que es preciso retirar antes de montar el aislador. Además, es importante asegurarse de que la junta de la brida del transformador no cubre el orificio durante el funcionamiento. El orificio está situado entre dos orificios de montaje, a una distancia B del borde de la brida.

FIGURA 108.- Vista del orificio húmedo en una boquilla horizontal

6.26.11 Carga mecánica

Las boquillas han sido diseñadas para soportar las cargas en voladizo mostradas en la Tabla 42, aplicadas en el punto medio del terminal superior, en perpendicular al eje del aislador. El aislador se puede montar con un ángulo de 0 a 45° respecto de la vertical o la horizontal (para montaje en horizontal). Las boquillas admiten una carga axial permanente de 10 kN, y los terminales externos soportan un momento de 30 Nm.


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TABLA 42- Valores de carga en voladizo

6.26.12 Herramientas para mantenimiento De manera enunciativa, sin ser limitativo, a continuación, se describen una serie de herramientas y accesorios mínimos a considerar para la movilización de boquillas. Las capacidades deben estar en función de los pesos de cada boquilla en particular.

a) Eslingas flexibles.

b) Cáncamo de elevación para montaje en ángulo.

c) Cable de enfilado con eslabón giratorio.

d) Llave dinamométrica para tornillos de cabeza hexagonal.

e) Llave para tornillos de cabeza hueca hexagonal.

f) Diferencial de carga (preferentemente de eslingas).

6.26.13 Materiales para mantenimiento Vaselina anhidra (sin agua), grasa o cualquier otro lubricante compatible con el aceite de transformador, para engrasar los tornillos que están en contacto con el aceite de transformador. Grasa o cualquier otro lubricante adecuado para engrasar y proteger el tornillo de puesta a tierra y la junta anular del terminal externo.

6.26.14 Almacenamiento

Si la boquilla se va a almacenar en posición horizontal puede estar 6 meses como máximo. Si el tiempo de permanencia en almacén va a ser de más de 6 meses, se recomienda colocar el aislador posición en vertical, con la parte superior hacia arriba, o bien inclinado, también en este caso con la parte superior hacia arriba y además con un ángulo de al menos 7°, Figura 109. Mantenga el aislador seco, limpio y protegido de los daños físicos.


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FIGURA 109- Boquilla en almacenamiento

Las boquillas almacenadas en exteriores deben protegerse de las infiltraciones de agua, lo que significa que el cajón no debe colocarse en zonas que puedan inundarse o enfangarse en caso de lluvias fuertes. Proteja el cajón de la lluvia y la nieve con una lona impermeable o un techado.

6.26.15 Extracción del cajón Para sacar la boquilla del cajón, enganche dos eslingas limpias como se indica en la Figura 110.

FIGURA 110 - Maniobra para izaje de boquilla

El peso de la boquilla se indica en la placa de datos. Antes de montar la boquilla en el transformador, revise y limpie cuidadosamente el lado de aceite y el interior del conductor principal.

6.26.16 Montaje de Boquillas verticales.

Para izar la boquilla, preferentemente, deben utilizarse dos eslingas de diferente tamaño, o bien, utilizar una eslinga y un diferencial de carga para la el giro y alineación en la entrada del transformador. Las eslingas deben ser colocadas en una disposición tal que abracen a la boquilla, Figura 111.


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FIGURA 111- Colocación de las eslingas de izaje

Boquillas relativamente pequeñas pueden ser manipuladas mediante el empleo de una sola eslinga (de capacidad de carga adecuada), Figura 112.

FIGURA 112 - Maniobra de izaje para boquilla pequeña

Boquillas más largas, y de mayor peso, requieren del empleo de, al menos, dos eslingas de diferente tamaño, dispuestas de tal manera que, al izar, la boquilla quede en posición vertical (o cercana al ángulo de instalación) cuando se haya levantado por completo, Figura 113.


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FIGURA 113- Maniobra de izaje para boquilla de mayor peso

Una alternativa, más recomendable aún, es emplear una eslinga y un arreglo de eslinga y diferencial de carga para realizar las maniobras de giro y alineación para montaje, Figura 114.

FIGURA 114 - Maniobras de giro y alineación para montaje

6.26.17 Montaje de aisladores en horizontal Tomar siempre en cuenta que la brida lleva un orificio en el lado húmedo para comunicar el circuito de aceite de la boquilla con el del transformador. La finalidad de este orificio es que el aceite de las boquillas montadas en horizontal, que tienen que estar totalmente llenos de aceite, pueda expandirse. Se tienen dos alternativas de montaje de las boquillas horizontales en los transformadores:

a) Opción 1. Transformadores de llenado al vacío.

Abra el orificio de aceite de la brida. Monte el aislador de manera que el orificio quede orientado hacia arriba. El aislador se debe llenar totalmente de aceite a la vez que el transformador.


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b) Opción 2. Transformadores de llenado a la presión atmosférica.

Coloque el aislador en posición vertical y abra uno de los tapones de llenado de la parte superior. Eche aceite de transformador limpio hasta que el aislador esté totalmente lleno. Vuelva a poner el tapón y apriételo bien. A continuación, coloque la boquilla en horizontal con el orificio de la brida orientado hacia arriba. Quite la tapa o el tapón del orificio inmediatamente y monte la boquilla en el transformador sin girarlo ni inclinarlo.

6.26.18 Montaje del terminal externo Para asegurar una baja resistencia de contacto, las superficies de los conductores (boquilla y zapata) deben encontrarse libres de recubrimiento alguno (barniz, pintura, etc.), y óxido. Se debe utilizar pasta, o grasa, que proporcione función de proveer alta conductividad, prevenir la corrosión, el par galvánico y la adhesión de las superficies de contacto. Realice los pasos siguientes para que la presión sobre los contactos sea adecuada y la resistencia al contacto baja:

a) Limpie cuidadosamente las superficies de contacto y de las juntas.

b) Engrase la rosca del terminal interno / varilla maciza con vaselina u otro lubricante compatible

con el aceite de transformador.

c) Lubrique la junta anular de insertarla en la ranura de la brida.

d) Atornille la brida de manera cruzada, mediante dos pasos de ajuste. Primero con un torque del 50 % a todos los tornillos y, finalmente, después al 100 % (de manera cruzada).

e) Atornille el terminal externo y apriételo con un par indicado.

6.26.19 Puesta a tierra de la brida A manera de terminal de puesta a Tierra, la brida de la boquilla incluye un orificio roscado. Después de apretar los pernos que sujetan la boquilla a la cuba del transformador, es necesario conectar a Tierra la brida del aislador para evitar descargas eléctricas entre ésta y la cuba del transformador en condiciones normales de funcionamiento.

a) Opción 1 Inserte un tornillo de presión puntiagudo (preferiblemente de acero inoxidable no-magnético) bien

engrasado y apriételo de manera que atraviese la capa de pintura de la cuba del transformador y llegue hasta el metal. De este modo se garantiza una conexión eléctrica entre el aislador y la cuba del transformador que los mantiene a la misma tensión.

b) Opción 2

Conecte un cable flexible entre el orificio de puesta a tierra de la brida la boquilla y el punto de

conexión correspondiente del transformador. Engrase el tornillo con (grasa grafitada) y apriételo. Conecte el otro extremo del cable al transformador.

ADVERTENCIA: ¡Es esencial garantizar una puesta a tierra adecuada!


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6.26.19.1 Periodo de espera antes de la puesta en tensión Si el aislador ha estado almacenado en posición horizontal, es necesario mantenerlo en posición vertical con la parte superior hacia arriba al menos 12 horas antes de aplicar tensión de servicio y 24 horas antes de aplicar tensión de prueba. Si, por error, a la boquilla ha estado almacenado en posición horizontal durante más de un año, es necesario mantenerlo en posición vertical al menos una semana antes de aplicarle tensión. También puede ser necesario esperar cierto tiempo antes de aplicar tensión al aislador para evitar descargas disruptivas o parciales provocadas por las burbujas de aire acumuladas en su superficie.

6.26.19.2 Pruebas recomendadas antes de la puesta en tensión

Las pruebas que se describen a continuación permiten comprobar el aislamiento, la estanqueidad y el recorrido de la corriente por la boquilla. Todas ellas deben efectuarse después del montaje, pero antes de la conexión del terminal externo del aislador al resto del circuito eléctrico del puesto de distribución.

a) Prueba de estanqueidad entre el transformador y la brida del aislador.

A modo de ejemplo, la estanqueidad de la junta entre el transformador y la brida del aislador se puede comprobar, una vez que se ha llenado de aceite el transformador, con tiza o tiras de papel.

b) Prueba de estanqueidad del terminal externo del aislador.

Dado que el terminal superior suele estar situado encima del nivel de aceite del sistema de expansión del transformador, las fugas en este punto resultan extremadamente graves, pues se podría infiltrar agua hasta el aislamiento del transformador. Por este motivo, es recomendable efectuar una prueba de estanqueidad después del montaje, preferiblemente tanto al vacío como en sobrepresión. Se pueden utilizar diversos métodos, por lo que aconsejamos consultar las instrucciones del Manual del Fabricante.

Uno de los métodos aplicables es el del gas trazador:

- Introduzca un gas trazador en el tubo central antes de montar el terminal externo, el nivel

de aceite del transformador debe estar por encima del extremo inferior del aislador y por debajo de la brida del aislador.

- Aumente la presión en el tubo central incrementando el nivel de aceite todo lo posible. - Compruebe con ayuda de un detector de gases si se pierde gas por la junta.

c) Medición de la capacidad y del factor de disipación dieléctrica (tan δ).

La toma de pruebas (tap) no se conecta a tierra automáticamente. Dado que el valor de C2 suele ser relativamente bajo, el tap no debe estar nunca en circuito abierto (flotado) al aplicar tensión a la boquilla. Hay que asegurarse de ponerlo a tierra o conectarla a una impedancia externa, pues de lo contrario la boquilla podría sufrir una avería irreparable. La tensión máxima recomendada es de 10 kV para C1 y de 500 V para C2. Asegúrese de que el tapón roscado esté bien apretado y con la junta anular en su lugar cuando no se estén realizando mediciones. De este modo se debe evitar que entre polvo o agua en la toma de pruebas.


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Se deben realizar mediciones, con la boquilla montada, de la capacidad C1 entre el tubo central y el tap, y la capacidad C2 entre el tap y la conexión a tierra para su comparación con los valores que están indicados en la placa de datos. A manera de referencia, en la Tabla 43 se listan los valores de la capacidad nominal C1 de los diferentes tipos boquillas de un fabricante en particular. El factor de disipación depende de la temperatura en el cuerpo del aislador, por lo que el valor medido debe multiplicarse por el factor de corrección (multiplicador) indicado en la Tabla 44.


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TABLA 43 – capacidades nominales en pF (tolerancias de fabricación de C1 = ±10 %)


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TABLA 44 – temperatura en el cuerpo del aislador 0C factor de corrección a 20 0C

d) Comprobación de la resistencia de paso.

Este método permite detectar fallos muy importantes, tales como disrupciones, en el paso de la corriente, y no es un procedimiento de diagnóstico del aislador. El método de medición de la resistencia de paso depende del diseño del transformador. Por lo general, se aplica corriente de aislador a aislador y se mide la caída de tensión entre sus terminales externos. La resistencia se calcula aplicando la ley de Ohm: U = R·I


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Donde U es la caída de tensión medida; I es la corriente de paso y R es la resistencia total del circuito).

La resistencia de paso total es la suma de la resistencia del bobinado y los conductores del transformador y la resistencia del conductor y de contacto del aislador. La resistencia adicional provocada por el conductor del aislador no debe ser superior a 150 mΩ. Dado que la resistencia de paso del bobinado de alta corriente de un transformador de potencia típico es del orden de 0.1 a 1 Ω, este método resulta muy poco preciso. La única manera de detectar contactos imperfectos es efectuando una medición en cada punto de conexión, o bien midiendo el aumento de temperatura durante el funcionamiento con una cámara de infrarrojos (termovisión)

6.26.20 Eliminación al término de la vida útil

Para disposición final de las boquillas, se debe tomar en cuenta que estas incluyen en sus componentes materiales como los siguientes:

a) Conductor: cobre o aluminio de baja aleación.

b) Terminales: cobre, latón o aluminio de baja aleación, en ocasiones chapados en plata, estaño,

oro o níquel hasta un espesor máximo de 20 µm.

c) Aceite de transformador ver la referencia [22] del capítulo de bibliografía.

d) Cuerpo capacitivo: papel y un 1% de hojas de aluminio, impregnado de aceite de transformador.

e) Tubo central, en el que está devanado el cuerpo capacitivo: aleación de aluminio.

f) Arandela superior, alojamiento superior, brida, tuerca superior, extensión de la brida y coraza:

aleación de aluminio.

g) Anillo de presión del indicador del nivel de aceite y tapón de la toma de pruebas: latón chapado o acero inoxidable.

h) Indicador de nivel de tipo prismático: cristal.

i) Aislantes: porcelana con base de cuarzo o silicato de aluminio, resina epóxica.

6.26.21 Mantenimiento a equipos de enfriamiento

El sistema de enfriamiento, dependiendo del diseño del transformador, además de los intercambiadores de calor, puede estar integrado por ventiladores y bombas de recirculación de aceite. Las actividades de mantenimiento de estos equipos son, por lo general, de naturaleza Corre a la Falla; sin embargo, con un plan de inspecciones rutinarias, y la realización de los análisis del aceite aislante, pueden ser detectados defectos en estos componentes, antes de que ocurra una falla que ponga en riesgo la integridad del transformador (principalmente cuando se involucra la falla de la bomba de recirculación).

6.26.22 Mantenimiento a bombas de recirculación La mayoría de los transformadores utilizan dos o más bombas provistas de sus indicadores de flujo.


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La bomba es utilizada para hacer circular el aceite del transformador desde la parte superior del tanque, a través de los radiadores y de regreso por la parte inferior del tanque.

La bomba, de manera general, está compuesta por dos elementos principales: el motor y la propia bomba hidráulica. Ambos componentes, por ser rotatorios, se cuentan con elementos constitutivos sujetos a desgaste por lo que, en un momento dado, pueden llegar a fallar. En la mayoría de los diseños, una falla en el motor eléctrico, dejando la bomba indisponible, ocasionaría, en el peor de los casos, la reducción temporal de la capacidad del transformador (hasta que la bomba sea restablecida); mientras que, por otro lado, una falla en la bomba no solo trae como consecuencia la reducción de la capacidad del transformador, sino que pone en riesgo la integridad propia del transformador. El mantenimiento de la bomba de recirculación de aceite consiste en el reemplazo de los mencionados elementos sujetos a desgaste: cojinetes, sellos, anillos de desgaste, entre otros, así como el reforzamiento de los aislamientos del devanado del motor (incluso conexiones de alimentación) y la protección superficial contra la corrosión (recubrimiento). La determinación del momento adecuado para realizar el mantenimiento es una de las principales decisiones a tomar durante la operación del transformador. Principalmente en lo que a los componentes de la bomba hidráulica concierne. Un plan que contemple inspecciones mediante actividades de mantenimiento predictivo debe ser la mejor herramienta para una decisión adecuada como:

a) Vibraciones.

b) Análisis de la corriente de línea.

c) Termografía.

d) Indicación de flujo.

e) En casos extremos, detección de fallas de la bomba mediante la determinación de partículas

metálicas en el aceite aislante. Durante la operación del transformador, las válvulas deben estar en completa posición de abierto y aseguradas siempre que la bomba este en servicio o lista para arrancar en forma automática. No se debe intentar operar las válvulas de las bombas cuando estén en operación. Siempre desconecte el motor de la bomba antes de abrir o cerrar alguna válvula. Errores al seguir estas precauciones pueden causar daños al personal o al equipo. Durante el periodo de paro programado, es recomendable realizar las actividades siguientes:

a) Medición de la resistencia de aislamiento.

b) Medición de la resistencia de los devanados. Referente a la existencia de bombas de repuesto en almacén, aun siendo una buena estrategia para asegurar la operación continua, conlleva a tomar algunas medidas de preservación para, por un lado, saber que se cuenta con un equipo de reemplazo confiable y, por el otro, evitar que se atente contra la integridad del transformador al ponerla en funcionamiento con componentes internos corroídos, fracturados, degradados o con cuerpos extraños.


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La bomba de reserva, nueva o mantenida, debe encontrarse presurizada, mínimamente, con aire. Lo ideal es que se presurice con nitrógeno. Para ello debe contar con bridas atornilladas en todas sus aberturas, inclusive si cuenta con sus válvulas aisladoras instaladas. 6.26.23 Mantenimiento a ventiladores El banco de intercambiadores de calor cuenta con un cierto número de ventiladores montados a un lado del primer radiador del grupo de tal forma que el aire pueda ser forzado horizontalmente entre cada radiador del banco. Los motores tienen sus cojinetes prelubricados y no requieren de lubricación durante la operación. Los motores y las aspas del ventilador deben limpiarse como parte del programa anual de mantenimiento del transformador. En la parte inferior de la carcasa del motor se incluyen orificios de ventilación que sirven para drenar cualquier condensación que se forme en su interior. Estos orificios son cubiertos durante el embarque. El ensamble de los ventiladores, además del motor eléctrico, cuenta con aspas de ventilador de polyester de vidrio reforzado. El motor va montado en una plataforma de alambres de acero que también sirve como protección a las aspas del ventilador. El ventilador debe girar libremente antes de ponerlo en operación. Los ventiladores son conectados eléctricamente por medio de uno de los dos siguientes métodos:

a) Los cables individuales pueden ser conectados mediante conexiones preformadas de neopreno

moldeado. Este tipo de ensamble provee una unión hermética y debe permitir conectar o desconectar cada ventilador por separado sin la necesidad de desconectar la fuente de poder. Cuando la conexión ha sido realizada, es necesario que las piezas compañeras sean cubiertas con una delgada capa de grasa de silicón con el fin de eliminar la fricción entre los componentes de goma. El conector macho debe ser insertado de tal forma que la porción O-ring en el conector hembra se ajuste perfectamente en la ranura del conector macho para formar una buena unión hermética.

b) Los cables individuales de los ventiladores pueden ser conectados en receptáculos especiales

localizados en canaletas verticales. Es posible conectar o desconectar cada uno de los ventiladores sin la necesidad de desconectar la fuente de poder de todos los demás.

6.26.24 Motores con entradas de grasa a presión

Estos motores están diseñados con entradas de grasa a presión y dispositivos de alivio en ambos baleros con el fin de prevenir una sobre lubricación. Los baleros son de bola y tienen un sello en el lado del devanado y una tapa protectora en el lado opuesto. Estos motores deben lubricarse cada 1 o 2 años dependiendo del ciclo de trabajo y las condiciones de operación. Para lubricar este tipo de motores utilice una grasa de alta calidad sin punto de goteo, y que cubra las condiciones de variación de temperatura ambiente de la zona de operación. Las inspecciones rutinarias deben estar enfocadas a detectar condiciones anormales de operación de los ventiladores, tales como:

a) Ruido anormal.

b) Rozamientos.

c) Vibración.


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d) Sobrecalentamiento (inspección termográfica).

e) Giro incorrecto.

f) Conexiones eléctricas deficientes.

6.26.25 Mantenimiento al intercambiador de calor

Las tareas de mantenimiento a los intercambiadores de calor, aun cuando no son extensas, las requeridas dependen del tipo de intercambiador. Se pueden establecer dos tipos generales de intercambiadores de calor, ver figuras 115 y116:

a) Aceite – Aire. De tubos aleteados. Normalmente separados del tanque.

b) Aceite – Aire. DE tubos aplanados (celdas). Normalmente unidos al tanque (soldados o bridados)

FIGURA115.- Intercambiadores de calor en un transformador Referencia24

Figura - 116 Intercambiador de calor de placas soportado

Cuando se esté preparando el montaje de los radiadores en el transformador, coloque el radiador sobre soportes adecuados, tales como bloques de madera, para evitar que éste se dañe. Retire las bridas blindadas del grupo de válvulas del tanque del transformador e inspeccione los empaques para asegurarse de que no estén dañados. Los empaques de la brida del tanque son de nitrilo permanente y pueden usarse a menos que hayan sido dañados. El pegamento para empaques no es necesario para obtener un sellado apropiado.


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Levante el radiador mediante la oreja de levantamiento localizada en la parte superior del cabezal y gírelo en posición hacia las válvulas. Una grúa portátil es ideal para levantar y colocar los radiadores, aunque éstos también pueden ser sujetados con polipastos

Para ambos tipos se deben ejecutar diversas tareas de mantenimiento, y tener algunas consideraciones, dependiendo su condición: En Operación o En Reserva. 6.26.26 Intercambiadores de reserva

Independientemente del tipo de enfriador, para asegurar que un intercambiador existente como reserva pueda ser utilizado en el momento en que sea requerido, es necesario, como mínimo, proveer las condiciones de almacenamiento adecuadas siguientes:

a) Deben mantenerse en su empaque original.

b) Evitar colocarlos directamente sobre suelo natural (incluso si permanece en su embalaje).

Preferentemente, deben colocarse sobre piso y protegidos contra corrientes de polvo e intemperie.

c) Las conexiones del circuito del aceite deben permanecer con bridas ciegas instaladas – con su

junta adecuada – con todos sus tornillos ajustados al torque requerido.

d) Es muy recomendable, como actividad de conservación, establecer frecuencias anuales de barrido del circuito de aceite con nitrógeno y, posteriormente, colocar sus bridas ciegas de nuevo. Mantener una presión positiva siempre debe ser una buena práctica.

e) Los intercambiadores con tubos aleteados deben estar dentro de empaques que protejan las

aletas (caja totalmente cerrada).

f) Se debe evitar dejarlos expuestos la lluvia. Principalmente, se debe evitar que se quede agua acumulada (por lluvia o condensación) en la superficie de las placas de los tubos aplanados o de sus juntas soldadas.

g) Si hay almacenaje a la intemperie en clima frío puede haber algo de condensación de humedad

dentro del radiador. Inspeccione los radiadores anotando si existe contenido de agua o cualquier indicio de oxidación visible dentro de las superficies. Si existe evidencia de humedad y óxido, si no es posible el almacenamiento con nitrógeno, se debe contemplar la colocación de un desecante, en cantidad suficiente, colocando una etiqueta de advertencia en cada brida.

6.26.27 Intercambiadores en operación

6.26.27.1 Intercambiadores Aceite – Aire.

a) Tubos Aleteados

Los radiadores tipo aleta, con sus elementos colocados en hileras paralelas, proporcionan un grupo de ductos continuos. El flujo de aire de los ventiladores es dirigido a través de este sistema de tubos aleteados, aumentando de esa manera la capacidad de disipación por encima de la correspondiente a convección normal.


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FIGURA117- Tubos aleteados del intercambiador de calor23

Las actividades de mantenimiento para este tipo de enfriadores consisten en tareas de inspección de la condición (ausencia de fugas) y estado de la superficie de transferencia de calor. La hermeticidad de estos intercambiadores, y la prevención de fugas, es asegurada mediante acciones encaminadas a la detección de condiciones operativas tales como:

- Rozamiento de ventiladores.

- Vibraciones inducidas (por aflojamiento del núcleo o anormal operación de ventiladores).

- Procesos localizados de corrosión.

- Golpes con objetos desprendidos de actividades realizadas en la vecindad del

intercambiador sin tomar las medidas preventivas adecuadas.

La limpieza de la superficie de transferencia de calor, y la eficiencia en la remoción de calor al aceite, depende de las condiciones operativas tales como:

- Condiciones ambientales (humedad y polvo). - Partículas suspendidas ácidas.

Las inspecciones termográficas permiten la evaluación cualitativa del grado de enfriamiento mediante la comparación de la temperatura superficial de cada tubo. Durante periodos de mantenimiento de paro programado, se debe considerar la limpieza mecánica de estos elementos utilizando agua a presión (sin deformar el aleteo), adicionando, cuando sea necesario, agentes limpiadores de acuerdo al tipo de suciedad y a naturaleza de los depósitos identificados.

b) Tubos Aplanados

El ensamble de este tipo de radiadores consiste en un número de tubos de acero aplanado, colocado en paralelo, verticalmente soldados a cabezales tanto en la parte superior como en la inferior. Estos cabezales pueden ser soldados a la pared del tanque transformador en grupos


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para formar un banco, o grupos de 3 o 4 pueden ser soldados a un pequeño cabezal, el cual puede ser bridado y atornillado a una válvula para removerlos durante el embarque. El intercambiador de tubos aplanados está disponible en longitudes variables que van de 6 a 14 pies (1.828 a 4.267 m). Los grupos de tubos aplanados individuales se fabrican con dos láminas de acero, generalmente acanaladas. Las láminas se forman y se recortan de tal manera que cuando dos de éstas se sueldan y se ajustan, se forma un ducto para la circulación del aceite.

FIGURA118- Enfriador de aceite de tubos aplanados

Las actividades de mantenimiento para este tipo de enfriadores, similar a los descritos anteriormente, consisten en tareas de inspección de la condición (ausencia de fugas) y estado de la superficie de transferencia de calor. La hermeticidad de estos intercambiadores, y la prevención de fugas, es asegurada mediante acciones encaminadas a la detección de condiciones operativas tales como:

a) Rozamiento de ventiladores. b) Vibraciones inducidas (por aflojamiento del núcleo o anormal operación de ventiladores). c) Procesos localizados de corrosión en las juntas soldadas (entre placas o entre celdas y

cabezales). d) Deterioro de juntas de bridas (intercambiador – válvula y válvula – tanque). e) Falla en juntas de prensaestopas de válvulas. f) Golpes con objetos desprendidos de actividades realizadas en la vecindad del intercambiador

sin tomar las medidas preventivas adecuadas. La limpieza de la superficie de transferencia de calor, y la eficiencia en la remoción de calor al aceite, depende de condiciones operativas tales como:


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a) Condiciones ambientales (humedad y polvo).

b) Partículas suspendidas ácidas.

Las inspecciones termográficas permiten la evaluación cualitativa del grado de enfriamiento mediante la comparación de la temperatura superficial de elemento. Durante periodos de mantenimiento de paro programado, se debe considerar la limpieza mecánica de estos elementos utilizando agua a presión (sin perforar la lámina), adicionando, cuando sea necesario, agentes limpiadores de acuerdo al tipo de suciedad y a naturaleza de los depósitos identificados. El único mantenimiento requerido por los radiadores es un repintado o retocado. La pared del elemento del radiador es una sección delgada y es susceptible corrosión, a menos que esté protegida con una buena capa final de pintura. La construcción del elemento permite limpiar todas las superficies para su reparación o retocado. Eventualmente, en caso de evidencia de fuga, ajuste el casquillo de los prensaestopas del brazo de operación de la válvula, para esto es necesario retirar el brazo interno (retire un tornillo) para tener acceso a la tuerca del estopero. No se recomienda reparar áreas de fuga en las secciones de las aletas del radiador o fugas en los cabezales de aletas soldadas. Si en estos puntos ocurre una fuga de aceite, Cierre las válvulas superior e inferior de ese radiador, drene el aceite del radiador y retírelo del transformador.

6.26.28 Mantenimiento al tanque y tanque de expansión1 La finalidad de este tanque es absorber la expansión térmica del aceite, que se produce al incrementar la temperatura en el tanque principal del transformador, originada por un aumento de carga o de la temperatura ambiente. La capacidad de este tanque debe ser entre el 10 % y el 20 % de la capacidad del tanque principal, véase figura 119.

FIGURA119- Tanque conservador

Está provisto, en la mayoría de los casos, de un Indicador magnético del nivel de aceite. Es un dispositivo que indica el nivel de aceite del tanque. Cuando existe un nivel bajo se activa una alarma. Está conformado de dos partes principales: la caja exterior y el cuerpo. En la caja exterior se encuentra la carátula graduada y la aguja indicadora y está herméticamente cerrada, véase figura 120, los más utilizados son el tipo columna y el prismático.


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FIGURA 120- Indicador magnético del nivel de aceite

6.26.29 Tipos de sistemas de Preservación de Aceite

De acuerdo con el sistema utilizado para la preservación del aceite, se tienen los siguientes tipos: Con tanque conservador y sin tanque conservador. 6.26.30 Con tanque preservador

Los transformadores con tanque conservador, utilizan diferentes métodos para preservar las propiedades del aceite, aislándolo del medio ambiente y regulando la presión de salida de los gases. Los métodos comúnmente utilizados son:

a) Sellados con: - Bolsa elástica.

- Diafragma.

- Nitrógeno.

b) Respiración a través de sílica gel.

6.26.31 Sellado con bolsa elástica

El sistema de preservación de aceite de presión constante aísla el aceite del transformador de la atmósfera y previene la entrada de gas o contaminación húmeda en el aceite. El sistema opera de forma similar a un tanque conservador, excepto porque el aceite aislante nunca está en contacto con la atmósfera. Una bolsa flexible de nitrilo llena de aire dentro del depósito metálico evita el contacto del aceite con la atmósfera. La bolsa de aire se encuentra completamente rodeada de aceite y está comunicada con la atmósfera a través de un deshidratador. La bolsa de aire se infla o se desinfla de acuerdo con los cambios de volumen del aceite del transformador. El tanque de expansión puede tener una sección transversal cilíndrica o rectangular. La Figura 121 muestra el arreglo de montaje de un tanque cilíndrico.


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FIGURA 121 - Montaje de un tanque de expansión cilíndrico

La Figura 122 muestra el arreglo de montaje de un tanque rectangular.

FIGURA 122 - Montaje de un tanque de expansión rectangular

6.26.31.1 Operación Las referencias son respecto a la Figura 121. El depósito (12) está localizado arriba del tanque del transformador y es soportado como se muestra en la Figura 122 Las conexiones de aceite son hechas entre el depósito y el tanque principal utilizando dos válvulas de paso (1) para aislar el tanque del tanque del transformador; entre las dos válvulas de paso de encuentra un relevador Buchholz (10). La bolsa de aire (11) está hecha de material flexible de uretano. La parte superior de la bolsa se sujeta (colgada) a la parte superior del tanque para asegurar una adecuada colocación. La bolsa de aire se conecta con la atmósfera a través de un deshidratador (4) y una conexión hermética de aceite-aire en la parte superior del tanque; esto permite únicamente la entrada de aire a la bolsa.

El respiradero de presión-vacío (3), el cual está calibrado a un rango de presión manométrica de +27.6 kPa a -13.8 kPA (de +4 psig y -2 psig), para tanques cilíndricos está conectado con el depósito de aceite y debe permitir el paso de aceite o aire como se requiera, para prevenir presiones o vacíos excesivos dentro del mismo.


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Bajo condiciones normales de operación, la bolsa de aire está completamente rodeada con aceite, y ya sea inflándose o desinflándose compensa los cambios de volumen del aceite del transformador. El lado inferior de la bolsa de aire puede ser considerado como el verdadero nivel de aceite en el depósito y se debe elevar o bajar de acuerdo a los cambios de volumen del aceite. El flotador del indicador de nivel de líquido (5) hace contacto con la parte inferior de la bolsa de aire y debe seguir la superficie inferior de la bolsa con forme ésta se mueva; dando una indicación del nivel de líquido del depósito. En el caso de que la bolsa de aire se dañe y se llene de aceite, está se debe hundir y disparar la alarma de bajo nivel de aceite del indicador de nivel de líquido. En estas condiciones el tanque debe funcionar un sistema conservador y no debe afectar la operación normal del transformador. La válvula (2) localizada debajo del tanque, puede ser usada para drenado y llenado. Esta válvula se debe dejar abierta para tanques cilíndricos después de que el sistema haya sido llenado con aceite y puesto en operación. 6.26.31.2 Operación a baja temperatura El tanque de expansión provee un espacio para las expansiones y contracciones del aceite desde -20 °C hasta 100 °C (110 °C en transformadores con elevación de 65 °C). Si la carga y la excitación son retiradas del transformador durante un clima extremadamente frío (-25 °C o menos), el indicador de líquido debe caer por debajo de la cubierta del tanque principal resultado de una presión interna negativa. Esto puede provocar una entrada de aire al tanque principal y a los adaptadores de las boquillas. Antes de volver a energizar el transformador, cheque el relevador detector de gas (si es que hay), adaptadores de las boquillas, adaptadores de alivio de presión y otros adaptadores para averiguar si ha entrado aire al tanque principal. Si la temperatura ambiente es muy baja (por abajo de -20 °C) y ha entrado aire al tanque principal, adicione aceite a través de la válvula de drenado del tanque de expansión. Debe suministrarse suficiente aceite con el fin de elevar el nivel hasta un punto en el cual el nivel de aceite no vuelva a caer debajo de la cubierta del tanque principal ante las bajas temperaturas esperadas. Para restablecer el sistema y operar el transformador:

a) Remueva las conexiones hacia el deshidratador.

b) Con todas las válvulas de venteo de la cubierta del tanque abiertas, aplique aire o nitrógeno bajo

una presión máxima de 6.895 kPa (1 psi) a través del orificio superior de la bolsa de aire. El aceite debe ser forzado hacia afuera del tanque de expansión y hacia adentro de los adaptadores.

c) Cierre cada válvula de venteo después de que el aire sea purgado.

d) Vuelva a colocar las conexiones de tubería hacia el deshidratador.

e) Cebe el relevador detector de gas (si existe).

f) Cuando la temperatura del aceite se eleve a 25 °C, extraiga el aceite anteriormente adicionado

con el fin de regresar el tanque a su nivel normal. Esto es muy importante puesto que un exceso de aceite debe ser expulsado a través del respiradero presión-vacío (3) conforme el aceite se valla calentando.

PRECAUCIÓN El aceite expulsado a través del respiradero de presión-vacío puede estar suficientemente caliente como para causar quemaduras. Evite el contacto con el aceite expulsado del dispositivo. Errores al hacer esto pueden provocar daños al personal


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6.26.31.3 Mantenimiento Las referencias son respecto a la Figura 121 El sistema normalmente requiere poco mantenimiento. En el caso de que el transformador haya sido desenergizado para cualquier otro trabajo de mantenimiento, los siguientes accesorios deben ser revisados:

a) Remueva las conexiones de tubería hacia el deshidratador y asegúrese que la abertura de la

misma no esté tapada. b) Cheque las aberturas de respiración en el respiradero de presión-vacío (3). Remueva cualquier

obstrucción del mismo.

Durante inspecciones mayores del transformador, que en el alcance esté comprendida la extracción del aceite, preferentemente, la tubería entre el tanque y válvula de paso (14) en el tanque principal debe ser instalada hasta después de que los procedimientos de llenado han sido completados y el vacío en el tanque principal se haya liberado. Esto debe evitar provocar vacío en el sistema y en la bolsa de aire. Si las conexiones de tubería entre el tanque principal y el tanque de expansión están colocadas durante las operaciones de vacío, una fuga en la válvula (1) aplicara vacío al sistema. Esto puede provocar una ruptura en la bolsa de aire y un colapso del tanque de expansión. Las válvulas (1) sobre el tanque principal del transformador deben permanecer cerradas durante las operaciones de llenado bajo vacío. En los tanques cilíndricos, las válvulas (1), Figura 122, se debe abrir después de que el sistema COPS haya sido llenado con aceite para activar el respiradero de presión-vacío (3) y el indicador de presión-vacío. Si la bolsa de aire ha sido dañada y existe una fuga, la bolsa se debe llenar de aceite y se debe accionar la alarma contra bajo nivel de aceite del indicador de nivel de líquido (5). Si ésta o cualquier otra señal de fuga en la bolsa de aire ocurren proceder de la manera siguiente:

a) Remueva las conexiones de tubería hacia el deshidratador (7). Esto debe proporcionar una

abertura hacia el interior de la bolsa de aire. b) Cuidadosamente inserte una varilla de madera con punta redondeada de 12.8 o 6.4 mm. (1/2 in

o 1/4 in) a través de la abertura hasta que ésta descanse en la superficie inferior de la bolsa de aire.

c) Retire la varilla, y si ésta está mojada, entonces la bolsa tiene una fuga. d) Una fuga en la bolsa puede ser corregida ya sea parchando o remplazando la bolsa. En cualquiera

de los casos el aceite debe ser drenado del sistema antes de trabajar con la bolsa de aire. e) Par drenar el depósito, cierre la válvula (1) entre el tanque del transformador y el tanque. En el

tanque principal, instale un indicador de presión para monitorear la presión del tanque y prevenir excesivos acumulamientos de presión debidos a los cambios de temperatura ambiental. La presión manométrica en la válvula no debe exceder 55.16 kPa (8 pisg) para prevenir la operación del dispositivo mecánico de alivio de presión. Prepare una línea flexible para el aceite y un depósito de almacenamiento temporal del aceite para desfogar el tanque si la presión interna excede 55.16 KPa (8 psig).

f) Drene el depósito a través de la válvula de drenado (2). Remueve el tapón de drenado y abra la

válvula de venteo (6) para completar el vaciado del depósito. g) Remueva el registro hombre (19).


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h) Destornille la bolsa de aire de la parte superior del tanque y desconéctela de los lazos de soporte

dentro del tanque. Remueva la bolsa de aire a través del registro. Figura 123. i) Inspeccione la bolsa de aire para determinar la magnitud del daño de reparación o por una bolsa

de aire de remplazo.

j) Para instalar la bolsa de aire, desenróllela y colóquela en su lugar dentro del tanque de expansión a través del registro hombre

FIGURA 123- Vista de desconexión de la parte superior del tanque

FIGURAS 124 y 125- Registro para remoción de la bolsa de aire

k) Asegúrese que la abertura de la bolsa de aire esté en la parte superior cuando se coloque en el tanque. Vuelva a conectar la bolsa de aire a los lazos de soporte en el tanque y atornille la conexión hacia el deshidratador sobre el tanque. Refiérase a la Figura 123 para observar una


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sección transversal de esta conexión. Cheque para asegurarse que el brazo del flotador del indicador de nivel de líquido tiene libre movimiento.

l) Infle la bolsa de aire hasta aproximadamente 3.45 KPa (1/2 psi), revise si está perfectamente

posicionada y vuelva a instalar la entrada hombre de inspección. m) Vuelva a llenar el sistema bajo el procedimiento de llenado del tanque de expansión. n) Instale las conexiones hacia el deshidratador.

La bolsa no es totalmente impermeable al aire y pequeñas cantidades pasan hacia el interior de la membrana ocasionalmente31. El desecante sirve para minimizar la humedad del aire que pasa hacia el interior de la bolsa, reduciendo la humedad que ingresa al aceite del transformador31. Para checar el nivel de aceite en el tanque, cuidadosamente inserte una varilla de madera de punta redondeada de 12.7 mm. (1/2 ") a través de la abertura del respiradero hasta que esta llegue a la superficie inferior de la bolsa de aire. Marque el perno de la superficie de la brida y mida la distancia desde el final de la varilla hasta la marca. Las mediciones correctas de nivel de aceite para una temperatura diferente a 25° se muestran en los instructivos del fabricante. A manera de ejemplo se muestra la tabla 45

TABLA 45- Mediciones de nivel

Altura del tanque (mm)

Distancia de la bolsa de aire hasta la brida

(mm)

Cambio del nivel por cada 5º en el rango de 5º - 50 ºC

1422.4 (56 in)

787.4 (31 in)

44.5 mm (1 3/4 in)

PRECAUCIÓN No presione demasiado la varilla sobre la superficie de la bolsa de aire, puesto que ésta puede causar un daño en la bolsa de uretano y provocar una fuga de aceite. Nunca abra la válvula de muestreo del transformador si existe vacío en el tanque del mismo. Cheque el indicador de presión vacío en el sistema de preservación de aceite para asegurarse que existe una lectura positiva. Si usted abre la válvula de muestreo del transformador cuando existe vacío, pueden entrar burbujas de aire al equipo. Las burbujas de aire pueden causar una falla del aislamiento, provocando daños al equipo, severos daños al personal o muerte.

6.26.32 Sellado con Diafragma

El sistema de preservación de aceite de presión constante con membrana aísla el aceite del transformador de la atmósfera y previene la entrada de gas o humedad en el aceite. Este sistema opera de forma similar a un tanque conservador, excepto porque el aceite aislante nunca está en contacto con la atmósfera. La expansión del aceite se lleva a cabo dentro del tanque montado en la parte superior del tanque principal. Una membrana flexible dentro del tanque (4) evita el contacto del aceite con la atmósfera. El aire en la parte superior del tanque de expansión se encuentra comunicado con la atmósfera a través de un deshidratador (1). La membrana se mueve hacia arriba o hacia abajo de acuerdo con los cambios de volumen del aceite del transformador, véase Figura 126.


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FIGURA 126- Tanque conservador de aceite sellado con membrana

El tanque de expansión puede tener una sección transversal cilíndrica o rectangular. El tanque puede ser montado en extensiones de soporte que salen del tanque principal o en la parte superior de los enfriadores. Este tipo de tanque se construye en dos partes atornilladas (6). Ambas partes (superior e inferior) se comunican por medio de una válvula de bypass (3), la cual debe estar cerrada para operación. El tanque de expansión se conecta con el tanque principal a través de una tubería denominada de liga (5). Se utilizan válvulas de paso para aislar el tanque principal del tanque de expansión cuando se requiera. 6.26.32.1 Operación Las conexiones de aceite entre el depósito y el tanque principal son hechas utilizando dos válvulas de paso para aislar el tanque COPS del tanque del transformador (entre las dos válvulas de paso de encuentra un relevador Buchholz). La membrana está hecha de material flexible de neopreno. La membrana se coloca como se ilustra en la Figura 126 El respiradero de presión-vacío (2), el cual está calibrado a una presión manométrica de +27.6 kPa a -13.8 kPa (de +4 psig y -2 psig) está conectado con el depósito de aceite y debe permitir el paso de aceite o aire como se requiera, para prevenir presiones o vacíos excesivos dentro del mismo. El lado inferior de la membrana puede ser considerado como el verdadero nivel de aceite en el depósito y se debe llevar o bajar de acuerdo a los cambios de volumen del aceite. El rodillo del indicador de nivel de líquido hace contacto en la parte superior de la membrana y debe seguir la superficie de esta con forme ésta se mueva; dando una indicación de nivel de líquido del depósito. En el caso en que la membrana se dañe y se pase el aceite, el tanque debe funcionar como un sistema conservador normal y no debe afectar la operación normal del transformador. La válvula localizada debajo del tanque puede ser usada para drenado y llenado (7).

6.26.32.2 Operación a baja temperatura El tanque de expansión provee un espacio para las expansiones y contracciones del aceite desde menos 20 °C hasta 100 °C (110 °C en transformadores con elevación de 65°C) generalmente. Si la carga y la excitación son retiradas del transformador durante un clima extremadamente frío (-25 °C o menos), el indicador de líquido debe caer por debajo de la cubierta del tanque principal resultado de una presión interna negativa. Esto puede provocar una entrada de aire al tanque principal y a los cilindros de las boquillas.


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Antes de volver a energizar el transformador, cheque el relevador detector de gas (si es que hay), cilindros de las boquillas, adaptadores de los dispositivos de alivio de presión y otros adaptadores para averiguar si ha entrado aire al tanque principal. Si la temperatura ambiente es muy baja (por abajo de -20°C) y ha entrado aire al tanque principal, adicione aceite a través de la válvula de drenado del tanque de expansión. Debe suministrarse suficiente aceite con el fin de elevar el nivel hasta un punto en el cual el nivel de aceite no vuelva a caer debajo de la cubierta del tanque principal ante las bajas temperaturas esperadas. Para restablecer el sistema y operar el transformador:

a) Remueva las conexiones hacia el deshidratador. b) Con las válvulas de venteo de la cubierta del tanque abiertas (8), aplique aire o nitrógeno bajo

una presión máxima de 6.895 KPa (1 psi) a través del orificio del deshidratador sobre la membrana. El aceite debe ser forzado hacia afuera del tanque de expansión y hacia adentro de los adaptadores.

c) Cierre cada válvula de venteo (8) después de que el aire sea purgado. d) Vuelva a colocar las conexiones de tubería hacia el deshidratador (1). e) Cebe el relevador detector de gas (si existe). f) Cuando la temperatura del aceite se eleve a 25°C, extraiga el aceite anteriormente adicionado

con el fin de regresar el tanque a su nivel normal. Esto es muy importante puesto que un exceso de aceite debe ser expulsado a través del respiradero presión vacío conforme el aceite se caliente.

PRECAUCIÓN El aceite expulsado a través del respiradero de presión vacío puede estar suficientemente caliente como para causar quemaduras. Evite el contacto con el aceite expulsado del dispositivo. Errores al hacer esto pueden provocar daños al personal No instale las conexiones de tubería entre el tanque COPS y la válvula de paso al tanque principal hasta después de que los procedimientos de llenado han sido completados y el vacío en el tanque principal se haya liberado. Esto debe evitar provocar vacío en la membrana. Si las conexiones de tubería entre el tanque principal y el tanque de expansión están colocadas durante las operaciones de vacío, una fuga en la válvula de paso aplicara vacío al sistema Esto puede provocar una ruptura en la membrana y un colapso del tanque de expansión. La válvula de paso hacia el tanque sobre el tanque principal del transformador debe permanecer cerrada durante las operaciones de llenado bajo vacío. Remueva el registro hombre del tanque y revise la membrana. Verifique que la membrana no se encuentre con tensión excesiva o rota. Vuelva a colocar la cubierta hombre y asegúrese de que quede hermético al aceite. Llene bajo vacío al transformador y llene el tanque de expansión COPS con aceite, utilizando los procedimientos específicos del fabricante. Instale la tubería de conexión entre el tanque del transformador y el tanque COPS. Abra la válvula de paso que está del lado del tanque COPS, pero deje cerrada la válvula de paso que está del lado del tanque principal . Para checar el nivel de aceite en el tanque COPS, cuidadosamente inserte una varilla de madera de punta redondeada de 12.7 mm. (1/2 in) a través de la abertura del respiradero (8) hasta que esta llegue a la superficie de la membrana.


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No presione la varilla sobre la superficie de la membrana puesto que ésta puede causar daños y provocar una fuga de aceite. 6.26.32.3 Mantenimiento El sistema requiere poco mantenimiento. En el caso de que el transformador haya sido desenergizado para cualquier otro trabajo de mantenimiento, los siguientes accesorios deben ser revisados:

a) Remueva las conexiones de tubería hacia el deshidratador (1) y asegúrese que la abertura de la

misma no esté tapada.

b) Cheque las aberturas de respiración en el respiradero de presión-vacío (2). Remueva cualquier obstrucción del mismo.

Si la membrana ha sido dañada y existe una fuga es posible revisarla retirando el registro o utilizando el siguiente procedimiento de chequeo, con el transformador desenergizado:

a) Remueva las conexiones de tubería hacia el deshidratador. Esto debe proporcionar una abertura

hacia la parte superior de la membrana. b) Cuidadosamente inserte una varilla de madera con punta redondeada de 12.8 o 6.4 mm (1/2 in o

1/4 in) a través de la abertura hasta que ésta descanse en la superficie de la membrana. c) Retire la varilla, y si ésta está mojada entonces la membrana está rota. d) Una ruptura en la membrana puede ser corregida ya sea parchando o remplazando la membrana.

En cualquiera de los casos el aceite debe ser drenado del sistema antes de trabajar con la membrana.

e) Para drenar el depósito, cierre la válvula de paso entre el tanque del transformador y el tanque.

Instale un indicador de presión en la conexión de la línea de vacío del tanque principal para monitorear la presión del tanque y prevenir excesivos acumulamientos de presión debidos a los cambios de temperatura ambiental. La presión manométrica en el tanque principal no debe exceder 55.16 kPa (8 pisg) para prevenir la operación del dispositivo mecánico de alivio de presión. Prepare una línea flexible para el aceite y un depósito de almacenamiento temporal del aceite para desfogar el tanque si la presión interna excede 55.16 kPa (8 psig).

f) Drene el tanque conservador a través de la válvula de drenado (7). Remueve el tapón de drenado

y abra la válvula de venteo (1) para completar el vaciado del depósito. g) Para inspeccionar la membrana retire el registro hombre de la parte superior del tanque. En caso

de requerir cambiar la membrana debe ser necesario remover la parte superior del tanque de expansión (6), la cual se encuentra atornillada con la parte inferior. Al realizar esta operación, tenga cuidado para no dañar el brazo y el rodillo del indicador de nivel.

h) La membrana se encuentra sujeta a lo largo de toda la unión entre ambas partes del tanque

conservador, por medio de pernos. i) Inspeccione la membrana para determinar la magnitud del daño y reparación o sustitución de una

membrana de remplazo. j) Para instalar la membrana, debe ser necesario perforar todo el contorno y ensamblarla

sujetándola en toda la periferia entre ambas partes del tanque conservador. Posteriormente, coloque la parte superior del tanque de expansión.


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k) Cheque para asegurarse que el brazo del rodillo del indicador de nivel de líquido tiene libre movimiento y que quede sobre la superficie de la membrana sin dañarla.

l) Instale el registro

m) Vuelva a llenar el sistema (llenado del tanque de expansión).

n) Instale las conexiones hacia el deshidratador.

La bolsa no es totalmente impermeable al aire y pequeñas cantidades pasan hacia el interior de la membrana ocasionalmente31. El desecante sirve para minimizar la humedad del aire que pasa hacia el interior de la bolsa, reduciendo la humedad que ingresa al aceite del transformador31. Si un transformador equipado con sistema de preservación de aceite con membrana es utilizado como de reserva, asegúrese de que el sistema y las alarmas de bajo nivel de aceite se encuentran en operación, para prevenir la entrada humedad al tanque principal. Si la temperatura del aceite es menor de -20°C, usted debe seguir los procedimientos dados en el párrafo de operación a baja temperatura.

6.27 Sello con Nitrógeno Los aceites minerales tienen un gran coeficiente de expansión. Debido a las variaciones de temperatura ocasionadas por la temperatura ambiente y la carga, el nivel del aceite debe variar. Por lo tanto, se debe contar con espacio disponible para la expansión, y por otro lado humedad o aire no debe ser introducido al interior del tanque. En el diseño de tanque sellado, el espacio superior del aceite es llenado con un gas inerte bajo presión. El espacio superior de gas permite las variaciones del volumen del aceite. El volumen del gas y el aceite permanecen constantes sobre la variación de la temperatura31. En el diseño de gas inerte presurizado, el colchón de nitrógeno mantiene una presión positiva constante sobre el aceite. Esto permite que debido a cualquier expansión del volumen del aceite la presión del nitrógeno sea automáticamente regulada mediante una válvula reguladora. El ajuste de la presión de nitrógeno mantiene un colchón apropiado de nitrógeno sin permitir que el aceite se sobre-sature con nitrógeno31. Los tanques conservadores con sello de gas inerte (nitrógeno) están provistos de equipo inertaire para regular la presión del gas en el interior del tanque conservador. El equipo inertaire utiliza tres etapas de regulación para reducir la presión del cilindro de nitrógeno de 140.6 kg/cm2 (2 000 lb/pulg2) a 0.035 kg/cm2 (½ lb/pulg2) mediante un juego de reguladores. El flujo de nitrógeno debe ser inyectado al tanque conservador cuando la presión sea inferior a 0.035 kg/cm2 (½ lb/pulg2) y debe dejar de alimentar presión cuando esta rebase ligeramente 0.035 kg/cm2 (½ lb/pulg2). 6.27.1 Sin tanque conservador

Estos equipos no cuentan con tanque conservador, pero tienen uno de los siguientes métodos de preservación del aceite:

a) Sellado con aire o nitrógeno. b) Respiración a través de sílica gel.

6.27.2 Tanque Principal (cuba)

El tanque cumple con la función de contener el aceite aislante y proteger las partes energizadas del transformador. Sirve también como estructura de montaje para los accesorios y equipo de control. La cubierta del tanque puede estar


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empotrada o soldada al marco del tanque, el cual está diseñado para soportar la presión de la expansión térmica del aceite aislante. La presión a la que puede ser sometido el tanque del transformador, no debe exceder 2 atm (29.4 psi) de presión absoluta, para evitar deformaciones permanentes, fisuras o fracturas. 6.27.3 Sistema sellado del tanque

6.27.3.1 Juntas con empaques

Elastómeros de nitrilo y corcho-neopreno son utilizados para hacer juntas de presión en los transformadores llenos de aceite y cambiadores de derivaciones. El corcho-neopreno es generalmente utilizado usado para juntas permanentes tales como gabinetes llenos de aire y montajes de instrumentos. Hule de nitrilo es usado para cubiertas de inspección, bridas para boquillas y aplicaciones similares donde los empaques son re utilizables. A manera de referencia, en la Tabla 46 se mencionan algunos tipos de empaquetadura y su utilización en el montaje de componentes de un transformador.

TABLA 46 - Tipo y aplicación de empaques

6.27.4 Instalación de empaques

La eficacia de una junta implica una adecuada selección del tipo de material y es indispensable realizar algunas tareas de preparación de las superficies a unir.

a) Limpie la superficie de metal.

b) Oxidación o incrustaciones pueden ser removidos con un cepillo de alambre y luego limpiando

con un paño limpio.

c) Retire los residuos de juntas anteriores y lije la superficie hasta obtener un pulido libre de rugosidades al tacto.

d) Remueva toda la humedad, aceite o grasa limpiando con un paño suave impregnado de un agente

desengrasante.

e) Si el empaque debe ser cortado al tamaño, este debe ajustarse a la superficie que debe ser sellada.

f) El grosor del empaque y el porcentaje de compresión debe de checarse de acuerdo a las

características particulares del material del empaque (Como referencia ver la Tabla 46).


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g) Cuando se necesario usar una junta, bisele las orillas de la junta para que la longitud del traslape

sea igual a cuatro veces el grosor del material.

h) La junta debe cortarse en una caja de ingletes con una segueta de diente fino o con un cuchillo para obtener el completo grosor del empaque en la junta a traslape y para asegurar un corte limpio y uniforme véase Figura 127.

i) Las juntas de enlace deben cortarse con la forma apropiada de la junta y ambas capas se deben

de cortar al mismo tiempo.

FIGURA127 – Preparación de junta

6.27.5 Elaboración de juntas con empaque para operar con temperaturas superiores a 0 °C

El material adecuado para fabricar la junta es a partir de placa de empaque de Corcho-Neopreno. El material de Corcho-Nitrilo, que ofrece mejores facilidades, se obtiene a un costo más elevado. Después de haber preparado las superficies a unir, y estando libre del solvente utilizado para la limpieza, se debe aplicar a ambas superficies un pegamento compatible con el material del empaque. Existen en el mercado alternativas de adhesivos especiales para esta aplicación en la opción secado al aire y anaeróbicos. La alternativa secada al aire no, en caso necesario de realizar un reajuste de la posición de la junta, o desmontaje dentro de los pocos minutos siguientes del componente, obligaría a sustituir el empaque y limpiar de nuevo las superficies; mientras que la otra alternativa, secado en ausencia de oxígeno, generalmente permite hacer ajustes de último momento o la utilización de nuevo de una junta desmontada a los pocos minutos de haber sido instalada. Ambas alternativas, empleadas de la manera adecuada, asegurar la eficacia de la junta:

a) Aplique una delgada película de pegamento en ambas superficies a unir (con adhesivos secado

al aire, permita un tiempo de secado mayor de 10 minutos y menor de 1 hora). b) Aplique una delgada película de pegamento en ambas superficies del empaque (con adhesivos

secado al aire, permita un tiempo de secado mayor de 10 minutos y menor de 1 hora).


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c) Ensamble el empaque en la junta y presiónelo fuertemente para colocarlo en su lugar. d) Una los componentes y coloque todos los tornillos de sujeción. e) Realice el ajuste de los tornillos de manera cruzada, aplicando el 50 % del torque. f) Posteriormente, termine el ajuste, de manera cruzada, aplicando el 100 % del torque.

6.27.6 Elaboración de juntas con empaque para operar con temperaturas inferiores a 0 °C.

Fabrique los empaques y almacénelos junto con el pegamento en un área protegida y a una temperatura superior a 0 °C hasta que la instalación comience. Esto debe mantener el empaque compresible y el pegamento en forma de fluido. Después de haber preparado las superficies a unir, y estando libre del solvente utilizado para la limpieza, se debe aplicar a ambas superficies un pegamento compatible con el material del empaque. Existen en el mercado alternativas de adhesivos especiales para esta aplicación en la opción secado al aire y anaeróbicos. La alternativa secada al aire no es la más recomendable en estos casos. La alternativa, secado en ausencia de oxígeno, generalmente permite hacer ajustes de último momento o la utilización de nuevo de una junta desmontada a los pocos minutos de haber sido instalada. Ambas alternativas, empleadas de la manera adecuada, asegurar la eficacia de la junta:

a) Aplique una delgada película de pegamento en ambas superficies a unir. b) Aplique una delgada película de pegamento en ambas superficies del empaque. c) Ensamble el empaque en la junta y presiónelo fuertemente para colocarlo en su lugar. d) Una los componentes y coloque todos los tornillos de sujeción. e) Realice el ajuste de los tornillos de manera cruzada, aplicando el 50 % del torque. f) Posteriormente, termine el ajuste, de manera cruzada, aplicando el 100 % del torque.

Este procedimiento debe permitir que el empaque se comprima apropiadamente y debe proporcionar una unión de calidad.

6.27.7 Empaques para cubiertas de inspección.

Los empaques de corcho-neopreno pueden ser usados para cubiertas de inspección siempre y cuando el empaque este sellado únicamente, por un lado. Esto debe permitir que se pueda remover la cubierta sin destruir el empaque. Los empaques son generalmente sellados al miembro estacionario en aberturas grandes, y a la cubierta en aberturas pequeñas. Si se utiliza corcho-neopreno en la puerta del cambiador de derivaciones bajo carga, este debe sellarse en la cubierta. Los empaques debe ser sellados a la cubierta de la junta por medio de la aplicación de una capa de pegamento en un lado del empaque y en la superficie en donde debe ser sellado. La superficie del empaque la cual no está sellada debe ser cubierta con lubricante de silicón para prevenir que se pegue, y de esta forma facilitar el retiro de la cubierta de inspección.


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Después de abrir una cubierta de inspección examine el empaque para asegurarse que no está dañado y que tiene suficiente grosor para resellar la junta.

6.27.8 Aplicación de empaques de nitrilo rectangulares

Los empaques de nitrilo rectangulares no requieren pegamento para un apropiado sellado. Para facilitar el ensamble en superficies verticales, una capa de pegamento aplicado al hueco debe mantenr el empaque en su lugar mientras la junta está siendo ensamblada. Aplique una delgada capa de lubricante de silicón al empaque si este se va a utilizar en una cubierta de inspección. Esto debe permitir un fácil desensamble.

Las aberturas pequeñas se deben usar empaques de una pieza cortados de hojas de nitrilo. Los empaques para grandes aberturas se deben usar hule de nitrilo el cual debe estar empalmado con una junta biselada. Un accesorio de sujeción deben ser utilizado para asegurar un preciso corte en la junta. La longitud del biselado debe ser de cuatro veces el grosor del material. La Figura 127 ilustra un típico accesorio de sujeción con un empaque que está siendo cortado. Para formar una unión en material de hule de nitrilo, primero corte el bisel en el accesorio. Mantenga la cuchilla húmeda para un corte liso. Lije la superficie ligeramente y luego aplique una delgada capa de pegamento para empaque en cada superficie. Permita que el pegamento seque por 10 minutos, luego ensamble la junta con una igualación precisa de la superficie cortada. Prense la junta pegada por 30 min. Seleccione el tamaño del material de nitrilo de tal forma que la extensión de arriba de la ranura del empaque o del tope del empaque limite la compresión del mismo a un 25 %. Además, la sección transversal de la ranura deben ser menor que la sección transversal del material.

6.27.9 Aplicación de empaques de nitrilo Dumbell

Los empaques de nitrilo "Dumbell" tienen una configuración especial para las puertas de acceso en los compartimientos de los cambiadores de derivaciones bajo carga. Los empaques deben ser instalados con el lado azul "lado a la intemperie" (weather side) del material expuesto a la atmósfera. La Figura 128 ilustra la forma de un típico empaque "Dumbell".

FIGURA 128 – Forma del típico empaque de nitrilo

Estos empaques no requieren pegamento. La compresión adecuada es alcanzada cuando los lados redondeados del empaque son comprimidos hasta 8 mm (5/16") del espesor del alma central


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Errores en el sellado de las cubiertas deben permitir fugas de aceite y la entrada de humedad al transformador. Esto debe provocar la deterioro del aislamiento y puede provocar una falla eléctrica

6.27.10 Retiro y reposición de cubiertas soldadas

En ocasiones es necesario quitar la tapa soldada de un transformador, o separar las secciones superior o inferior de los tanques de los transformadores. Esto puede hacerse separando la soldadura utilizando un soplete oxiacetilénico o un soplete eléctrico “Arc-air”. Cualquier método da resultados satisfactorios y el decidir cuál aplicar depende del equipo del que se disponga y de la experiencia de los trabajadores. Antes de remover la soldadura, realice un bosquejo de la cubierta y particularmente de los puntos en donde hay soldadura, anotando el tamaño normal de la soldadura y los lugares en donde ésta es más grande para reforzar los puntos de alto esfuerzo. Utilice el bosquejo como guía para reponer o resoldar la cubierta.

FIGURA 129- Separación de soldadura en un transformador

6.27.11 Corte con soplete oxiacetilénico

Para separar la soldadura con soplete oxiacetilénico utilice un soplete de corte para servicio pesado con puntas del número 183. Para obtener un mejor funcionamiento generalmente se utiliza un soplete similar al de la serie Airco 3 000 con regulador de oxígeno de alta presión. La Tabla 47 muestra el tamaño de la punta y las recomendaciones de presión para distintos tamaños del cordón de soldadura tipo filete.

TABLA 47- Tamaño de la punta y presión recomendadas para cordón de soldadura tipo filete

Tamaño del cordón de soldadura tipo filete

plg (mm)

Tamaño de la punta

#

Presión del oxígeno

psi

Presión del acetileno

psi

5/16 (7.9) 8 60 8

3/8 y 7/16 (9.5 y 11.1) 10 70 9

1/2 (12.7) 12 75 9

Durante las operaciones de corte asegure la cubierta con prensas “C” para evitar que está se levante y puedan caer fragmentos de soldadura o rebabas contaminantes dentro del tanque del transformador. Cubra todas las aberturas del tanque para evitar que caigan dentro materiales extraños. Si es posible remueva toda la soldadura en un solo paso, evitando hacer ranuras profundas en los bordes de la cubierta del tanque.


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La escoria y los fragmentos de soldadura que hayan quedado adheridos a la cubierta y a la brida del tanque pueden quitarse con cincel o esmeril. Antes de quitar las prensas “C” limpie perfectamente con esmeril la zona de los bordes, hasta que quede totalmente lisa como preparación para el soldado posterior de las juntas. Mantenga la cubierta fuertemente prensada hasta terminar todas las operaciones de limpieza. PRECAUCIÓN El corte con Oxiacetileno, el soplete eléctrico Arc-air y las operaciones de rebabeo y esmerilado pueden producir un incendio. Siempre tenga extinguidores disponibles antes de empezar con las operaciones de corte. Drene todo el aceite del tanque hacia los contenedores de almacenamiento, después limpie el interior del tanque con nitrógeno seco. Durante las operaciones de corte mantenga un flujo de nitrógeno de aprox. (5 cfh a 3 psi) (141.6 m³ a 20.685 kPa). 6.27.11 Remoción de Soldadura con arco eléctrico

Extraiga el aceite del transformador y deje escurrir durante doce horas; después conecte la botella de nitrógeno a través del regulador, al tanque del transformador en la válvula superior del filtro prensa y mantenga un barrido de nitrógeno a baja presión durante todo el tiempo que dure la operación de corte para evitar una posible explosión por la acumulación de gases combustibles. Durante las operaciones de corte fije la cubierta con prensas “C”. Puede iniciar el corte en cualquier punto de la cubierta pero asegúrese de evitar que caigan rebabas contaminantes o fragmentos de soldadura dentro del tanque del transformador. Después de que hayan finalizado las operaciones de corte, esmerile el área soldada limpiando antes de desprender las prensas “C”. Mantenga la cubierta fuertemente prensada y todas las aberturas cerradas hasta que todas las operaciones de limpieza hayan terminado. El equipo del soplete eléctrico arc-air debe contar como mínimo con las siguientes características:

a) Un soplete eléctrico “Arc-air”.

b) Electrodos de carbón de grafito de ¼ in (6.3 mm).

c) Aire comprimido a 90 psi (620.55 kPa).

d) Una máquina para soldar de c.a. o c.d. de 350 A.

e) Botellas de nitrógeno seco.

f) Un regulador de presión para nitrógeno.

Ajuste la máquina para soldar a 300 A, y el aire a 90 psi (620.55 kPa). Si utiliza la máquina de corriente continua, emplee polaridad invertida. Coloque el electrodo de 1/4” (6.3 mm) en el portaelectrodo de manera que no sobresalga más de 6 in (152.4 mm). Asegúrese que el aire está fluyendo y que está dirigido al extremo del electrodo antes de iniciar el arco. Elimine el agua o humedad acumulada en la tubería de aire comprimido dejando escapar el aire durante unos minutos. Inicie el arco con un ligero golpe del electrodo sobre la soldadura a un ángulo de 15° aproximadamente. No retire el electrodo una vez que se haya iniciado el arco. Mantenga un arco pequeño, avanzando en la dirección del corte con la rapidez con la que el material vaya desapareciendo. La velocidad de avance depende de la corriente, de la presión del aire y del espesor del cordón de soldadura que se esté cortando.


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6.27.12 Resoldado de la cubierta

Antes de comenzar cualquier operación de resoldado, limpie perfectamente la zona de la junta de la cubierta y la brida del tanque hasta que queden totalmente lisas. Prepare ambas superficies eliminando con un cincel o esmeril cualquier irregularidad que haya podido quedar al separar la soldadura. Proteja el interior del tanque para evitar que puedan caer al interior fragmentos de soldadura o limaduras metálicas. Limpie el lado inferior de la cubierta con un trapo limpio para retirar cualquier partícula de polvo, costra o aceite, esto debe prever la contaminación del interior del tanque del transformador. Sea muy cuidadoso para que el polvo o cualquier material contaminante no caigan dentro del tanque del transformador. Aplique con un pincel una franja de ½ in(12.7mm) de ancho, de cemento rojo, a todo el rededor de la ceja y a una distancia de 1.5” (38.1 mm) del borde exterior, cuidando que el cemento no se extienda hasta la zona que se va a soldar, para evitar soldaduras porosas. En seguida coloque un empaque de fibra de vidrio tejida de 1/8 in (3.17mm) de diámetro sobre la franja de cemento a todo el rededor de la ceja, cuidando que no quede ninguna discontinuidad. El empalme debe ser perfectamente a tope, o con un ligero traslape. Baje la cubierta y colóquela a ½ in(12.7mm) del borde de la brida, ver Figura 130, asegure ambas superficies con prensas “C” a todo el rededor, Figura 131, pero puestas de tal manera que se pueda soldar debajo de ellas. Antes de soldar, asegúrese que el apoyo entre ambas superficies es perfecto.

FIGURA 130 – Preparación de superficie

FIGURA131 – Sistema de prensado para aplicación de soldadura


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Limpie el interior del tanque con nitrógeno seco antes de empezar a soldar la juntura. Cubra todas las entradas con madera limpia o cartón comprimido y mantenga un pequeño flujo de nitrógeno de aprox. (5 cfh a 3 psi) (141.6m³ a 20.685 kPa) dentro del tanque para prevenir la acumulación de gases explosivos. Si se cometen fallas al mantener el flujo de nitrógeno durante las operaciones de soldadura se puede provocar fuego, causar heridas graves al personal y daño al equipo. Suelde ambas superficies aplicando un cordón de soldadura de sello de 1/8 in (3.1 mm) a todo el rededor, empezando por uno de los extremos. Utilice un electrodo tipo E-7104 o un E-7018 para acero blando. También se puede utilizar un electrodo de 5/32 in(3.9 mm) tipo E-6013 para acero blando. La Figura 132 ilustra una típica cubierta soldada.

FIGURA 132 - Típico arreglo con prensas tipo “C”

Retire las prensas “C” y elimine la escoria de la soldadura con un cepillo de alambre. Aplique un segundo cordón de ¼ in(6.3 mm) encima del de 1/8 in (3.1 mm), usando un electrodo de 5/32 in (3.9 mm), ya sea con corriente alterna o con corriente continua y polaridad positiva. Ajuste la corriente entre 150 y 160 A. Refiérase al bosquejo guía antes de adherir soldaduras de reforzamiento. Después de soldar retire la escoria y limpie con un cepillo de alambre. 6.27.13 Prueba de soldadura

Después de terminar de soldar, retire toda la escoria y presurice la soldadura a prueba a 5 psi (34.475 kPa) usando nitrógeno seco aplicado a través del sistema de preservación de aceite o a través de la válvula de llenado de la cubierta. Mantenga la presión y minuciosamente verifique si existen fugas en la soldadura utilizando una solución a base de jabón aplicándola con una brocha. Figura 133

FIGURA 133 – Prueba de hermeticidad en soldadura .


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Si la prueba de presión fue satisfactoria, limpie la soldadura y las superficies adyacentes. Pinte la soldadura, la ceja y el borde con pintura anticorrosiva ver figura 134 y aplique finalmente la pintura de acabado ver figura 135.

FIGURAS 134 y 135 – Aplicación de pintura anticorrosiva y pintura de acabado

6.27.14 Secciones superiores de tanques ajustados en forma.

La soldadura sobre la brida entre las secciones superior e inferior de un tanque de forma ajustada puede ser removida mediante un corte con oxiacetileno o con un soplete eléctrico arc-air. Para reponer la sección superior del tanque y soldar la juntura realice el siguiente procedimiento: Prepare la sección superior para su reposición eliminando con un cincel o esmeril cualquier irregularidad que haya podido quedar a lo largo de la base y el borde de la brida de la sección superior. El borde de la brida debe ser cuadrado, de metal limpio y con su base perfectamente lisa. Limpie cualquier material extraño que pueda contener la brida. Prepare a la brida y a la sección de la base para recibir a la sección superior. Todo el rededor del núcleo de hierro que se encuentra directamente sobre la brida debe forrarse con cinta de aislar y fijarse con cinta adhesiva de sacrificio de 8 in a 12 in (203 a 304.8 mm) de ancho. Remueva cualquier irregularidad de la superficie de la brida utilizando un cincel o un esmeril. Cuando esmerile, tenga cuidado de que todo el material que se desprenda caiga hacia afuera del tanque y no hacia adentro. Limpie la brida con un trapo limpio. Esta superficie debe ser totalmente lisa para permitir que la sección superior se asiente perfecta y uniformemente alrededor de la caja. Quite la cinta de sacrificio previamente colocado alrededor del núcleo. Cepille la capa de cemento rojo de 1.5 in (38.1 mm) de ancho que está a 2 in(50.8 mm) del borde exterior de la brida de la sección inferior, cuidando que el cemento no se extienda sobre el área de la soldadura, ya que esto puede causar porosidad en la misma. Coloque el empaque de fibra de vidrio sobre la franja de cemento fresco que se aplicó a todo el rededor de la ceja, cuidando que no quede ninguna discontinuidad. El empalme debe ser perfectamente a tope o con un ligero traslape.


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6.27.15 Colocación de la Sección Superior y Preparación para Soldado

Coloque la sección superior con una grúa y bájela lentamente sobre el ensamble del transformador hasta que asiente sobre la brida de la sección inferior. Fije las bridas de las secciones superior e inferior y asegúrelas con prensas “C” a todo el rededor, pero puestas de tal manera que se pueda soldar debajo de ellas. Antes de soldar, asegúrese que el apoyo entre ambas superficies sea perfecto, ver figura 136

FIGURA 136 – Apoyo de superficies para soldadura

Suelde las secciones superior e inferior, aplicando un cordón de sello alrededor de la sección superior de la caja empezando por uno de sus extremos. Utilice un electrodo de 5/32” (3.9 mm) tipo E-6013 o E7014, también se puede utilizar un electrodo de 1/8 in (3.1 mm) tipo E7018, ya sea con corriente alterna o con corriente continua (de preferencia con polaridad invertida). Retire las prensas “C” y limpie la escoria de la soldadura con un cepillo de alambre. Aplique un cordón final de soldadura sobre el de 1/8 in (3.1 mm) del tamaño especificado en la figura 137. Utilice un electrodo bajo en hidrógeno de 3/16 in (4.7 mm) de gina 4 de 6 diámetro tipo E-7014 o E7018, ya sea con corriente alterna o con corriente continua (de preferencia con polaridad invertida). Limpie la escoria de la soldadura y del área adyacente. Pruebe la soldadura por si existen fugas presurizando el tanque con nitrógeno seco y aplicando una solución de jabón en la soldadura. Después de terminar la prueba de las fugas pinte el área de la soldadura con pintura anticorrosiva y aplique finalmente la pintura de acabado. 6.27.16 Soldadura en la base de la pared del tanque

Para levantar el tanque del transformador y lograr que el núcleo y las bobinas puedan ser retirados, es necesario remover la soldadura que algunos transformadores tipo acorazado tienen entre la pared del tanque y su base. Este arreglo se ilustra en la figura 137, debido al espacio reducido que dejan los enfriadores en su parte inferior, la soldadura debe ser retirada por corte con gas.


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FIGURA 137 – Soldaduras aplicada en la pared del tanque

6.27.17 Retiro de la soldadura de la base del tanque

El procedimiento para retirar la soldadura de la base es similar al que se utiliza para remover la soldadura de la cubierta con corte por gas, excepto por lo siguiente: La soldadura “A” de la Figura 132 se debe removerse en lugar de la soldadura “B”. Esto es para prevenir que la flama de gas alcance el aceite del núcleo y las bobinas y el que se colecta en la base del tanque. Remueva la soldadura a aproximadamente 1/8 in (3.17 mm) de la solera de cierre para asegurar la separación adecuada entre ésta y la pared del tanque. Utilice un Oxweld #13, con punta del número 1511, dirigiendo la flama hacia la soldadura. Después de que todas las conexiones internas entre el núcleo, las bobinas y el tanque hayan sido removidas; retire el tanque de la base con una grúa elevadora, véase figura 138.

FIGURA 138 - Maniobra de izaje del tanque del transformador 6.26.18 Reposición del tanque y de la soldadura

Antes de reponer el tanque sobre la base, retire todas las irregularidades de la superficie del tanque y del interior de la solera de cierre con un esmeril, véase figura 139.


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FIGURA 139 - Limpieza requerida antes de instalar el tanque del transformador

Después de reponer el tanque, acerque el claro que existe entre la pared del tanque y la solera de cierre. Esto debe hacerse mediante un sellado a prueba de presión con un empaque tejido de fibra de vidrio de 3/16 in (4.7 mm) de diámetro a todo el rededor del tanque. Debe asegurarse de que no haya rebabas de fibra de vidrio sobresaliendo, ya que pueden producir una soldadura defectuosa. Suelde la pared del tanque a la solera de cierre siguiendo el mismo método que se utilizó para soldar la cubierta a la brida, a excepción de que no se requiere de sujeción.

6.27.19 Cambiador de derivaciones con carga (LTC)

Los cambiadores de derivación bajo carga, ver figura 140 permiten regular la tensión, variando la relación de transformación, sin interrumpir la corriente de carga. Para lo cual se emplean dos principios básicos:

a) Conmutación rápida a través de resistencias. b) Conmutación a través de reactor. c) Conmutación a través de botellas de vacío.

FIGURA 140 - Cambiadores de derivación con carga


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Estos principios de conmutación varían la relación de transformación, sumando o restando vueltas; al devanado primario o secundario, según donde esté conectado. Para ello, los transformadores se diseñan con un devanado de regulación, el cual se conecta a las terminales del cambiador de derivaciones. Los pasos de voltaje para los que se diseñan los cambiadores de derivaciones, varían del orden de 0.8 a 2.5 % de la tensión nominal del transformador.

Las instalaciones de los cambiadores de derivación bajo carga se clasifican en:

a) Tipo compartimiento, figura 141. b) Tipo dentro de tanque figura 142.

FIGURAS 141 y 142 - instalación Cambiadores de derivaciones con carga Sin embargo, aún con el uso de limitadores de corriente se generan arqueos de baja energía en los contactos de la unidad ruptora, siendo el aceite el medio de extinción más común. Existen otros medios de extinción como el SF6 y el vacío. El aceite se degrada debido a los arqueos internos, formando residuos de carbón, lo que disminuye su rigidez dieléctrica. En la tabla 48 se mencionan los niveles de tensión dieléctrica para los diferentes tipos de cambiadores de derivación.

TABLA 48 - Valores de referencia para el control de la calidad del aceite


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6.27.20 Inspección de los cambiadores de derivación

Para realizar esta inspección se debe utilizar el formato de la Figura 143.

FIGURA 143 - Formato de verificación de cambiadores de derivación

6.27.21 Comprobación del estado del aceite

Se debe realizar una inspección visual del aceite de la unidad ruptora, para verificar que no existan residuos de aceite carbonizado. También, se debe obtener una muestra de aceite directamente de la tubería de drenado de la cuba del cambiador siempre que sea accesible, y si es posible verificar su rigidez dieléctrica.


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Aun cuando los fabricantes establecen periodos de mantenimiento con base en el número de operaciones, la

experiencia de campo ha demostrado que el aceite dieléctrico se deteriora con menor número de operaciones. Por lo

que es necesario realizar el cambio del aceite de la unidad ruptora cuando menos cada 4 años, verificando que el

aceite nuevo tenga un valor de rigidez dieléctrica de acuerdo con lo recomendado en la Tabla 48 y lo establecido en

la norma NMX-J-123-ANCE

6.27.22 Sincronización del mando motor y gabinete

Se debe verificar la sincronización del mando motor con el cambiador de derivaciones, realizando conmutaciones en forma manual y asegurándose que el número de vueltas seleccionado coincida con lo establecido por el fabricante. Esta conmutación debe realizar en varios pasos hacia arriba y hacia abajo. El gabinete del mando motor debe estar herméticamente cerrado y con resistencias calefactoras, con la finalidad de evitar: condensaciones por humedad, sulfatación de tablillas y conexiones, así como polvos abrasivos que dañan tanto los contactores, como los mecanismos y levas de accionamiento. 6.27.23 Verificación de los contactos fijos, móviles y cambio de trenza conductora

Los contactos fijos y móviles deben revisarse para determinar la condición operativa del cambiador de derivaciones, Figura 144. El desgaste máximo permitido está establecido en los instructivos de operación y mantenimiento de los fabricantes. Sin embargo, es conveniente observar físicamente el grado de deterioro o desgaste en el juego de contactos. De la misma manera, se debe inspeccionar la trenza conductora y verificar que no existan rasgos de corto circuito, arqueos o puntos calientes. En caso que se presente alguna anomalía, esta debe reemplazarse.

FIGURA 144 – Sistemas de contactos de la unidad ruptora

6.27.24 Equipos de protección e indicación del cambiador

La inspección a la que se someten estos accesorios consiste en realizar las siguientes actividades:

a) Verificar las condiciones operativas del relevador de flujo súbito de aceite y comprobar que los micro-interruptores de mercurio envíen las señales de disparo correspondientes.

b) Comprobación del funcionamiento de la válvula de sobre presión, operando de forma manual el

micro-interruptor y comprobando la señal de disparo.


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c) Operando en forma manual el indicador de nivel de aceite del tanque conservador del cambiador de derivaciones, para verificar las señales de alto y bajo nivel, de tal forma que operen sobre los dispositivos indicados (alarmas).

. 6.27.25 Criterios de aceptación

a) Se toman como valores de aceptación en la prueba de rigidez dieléctrica al aceite los indicados en

la norma NMX-J-123-ANCE.

b) Se establece como criterio de aceptación para la medición de la resistencia de transición, una diferencia de ± 10% del valor de placa (consultar manual del fabricante). Para esta prueba se debe extraer la unidad ruptora de la cuba del cambiador y medir directamente el valor de la resistencia.

c) Para verificar el funcionamiento correcto del cambiador de derivaciones y la conmutación de pasos,

se debe realizar la prueba de relación de transformación (TTR) en todas las posiciones del cambiador, comprobando que el porcentaje de error entre el valor teórico y el valor medido sea de ± 0.5%.

d) Comprobar que el desgaste de los contactos fijos y móviles de la unidad ruptora no excedan el

valor recomendado por el fabricante, el cual es de 4 mm (pueden ser 2 mm en el contacto fijo y 2 mm en el contacto móvil, o 1 mm en el fijo y 3 mm en el móvil o viceversa). En caso contrario, se deben reemplazar.

e) Inspeccionar visualmente que no existan objetos extraños, puntos calientes, marcas de arqueo o

alguna otra anomalía que ponga en riesgo la operación del cambiador. En caso de encontrar alguna anomalía se debe proceder a su sustitución o reparación.

6.27.26 Cambiador de derivaciones sin carga (DTC)

Según su aplicación, los transformadores son suministrados con un cambiador de derivaciones de operación externa y para ser operados sólo cuando el transformador esté desenergizado. El mecanismo del cambiador puede ser tipo volante o tipo manivela, y cuenta con un aditamento para poder ser asegurado con candado y que permita ver la posición del cambiador sin necesidad de quitar el candado. El volante de operación, al girar en el sentido de las manecillas del reloj, cambia de la tensión mayor a la tensión menor; cada posición está marcada con letras o números arábigos progresivos. La letra A o el número arábigo 1, designan a la tensión mayor. El cambiador de derivaciones está provisto de topes en las posiciones extremas y cada posición a cada posición le corresponde una tensión de operación. Cuando el plan de mantenimiento del transformador comprenda en su alcance la inspección interna del mismo, la inspección al cambiador de derivaciones debe comprender la verificación de: la limpieza, alineación y presión de los contactos. Así mismo, se debe verificar la sincronización en la operación de las tres fases. Revisar la relación de transformación en todas las derivaciones para asegurarse que opera correctamente en ambas direcciones y hace contacto en el área completa en todas las derivaciones y se mantiene una presión de contacto adecuada en todas las derivaciones. Si la inspección de los contactos del cambiador de derivaciones muestra cualquier señal de arqueo, diferente a las de sobrecalentamiento, la causa del arqueo debe determinarse y corregirse. El arque en contactos que no se diseñan para dicho fin, puede ser causa de falla.


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FIGURA 145 - Cambiador de derivaciones montado en el núcleo de un transformador trifásico

La Figura 145 ilustra el cambiador de derivaciones montado en el núcleo y las bobinas de un transformador trifásico. La placa de datos del transformador tiene una tabulación de todas las posiciones de operación del cambiador de derivaciones, y además una lista de los valores nominales de tensión y corriente para cada posición. Los tres principales elementos que componen el cambiador de derivaciones son: La plataforma del cambiador de derivaciones, el ensamble de accionamiento y el mecanismo de operación. Figura 146.

FIGURA 146 - Elementos que componen el cambiador de derivaciones


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FIGURAS 147 y 148 - Muestran un Ensamble de contactos y un Mecanismo Operador con indicación de

posición

La plataforma del cambiador, figura 146, contiene el ensamble de contactos y los mecanismos de accionamiento mecánicos. Los contactos estacionarios son delgadas placas que están eléctricamente conectadas con las derivaciones de las bobinas del transformador. Los contactos móviles son placas de plata y completan la conexión eléctrica a cada posición de derivación. Los componentes del cambiador de derivaciones son montadas en un tablero aislante de alta densidad localizado junto al ensamble de bobinas en el tanque del transformador. Se utilizan conductores cortos para la conexión desde la derivación de la bobina hasta el cambiador de derivaciones. Las conexiones están provistas de blindajes eléctricos para controlar los esfuerzos eléctricos entre los componentes del cambiador de derivaciones y el tanque del transformador. Los contactos móviles son posicionados con un eje motriz y un ensamble de un tornillo si fin. El accionador entre fases es un tubo aislado restringido en una punta y con una junta corrediza en la otra. Un eje telescópico aislado es utilizado para la conexión con el mecanismo de operación colocado en la pared del tanque. Las juntas corredizas y las conexiones telescópicas permiten tolerancias debidas a cambios de temperatura, presión y manufactura. El mecanismo de operación mostrado en la figura 148, es una manivela de operación externa y un indicador de posición conectado al eje de operación a través de un casquillo de prensa estopa en el tanque del transformador. Un sello de anillo tipo anular asegura que no existan fugas. La manivela de operación es sujetada a la flecha por medio de pernos, y lleva el piñón de ginebra, el cual hace funcionar el engranaje indicador de posición. El mecanismo completo de operación es atornillado y empaquetado hacia una torreta montada en la pared del tanque. Antes de que el transformador sea energizado, mueva el mecanismo de operación del cambiador de derivaciones hasta la posición en que debe permanecer operando el transformador hasta el próximo paro. Asegure el cambiador de derivaciones en esta posición por medio de la inserción de un candado entre el pasador y la oreja justo arriba del centro de la manivela de operación

6.27.27 Operación

ADVERTENCIA DESENERGIZE EL TRANSFORMADOR ANTES DE INTENTAR OPERAR EL CAMBIADOR DE DERIVACIONES. ABRIR EL INTERRUPTOR DEL LADO DE ALTA TENSIÓN Y DESCARGAR EL GENERADOR ELÉCTRICO NO ES SUFICIENTE. EL TRANSFORMADOR DEBE ESTAR DESCONECTADO DE CUALQUIER FUENTE DE TENSIÓN EN EL LADO PRIMARIO Y EN EL SECUNDARIO.


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ERRORES AL HACER ESTO CAUSARA GRANDES DAÑOS EN EL EQUIPO, DAÑOS AL PERSONAL O MUERTE.

Para operar el cambiador de derivaciones una posición:

a) Desenergize el transformador.

b) Retire el candado.

c) Saque el pasador. El pasador está localizado justo arriba del centro de la manivela de operación.

d) Gire la manivela de operación 5 o 10 grados y libere el pasador. Complete una revolución de la manivela de operación y deje caer el pasador en la posición del seguro.

e) Cheque la posición del indicador para asegurarse de que el cambiador está en la posición correcta.

La dirección de rotación de la manivela de operación está determinada por la construcción interna del transformador. Si el cambiador de derivaciones no está en la posición correcta como se indica en la placa de datos, realice operaciones adicionales hacia adelante o hacia atrás hasta que se alcance la posición deseada.

f) Cheque el pasador para asegurarse que está bien asentado y vuelva a colocar en su sitio el

candado.

Siempre que realice un cambio en la posición del cambiador de derivaciones, por condiciones operativas o pruebas, la posición final, en la que debe continuar operando, debe ser verificada mediante la Prueba de Relación de Transformación.

6.27.28 Mantenimiento

Los cambiadores de derivaciones están diseñados para operar sin mantenimiento. Las partes internas están protegidas por el aceite del transformador, los ejes externos de operación son de acero inoxidable y las chumaceras en los operadores externos son de bronce. El cambiador de derivaciones debe operarse periódicamente para limpiar la superficie de los contactos. Desenergize el transformador y mueva los mecanismos de operación una o dos posiciones y luego regréselo a su posición inicial. Está operación puede ser hecha cuando el transformador esta des-energizado por alguna otra razón. Si el transformador fue diseñado con una manivela de operación localizada lejos de las torretas, la caja de engranaje y los dientes de los engranes necesitan protección. Cheque estas partes anualmente y aplique una cubierta de lubricante de silicón para sellado y lubricación. Los mecanismos externos de accionamiento y las partes operativas pueden repararse o remplazarse sin tener que drenar el aceite del tanque del transformador. El ensamble del eje principal y el indicador de posición externa pueden además volver a colocarse en su lugar, puesto que el sello para aceite tipo anular (O-ring) debe contener el aceite. Cualquier reparación o inspección interna debe requerir drenar el aceite del transformador hasta un nivel por debajo de la abertura de inspección del tanque y del cambiador. Esto debe permitir remover y remplazar los ejes accionadores, el sello secundario de anillo (O-ring) o los empaques de la torreta. Estos accesorios pueden ser removidos como una sola unidad. Siga estos procedimientos para cualquier operación de reparación interna.

a) Desenergize el transformador. b) Asegúrese de que la presión interna del tanque se ha reducido a una lectura de cero.


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c) Drene el aceite del tanque dentro de apropiados contenedores de almacenaje. d) Observe la posición mostrada en el indicador. Los ensambles del operador e indicador de posición

del cambiador de derivaciones pueden ser removidos retirando los tornillos de la torreta del tanque. Debe ser también necesario remover la placa de inspección del cambiador de derivaciones sobre la pared del tanque para re ensamblar la junta corrediza del eje motriz. Haga circular aire seco en el transformador mientras este permanece abierto. El volumen debe ser suficiente como para mantener un continuo flujo de aire hacia afuera del registro de inspección.

e) No haga girar el accionador interno del cambiador de derivaciones cuando el operador externo y el

indicador de posición estén desconectados del eje y de la torreta. f) Después de que el trabajo de reparación se haya terminado asegúrese de que el indicador de

posición se encuentra en la posición original y vuelva conectar el eje. Atornille el operador y el indicador de posición sobre la torreta.

g) Realice una prueba de Relación de Transformación para todas las posiciones del cambiador para

confirmar que el cambiador está funcionando en perfectas condiciones. h) Revise para asegurarse de que todas las herramientas y partes libres hayan sido removidas del

tanque del transformador, instale las placas de inspección, revise por posibles fugas y vuelva a llenar el transformador utilizando los procedimientos de llenado que se dan en el libro de instrucción del fabricante.

i) Si la prueba de la revisión de espiras hecha en el paso 7 indica que el cambiador de derivaciones

y el indicador de posición no están sincronizados, determine la posición del cambiador de derivaciones con las relaciones encontradas. El indicador de posición puede ser ajustado moviendo el blindaje en frente de la posición ginebra. El blindaje está soportado por dos tornillos de latón. Remueva la position ginebra y gírela hasta la posición apropiada, luego vuelva a colocar el blindaje y los tornillos de latón. Repita la prueba de relación de vueltas antes de energizar el transformador.

PRECAUCIÓN Si la prueba de relación de vueltas indica un circuito abierto en alguna posición del cambiador, esto debe indicar que el eje motriz fue instalado 180° fuera de sincronismo. El mecanismo deberá ser abierto nuevamente y el operador y el indicador de posición deben realinearse para corregir el problema.

6.27.29 Sistema de presión de gas

El nitrógeno se proporciona en cilindros metálicos que van montados a un costado del transformador al cual alimentan a través de una válvula de reducción. La presión dentro del tanque se mantiene automáticamente y nunca es menor de½ psi (3.447 kPa). La figura 149 a y 149 b ilustra un arreglo típico del gabinete del equipo de control de un transformador.

Una válvula de alivio incorporada en el equipo de control conserva el nitrógeno dentro del espacio de gas permitiendo su escape a la atmósfera cuando la presión en el transformador alcanza un valor de 6.5 psi (44.817 kPa). Mediante una válvula de muestreo que se encuentra conectada al espacio de gas se obtienen muestras de gas para determinar el contenido de oxígeno u n indicador de presión permite conocer la presión o vacío dentro del tanque.

Todos los equipos excepto el cilindro de nitrógeno se encuentran incluidos dentro de un gabinete a prueba de agua con candado.


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6.27.30 Descripción de los Detalles del Equipo

Una válvula de reducción de tres pasos se utiliza para reducir la presión del cilindro de nitrógeno de 2 000 psi (13.79 MPa) a la presión de ½ psi (34. 475 KPa) del sistema de alimentación. La apariencia física del regulador y la válvula de reducción pueden ser como se muestra en la figura 150 y 151. Ambos reguladores tienen características equivalentes y son intercambiables. El primer paso del regulador reduce la presión de 2 000 psi (13.79 MPa) a aproximadamente 100 psi (689 KPa) y se compensa para proporcionar de una presión y flujo constantes al segundo paso hasta que la presión de cilindro disminuye.

El segundo paso del regulador reduce la presión del gas de 5 a 10 psi antes de que se entre al tercero y último

paso. El tercer paso reduce la presión del nitrógeno a ½ psi de este modo puede ser alimentado en el espacio de gas del transformador cuando la presión interna de éste cae por debajo de ½ psi. Una característica de seguridad ante presiones altas, consiste de un diafragma respaldado por una regadera de metal, éste se proporciona para aliviar la alta presión del cilindro en caso de calentamiento excesivo. Si el alto calentamiento provoca que la presión del cilindro se eleve, el calentamiento debe derretir la regadera de metal y el diafragma se rompe aliviando así la presión.

Una válvula de aguja y una conexión de manquera están localizadas a la salida del segundo paso del regulador. Esta conexión es una fuente de presión relativamente baja (3 a 10 psig) (20.685 a 68.95 KPa) para verificar la válvula de alivio en el tercer paso. Esta conexión también puede ser utilizada para purgar el espacio de gas del transformador.

La presión en este tipo de conexión puede ajustarse girando el tornillo de ajuste, o la manija T, gire en sentido horario para elevar la presión o en sentido contra horario para bajarla en el segundo paso.


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A B FIGURA 149 A - Típico sistema de presurización

por nitrógeno instalado en un transformador FIGURA 149 B - Vista interior que muestra los

componentes del sistema

A B 150 151

FIGURAS 150 y 151 - Regulador y ensamble de la válvula de alivio secundaria Precaución

Después de usar esta conexión, debe iniciarse un reajuste hasta que el indicador de presión indique aproximadamente 5 psi (34.475 kPa) con esto se logra que el tercer paso opere más eficientemente.


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El tercer paso del regulador se ajusta en el ensamble para introducir nitrógeno en el espacio de gas del transformador cuando su presión cae por debajo de ½ psi (3.4475 kPa). El paso del control sella el espacio de gas del suministro de nitrógeno cuando la presión sobrepasa de ½ psi (3.4475 kPa). La colocación de este paso de control nunca debe cambiarse.

Una válvula primaria de alivio de presión es instalada en el colector y actúa para prevenir que la presión interna del transformador no exceda de 6.5 psig (44.8175 kPa). La figura 152 ilustra a ésta con una válvula de diafragma de resorte de compensación. Cuando la presión interna del transformador sobrepasa los 6.5 psig, (44.8175 kPa), la válvula abre lentamente, permitiendo que el gas pueda escapar a la atmósfera. Cuando la presión cae por debajo de los de 6.5 psig (44.8175 kPa), la válvula se cierra para prevenir la explosión del nitrógeno.

Una válvula de alivio secundaria se incluye en el tercer paso del regulador de presión para prevenir que la presión del transformador sobrepase los 8 psig (55 160 kPa), en caso de que la válvula de alivio primaria falle en su función. Precaución El Regulador de Presión es un instrumento de precisión y no se debe intentar hacerle ajustes en el momento de la instalación. Si la válvula de alivio de presión no funciona adecuadamente, el ensamble completo debe retirarse y regresarse a la fábrica para su reparación o reemplazo.

A 3 000 psi se conecta el indicador de presión a la cámara de alta presión de la válvula de reducción para indicar la presión del nitrógeno en el cilindro de suministro. Los interruptores con contactos eléctricos que cierran cuando la presión del cilindro cae a 200 psi están provistos para indicar cuando se ha utilizado el 10 % del contenido de nitrógeno del cilindro. El regulador debe continuar su función hasta que el cilindro del nitrógeno se encuentre lleno.

Para indicar la presión que existe en el espacio de gas del transformador se utiliza un indicador de presión compuesto e interruptores de alarma. El indicador se monta en el colector como se muestra en la figura 152 y tiene un indicador con rango de +10 a - 10 psig. Existen dos interruptores de alarma en el colector, uno es puesto en operación a 8.5 psig y el otro a 1.5 psig en vacío. Los interruptores de vacío no operan a menos que el cilindro de nitrógeno se encuentre lleno. Los interruptores de presión no operan a menos que la válvula de alivio no funcione adecuadamente o a menos que la presión acumulada en el transformador sea más rápida que la que puede ser retirada por la válvula de alivio y el dispositivo de alivio de presión separada.

La válvula de paso, ilustrada en la figura 149 ay b, siempre debe cerrarse antes de evacuar el transformador. Esta válvula se localiza sobre el regulador y tiene dos conexiones para manguera. Existen dos posiciones de operación para esta válvula.

a) Cierre - Gire la manija de operación hasta su límite en sentido horario. Esto cierra el paso de nitrógeno hacia el espacio de gas del transformador y conecta la válvula de alivio a través de la manquera a la válvula de aguja de prueba. Esta posición se utiliza para sellar el espacio de gas del transformador y también para verificar la presión de operación de la válvula de alivio.

b) Operación - Gire la manija de operación en sentido contra horario hasta su límite. En esta

posición el espacio de gas del transformador está conectado al sistema de suministro de nitrógeno y a la válvula de alivio a través del colector de aceite. La conexión de la válvula de aguja se encuentra cerrada.

Una válvula de muestreo se conecta al espacio de gas del transformador a través de una conexión de tubería en la pared del tanque. Este dispositivo es una válvula de aguja y se utiliza para obtener muestras de gas del transformador para pruebas y análisis. La válvula de muestreo es particularmente valiosa para hacer pruebas del contenido de oxígeno del espació de gas del transformador. Cuando se está realizando un análisis de oxígeno, se


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debe permitir que fluya suficiente gas para limpiar la línea antes de tomar las muestras de prueba. la válvula de muestreo también puede utilizarse como una válvula para purgar el espacio de gas del transformador.

FIGURA 152 - Colector, indicador de presión compuesto

6.27.31 Almacenamiento de piezas de transformadores

Los accesorios y componentes del transformador, incluyen accesorios como radiadores, enfriadores, cambiadores de derivación, boquillas, bombas y motores, ventiladores, gabinetes de control, empaques, conectores, cintas, relevadores, indicadores, entre otros. El objetivo del almacenamiento de estos accesorios antes de instalarse en el transformador, es mantener el control de los accesorios de manera que están disponibles cuando se necesite y para prevenir el deterioro y daño del equipo.19 Es importante que el almacenamiento de los equipos sea en ambientes limpios y secos, estos equipos pueden incluir las boquillas (las cuales se recomienda se almacenen en sus cajas de empaque originales, con la parte superior del empaque elevado con respecto a de la horizontal) y los componentes, tales como: relevadores, conectores, devanados, empaques, indicadores, entre otros. Si está disponible un almacenaje adecuado en interiores, los motores y gabinetes de control pueden beneficiarse de dicho almacenamiento, si se transportan sueltos, de otra manera se recomienda colocar una cesta de gel de sílice en el gabinete de control. Se recomienda que cualquier equipo que se almacene en exteriores, se mantengan alejados de la tierra para evitar el contacto con el agua y cubrirlos para protegerlos del clima. Los ventiladores son muy susceptibles a la corrosión durante el almacenamiento si no se almacenan correctamente. Los motores deben protegerse del ingreso de agua, si se reciben sin tapones de drenaje instalados. Se recomienda sellar las aberturas al equipo de enfriamiento de aceite (bridas y orificios roscados), como radiadores, enfriadores y tanques conservadores y si es posible, se recomienda llenar el equipo con gas seco o aceite, particularmente si se anticipa un almacenamiento mayor de tres meses.19 Se recomienda que los gabinetes de los mecanismos del transformador o los gabinetes de los mecanismos de los cambiadores de derivaciones (si es el caso), se almacenen en interiores o tengan sus calentadores anti-condensación conectados para prevenir la acumulación de humedad o la corrosión.19


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7 BIBLIOGRAFÍA

[1] ANSI/IEEE C57.12.00. 2010 IEEE Standard for General Requirements for Liquid Inmersed Distribution Power, and regulating Transformers.

[2] ASTM D-1275 Standard Test Method for Corrosive Sulfur in Electrical Insulation

Oils. [3] ASTM D-877-2007 Standard Test Method for DielectricBreakdown Voltage of

Insulating Liquids Using Disk Electrodes [4] ASTM - D-1816 - 2004 Standard Test Method for Dielectric Breakdown Voltage of

Insulating Oils of Petroleum Origin Using VDE Electrodes (R-1990).

[5] ANSI/IEEE C37.103-2004 Guide for Diferential and Polarizing Relay Circuit Testing.

[6] ANSI/IEEE C57.12.12-80 Guide for Instalation of Oil-Inmersed Transformers 345 kV and

Above.

[7] ANSI/IEEE C57.12.90.2010 IEEE Standard Test Code for Liquid - Inmersed Distribution,

Power and Regulating Transformers.

[8] ANSI/IEEE C57.125.1991 IEEE Guide for Failure, Investigation, Documentation and alysis

for Power Transformers and Shunt Reactors.

[9] ANSI/IEEE Std. 62. 1995 Guía para el Diagnóstico De Pruebas De Campo En

Trasformadores De Potencia, Reactores Y Reguladores Rellenos

De Aceite.

[10] ASTM D 924 - 2008 Standard Test Method for Dissipation Factor (or Power Factor)

and Relative Permittivity (Dielectric Constant) of Electrical

Insulating Liquids

[11] ASTM D 1533 - 2005 Standars Test Method for Water in Insulating Liquids by

Coulometric Karl Fischer Titration.

[12] ASTM D 923 - 2007 Standars Practices for Sampling Electrical Insulating Liquids.

[13] IEEE C57.19.00-2004 IEEE Standard General Requirements and Test Procedure for

Power Apparatus Bushings.

[14] IEEE C57.19.01-2000 IEEE Standard Performance Characteristics and Dimensions for

Outdoor Apparatus Bushings.

[15] IEEE Std. 118-1978 Código de pruebas normalizadas para medición de resistencia

óhmica de devanados.

[16] IEEE Std. 80-2000 Guide for Safety in AC Substations Grounding.


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[17] IEEE Std. 1100 - 1996 IEEE Guide for Instrumentation and Control Equipment

Grounding in Generating Stations.

[18] ST-CT-016 Manual de campo, Subdirección de Transmisión.

[19] 1002913 del EPRI, año 2012 Power Transformer Maintenance and Application Guide.

[20] CFE K0000-06-2004 Transformadores de Potencia de 10 MVA y Mayores.

[21] CFE MPSEO-04 Manual de Puesta en Servicio.

[22] IEC 60296

REFERENCIAS

1. Módulo I: Pruebas a transformadores de potencia, teoría y práctica; 1.4.2.9; 1.4.7; 1.5.1.4; 1.5.1.5; 1.7.4.2.1; 1.7.4.2.4; 1.7.4.2.5; 1.7.4.2.6; 1.7.4.2.7; 1.7.4.2.8; 1.7.4.3.3.; 1.7.3.3; 1.7.3.4, 1.7.3.5; 1.7.3.6; 1.7.3.7; 1.7.4.3.1; 1.7.4.3.2; 1.7.4.4.1; 1.7.4.4.2, tabla 9; 1.7.4.5.1; 1.7.4.2.4; 3.3.1;

2 ST-CT-2007 Manual de transformadores y reactores de potencia tomo I segunda edición, 1.6.4.4.16; 1.10.6.1.7 a); 1.10.6.2.1; 1.10.9.3; 3.1.6.2;

3 Documento CIGRE A2-81 Experiencias en diagnóstico de aislamiento aceite-papel con espectroscopia dieléctrica en el dominio de la frecuencia. III Congreso Venezolano De Redes Y Energía Eléctrica - marzo 2012

4 ST-CT-001 Procedimiento Para La Medición De Resistencia De Aislamiento En Equipo Eléctrico Primario, 3 Teoría general de la medición; 3.1; 3.2; 3.3; 3.4; 3.5;

5 ST-CT-002 Procedimiento Para Medición De Factor De Potencia En Aislamiento De Equipo Eléctrico, 3 Teoría general del aislamiento; 3.5 factor de potencia; 3.6 Modos de prueba;

6 ST-CT-003 Procedimiento Para Medición De Corriente De Excitación En Transformadores De Potencia 3; 3.1; 3.2; 3.3; 3.4; 3.2;

7 K3332316 Procedimiento Para Efectuar La Prueba De Espectroscopia Dielectrica A Transformadores De Potencia De Dos Devanados. 07/Ago/2007LAPEM

8 K3332315 Procedimiento Para Prueba De Tensión De Recuperación En Devanados De Transformadores De Potencia Y Distribución De Dos Y Tres Devanados, Autotransformadores Con Y Sin Terciario, Reactores Y Reguladores

9 --------------------------------

10 ST-CT-007 Procedimiento para la medición de relación de transformación (TTR)

11 ----------------------------------------------

12 ST-CT-009 Procedimiento Para La Medición De Impedancia A Transformadores De Potencia Rev. 1, 3; 3.1; 3.2; 3.3; 3.4; 3.2; 3.2.1; 3.2.2; 3.3;

13 ----------------------------

14 ST-CT-011 Procedimiento De Pruebas A Boquillas

15 -------------------------

16 --------------------------

17 -----------------------------

18 SC-CT-0015 Procedimiento Para La Medición De Resistencia Óhmica A Equipo Primario

19 NMX-J-410-ANCE-2015: 4.7.4; 4.13.24; 4.14.2

20 NMX-J-284-ANCE-1998: 6.4.2

21 ST-CT-018 Procedimiento Para El Mantenimiento Menor Y Pruebas A Cambiadores De Derivación Bajo Carga

22 ST-CT-019 Procedimiento Para Medición De Respuesta A La Frecuencia Rev. 0; 3; 4; 4.1; 4.2; 4.3;

23 https://www.google.com.mx/imgres?imgurl=http%3A%2F%2Fenfriadores-de-aceite.mexicored.com.mx%2Ffiles%2Fphotos%2Fo%2Fb%2Fw%2F1%2Fb%2Fobw1b.jpg&imgrefurl=http


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%3A%2F%2Fenfriadores-de-aceite.mexicored.com.mx%2F&docid=pYKxRNqheQu2bM&tbnid=NywZjfl9KNL-DM%3A&vet=1&w=640&h=480&bih=676&biw=1366&q=intercambiadores%20de%20calor%20aceite%20-%20agua%20en%20transformadores&ved=0ahUKEwi00Y_I993RAhWps1QKHeEhAPs4rAIQMwgFKAMwAw&iact=mrc&uact=8#h=480&imgdii=NywZjfl9KNL-DM%3A%3BNywZjfl9KNL-DM%3A%3Bib4fFluvUk2eSM%3A&vet=1&w=640

24 https://www.google.com.mx/imgres?imgurl=http%3A%2F%2F1.bp.blogspot.com%2F-cpkArFjdVPw%2FVj5VK3HGGOI%2FAAAAAAAAAy0%2FVFFebwKw6rE%2Fs1600%2FScreenHunter_05%252BNov.%252B07%252B20.46.gif&imgrefurl=http%3A%2F%2Fimseingenieria.blogspot.com%2F2015%2F11%2Fcalentamiento-y-refrigeracion-de.html&docid=pH5n8SI4cSKRlM&tbnid=UTMlkJ02Y9CLRM%3A&vet=1&w=564&h=327&bih=676&biw=1366&q=intercambiadores%20de%20calor%20aceite%20-%20agua%20en%20transformadores&ved=0ahUKEwi3rtGC993RAhXLxVQKHU5mCv0QMwguKBMwEw&iact=mrc&uact=8

25 --------------------------

26 -------------------------------

27 ----------------------------------

28 IDAX User's Manual 2009 Megger AB

29 PN 500-0110 72A -1230 Rev. D M4000 Insulation Analyzer User Guide

30 PN 500-0397 72A-2244 Rev. A Doble Test Procedures, Doble Engineering Company.

31 EPRI 1002913 Power Transformer Maintenance and Application Guide Final Report, September 2002: 4.2; 4.4;

NOTA: Estas normas aunque no se mencionan dentro del cuerpo del documento, fueron consultadas


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APÉNDICE A (Normativo)

N-2000-DC03 PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE POTENCIA


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ÍNDICE

1 OBJETIVO

2 ALCANCE

3 RESPONSABILIDADES

4 DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES

4.1. Actividades Preliminares

4.2 Actividades Principales

5 ANEXOS


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A.1 OBJETIVO El objetivo del presente procedimiento es el de uniformizar el criterio para la realización de las pruebas de diagnóstico del sistema de aislamientos de los transformadores de potencia de acuerdo a lo establecido en el M-2000-DC03 Manual de Mantenimiento de Transformadores de Potencia, para facilitar la comparación de resultados y la evaluación de los mismos. A.2 ALCANCE Este procedimiento comprende la secuencia de las pruebas que deben de realizarse a los transformadores de potencia, así como también las conexiones de los equipos de prueba. Cumpliendo con la Política del Sistema de Gestión Integral de la Dirección de Operación. En el alcance de este procedimiento no se abarcan las instrucciones específicas de uso de los equipos de prueba, asumiéndose que el Técnico responsable de la actividad está capacitado para ello. A.3 RESPONSABILIDADES Es responsabilidad del encargado de la realización de las pruebas a los transformadores, anotar los resultados de las mismas, y las observaciones que se consideren pertinentes, en los registros de calidad que se incluyen en el presente procedimiento. A.4 DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES A.4.1 ACTIVIDADES PRELIMINARES A.4.1.1 Equipo de pruebas (TTR) Equipo de prueba llamado así por sus siglas en inglés, cuya función es la de medir la relación de transformación del transformador bajo prueba. En particular el TTR que se explica en este procedimiento sólo realiza pruebas de transformadores monofásicos por lo que los equipos trifásicos deben probarse fase por fase de acuerdo con los formatos de prueba que apliquen en cada caso. A. 4.1.2 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Es la relación de voltajes existentes entre el devanado primario y el secundario de un transformador. A.4.1.3 PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTOS Tiene como objetivo evaluar la resistencia de los aislamientos de los devanados de alta tensión, baja tensión, y los dispositivos que se encuentran conectados a ellos, para su seguimiento ó previo a la realización de pruebas con alto potencial de corriente alterna. A.4.1.4 PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DE LOS AISLAMIENTOS El objetivo es verificar el grado de humedad o deterioro de los aislamientos por disipación de energía. A.4.1.5 PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN El objetivo de la prueba es detectar cambios en la razón de transformación de los devanados de cada fase como consecuencia de la ocurrencia de cortos circuitos entre espiras de una misma fase.


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Es conveniente realizarla para cada posición del cambiador de derivaciones; sin embargo, en aquellos transformadores que por condiciones especiales represente un riesgo la manipulación del cambiador de derivaciones, es muy recomendable no modificar su posición solo para la realización de esta prueba, pero entonces, debe ser obligatorio que cuando por necesidades operativas se requiera que el transformador sea operado en una posición diferente, previo a su energización, esta prueba debe de realizarse. A.4.1.6 PRUEBA DE CORRIENTE DE MAGNETIZACIÓN tiene como finalidad el detectar fallas incipientes en el aislamiento interlaminar del circuito magnético del transformador, sobre la base de la comparación de la corriente de magnetización medida en diferentes pruebas históricas a un mismo voltaje de prueba. Es conveniente realizarla para cada posición del cambiador de derivaciones; sin embargo, en aquellos transformadores que por condiciones especiales represente un riesgo la manipulación del cambiador de derivaciones, es muy recomendable no modificar su posición sólo para la realización de esta prueba. A.4.1.7 PRUEBA AL LIQUIDO AISLANTE

El objetivo de esta prueba es determinar las condiciones operativas del líquido aislante para determinar, comparativamente, la influencia de él, en el resultado de las pruebas al aislamiento de los devanados y, con las pruebas de cromatografía, evidenciar la presencia de fallas incipientes.

A.4.1.8 RECOMENDACIONES DE SEGURIDAD

Además de las recomendaciones de seguridad implícitas y explícitas en la descripción del desarrollo de las actividades de inspección, el Técnico que las realizan, deben de consultar y aplicar las recomendaciones dispuestas en los apartados del Reglamento de Seguridad e Higiene que apliquen. A.4.1.9 CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DE PRUEBAS

A.4.1.9.1 Prueba de Resistencia de Aislamientos Para el criterio de aceptación de esta prueba, de momento no existen rangos de valores predeterminados o estándares. Esta situación se debe principalmente tanto al diseño del circuito, como a la condición del transformador. Diferentes fabricantes cuentan con reglas que podemos llamar de "dedo" que en un momento dado nos pueden ayudar a no tener un panorama muy limitado, pero definitivamente no debemos de caer en el error de que sea lo óptimo. Así, tenemos que una regla generalizada, es la de multiplicar los "kV" de fase a fase por 25, para conocer el valor

mínimo aproximado de Megaohms referidos a 20 0C; ó bien, aceptar 1 000 M mínimos a 20 0C para voltajes superiores a 69 KV.

A.4.1.9.2 Prueba de Factor de Potencia de los Aislamientos Como el objetivo es verificar el grado de humedad o deterioro de los aislamientos por disipación de energía, se consideran los siguientes criterios de aceptación, solo como referencia, como valores máximos:

a) Para transformadores nuevos 0.5 %.

b) Para transformadores usados 1.0 %. A.4.1.9.3 Prueba de Relación de Transformación. La desviación máxima aceptada es: %E< 0.05%


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a) Prueba de Corriente de Magnetización. En el criterio de aceptación para la interpretación del resultado de la prueba, se debe de tomar en cuenta, muy seriamente, el historial del equipo, o uno similar, con el fin de poder evaluar posibles discrepancias. En el caso de que se obtengan mediciones diferentes, y se haya comprobado que el método utilizado es el adecuado, se tiene la necesidad de efectuar pruebas exhaustivas para poder determinar las causas de estas diferencias, generalmente una prueba de cromatografía debe de mostrar más información, aunado a las demás que aquí se indican.

b) Prueba al Liquido Aislante.

e-1 Prueba de Rigidez Dieléctrica al Aceite.

El criterio de aceptación para estas pruebas es el siguiente: - Norma ASTM D-877 discos planos de 25.4 mm de diámetro y 2.54 mm de separación: Mínimo 25 kV en aceite usado. Mínimo 35 kV en aceite nuevo.

- Norma ASTM - D-1816 discos semiesféricos con separación de 1.016 mm: Mínimo 20 kV en aceite usado. Mínimo 30 kV en aceite nuevo.

e-2 Prueba de Factor de Potencia al Aceite.

Criterio de aceptación.

- Máximo 0.1% de factor de potencia a 20 °C en aceite usado. - Máximo 0.05% de factor de potencia a 20 °C en aceite nuevo.

c) Prueba a Boquillas.

- Capacitor: El criterio de aceptación para las pruebas de TAP CAPACITIVO, es que el valor obtenido

debe de ser similar al valor de placa de la boquilla bajo prueba. - Collar Caliente

En el caso de las pruebas de collar caliente, solo se deben de obtener los valores

correspondientes a la corriente de fuga, las pérdidas en watts, y la capacitancia. No es necesaria la obtención del valor de factor de potencia.

A4.1.9.4 ACTIVIDADES PRINCIPALES. Para el cumplimiento del sistema de gestión integral, en lo referente a Seguridad y Salud en el Trabajo, en el apartado de observaciones del registro de calidad se debe de indicar los equipos especiales de protección personal y las medidas de control de riesgo implementadas, para la realización de las siguientes actividades de mantenimiento. Para el cumplimiento del sistema de gestión integral, en lo referente a la Protección Ambiental, en el apartado de observaciones del registro de calidad se debe de indicar las cantidades de sustancias y residuos peligrosos empleados o generados; así como la disposición que se dio a estos últimos. Esto se refiere, principalmente a lo siguiente:

a) Solvente dieléctrico líquido. b) Solvente desengrasante. c) Aceite aislante (nuevo y usado).


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d) Lubricantes y antiferrantes. e) Compuestos retenedores y resinas.

f) Solventes en aerosol. g) Recipientes para el manejo de los líquidos anteriores.

A.4.2 Pruebas de Diagnóstico de Mantenimiento Predictivo. Dentro de este grupo de pruebas, y que son realizadas por prestadores externo debido a que no se cuenta con la infraestructura necesaria para su ejecución, se encuentran las siguientes:

a) Pruebas fisicoquímicas al aceite aislante.

b) Análisis de cromatografía de gases disueltos en el aceite aislante.

c) Prueba de tensión de recuperación.

d) Análisis de la respuesta a la frecuencia.

e) Determinación de compuestos furánicos disueltos en el aceite.

f) Determinación de partículas disueltas en el aceite.

El alcance del presente comprende el establecimiento de los registros correspondientes a estas pruebas y deben ser llenados con la información contenida en los formatos de resultados que emita el laboratorio que realizó los estudios. A.4.2.1 Prueba de Resistencia de Aislamiento Se debe realizar aplicando la misma tensión de prueba. Para transformadores nuevos la tensión de prueba recomendada debe ser de 5 000 V c.d. La tensión es aplicada durante 10 minutos, con mediciones en intervalos intermedios. Anotar los resultados en el registro N-2000-DC03-R-01. El anexo del registro (gráfica) se debe utilizar solo como información de referencia para evaluaciones especiales, no debe formar parte del registro de calidad. La tensión de prueba debe ser 500 V c.d. para devanados con tensión de operación menor de 500 V c.a.

A.4.2.2 Transformadores de Dos devanados. Las conexiones que deben de realizarse para la medición de las resistencias equivalentes que se muestran en el diagrama, las conexiones del equipo de pruebas se muestran la tabla siguiente:

TABLA A1 - Conexiones del equipo de prueba para la medición de resistencias equivalente

No. Pba

Conexiones Mide

L T G

1. H Tanque X RH

2. H X Tanque RHX

3. X Tanque H RX

4. H X + Tanque - RH + RX

5. X H + Tanque RX + RHX

6. H + X Tanque - RH + RX


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FIGURA A1- Diagrama de resistencias equivalentes

Para efectos de este procedimiento, y al contar con equipos de prueba equipados con circuito de “Guarda”, sólo se debe realizar las tres primeras pruebas, ya que son las más representativas de las condiciones que guardan los sistemas de aislamientos. Las pruebas restantes debe ser realizadas sólo cuando se obtengan resultados con valores que generen duda de la condición del transformador.

A.4.2.2.1 Transformadores de Tres devanados. Se deben realizar las conexiones de prueba que se muestran en la tabla siguiente, para la medición de las resistencias equivalentes que se muestran en el diagrama.

TABLA A2 - Conexiones del equipo de prueba para la medición de resistencias equivalente

No. Pba

Conexiones Mide

L T G

1. H Tanque X + Y RH

2. H X Y + Tanque RHX

3. H Y X + Tanque RHY

4. X Tanque H Y RX

5. X Y H + Tanque RXY

6. Y Tanque H X RY

7. H X + Y + Tanque - RH + RHY + RHX

8. X H + Y + Tanque - RX + RXY + RHX

9. Y H + X + Tanque - RY + RHY + RXY

10. H + Y + X Tanque RH + RX + RY

H

X

RHX

RH

RX

Tanque

y Núcleo

Nnúcleo

Diagrama de Resistencias


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FIGURA A 2- Diagrama de capacitancias

Para efectos de este procedimiento, y al contar con equipos de prueba equipados con circuito de “Guarda”, sólo se realizar las seis primeras pruebas, ya que son las más representativas de las condiciones que guardan los sistemas de aislamientos. Las pruebas restantes deben ser realizadas sólo cuando se obtengan resultados con valores que generen duda de la condición del transformador. A.4.2.3 Pruebas de Aislamiento a Boquillas Se deben realizar las conexiones de prueba que se muestran en la tabla siguiente: Tabla A3.- Conexiones de equipo para prueba de aislamiento

No. Pba. CONEXIONES KV

PRUEBA MIDE

Cable HV Cable LV SELECTOR

1. H TAP UST Vmax C1

2. TAP H GST-GUARD 0.5 C2

Vmax: Preferentemente realizar la prueba con 10 kV c.a. o el mayor permitido por el nivel de tensión de la boquilla. A.4.2.3.1 Boquillas del Lado de Alto Voltaje

a) Medición de C1.

b) Medición de C2. A.4.2.3.2 Boquillas del Lado de Bajo Voltaje

a) Medición de C1.

b) Medición de C2.

c) Prueba de Collar Caliente.


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En el registro N-2000-DC03-R-02 se deben anotar los resultados de las pruebas.

FIGURA A3.- Boquilla típica tipo condensador

A.4.2.3.3 Collar Caliente

Las pruebas de collar caliente se deben de realizar aplicando una tensión de prueba de: Tensión máxima de prueba 10 kVca. En el caso de las pruebas de collar caliente, solo se deben de obtener los valores correspondientes a la corriente de fuga, las pérdidas en watts, y la capacitancia. No es necesario la obtención del valor de factor de potencia. A.4.2.4 Prueba de Factor de Potencia. A.4.2.4.1 Transformadores de Dos devanados. La tensión de prueba no debe exceder la tensión nominal de ninguno de los devanados a probar. Se debe procurar probar con la mayor tensión posible. Las conexiones de prueba para la medición de las capacitancias del diagrama siguiente, se muestran en la tabla 4, y los resultados deben anotarse en el registro N-2000-DC03-R-02.

TABLA A4.- Conexiones de prueba para la medición de capacitancias en transformadores de dos

devanados

No. Pba. CONEXIONES

MIDE Cable HV Cable LV SELECTOR

1. H X GST CH + CHX

2. H X GUARD CH

3. H X UST CHX

4. X H GST CX + CHX

5. X H GUARD CX

6. X H UST CHX

Ca CB CC CD CE CF CG CH CI CJ CK

Aislamiento de Fase a Tierra

Tap de Aislamiento

C1 C2

Boquilla Típica Tipo Condensador


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FIGURA A4.- Diagrama de capacitancias

Las mediciones de factor de potencia de las boquillas deben ser corregidas a 20 °C tomando como referencia las tablas del anexo 5.1 A.4.2.4.2 Transformadores de Tres devanados. La tensión de prueba no debe exceder la tensión nominal de ninguno de los devanados a probar. Se deberá procurar probar con la mayor tensión posible. Las conexiones de prueba para la medición de las capacitancias del diagrama siguiente, se muestran en la tabla 5, y los resultados deben anotarse en el registro N-2000-DC03-R-02.

TABLA A5- Conexiones de prueba para la medición de capacitancias en transformadores de tres

devanados

No Pba. Conexiones

LV SWITCH TIERRA MIDE HV LV

1. H Y GUARD X CH + CHX

2. H X + Y GUARD - CH

3. X H GUARD Y CX + CXY

4. X H + Y GUARD - CX

5. Y X GUARD H CY + CHY

6. Y H + X GUARD - CY

7. H + X + Y - GST - CH + CX + CY

CHX = Pba 1 – Pba 2 CXY = Pba 3 – Pba 4

HIG

LOW

CHX

CH

CX

DIAGRAMA DE CAPACITANCIAS

Tanque y

Núcleo


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FIGURA 5 - Diagrama de capacitancias

Las mediciones de factor de potencia de las boquillas deben ser corregidas a 20 °C tomando como referencia la tabla B1 del Apéndice B. A.4.2.5 Prueba de Corriente de Magnetización. A.4.2.5.1 Transformadores de Dos devanados con conexión Delta-Estrella aterrizada.

A.4.2.5.1.1 Conexiones para las pruebas En la tabla 6 se muestran las conexiones para las pruebas en un solo tap. Cuando no se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, la prueba se realizar en el tap de operación (no necesariamente el número uno como se indica). Cuando se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, en cada cambio, además de esta prueba, se deben realizar las pruebas de: Relación de Transformación, Respuesta al Barrido de la Frecuencia, Reactancia de Dispersión. No es recomendable insertar la prueba de medición de Resistencia Eléctrica de Devanado por más que se antoje conveniente aprovechando la manipulación del cambiador de derivaciones debido a que provocaría cambios en la condición del núcleo magnético induciendo errores en las mediciones posteriores. En la configuración del equipo de prueba se debe ajustar el modo “Line Sync Reversal”

TABLA A6.- Conexiones para las pruebas en un solo tap

POSICION TAP

CONEXIONES

CABLE HV

CABLE LV

SELECTOR

1

H1 H0

UST H2 H0

H3 H0


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Cuando se dé la instrucción de realizar la prueba en diferentes posiciones del cambiador de derivaciones, primero se debe de realizar la prueba en la posición actual, después en las demás posiciones, y por último se debe de repetir la prueba en la posición original.

Anote los resultados de las pruebas y las observaciones que se consideren pertinentes en el registro N-2000-DC03-R-09.

A4.2.5.2 Transformadores de Dos devanados con conexión Delta-Estrella flotada. A4.2.5.2.1 Conexiones para las pruebas En la tabla 7 se muestran las conexiones para las pruebas en un solo tap. Cuando no se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, la prueba se realizar en el tap de operación (no necesariamente el número uno como se indica). Cuando se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, en cada cambio, además de esta prueba, se deben realizar las pruebas de: Relación de Transformación, Respuesta al Barrido de la Frecuencia, Reactancia de Dispersión. No es recomendable insertar la prueba de medición de Resistencia Eléctrica de Devanado por más que se antoje conveniente aprovechando la manipulación del cambiador de derivaciones debido a que provocaría cambios en la condición del núcleo magnético induciendo errores en las mediciones posteriores.

TABLA A7.- Conexiones para las pruebas en un solo Tap, en transformadores de dos devanados con

conexión Delta-Estrella flotada

POSICION TAP

CONEXIONES

CABLE HV

CABLE LV

SELECTOR

1

H1 H2

UST H2 H3

H3 H1

Cuando se dé la instrucción de realizar la prueba en diferentes posiciones del cambiador de derivaciones, primero se debe de realizar la prueba en la posición actual, después en las demás posiciones, y por último se debe de repetir la prueba en la posición original. Anote los resultados de las pruebas y las observaciones que se consideren pertinentes en el registro N-2000-DC03-R-09

A.4.2.5.3 En transformadores de Tres devanados con conexión Estrella-Estrella-Estrella Conexiones para las pruebas. En la tabla 8 se muestran las conexiones para las pruebas en un solo tap. Cuando no se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, la prueba se realizar en el tap de operación (no necesariamente el número uno como se indica). Cuando se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, en cada cambio, además de esta prueba, se deben realizar las pruebas de: Relación de Transformación, Respuesta al Barrido de la Frecuencia, Reactancia de Dispersión. No es recomendable insertar la prueba de medición de Resistencia Eléctrica de Devanado por más que se antoje conveniente aprovechando la manipulación del cambiador de derivaciones debido a que provocaría cambios en la condición del núcleo magnético induciendo errores en las mediciones posteriores.


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TABLA A8.- Conexiones para las pruebas en un solo Tap, en transformadores de tres devanados con conexión estrella -estrella-estrella.

Cuando se dé la instrucción de realizar la prueba en diferentes posiciones del cambiador de derivaciones, primero se debe de realizar la prueba en la posición actual, después en las demás posiciones, y por último se debe de repetir la prueba en la posición original. Anote los resultados de las pruebas y las observaciones que se consideren pertinentes en el registro N-2000-DC03-R-09. A.4.2.5.4 Transformadores de Tres devanados con conexión Delta-Estrella-Estrella. Conexiones para las pruebas. En la tabla 9 se muestran las conexiones para las pruebas en un solo tap. Cuando no se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, la prueba se realizar en el tap de operación (no necesariamente el número uno como se indica). Cuando se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, en cada cambio, además de esta prueba, se deben realizar las pruebas de: Relación de Transformación, Respuesta al Barrido de la Frecuencia, Reactancia de Dispersión. No es recomendable insertar la prueba de medición de Resistencia Eléctrica de Devanado por más que se antoje conveniente aprovechando la manipulación del cambiador de derivaciones debido a que provocaría cambios en la condición del núcleo magnético induciendo errores en las mediciones posteriores.

TABLA A9.- Conexiones para las pruebas en un solo Tap, en transformadores de tres devanados con

conexión delta -estrella-estrella.

POSICION TAP

CONEXIONES

CABLE HV

CABLE LV

SELECTOR

1

H1 H2

UST

H2 H3

H3 H1

H2 H3

H3 H1

Cuando se dé la instrucción de realizar la prueba en diferentes posiciones del cambiador de derivaciones, primero se debe de realizar la prueba en la posición actual, después en las demás posiciones, y por último se debe de repetir la prueba en la posición original. Anote los resultados de las pruebas y las observaciones que se consideren pertinentes en el registro N-2000-DC03-R-09

A.4.2.6 Medición de la Reactancia de Dispersión de los Devanados A.4.2.6.1 Transformadores de Dos devanados con conexión Delta-Estrella aterrizada Esta prueba se realiza para verificar que se mantiene la geometría de los devanados del transformador. Las mediciones de reactancia de dispersión son realizadas cortocircuitando el devanado de baja tensión. Durante esta

POSICION TAP

CONEXIONES

CABLE HV

CABLE LV

SELECTOR

1

H1 H0

UST H2 H0

H3 H0


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prueba la reluctancia encontrada por el flujo magnético es determinada predominantemente por el canal de fuga o dispersión. El canal de fuga es el espacio confinado entre la superficie interior del devanado interno, la superficie exterior del devanado externo, y los yugos inferior y superior. Cuando ocurre una distorsión de los devanados se cambia la reluctancia de la trayectoria del flujo magnético, dando un cambio en la reactancia de dispersión medida. Para configuración del devanado de estos transformadores (Delta – Baja / Estrella - Alta) se deben realizar las siguientes conexiones de prueba para las mediciones “Equivalente Trifásico en un Transformador Trifásico” y “Equivalente por Fase en un Transformador Trifásico”. En las tablas 10 y 11 se muestran las conexiones para las pruebas en un solo tap. Cuando no se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, la prueba se realizar en el tap de operación (no necesariamente el número uno como se indica). Cuando se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, en cada cambio, además de esta prueba, se deben realizar las pruebas de: Relación de Transformación, Respuesta al Barrido de la Frecuencia, Corriente de Magnetización. No es recomendable insertar la prueba de medición de Resistencia Eléctrica de Devanado por más que se antoje conveniente aprovechando la manipulación del cambiador de derivaciones debido a que provocaría cambios en la condición del núcleo magnético induciendo errores en las mediciones posteriores.

TABLA A10.- Equivalente Trifásico

FUERZA MEDICION CONEXIÓN LADO BAJA

CONEXIÓN FLOTADA ROJO NEGRO BLANCO NEGRO

H1 H2 H1 H2 X1 + X2 + X3 H3 y H0

H2 H3 H2 H3 X1 + X2 + X3 H1 y H0

H3 H1 H3 H1 X1 + X2 + X3 H2 y H0


TABLA A11.- Equivalente Monofásico



H1 H0 H1 H0 X1 + X2 H2, H3 y X3

H2 H0 H2 H0 X2 + X3 H1, H3 y X1

H3 H0 H3 H0 X1 + X3 H1, H2 y X2

Cuando se dé la instrucción de realizar la prueba en diferentes posiciones del cambiador de derivaciones, primero se debe de realizar la prueba en la posición actual, después en las demás posiciones, y por último se debe de repetir la prueba en la posición original. La reactancia de dispersión resultante, en %, se calcula de la manera siguiente: Equivalente Trifásico

%X = [(1/60) x XM] x [S3 / V2L-L]

Donde:

XM = Suma de las reactancias por cada fase, medida en Ohms.

S3 = Potencia trifásica base, en kVA, de los devanados donde la medición es realizada, obtenida de los datos de placa. VL-L = Tensión base “Línea a Línea”, en kV, de los devanados donde la medición es realizada, obtenida de los datos de placa.


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Equivalente Monofásico Delta

%X = [(1/30) x XM] x [S3 / V2L-L]

Equivalente Monofásico Estrella

%X = [(1/10) x XM] x [S3 / V2L-L]

Donde: XM = La reactancia medida en Ohms.

S3 = Potencia trifásica base, en kVA, de los devanados donde la medición es realizada, obtenida de los datos de placa. VL-L = Tensión base “Línea a Línea”, en kV, de los devanados donde la medición es realizada, obtenida de los datos de placa. El resultado obtenido debe ser registrado en el formato N-2000-DC03-R-10 A.4.2.6.2 Transformadores de Dos devanados con conexión Delta-Estrella flotada. Esta prueba se realiza para verificar que se mantiene la geometría de los devanados del transformador. Las mediciones de reactancia de dispersión son realizadas cortocircuitando el devanado de baja tensión. Durante esta prueba la reluctancia encontrada por el flujo magnético es determinada predominantemente por el canal de fuga o dispersión. El canal de fuga es el espacio confinado entre la superficie interior del devanado interno, la superficie exterior del devanado externo, y los yugos inferior y superior. Cuando ocurre una distorsión de los devanados se cambia la reluctancia de la trayectoria del flujo magnético, dando un cambio en la reactancia de dispersión medida. Para configuración del devanado de estos transformadores (Delta - Alta / Estrella - Baja), en donde la conexión de “X0” no se tiene disponible, se debe emplear la conexión “Delta-Delta” y se deben realizar las siguientes conexiones de prueba para las mediciones “Equivalente Trifásico en un Transformador Trifásico” y “Equivalente por Fase en un Transformador Trifásico”

En las tablas 12 y 13 se muestran las conexiones para las pruebas en un solo tap. Cuando no se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, la prueba se deben realizar en el tap de operación (no necesariamente el número uno como se indica). Cuando se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, en cada cambio, además de esta prueba, se deben realizar las pruebas de: Relación de Transformación, Respuesta al Barrido de la Frecuencia, Corriente de Magnetización. No es recomendable insertar la prueba de medición de Resistencia Eléctrica de Devanado por más que se antoje conveniente aprovechando la manipulación del cambiador de derivaciones debido a que provocaría cambios en la condición del núcleo magnético induciendo errores en las mediciones posteriores.




H1 H3 H1 H3 X1 + X2 + X3 H2





H1 H3 H1 H3 X1 + X3 H2, X2

H1 H2 H1 H2 X2 + X1 H3, X3

H3 H2 H3 H2 X2 + X3 H1, X1


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La reactancia de dispersión resultante, en %, se calcula de la manera siguiente:

a) Equivalente Trifásico

%X = [(1/60) x XM] x [S3 / V2L-L]

Donde:



b) Equivalente Monofásico Delta

%X = [(1/30) x XM] x [S3 / V2L-L]


S3 = Potencia trifásica base, en kVA, de los devanados donde la medición es realizada, obtenida de los datos de placa. VL-L = Tensión base “Línea a Línea”, en kV, de los devanados donde la medición es realizada, obtenida de los datos de placa. El resultado obtenido debe ser registrado en el formato N-2000-DC03-R-10

A.4.2.6.2 Transformadores de Tres devanados con conexión Estrella-Estrella-Estrella. Esta prueba se realiza para verificar que se mantiene la geometría de los devanados del transformador. Las mediciones de reactancia de dispersión son realizadas cortocircuitando el devanado de baja tensión. Durante esta prueba la reluctancia encontrada por el flujo magnético es determinada predominantemente por el canal de fuga o dispersión. El canal de fuga es el espacio confinado entre la superficie interior del devanado interno, la superficie exterior del devanado externo, y los yugos inferior y superior. Cuando ocurre una distorsión de los devanados se cambia la reluctancia de la trayectoria del flujo magnético, dando un cambio en la reactancia de dispersión medida. Para configuración del devanado de estos transformadores (Estrella - Alta / Doble Estrella - Baja) se deben realizar las siguientes conexiones de prueba para las mediciones “Equivalente Trifásico en un Transformador Trifásico” y “Equivalente por Fase en un Transformador Trifásico”. En las tablas 14 y15 se muestran las conexiones para las pruebas en un solo tap. Cuando no se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, la prueba se debe realizar en el tap de operación (no necesariamente el número uno como se indica). Cuando se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, en cada cambio, además de esta prueba, se deben realizar las pruebas de: Relación de Transformación, Respuesta al Barrido de la Frecuencia, Corriente de Magnetización. No es recomendable insertar la prueba de medición de Resistencia Eléctrica de Devanado por más que se antoje conveniente aprovechando la manipulación del cambiador de derivaciones debido a que provocaría cambios en la condición del núcleo magnético induciendo errores en las mediciones posteriores.


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FUERZA MEDICIÓN CONEXIÓN LADO BAJA


H1 H2 H1 H2 X1 + X2 + X3 H3, H0, Y1, Y2, Y3, Y0

H2 H3 H2 H3 X1 + X2 + X3 H1, H0, Y1, Y2, Y3, Y0

H3 H1 H3 H1 Y1 + Y2 + Y3 H2, H0, Y1, Y2, Y3, Y0

H1 H2 H1 H2 Y1 + Y2 + Y3 H3, H0, X1, X2, X3, X0

H2 H3 H2 H3 Y1 + Y2 + Y3 H1, H0, X1, X2, X3, X0

H3 H1 H3 H1 Y1 + Y2 + Y3 H2, H0, X1, X2, X3, Y0





H1 H0 H1 H0 X1 + X0 H2, H3, X2, X3, Y1, Y2, Y3, Y0

H2 H0 H2 H0 X2 + X0 H1, H3, X1, X3, Y1, Y2, Y3, Y0

H3 H0 H3 H0 X3 + X0 H1, H2, X1, X2, Y1, Y2, Y3, Y0

H1 H0 H1 H0 Y1 + Y0 H2, H3, Y2, Y3, X1, X2, X3, X0

H2 H0 H2 H0 Y2 + Y0 H1, H3, Y1, Y3, X1, X2, X3, X0

H3 H0 H3 H0 Y3 + Y0 H1, H2, Y1, Y2, X1, X2, X3, X0

Cuando se dé la instrucción de realizar la prueba en diferentes posiciones del cambiador de derivaciones, primero se debe de realizar la prueba en la posición actual, después en las demás posiciones, y por último se debe de repetir la prueba en la posición original. La reactancia de dispersión resultante, en %, se calcula de la manera siguiente:


%X = [(1/60) x XM] x [S3 / V2 L-L]

Donde:



b) Equivalente Monofásico Estrella

%X = [(1/10) x XM] x [S3 / V2L-L]




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El resultado obtenido debe ser registrado en el formato N-2000-DC03-R-10 A.4.2.6.4 Transformadores de Tres devanados con conexión Delta-Estrella-Estrella. Esta prueba se realiza para verificar que se mantiene la geometría de los devanados del transformador. Las mediciones de reactancia de dispersión son realizadas cortocircuitando el devanado de baja tensión. Durante esta prueba la reluctancia encontrada por el flujo magnético es determinada predominantemente por el canal de fuga o dispersión. El canal de fuga es el espacio confinado entre la superficie interior del devanado interno, la superficie exterior del devanado externo, y los yugos inferior y superior. Cuando ocurre una distorsión de los devanados se cambia la reluctancia de la trayectoria del flujo magnético, dando un cambio en la reactancia de dispersión medida. Para configuración del devanado de estos transformadores (Delta - Alta / Doble Estrella - Baja) se deben realizar las siguientes conexiones de prueba para las mediciones “Equivalente Trifásico en un Transformador Trifásico” y “Equivalente por Fase en un Transformador Trifásico”. En las tablas 16 y 17 se muestran las conexiones para las pruebas en un solo tap. Cuando no se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, la prueba se debe realizar en el tap de operación (no necesariamente el número uno como se indica). Cuando se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, en cada cambio, además de esta prueba, se deben realizar las pruebas de: Relación de Transformación, Respuesta al Barrido de la Frecuencia, Corriente de Magnetización. No es recomendable insertar la prueba de medición de Resistencia Eléctrica de Devanado por más que se antoje conveniente aprovechando la manipulación del cambiador de derivaciones debido a que provocaría cambios en la condición del núcleo magnético induciendo errores en las mediciones posteriores.




H1 H2 H1 H2 X1 + X2 + X3+ X0 H3, Y1, Y2, Y3, Y0

H2 H3 H2 H3 X1 + X2 + X3+ X0 H1, Y1, Y2, Y3, Y0

H3 H1 H3 H1 X1 + X2 + X3+ X0 H2, Y1, Y2, Y3, Y0

H1 H2 H1 H2 Y1 + Y2 + Y3+ Y0 H3, X1, X2, X3, X0

H2 H3 H2 H3 Y1 + Y2 + Y3+ Y0 H1, X1, X2, X3, X0

H3 H1 H3 H1 Y1 + Y2 + Y3+ Y0 H2, X1, X2, X3, X0



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Cuando se dé la instrucción de realizar la prueba en diferentes posiciones del cambiador de derivaciones, primero se debe de realizar la prueba en la posición actual, después en las demás posiciones, y por último se debe de repetir la prueba en la posición original. La reactancia de dispersión resultante, en %, se calcula de la manera siguiente:


%X = [(1/60) x XM] x [S 3 / V2L-L]

Donde:


S3 = Potencia trifásica base, en kVA, de los devanados donde la medición es realizada, obtenida de los datos de placa. VL-L = Tensión base “Línea a Línea”, en kV, de los devanados donde la medición es realizada, obtenida de los datos de placa. b) Equivalente Monofásico Delta

%X = [(1/30) x XM] x [S 3 / V2L-L]


S3 = Potencia trifásica base, en kVA, de los devanados donde la medición es realizada, obtenida de los datos de placa. VL-L = Tensión base “Línea a Línea”, en kV, de los devanados donde la medición es realizada, obtenida de los datos de placa. El resultado obtenido debe ser registrado en el formato N-2000-DC03-R-10.

A.4.2.7 Prueba de Relación de Transformación. Efectuar las pruebas siguiendo las conexiones que a continuación se muestran y anotar los resultados en el registro N-2000-DC03-R-09. NOTA: El último “Tap” que se prueba, es en el que el transformador estaba operando.

Para cada medición se debe de calcular y registrar el valor porcentual de desviación, utilizando la formula siguiente:

%E = RP – RI X 100

RP Dónde: RP = Es la relación teórica RI = Es la lectura obtenida %E = Es el error porcentual.



H1 H2 H1 H2 X1 + X0 H3, X2, X3, Y1, Y2, Y3, Y0

H2 H3 H2 H3 X2 + X0 H1, X1, X3, Y1, Y2, Y3, Y0

H3 H1 H3 H1 X3 + X0 H2, X1, X2, Y1, Y2, Y3, Y0

H1 H2 H1 H2 Y1 + Y0 H3, Y2, Y3, X1, X2, X3, X0

H2 H3 H2 H3 Y1 + Y0 H1, Y1, Y3, X1, X2, X3, X0

H3 H1 H3 H1 Y1 + Y0 H2, Y1, Y2, X1, X2, X3, X0


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A.4.2.7.1 Transformadores de Dos devanados con conexión Delta-Estrella aterrizada.

Las conexiones están referidas para un equipo de pruebas monofásico. En la tabla 18 se muestran las conexiones para las pruebas en un solo tap. Cuando no se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, la prueba se debe realizar en el tap de operación (no necesariamente el número uno como se indica). Cuando se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, en cada cambio, además de esta prueba, se deben realizar las pruebas de: Reactancia de Dispersión, Respuesta al Barrido de la Frecuencia, Corriente de Magnetización. No es recomendable insertar la prueba de medición de Resistencia Eléctrica de Devanado por más que se antoje conveniente aprovechando la manipulación del cambiador de derivaciones debido a que provocaría cambios en la condición del núcleo magnético induciendo errores en las mediciones posteriores.

TABLA A18.- Conexiones para prueba en un solo Tap, en Transformadores de dos devanados con conexión Delta-Estrella aterrizada

POSICION TAP

CAIMÁN GRAPA

ROJO NEGRO ROJA NEGRA

1

H1 H0 X1 X2

H2 H0 X2 X3

H3 H0 X3 X1


A.4.2.7.2 Transformadores de Dos devanados con conexión Delta-Estrella flotada. Las conexiones están referidas para un equipo de pruebas monofásico. En la tabla 19 se muestran las conexiones para las pruebas en un solo tap. Cuando no se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, la prueba se debe realizar en el tap de operación (no necesariamente el número uno como se indica). Cuando se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, en cada cambio, además de esta prueba, se deben realizar las pruebas de: Reactancia de Dispersión, Respuesta al Barrido de la Frecuencia, Corriente de Magnetización. No es recomendable insertar la prueba de medición de Resistencia Eléctrica de Devanado por más que se antoje conveniente aprovechando la manipulación del cambiador de derivaciones debido a que provocaría cambios en la condición del núcleo magnético induciendo errores en las mediciones posteriores.

TABLA A19.- Conexiones para prueba en un solo Tap, en Transformadores de dos devanados con

conexión Delta-Estrella flotada

POSICION TAP

CAIMAN GRAPA


1

H3 H1 X2 X1 + X3

H1 H2 X3 X1 + X2

H2 H3 X1 X2 + X3



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A.4.2.7.3 Transformadores de Tres devanados con conexión Estrella-Estrella-Estrella. Las conexiones están referidas para un equipo de pruebas monofásico. En la tabla 20 se muestran las conexiones para las pruebas en un solo tap. Cuando no se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, la prueba se debe realizar en el tap de operación (no necesariamente el número uno como se indica). Cuando se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, en cada cambio, además de esta prueba, se deben realizar las pruebas de: Reactancia de Dispersión, Respuesta al Barrido de la Frecuencia, Corriente de Magnetización. No es recomendable insertar la prueba de medición de Resistencia Eléctrica de Devanado por más que se antoje conveniente aprovechando la manipulación del cambiador de derivaciones debido a que provocaría cambios en la condición del núcleo magnético induciendo errores en las mediciones posteriores.

TABLA A20.- Conexiones para prueba en un solo Tap, en Transformadores de tres devanados con conexión estrella-estrella- estrella

POSICION TAP

CAIMAN GRAPA


1.

H1 H0 X1 X0

H2 H0 X2 X0

H3 H0 X3 X0

H1 H0 Y1 Y0

H2 H0 Y2 Y0

H3 H0 Y3 Y0


A.4.2.7.4 Transformador de Tres devanados con conexión Delta-Estrella-Estrella. Las conexiones están referidas para un equipo de pruebas monofásico. En la tabla 21 se muestran las conexiones para las pruebas en un solo tap. Cuando no se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, la prueba se debe realizar en el tap de operación (no necesariamente el número uno como se indica). Cuando se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, en cada cambio, además de esta prueba, se deben realizar las pruebas de: Reactancia de Dispersión, Respuesta al Barrido de la Frecuencia, Corriente de Magnetización. No es recomendable insertar la prueba de medición de Resistencia Eléctrica de Devanado por más que se antoje conveniente aprovechando la manipulación del cambiador de derivaciones debido a que provocaría cambios en la condición del núcleo magnético induciendo errores en las mediciones posteriores.

TABLA A21.- Conexiones para prueba en un solo Tap, en Transformadores de tres devanados con conexión

delta-estrella -estrella

POSICIÓN TAP

CAIMÁN GRAPA


1.

H1 H2 X1 X0

H2 H3 X2 X0

H3 H1 X3 X0

H1 H2 Y1 Y0

H2 H3 Y2 Y0

H3 H1 Y3 Y0


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A.4.2.8 Prueba de Respuesta al Barrido de la Frecuencia.

Para la ejecución de la prueba en diferente posición del cambiador de derivaciones, se debe de consultar al responsable de mantenimiento. Cuando se dé la instrucción de realizar la prueba en diferentes posiciones del cambiador de derivaciones, primero se debe de realizar la prueba en la posición actual, después en las demás posiciones, y por último se debe de repetir la prueba en la posición original. En el supuesto caso que los cables de prueba sean insuficientemente largos para realizar las conexiones, la alternativa correcta es acercar el equipo de pruebas lo suficiente para que las extensiones de los cables permitan la conexión. En casos extraordinarios, en los que por las dimensiones de las boquillas la acción anterior no sea suficiente, la ÚNICA forma de realizar la pruebas es prolongando los cables de referencia de Tierra; los cables de medición NO deben ser prolongados. En la primera terminal mencionada va colocado el cable de prueba ROJO y en la segunda terminal se conecta el cable NEGRO. Los cables de referencia de tierra deben conectarse a la brida de las boquillas, asegurándose que se realice un contacto efectivo a Tierra. Una superficie pintada o con corrosión no debe proporcionar una buena referencia. En la tabla 22 se muestran las conexiones para las pruebas en un solo tap. Cuando no se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, la prueba se debe realizar en el tap de operación (no necesariamente el número uno como se indica). Cuando se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, en cada cambio, además de esta prueba, se deben realizar las pruebas de: Reactancia de Dispersión, Relación de Transformación, Corriente de Magnetización. No es recomendable insertar la prueba de medición de Resistencia Eléctrica de Devanado por más que se antoje conveniente aprovechando la manipulación del cambiador de derivaciones debido a que provocaría cambios en la condición del núcleo magnético induciendo errores en las mediciones posteriores.

TABLA A22.- Transformadores Monofásicos

MONOFÁSICOS DOS DEVANADOS

MONOFÁSICOS

Pruebas de Circuito Abierto Pruebas de Cortocircuito

Resto de Boquillas Flotadas a - b puenteadas y flotadas Devanado A. T. Devanado B. T.

Prueba 1 Prueba 2 Prueba 3

H1 - H2 X1 – X2 H1 – H2


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TABLA A23.- Transformador Trifásico de Dos Devanados

Transformador Trifásico de Dos Devanados

Trifásico

Pruebas de Circuito Abierto Pruebas de Cortocircuito

Resto de Boquillas Flotadas X1 – X2 – X3 puenteadas y flotadas (neutros flotados) Devanado A. T. Devanado B. T.

Prueba 1

Prueba 2

Prueba 3

Prueba 4

Prueba 5

Prueba 6

Prueba 7

Prueba 8

Prueba 9

Delta - Estrella H1 - H3 H2 - H1 H3 - H2 X1 - X0 X2 - X0 X3 - X0 H1 - H3 H2 - H1 H3 - H2

Estrella - Delta H1- H0 H2 – H0

H3 – H0

X1 - X3 X2 - X1 X3 - X2 H1- H0 H2 – H0

H3 – H0

Delta - Delta H1 - H3 H2 - H1 H3 - H2 X1 - X3 X2 - X1 X3 - X2 H1 - H3 H2 - H1 H3 - H2

Estrella - Estrella H1 – H0

H2 – H0

H3 – H0

X1 - X0 X2 - X0 X3 - X0 H1 – H0

H2 – H0

H3 – H0

TABLA A24.- Transformador Trifásico de Tres Devanados Ydd

Transformador Trifasico de Tres Devanados Ydd

Estrella - Delta/Delta

Pruebas de Circuito Abierto

Resto de Boquillas Flotadas

Devanado A. T. Devanado B. T. "X" Devanado B. T. "Y"

Prueba 1 Prueba

2 Prueba 3 Prueba 4 Prueba 5 Prueba 6 Prueba 7 Prueba 8 Prueba 9

H1 – H0 H2 – H0

H3 – H0 X3 – X1 X1 – X2 X2 – X3 y3 - y1 y1 - y2 y2 - y3

Pruebas de Cortocircuito


X1 – X2 - X3 puenteadas y flotadas

y1 - y2 - y3 puenteadas y flotadas


Prueba 10

Prueba 11

Prueba 12

Prueba 13

Prueba 14

Prueba 15

Prueba 16

Prueba 17

Prueba 18

H1 – H0 H2 – H0 H3 – H0 H1 – H0 H2 – H0 H3 – H0 X3 – X1 X1 – X2 X2 – X3

TABLA A25.- Transformador Trifásico de Tres Devanados Dyy.

Transformador Trifásico de Tres Devanados Dyy

Delta - Estrella/Estrella

Pruebas de Circuito Abierto


Devanado A. T. Devanado B. T. "X" Devanado B. T. "Y"

Prueba 1 Prueba 2 Prueba 3 Prueba 4 Prueba 5 Prueba 6 Prueba

7 Prueba

8 Prueba

9

H1 – H3 H2 – H1 H3 – H2 X1 – X0 X2 – X0 X3 – X0 y1 - y0 y2 - y0 y3 - y0

Pruebas de Cortocircuito


X1 – X2 - X3 puenteadas y flotadas



Prueba 10

Prueba 11

Prueba 12

Prueba 13

Prueba 14

Prueba 15

Prueba 16

Prueba 17

Prueba 18

H1 – H3 H2 – H1 H3 – H2 H1 – H3 H2 – H1 H3 – H2 X1 – X0

X2 – X0

X3 – X0

Las gráficas de la prueba deben ser incorporadas a los registros respectivos.


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Prueba de respuesta a la frecuencia registro de fase Prueba de respuesta a la frecuencia registro de la magnitud

A.4.2.9 Medición de la Resistencia de los Devanados con Corriente Directa. Puesto que la resistencia del cobre varía con la temperatura, los resultados deben ser referidos a 75°C con la ecuación siguiente.

.R75°C = ( 234.5 + 75 ) Rtemp amb

234.5 + Temperatura Devanado

Los resultados deben ser anotados en el registro correspondiente. Transformadores de Dos devanados con conexión Delta-Estrella aterrizada.

Se deben tener las consideraciones siguientes:

a) La temperatura de los devanados no debe ser mayor que 5 °C de la temperatura del aceite.

b) Para la medición se debe de conectar de tierra uno de los extremos del devanado a probar.

c) Obtener la temperatura del aceite.

Realizar las mediciones según la tabla 26 donde se muestran las conexiones para las pruebas en un solo tap. Cuando no se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, la prueba se debe realizar en el tap de operación (no necesariamente el número uno como se indica). Cuando se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, en cada cambio únicamente se debe realizar esta prueba. No es recomendable realizar esta prueba antes de las siguientes pruebas: Corriente de Magnetización, Respuesta a la Frecuencia, Reactancia de Dispersión, debido a que provocaría cambios en la condición del núcleo magnético induciendo errores en las mediciones posteriores.

TABLA A26.- Conexiones de prueba en un solo Tap para Transformadores de dos devanados con conexión Delta-Estrella aterrizada

No. Pba Conexiones

Mide T1 T2

1. H1 H0 RH1

2. H2 H0 RH2

3. H3 H0 RH3

4. X1 X2 RX1 + // RX2 - RX3

5. X2 X3 RX2 + // RX1 - RX3

6. X3 X1 RX3 + // RX2 - RX1

Esta debe ser la última prueba que se realice de todas las que se mencionan en el presente procedimiento, y al concluir siempre debe realizarse la prueba de medición de Corriente de Magnetización con el fin de eliminar el magnetismo residual en el núcleo provocado por la circulación de Corriente Directa por los devanados durante la ejecución de esta prueba. El resultado de la prueba de Corriente de Magnetización, no es necesario que sean registrados debido a que el objetivo no es evaluar una condición del transformador; además de que los valores obtenidos tendrían la influencia de la condición de magnetización remanente del núcleo.

A.4.2.10 Transformadores de Dos devanados con conexión Delta-Estrella flotada


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a) La temperatura de los devanados no debe ser mayor que 5 °C de la temperatura del aceite.

b) Para la medición se debe de conectar a Tierra uno de los extremos del devanado a probar.


d) Realizar las mediciones según la tabla siguiente en el “Tap” de operación. En la tabla 27 se muestran las conexiones para las pruebas en un solo tap. Cuando no se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, la prueba se debe realizar en el tap de operación (no necesariamente el número uno como se indica). Cuando se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, en cada cambio únicamente se debe realizar esta prueba. No es recomendable realizar esta prueba antes de las siguientes pruebas: Corriente de Magnetización, Respuesta a la Frecuencia, Reactancia de Dispersión, debido a que provocaría cambios en la condición del núcleo magnético induciendo errores en las mediciones posteriores.

TABLA A27.- Conexiones de prueba para un solo Tap para Transformadores de dos devanados con conexión Delta-Estrella flotada

No. Pba Conexiones

Mide T1 T2

1. H1 H2 RH1 + // RH2 - RH3

2. H2 H3 RH2 + // RH1 - RH3

3. H3 H1 RH3 + // RH2 - RH1

4. X1 X2 RX12

5. X2 X3 RX23

6. X3 X1 RX31

Esta debe ser la última prueba que se realice de todas las que se mencionan en el presente procedimiento, y al concluir siempre debe realizarse la prueba de medición de Corriente de Magnetización con el fin de eliminar el magnetismo residual en el núcleo provocado por la circulación de Corriente Directa por los devanados durante la ejecución de esta prueba. El resultado de la prueba de Corriente de Magnetización no es necesario que sean registrados debido a que el objetivo no es evaluar una condición del transformador; además de que los valores obtenidos tendrían la influencia de la condición de magnetización remanente del núcleo. A.4.2.11 Transformadores de Tres devanados con conexión Estrella-Estrella-Estrella.

a) La temperatura de los devanados no debe ser mayor que 5°C de la temperatura del aceite.



d) Realizar las mediciones según la tabla siguiente en el “Tap” de operación.

En la tabla 28 se muestran las conexiones para las pruebas en un solo tap. Cuando no se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, la prueba se debe realizar en el tap de operación (no necesariamente el número uno como se indica). Cuando se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, en cada cambio únicamente se debe realizar esta prueba. No es recomendable realizar esta prueba antes de las siguientes pruebas: Corriente de Magnetización, Respuesta a la Frecuencia, Reactancia de Dispersión, debido a que provocaría cambios en la condición del núcleo magnético induciendo errores en las mediciones posteriores.


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TABLA A28.- Conexiones de prueba para un solo Tap para Transformadores Tres devanados con conexión Estrella-Estrella-Estrella

No. Prueba Conexiones

Mide T1 T2

1. H1 H0 RH1

2. H2 H0 RH2

3. H3 H0 RH3

4. X1 X0 RX1

5. X2 X0 RX2

6. X3 X0 RX3

7. Y1 Y0 RY1

8. Y2 Y0 RY2

9. Y3 Y0 RY3

Esta debe ser la última prueba que se realice de todas las que se mencionan en el presente procedimiento, y al concluir siempre debe realizarse la prueba de medición de Corriente de Magnetización con el fin de eliminar el magnetismo residual en el núcleo provocado por la circulación de Corriente Directa por los devanados durante la ejecución de esta prueba. El resultado de la prueba de Corriente de Magnetización no es necesario que sean registrados debido a que el objetivo no es evaluar una condición del transformador; además de que los valores obtenidos tendrían la influencia de la condición de magnetización remanente del núcleo. A.4.2.12 Transformadores de Tres devanados con conexión Delta-Estrella-Estrella

a) La temperatura de los devanados no debe ser mayor que 5°C de la temperatura del aceite.



d) Realizar las mediciones según la tabla siguiente en el “Tap” de operación. En la tabla 29 se muestran las conexiones para las pruebas en un solo tap. Cuando no se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, la prueba se debe realizar en el tap de operación (no necesariamente el número uno como se indica). Cuando se contemple realizar pruebas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones, en cada cambio únicamente se debe realizar esta prueba. No es recomendable realizar esta prueba antes de las siguientes pruebas: Corriente de Magnetización, Respuesta a la Frecuencia, Reactancia de Dispersión, debido a que provocaría cambios en la condición del núcleo magnético induciendo errores en las mediciones posteriores.


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TABLA A29.- Conexiones de prueba para un solo Tap para Transformadores de Tres devanados con conexión

Delta-Estrella-Estrella

No. Pba. Conexiones

Mide T1 T2

1. H1 H2 RH1 + // RH2 - RH3

2. H2 H3 RH2 + // RH1 - RH3

3. H3 H1 RH3 + // RH2 - RH1

4. X1 X0 RX1

5. X2 X0 RX2

6. X3 X0 RX3

7. Y1 Y0 RY1

8. Y2 Y0 RY2

9. Y3 Y0 RY3

Esta debe ser la última prueba que se realice de todas las que se mencionan en el presente procedimiento, y al concluir siempre debe realizarse la prueba de medición de Corriente de Magnetización con el fin de eliminar el magnetismo residual en el núcleo provocado por la circulación de Corriente Directa por los devanados durante la ejecución de esta prueba. El resultado de la prueba de Corriente de Magnetización no es necesario que sean registrados debido a que el objetivo no es evaluar una condición del transformador; además de que los valores obtenidos tendrían la influencia de la condición de magnetización remanente del núcleo. A.4.2.13 Prueba al Liquido Aislante A.4.2.13.1 Prueba de Rigidez Dieléctrica al Aceite. Se debe considerar lo siguiente:

a) Las muestras de aceite deben ser tomadas de la válvula del fondo del tanque, dispuesta para tal efecto, permitiendo fluir libremente el aceite antes de tomar la muestra.

b) Evite realizar la obtención de esta muestra si la humedad ambiente es mayor del 65 %.

c) Realice la prueba de rigidez dieléctrica.

d) Obtenga el promedio de los valores de ruptura, excluyendo el de la primera prueba. Utilice el registro correspondiente.

NOTA: No contamine el suelo, utilice un recipiente adecuado, y si el aceite no debe ser utilizado de nuevo, póngalo en los recipientes contenedores dispuestos para tal efecto.

A.4.2.13.2 Prueba de Factor de Potencia al Aceite. Para esta prueba no debe de utilizarse el aceite empleado en las pruebas de rigidez dieléctrica; se debe de obtener una muestra exclusivamente para ésta, de acuerdo a lo siguiente:

a) Realice la prueba incrementando la tensión al máximo del equipo de pruebas. b) Lea y registre los valores obtenidos de corriente de fuga, watts de pérdidas, y calcule el por ciento

de factor de potencia. Anote los resultados en el registro correspondiente.


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A.4.2.14 Obtención de Muestra de Aceite para Prueba de Cromatografía de Gases y pruebas físico químicas externas

a) La muestra para el análisis de gases disueltos en el aceite debe tomarse en una jeringa de cristal

de 50 ml. La muestra se debe de tomar normalmente de la válvula para toma de muestras del fondo del tanque, a menos que haya ocurrido la operación de una protección o exista la sospecha de una falla reciente, en este caso es preferible realizar el muestreo de aceite en la toma del relevador detector de gases (Buchholz), si dicho relé cuenta con la tubería de extensión, se debe tener la precaución de purgarla para eliminar todo el aceite estancado en ella.

b) Proteger las jeringas contra posibles impactos durante el traslado; se debe tener cuidado que el

émbolo de la jeringa quede libre para poder desplazarse debido a las dilataciones o contracciones del aceite ocasionado por cambios de temperatura.

NOTA: No utilizar cinta o sellador para evitar la posible fuga de aceite de la jeringa. La fuga de aceite de la jeringa no puede evitarse con ningún tipo de sello. Si de antemano se conoce que la jeringa no asegura la ausencia de fugas deben cambiarse.

TABLA A30.- Instrucciones para la obtención de muestras

CONS. DESCRIPCION DE ACTIVIDAD

1 Preparar una jeringa limpia provista de válvula de dos vías

2

Conecte la jeringa al punto de muestreo de equipo de análisis de aceite en línea de la marca Calisto. Drene un poco de aceite para "barrer" las conexiones. Si el muestreo es por el inferior, drenar 4Lt. Recupere el aceite, no lo tire al piso.

3

Permita la entrada de aceite a la jeringa. Aproximadamente 30ml. En este momento burbujas de aire del volumen de las conexiones entraran a la jeringa junto con gases de la muestra. Esta muestra no debe ser para análisis

4

Cierre la válvula de jeringa (y del equipo muestreado si tiene).

5

Desconecte la jeringa y colóquela en forma vertical para expulsar el aire y gases atrapados. Presione el embolo para permitir la salida del aceite. Permita que permanezca en el interior entres 2ml y 3ml de aceite. No lo expulse todo.

6

Conecte de nuevo la jeringa. Permita que un volumen pequeño de aceite se tire a través de la válvula de la jeringa.


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7

Abra la válvula a la jeringa y tome la muestra de 50ml. Cierre la válvula de la jeringa y drene el aceite tomado. Repita la operación de llenado y drenado al menos 2 (dos) veces. Asegúrese que no se generen burbujas de aire.

8 Con la jeringa llena cierre la válvula de la jeringa.

9 Cierre la válvula de muestreo.

10 Desconecte la jeringa.

Procedimiento adaptado de la norma IEC 567 para la toma de muestras de aceite de equipo eléctrico aislado en aceite para análisis de gases disueltos.

Las muestras de aceite para las pruebas de cromatografía de gases y pruebas fisicoquímicas se deben de empacar adecuadamente para su envío a un laboratorio externo, tal como el LAPEM. Aquí el Técnico debe de obtener las muestras en los recipientes dispuestos para cada transformador y siguiendo los pasos descritos anteriormente. Después, debe de entregar las muestras, debidamente identificadas al Supervisor Eléctrico para que inicie el trámite de envío. Cuando se hayan recibido los resultados de los análisis los valores deben ser registrados en los formatos correspondientes para: Pruebas Físico Químicas al Aceite Aislante y Prueba de Cromatografía de Gases Disueltos en el Aceite Aislante. A.4.2.15 Pruebas de Mantenimiento Predictivo Existe un grupo de pruebas que escapan al alcance de este Instructivo debido a que no se cuenta con los equipos de prueba necesarios para realizarlas. Sin embargo, el algún momento estas pruebas pueden ser realizadas por laboratorios de pruebas externos mismos que deben utilizar sus procedimientos y formatos de registro. Con el fin de contar con una estructura documental uniforme se establecen los siguientes registros de calidad para realizar la transferencia de la información obtenida como resultado de las mismas:

Determinación de las partículas en aceite de transformador. Prueba de tensión de recuperación en devanados de transformadores Prueba de determinación de compuestos furánicos disueltos en el aceite aislante Prueba de resistencia de aislamiento a transformadores. Pruebas eléctricas a transformadores de potencia. Pruebas a transformadores de potencia y boquillas. Prueba de líquidos aislante de transformadores. Pruebas físico químicas al aceite aislante. Prueba de cromatografía de gases disueltos en el aceite aislante. Prueba de reactancia de dispersión a transformadores de potencia. Prueba de respuesta a la frecuencia registro de fase. Prueba de respuesta a la frecuencia registro de la magnitud. Prueba de tensión de recuperación en devanados de transformadores. Prueba de determinación de compuestos faraónicos disueltos en el aceite aislante.


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APÉNDICE B (Normativo)

TABLA B1- Factores de corrección por temperatura a 20 ºc para factor de potencia en transformadores, líquidos aislantes y boquillas


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MÉXICO - CFE · 2017. 10. 6. · MANUAL DE MANTENIMIENTO A TRANSFORMADORES DE POTENCIA M-2000-DC03 MANUAL CFE V5420-63. 171004 Rev . 6.17 Prueba para un transformador trifásico