trabajo de diploma estudio de las principales fallas en
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UNIVERSIDAD CENTRAL “MARTA ABREU” DE LAS
VILLAS
FACULTAD DE INGENIERIA ELÉCTRICA
DEPARTAMENTO DE ELECTROENERGÉTICA
TRABAJO DE DIPLOMA
Estudio de las principales fallas en los transformadores LATINOS
Autor: Ariel Marroquín Aguilar
Tutor (es): Msc. Leonardo Rodríguez Jiménez
Msc. Agustín González Rodríguez
Santa Clara
2017
"Año 59 de la Revolución "
Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas
Facultad de Ingeniería Eléctrica Departamento de
Electroenergética
TRABAJO DE DIPLOMA
Estudio de las principales fallas en los transformadores LATINOS
Autor: Ariel Marroquín Aguilar
e-mail: [email protected]
Tutores: Msc. Leonardo Rodríguez Jiménez
e-mail: [email protected]
Msc. Agustín González Rodríguez
e-mail: [email protected]
Santa Clara
2017
"Año 59 de la Revolución "
Hago constar que el presente trabajo de diploma fue realizado en la Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de estudios de la
especialidad de Ingeniería Eléctrica, autorizando a que el mismo sea utilizado por la Institución, para los fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no podrá ser presentado en eventos, ni publicados sin autorización
de la Universidad.
Firma del Autor
Los abajo firmantes certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdo de la dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que debe tener un trabajo de esta envergadura referido a la temática señalada.
Firma del Autor Firma del Jefe de Departamento donde se
defiende el trabajo
Firma del Responsable de
Información Científico-Técnica
PENSAMIENTO
Hacer, es el único modo eficaz de censurar a los que no hacen. José Martí
AGRADECIMIENTOS
A Dios por permitirme llegar hasta este momento tan importante en mi vida, por darme día a
día sus bendiciones.
A todas las personas que de una forma u otra han contribuido en mi formación como futuro
profesional; desde mi inicio en la escuela hasta los días de hoy.
A mi familia por darme todo el apoyo que siempre he necesitado, especialmente en los
momentos difíciles.
A todas las personas que de una forma u otra brindaron su aporte para la realización de
este trabajo.
A todos mis profesores por aportarme siempre valores éticos y profesionales durante el
transcurso de mi carrera.
A los amigos que me dieron su apoyo incondicional en todo momento.
Muchas gracias
TAREA TÉCNICA
1. Estudio de las principales características constructivas de los transformadores de
distribución LATINOS.
2. Análisis de las principales fallas que afectan a los transformadores de distribución
LATINOS utilizados por la Empresa Eléctrica.
3. Análisis de las principales pruebas a las que se someten estos transformadores.
Firma del Autor Firma del Tutor
RESUMEN
En este trabajo de investigación se realizó un estudio inicial acerca de los transformadores
de distribución LATINOS en cuanto a: características constructivas, esquemas de conexión,
entre otras. Debido a que estos transformadores tienen un alto índice de salidas de servicio
por factores internos y externos que pueden ser evitables, se analizan en el trabajo las
principales fallas que se pueden presentar en los mismos, pues sobre este tema no hay
constancia de estudios realizados con anterioridad, a pesar de que este tipo de
transformador tiene una amplia aplicación dentro del sistema de distribución en la provincia.
Por último, se presentan las principales pruebas a las que son sometidos estos
transformadores para disminuir el índice de salidas de servicio, así como, el procedimiento
para realizar las mismas.
Tabla de Contenidos
Pensamiento
Agradecimientos
Resumen
Introducción ………………………………………………………………………………..
1
CAPÍTULO 1. Generalidades sobre los transformadores LATINOS ………………… 4
1.1 Definición de transformador ……………………………………………………….. 4
1.2 Principio de operación y elementos que componen un transformador ………... 4
1.2.1 Estructura ferromagnética (núcleo) ………………………………………….. 6
1.2.2 Devanados ……………………………………………………………………… 8
1.3 Características de los principales elementos que componen el transformador LATINOS …………………………………………………………………………………... 9
1.3.1 Estructura ferromagnética ……………………………………………………….. 10
1.3.2 Devanados ………………………………………………………………………… 12
1.3.3 Tanque o cuba de aceite ………………………………………………………… 12
1.3.4 Tapa del tanque ………………………………………………………………...... 13
1.3.5 Cambiadores de derivación …………………………………………………….. 13
1.3.6 Sistema de aislamiento ………………………………………………………..... 14
1.3.7 Bushings de alta tensión ………………………………………………………… 16
1.3.8 Bushings de baja tensión ……………………………………………………….. 17
1.3.9 Válvula de sobrepresión …………………………………………………………. 17
1.4 Principales modelos de conexión de los transformadores LATINOS …………. 17
1.4.1 Conexión Estrella Abierta – Delta Abierta ……………………………………… 18
1.4.2 Conexión Estrella no aterrada-Delta ……………………………………………. 18
1.4.3 Conexión Delta abierta-Delta abierta …………………………………………… 19
1.4.4 Conexión Delta-Delta …………………………………………………………….. 19
1.4.5 Conexión Delta-Estrella ………………………………………………………….. 20
1.4.6 Conexión Estrella-Estrella ……………………………………………………….. 21
1.5 Consideraciones finales del capítulo ……………………………………………... 21
CAPITULO 2. Análisis de las principales fallas en los transformadores de distribución
LATINOS ………………………………………………………………………………….. 22
2.1 Transformadores de distribución LATINOS. Importancia ………………………. 22
2.2 Clasificación de las fallas que se presentan en los transformadores de distribución
……………………………………………………………………………………………… 23
2.3 Principales fallas que se presentan en los transformadores de distribución
LATINOS…………………………………………………………………………………... 24
2.3.1 Sobrecarga …………………………………………………………………………. 24
2.3.2 Sobretensiones ……………………………………………………………………. 26
2.3.3 Cortocircuitos …………………………………………………………………........ 28
2.3.4 Problemas internos.……………………………………………………………….. 30
2.3.5 Manipulación inadecuada ………………………………………………………… 30
2.3.6 Protección inadecuada ………………………………………………………....... 30
2.3.7 Humedad en el aceite (hermeticidad defectuosa)…………………………...… 31
2.3.8 Falsos contactos por el devanado de bajo voltaje …………………………..... 33
2.3.9 Otras Causas ……………………………………………………………………… 33
2.4 Consideraciones finales del capítulo ……………………………………………... 34
CAPITULO 3. Principales pruebas a las que se someten los transformadores de
distribución LATINOS ……………………………………………………………………. 35
3.1 Prueba de rigidez dieléctrica del aceite del transformador ……………………... 35
3.2 Prueba de resistencia de aislamiento …………………………………………….. 36
3.2.1 Prueba de alta tensión contra baja tensión ……………………………………. 38
3.2.2 Prueba de alta tensión contra baja tensión más tanque a tierra.…………….. 40
3.2.3 Prueba de baja tensión contra alta tensión más tanque a tierra.…………….. 41
3.3 Prueba de relación de transformación ……………………………………………. 41
3.3.1 Método del divisor patrón.……………………………………………………….. 41
3.3.2 Método del voltímetro ……………………………………………………………. 42
3.3.3 Método del transformador patrón.……………………………………………….. 42
3.4 Prueba de vacío y prueba de cortocircuito ……………………………………….. 46
3.5 Prueba de potencial a frecuencia nominal ……………………………………….. 47
3.6 Prueba de hermeticidad del transformador ……………………………………… 47
3.7 Prueba de polaridad ………………………………………………………………... 47
3.8 Consideraciones finales del capítulo ……………………………………………... 48
CONCLUSIONES ………………………………………………………………………… 50
RECOMENDACIONES.………………………………………………………………….. 51
Referencias bibliográficas.……………………………………………………………….. 52
10
INTRODUCCIÓN
El progreso de la Industria Eléctrica se debe principalmente a los transformadores. Por
medio de ellos es posible llevar el voltaje a los niveles deseados para uso en la transmisión
y subtransmisión, con el fin de llevar la energía eléctrica a grandes distancias con pérdidas
relativamente pequeñas. Son también una de las máquinas más eficientes que se
conocen, pues al no tener partes en movimiento, no permiten pérdidas por fricción o
rozamiento y por otra parte la calidad de los materiales ferromagnéticos que componen el
núcleo ha ido en aumento, lo cual permite que la eficiencia de estos equipos sea del
orden de hasta el 99%.
Además, por medio de estos también se logra la reducción del voltaje de transmisión y
subtransmisión a valores usados en la distribución eléctrica o requerida por las industrias, y
posteriormente, a voltajes de uso doméstico. El subsistema de distribución es uno de los
más importantes, porque comprende aproximadamente las 2/3 partes de la inversión total
de un sistema de potencia, y es el encargado de interactuar directamente con el usuario
final. Por esta razón, es una etapa de gran impacto económico, puesto que implica un
manejo cuidadoso en su operación, planeación, diseño y construcción. El subsistema de
distribución además de ser, de gran impacto económico, es la etapa donde se presentan los
porcentajes más elevados de pérdidas de energía, debido a los numerosos elementos que
lo conforman para su operación. Este subsistema está conformado principalmente de
subestaciones receptoras secundarias, circuitos primarios, transformadores de distribución y
circuitos secundarios.
Entre todos los elementos que conforman el subsistema de distribución, el transformador de
distribución es de gran importancia, puesto que hace posible la interacción entre la empresa
que presta el servicio de energía (Operador de red) y el usuario final. Una falla en este
elemento provoca la suspensión del servicio a los abonados e inconformismo de los mismos,
por no contar con un servicio confiable y continuo. Si no existieran los transformadores sería
necesario generar la energía eléctrica a valores mucho más bajos para poder utilizarla
directamente en fines domésticos, comerciales e industriales. La transmisión de la energía
eléctrica a distancias grandes no sería posible, pues las pérdidas en las líneas de calibres
normales alcanzarían valores tales, que prácticamente no llegaría energía alguna al extremo
de la línea, y para reducir las pérdidas se tendrían que utilizar calibres de conductores tan
gruesos que no sería posible suspenderlos en postes, (además de ser prohibido su uso) y la
11
regulación en el voltaje sería prácticamente inaceptable. En resumen, el uso de la
electricidad se limitaría a las residencias e industrias que pudieran tener plantas propias o a
núcleos pequeños de consumidores. Si se piensa en cada uno de los pasos que se han
mencionado, se puede apreciar la importancia de los transformadores.
En la mayoría de los circuitos de distribución de la provincia Villa Clara se encuentran
instalados transformadores de distribución del tipo LATINOS, los cuales son capaces de
brindar el servicio eléctrico a los consumidores. A pesar de la gran utilización de este tipo de
transformador, estos se encuentran expuestos a un gran número de fallas y salidas de
servicios debido a numerosas causas de las cuales muchas pueden ser evitables, por lo que
se puede afirmar que estos dispositivos no están siendo aprovechados íntegramente por la
Unión Eléctrica. Es por ello que para la realización de este trabajo se hizo necesario plantear
la siguiente situación problémica:
¿Cuáles son las principales fallas que se producen en los transformadores de distribución LATINOS?
A partir de esta situación problemática, se trazó como objetivo general:
Analizar las principales fallas que se producen en los transformadores de distribución
LATINOS.
Derivándose de este, los objetivos específicos siguientes:
1. Estudiar las generalidades, características constructivas y principales modelos de
conexión de los transformadores de distribución LATINOS.
2. Analizar cuáles son las fallas más comunes en los transformadores de distribución
LATINOS.
3. Analizar las principales pruebas a las que son sometidos los transformadores de
distribución LATINOS para reducir el índice de fallas.
Justificación de la investigación:
Con esta investigación se pretende contribuir al desarrollo del proceso de análisis de fallas en
los transformadores de distribución LATINOS y ofrecer una respuesta a estas con soluciones
económicamente factibles.
Aportes de la investigación: Los resultados de esta investigación poseen una aplicación práctica y teórica de gran
trascendencia para todos los especialistas, investigadores y diseñadores en ramas de la
Ingeniería Eléctrica dedicadas al estudio de los transformadores.
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Métodos
Para el desarrollo de la investigación se emplearon los métodos de nivel teórico: histórico-
lógico, analítico-sintético, inductivo–deductivo y abstracto-concreto. Además, también se
utilizaron métodos de nivel empírico como: la observación, la entrevista y el criterio de
especialistas.
Organización del informe:
El presente trabajo está estructurado de la siguiente manera:
Primer capítulo: Generalidades sobre los transformadores de distribución LATINOS.
Segundo capítulo: Análisis de las principales fallas en los transformadores de distribución
LATINOS.
Tercer capítulo: Principales pruebas a las que se someten los transformadores de
distribución LATINOS.
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Capítulo 1. Generalidades sobre los transformadores LATINOS.
El sistema eléctrico de potencia está compuesto por varios subsistemas, en estos incluye, la
generación, transmisión, subtransmisión y distribución de la energía eléctrica. Su finalidad es
llevar la energía eléctrica desde los centros de generación hasta los centros de consumo, a
los niveles de tensión requeridos por el usuario de manera continua y segura. Este proceso
de variación de los niveles de energía eléctrica es posible gracias al uso de los
transformadores.
1.1 Definición de transformador
El transformador constituye un dispositivo electromagnético estático destinado a la
transformación de corriente alterna de un voltaje, en corriente alterna de otro voltaje a la
misma frecuencia. En el caso más simple el transformador tiene un devanado primario, al
cual se introduce la energía eléctrica y un devanado secundario, del cual se envía esta a los
consumidores [1]. El cambio de voltaje entre el primario y el secundario depende del número
de vueltas de las dos bobinas.
Un transformador cuyo voltaje secundario sea superior al primario se llama transformador
elevador. Por otra parte, si el voltaje secundario es inferior al primario este dispositivo recibe
el nombre de transformador reductor. El producto de intensidad de corriente por voltaje es
constante en cada juego de bobinas, de forma que en un transformador elevador el
aumento de voltaje de la bobina secundaria viene acompañado por la correspondiente
disminución de corriente.[2]
Estos poseen múltiples aplicaciones entre las cuales se encuentra la distribución. Se dice
que el transformador de distribución es aquel transformador que tiene una capacidad
nominal desde 5 hasta 500 kVA y una tensión eléctrica nominal de hasta 34500 Volts en el
lado primario y hasta 15000 Volts nominales en el lado secundario.
1.2 Principio de operación y elementos que componen un transformador
El principio de funcionamiento se basa en la ley de Faraday de inducción electromagnética,
la cual enuncia de la siguiente manera: “Una fuerza electromotriz (FEM) es inducida en un
medio cuando cambia el enlazamiento de flujo asociado al medio. Si el medio es un
conductor de electricidad que forma una trayectoria cerrada, una corriente fluye en él debido
a la FEM inducida. La magnitud de FEM inducida es proporcional a la rapidez de cambio en
el tiempo de los enlazamientos del flujo.”[3]
14
Figura 1.1. Transformador con carga conectada en el secundario.
Su funcionamiento se puede resumir como sigue:
En los extremos del devanado primario se aplica un voltaje, que hace circular a través de él
una corriente que establece un campo magnético alterno, ese campo se halla en su casi
totalidad, dentro del núcleo por ser éste el camino más fácil para él y por lo tanto también
pasa por dentro del devanado secundario que se halla alrededor de ese mismo núcleo y
crea en el mismo un voltaje que hace que circule una corriente a través de él si hay
conectada una carga cualquiera entre sus terminales.[4] O sea, el transformador es un
dispositivo que convierte energía eléctrica de un cierto nivel de voltaje, en energía eléctrica
de otro nivel de voltaje, por medio de la acción de un campo magnético. Está constituido por
dos o más devanados de alambre, aisladas entre sí eléctricamente por lo general y
enrolladas alrededor de un mismo núcleo de material ferromagnético.
Se entiende por primario, al devanado del transformador a través del cual se aplica el voltaje
y secundario al devanado donde se recibe el voltaje inducido y se conecta la carga. Los
términos primarios y secundarios nada tienen que ver con el valor del voltaje pues hay
transformadores donde el voltaje primario es mayor que el voltaje secundario y viceversa
como se mencionó anteriormente.
Los primeros son bien conocidos en distribución y transmisión pues son los que más
abundan, los segundos se pueden ver en las plantas y se utilizan para elevar el voltaje del
valor generado por las máquinas a los valores utilizados en las líneas de transmisión.
Tanto el enrollado primario como secundario pueden estar formado por varios enrollados,
para que al conectarse en serie o en paralelo se puedan obtener varios voltajes secundarios
con distintos voltajes primarios o pueden tener un solo enrollado primario y uno solo
secundario.[5]
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Un transformador consta de dos partes esenciales: el núcleo magnético y los devanados.
Ambas partes están relacionadas con otros elementos destinados a las conexiones
mecánicas y eléctricas entre las distintas partes, al sistema de enfriamiento, al medio de
transporte y a la protección de la máquina en general. En cuanto a las disposiciones
constructivas, el núcleo establece características relevantes de manera que, se establece
una diferencia fundamental en la construcción de transformadores dependiendo de la forma
del núcleo, pudiendo ser: núcleo tipo columna y el núcleo tipo acorazado.
Existen otros aspectos que establecen diferencias entre tipos de transformadores, como es
por ejemplo el sistema de enfriamiento, que establece la forma de disipación del calor
producido en los mismos, o bien en términos de su potencia y voltaje para aplicaciones
como por ejemplo: transformadores de potencia, medición o distribución.
1.2.1 Estructura ferromagnética (núcleo)
Su función es proporcionar un camino al flujo magnético de poca reluctancia, es decir,
constituye el circuito magnético que transfiere energía de un circuito a otro. Está formado por
laminaciones de acero que tienen pequeños porcentajes de silicio (alrededor del 4%) y que
se denominan “Laminaciones Magnéticas”, estas laminaciones tienen la propiedad de tener
pérdidas relativamente bajas por efecto de histéresis y de corrientes parásitas. En un
transformador, el núcleo tiene dos misiones fundamentales:
a) Desde el punto de vista eléctrico (y esta es su misión principal) es la vía por que discurre
el flujo magnético. A través de las partes de la culata conduce el flujo magnético siguiendo
un circuito prescrito, de una columna a otra.
b) Desde el punto de vista mecánico es el soporte de los devanados que en él se apoyan.
Tipo núcleo o columna
Debido a que las bobinas se deben montar bajo un cierto procedimiento y desmontar cuando
sea necesario por trabajos de mantenimiento, los núcleos magnéticos son armados en tal
forma que son desmontables, para poder meter y sacar las bobinas de las columnas. Los
núcleos se arman con juegos de laminaciones para columnas y yugos que se arman por
capas de arreglos pares e impares.[6]
16
Tipo acorazado
Figura 1.2.Núcleo tipo columna.
Este tipo de núcleo acorazado tiene la ventaja con respecto al llamado tipo columna, de
reducir la dispersión magnética. Su uso es más común en los transformadores monofásicos.
En el núcleo acorazado los devanados se localizan sobre la columna central y cuando se
trata de transformadores pequeños, las laminaciones se hacen en troqueles. Las formas de
construcción pueden ser distintas y varían de acuerdo con la potencia.
El núcleo de tipo acorazado es usado con frecuencia en la elaboración de transformadores
de distribución convencionales, pero en algunos casos el núcleo de los transformadores de
distribución monofásicos de baja potencia se hace mediante una o dos largas láminas de
acero enrolladas sobre los devanados, con el fin de conseguir que el flujo tenga siempre la
dirección del laminado y evitar la existencia del entrehierro.
La sección de estos tipos de núcleos puede ser cuadrada o rectangular para
transformadores pequeños y circular para transformadores grandes, en los que las láminas
se agrupan en capas de anchura variable. Las láminas pueden tener formas de I, L o E.
Figura 1.3. Núcleo tipo acorazado.
17
1.2.2 Devanados
Existen dos formas típicas de devanados para transformadores: los cilíndricos y los planos.
Los núcleos, con su forma, son los que determinan la elección de uno u otro tipo salvo que se
requieran propiedades especiales como: baja capacidad distribuida, para uso en
telecomunicaciones u otros.
Bobinado cilíndrico: este tipo se usa cuando el núcleo del transformador es del tipo
columna.
Bobinado plano: este tipo se usa cuando el núcleo del transformador es del tipo
acorazado.
Los dos devanados, primario y secundario, rara vez se apartan en dos simples grupos de
espiras; generalmente se apartan en dos partes o más envueltas uno encima del otro con el
devanado de baja tensión en la parte interna. Dicha conformación sirve para los siguientes
propósitos.
Simplifica el problema de aislar el devanado de alto voltaje del núcleo.
Causa mucho menos filtración de flujo, como sería el caso si los dos devanados
estuvieran separados por alguna distancia del núcleo.
Mejora la refrigeración.
Los materiales aislantes para el devanado o para colocar entre capas son: papel barnizado,
fibra, cinta impregnada, algodón impregnado, etc. Para transformadores con devanados al
aire y para los sumergidos en baños de aceite se utilizan los mismos materiales sin
impregnarse; es válido aclarar que debe evitarse el uso del caucho en los transformadores
en baño de aceite pues este lo ataca y tiene efectos nocivos también sobre los barnices.
Las piezas separadoras entre devanados, secciones o entre estas y el núcleo pueden ser de
madera, previamente cocida en aceite, aunque actualmente se prefieren los materiales duros
a base de papel o similares. Si se usa madera, no debe interpretarse como que se dispone
de aislación, sino solamente de un separador.
En cuanto a los conductores para hacer las bobinas, su tipo depende de la sección, pues
hasta 6mm² pueden usarse alambre y por encima de ese límite se usan cables de muchos
hilos, o bien cintas planas para facilitar su confección. El aislamiento para los conductores
puede ser algodón, que luego se impregnará si no se emplea baño de aceite. Para
transformadores de soldadura que trabajan con tensiones muy bajas y corrientes muy
fuertes, se suelen colocar las cintas de cobre sin aislamiento, pues la resistencia de contacto
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entre ellas es suficiente para evitar drenajes de corriente. Esta situación mejora aún debido a
la oxidación superficial del cobre.
1.3 Características de los principales elementos que componen el transformador LATINOS
1.3.1 Estructura ferromagnética
El núcleo de los transformadores LATINOS está compuesto por chapas de acero especial de
0.23 a 0.3 mm de espesor. Este núcleo es creado con láminas de acero al silicio con
laminado en frío permitiendo aprovechar al máximo la densidad de flujo magnético. Estas
láminas cargan películas aislantes en su área exterior evitando de esta manera que no sean
afectadas por el aceite caliente o las altas temperaturas del mismo núcleo del transformador.
La implementación de estos núcleos es puesta en práctica desde hace pocos años, pues
estos se importaban de Colombia y Canadá y ahora se confeccionan en el país, lo cual le
permite un ahorro de divisas.
El propósito de utilizar estas laminaciones, es reducir las corrientes que circulan en el núcleo,
ya que estas causan pérdidas teniendo como consecuencia la disminución en la eficiencia
del transformador. Las láminas se deben asegurar mecánicamente, con el fin de garantizar
que dicha estructura soporte los esfuerzos físicos que se pueden presentar durante el
transporte, montaje y condiciones de cortocircuito.
La calidad de los tipos de aceros empleados actualmente para la construcción de los núcleos
magnéticos, de acuerdo con los niveles de pérdidas y corrientes de vacío, decrece en el
siguiente orden, según la denominación empleada en la tabla a continuación.
Tabla 1.1. Espesor de las laminaciones del acero según su tipo.
MOH 0, 23 mm
MOH 0, 27mm
M3 0.23 mm
M3 0.27 mm
M3 0.30 mm
M4 0.27 mm
M4 0.30 mm
19
El núcleo magnético debe estar sujeto al tanque a través de herrajes, para prevenir al
máximo las vibraciones y ruidos producidos en su funcionamiento, y a su vez, ayudar a evitar
el desplazamiento del mismo cuando se transporte el transformador.
De acuerdo a la posición entre el núcleo y los devanados, los núcleos de los transformadores
se clasifican en dos tipos: tipo acorazado y tipo columna. En el transformador LATINOS la
configuración del núcleo que se utiliza es del tipo acorazado, en el cual los devanados de
baja y alta tensión están en su mayor parte acorazados o “abrazados” por el núcleo
magnético como se muestra en la figura 1.4.
Figura 1.4. Núcleo utilizado en un transformador LATINOS.
La sección de estos tipos de núcleos puede ser cuadrada o rectangular para
transformadores pequeños y circular para transformadores grandes, en los que las láminas
se agrupan en capas de anchura variable.
Entre las láminas el aislamiento eléctrico se consigue de diferentes formas: con una capa de
barniz aplicado a una de sus caras y en algunos casos con una hoja de papel muy delgada
colocada sobre una cara de la chapa, predominando el aislamiento en este tipo de
transformador por la primera vía.
1.3.2 Devanados
Los devanados del transformador de distribución, constituyen el circuito eléctrico de los
mismos, la función del devanado primario es generar un flujo magnético para incitar en el
devanado secundario, una fuerza electromotriz y así transferir potencia eléctrica del primario
al secundario por medio del principio de inducción electromagnética. Los devanados
primarios y secundarios se fabrican generalmente de cobre y aluminio de conductividad
eléctrica de 100% y son construidos en forma de alambres y láminas respectivamente,
dependiendo su calibre de la corriente nominal que circula por dichos devanados.
20
Figura 1.5. Devanados del transformador LATINOS.
Las láminas con las que se construye el devanado secundario, no deben presentar ningún
tipo de aspereza o rebabas ocasionadas por su fabricación, ya que estas deterioran el
material aislante alrededor de ellos y dan lugar a cortocircuitos entre espiras. Las aristas o
puntas en las láminas producen altas concentraciones de campo eléctrico, los cuales
provocan orificios en el material aislante del papel que se colocan entre cada una de las
capas de las láminas.
En los transformadores del tipo LATINOS la configuración del devanado secundario varía en
dependencia de la capacidad del transformador, para transformadores de capacidad inferior
a los 25 KVA se usan pletinas y para capacidades superiores a los 25 KVA se usan folios,
los cuales pueden ser de cobre o aluminio. En tanto, la configuración del devanado primario
no presenta características especiales en su confección.
Los devanados del transformador deben satisfacer varios requisitos:
1. Deben ser eficientes tanto en lo que respecta al costo inicial, teniendo en cuenta las
disponibilidades en el mercado del cobre, como en cuanto al rendimiento del propio
equipo en servicio.
2. Las condiciones de calentamiento de los devanados deben estar dentro de las normas ya
que, si se permitieran temperaturas más altas, la vida en servicio del transformador
puede disminuir.
3. Los devanados deben ser mecánicamente estables con respecto a las fuerzas originadas
por cortocircuitos repentinos.
21
1.3.3 Tanque o cuba de aceite
Es un recipiente en el cual, se alberga el ensamble completo del transformador, sirviendo
como un medio para transferir al medio adyacente todo el calor generado por la operación
del transformador. Cuando el aceite se calienta, comienza a recircular dentro del tanque,
permitiendo así la refrigeración natural del transformador. [5]
En transformadores de baja potencia, el área de la superficie del tanque es capaz de disipar
el calor necesario directamente a la atmósfera. Por otra parte, los transformadores más
grandes requieren de una superficie disipadora grande, generalmente en forma de
radiadores de tubos que entran y salen del tanque o montados en una estructura separada.
En este sistema el aceite se mantiene en circulación. En los radiadores el calor es
transmitido hacia el aire circundante que al igual que el líquido este se expande y asciende
naturalmente de manera que el espacio que deja es ocupado por aire fresco a menor
temperatura. Este arreglo es común para transformadores de distribución y pequeñas
subestaciones de hasta algunos cientos de KVA. [3]
El tanque debe ser hermético, para evitar fugas de aceite y que el aire húmedo proveniente
del exterior no entre al interior del tanque, ya que estos factores dañan las propiedades del
aceite dieléctrico. En los transformadores tipo LATINOS el tanque es por lo general de forma
cilíndrica y de color gris oscuro como color patrón, debido a la gran disipación de calor que
brinda este color. Este posee una cubierta, con el fin de no permitir el ingreso de agua
producido por el medio ambiente en el que se encuentran situados estos transformadores.
La cubierta o tapa se encuentra sujetada por tornillos y posee una junta de goma para
brindar mayor hermeticidad.
El tanque depende estrechamente de las condiciones térmicas especificadas para el
transformador y debe ser capaz de soportar el exceso de presión interior.
La construcción del tanque en los transformadores LATINOS puede clasificarse de la
siguiente manera:
Transformadores de capacidad inferior a los 75kVA, con tanques lisos, que son los de
tipo más sencillo.
Transformadores de mayor capacidad, 75 y 100kVA respectivamente, en los que se
utilizan tanques con radiadores para mejorar el sistema de enfriamiento.
22
Figura 1.6. Tanque usado en transformador LATINOS.
1.3.4 Tapa del tanque
La tapa del tanque en el transformador es una parte esencial de la construcción de éste. En
la misma se encuentran ubicados los pasa tapas o bushings para los devanados de alto
y bajo voltaje.
1.3.5 Cambiadores de derivación
Muchos de los transformadores de distribución tienen este selector de voltaje ubicado en el
interior del tanque mientras que otros lo tienen en el exterior. Dicho selector de voltaje se
utiliza cuando el voltaje del circuito primario, donde se encuentra conectado el transformador
es muy bajo o alto. Esto ocurre regularmente cuando el trasformador se encuentra al final o
al principio del circuito primario. Los cambiadores de derivación se usan para poder absorber
variaciones de voltajes por primario y variando vueltas en el mismo dependiendo si sube o
baja el voltaje ofrecer por secundario un voltaje fijo. Pueden ser de dos tipos: los que operan
bajo carga y los que operan en vacío. En la figura a continuación se muestra uno de ellos.
Figura 1.7. Cambia tap del transformador LATINOS.
23
Cuando se cambia el tap de un transformador, se debe tener en cuenta las siguientes
precauciones:
Enfriarlo previamente, comprobando esto cuidadosamente (desenergizarlo).
Poner los secundarios en cortocircuito, es una buena medida de seguridad.
Que el aceite no tenga alta temperatura, pues existen taps que se encuentran por debajo
del nivel del aceite y es necesario introducir las manos.
Los transformadores del tipo LATINOS utilizan cambia tap externo, o sea, no es necesario
destapar el transformador para la operación del cambia tap. Además, los cambia taps que se
emplean para niveles de capacidad superiores a 25 KVA son los de tipo triángulo con el paso
tres en el 100% y con dos pasos por encima y dos por debajo como se muestra a
continuación:
Tabla 1.2. Distribución de pasos para cambia tap de tipo triangulo (2x ± 2.5 %).
105% 228V
102.5% 234V
100% 240V
97.5% 246V
95% 252 V
Para capacidades inferiores a 25 KVA se usan cambia taps de tipo bola con el 100% en el
primer paso como se muestra en la tabla a continuación.
Tabla 1.3. Distribución de pasos para cambia tap tipo bola (4x ± 2.5 %).
100% 240 V
97.5% 246 V
95% 252 V
92.5% 258 V
90% 262
1.3.6 Sistema de aislamiento
Uno de los factores más importantes para el correcto funcionamiento de los transformadores
de distribución es el aislamiento, ya que además de ser un medio dieléctrico, también debe
poseer la capacidad de soportar los esfuerzos mecánicos y térmicos que generan las altas
temperaturas. Otra de las características relevantes que debe poseer el sistema de
15
aislamiento es la capacidad de resistir la presencia de humedad y otras partículas nocivas. El
sistema de aislamiento permite establecer una separación tanto física como eléctrica entre
los devanados del transformador y entre ellos y tierra. Generalmente, este aislamiento es
sólido con ciertas propiedades eléctricas, con el fin de proporcionar un soporte mecánico y
dar una alta rigidez dieléctrica con respecto a las tensiones transitorias elevadas de corta
duración. Las propiedades eléctricas de los materiales aislantes juegan un papel importante
dentro de la vida útil del núcleo, los devanados y en general la del transformador. Las
principales propiedades que debe poseer un material aislante son la resistividad eléctrica, la
tensión disruptiva o de perforación, la permeabilidad y la histéresis dieléctrica. Al mismo
tiempo, se debe considerar las propiedades mecánicas y su capacidad de soportar los
agentes químicos, el calor y otros elementos presentes durante su operación. [8]
Las propiedades de los aislamientos se ven gravemente afectadas por el incremento de la
temperatura de operación y sobre todo por el tiempo prolongado al que estos se ven
sometidos. Este tiempo origina pérdidas por efecto de histéresis y/o corrientes circulantes en
las laminaciones del núcleo, perjudicando de manera intensa la vida de los aislamientos, por
ende, es recomendable reducir este calentamiento a valores que no resulten peligrosos para
los aislamientos por medio de un sistema de enfriamiento. El sistema de aislamiento de los
transformadores de distribución LATINOS está constituido por una serie de materiales
aislantes los cuales pueden ser de tipo sólido y líquido. Entre los materiales que conforman
los aislamientos sólidos se tienen:
Cartón prensado.
Papel diamantado
Hilos y cintas de algodón.
Papel manila y corrugado.
Porcelanas para la constitución de los bushings de alta y baja tensión.
Esmaltes y barnices.
Estos materiales deben cumplir con las siguientes funciones:
Prevenir las acumulaciones excesivas de calor.
Resistencia a esfuerzos mecánicos y térmicos.
Soportar las altas tensiones en servicio normal.
El aislamiento sólido en los devanados de los transformadores de distribución, se realiza
impregnando barniz entre los conductores de cobre utilizados en los devanados y el papel
aislante utilizado en la construcción de estos. El aislamiento del alambre utilizado para la
16
construcción de los devanados debe ser tipo esmaltado y debe aguantar como mínimo dos
veces la tensión espira a espira de la estructura del enrollado a baja frecuencia. [9]
Los materiales que conforman el aislamiento líquido son: aceite mineral y silicona. En los
transformadores de distribución LATINOS el aceite mineral se usa para el llenado del 95%
del transformador. El aceite mineral tiene la función de aislar las partes activas internas del
transformador. Este aceite se emplea como fluido refrigerante humedeciendo el núcleo, las
bobinas y los materiales sólidos con el fin de extraer el exceso de calor que circula dentro del
tanque debido a las pérdidas del núcleo y sus bobinas.
De acuerdo a lo anterior, el aceite mineral debe ser preparado y refinado cumpliendo ciertas
propiedades físicas, químicas y eléctricas, y debe cumplir la función de aislar y refrigerar el
transformador y así prolongar tanto la vida útil de los aislantes sólidos como la del mismo
transformador. El aceite es utilizado como medio de aislamiento, puesto que su rigidez
dieléctrica es seis veces más que la del aire, pero con el paso del tiempo se experimenta un
proceso de envejecimiento debido a las condiciones operativas y de falla del transformador
como son: altas temperaturas, medio ambiente, condición de cortocircuito, sobrecargas,
corrosión, humedad, entre otras. Para los transformadores de distribución es de suma
importancia tanto el aislamiento como el método de refrigeración, ya que, la refrigeración en
el transformador evita posibles fallas en las partes internas, reducción de su tiempo de vida y
capacidad de carga.
El bajo costo, la elevada rigidez dieléctrica y la posibilidad de recuperación aún después de
estar sometidos a situaciones dieléctricas excesivas, hacen del aceite mineral el material
aislante más ampliamente usado en este tipo de transformadores.
Se debe aclarar que, dichos aceites poseen dos desventajas:
Es inflamable.
En algunas condiciones su humo produce mezclas con el aire.
1.3.7 Bushings de alta tensión
Es un dispositivo también conocido como “pasa tapas”. Los bushings deben ser instalados
sobre la cubierta del tanque, provisto de resaltos y deben ser montados en posición contraria
al soporte de sujeción al poste. Los bushings establecen una conexión eléctrica de la red de
tensión al devanado de alta tensión, a través de la paredes del tanque sin hacer contacto con
estas, protegiendo al transformador de arcos de corrientes que se puedan formar entre si y
entre el tanque del transformador [9]. Por lo regular, en los transformadores LATINOS los
bushings están construidos de porcelana con un barniz de color carmelita oscuro o gris, el
17
cual les confiere mejores características eléctricas y mecánicas; en su mayoría se utilizan los
construidos con porcelana por su bajo costo económico y propiedades eléctricas. Este tipo
de aislador se compra a la firma colombiana GAMMA a 12.00 USD por unidad, cotizándose
la parte aislante a un precio aproximado de 9.00 USD.En la actualidad se está trabajando en
la sustitución de estos ya que un estimado de los indicadores de costo para una tonelada de
aisladores fabricados con materia prima nacional muestra que el precio total unitario en
moneda libremente convertible es del orden de los 5.00 USD, lo que representa un ahorro,
con relación a sus homólogos extranjeros de 4.00 USD. El número de transformadores a
fabricar cada año aumenta lo que significa que este valor tiende a incrementarse a medida
que transcurre el tiempo. [10]
1.3.8 Bushings de baja tensión
Este dispositivo es similar en la fabricación al de alta tensión, con una diferencia en su forma
y tamaño. Los bushings de baja tensión deben ser instalados en las paredes laterales del
tanque del transformador en la posición del soporte de sujeción al poste. Los bushings de
baja tensión evitan que los conductores internos roten en la pared del tanque, consiguiendo
lograr que todos queden en posición fija, los mismos van conectados a terminales que serán
de aleación de cobre estañado para sujeción de conductores de cobre o aluminio con un
rango de conductores apropiado a la capacidad del transformador[9].
1.3.9 Válvula de sobrepresión
Es una válvula de material anticorrosivo, ubicada en la pared frontal del tanque y por lo
menos 10 mm por encima del nivel del aceite. Esta válvula permite la evacuación de presión
excesiva que hay en el interior del tanque, debido a las altas temperaturas del medio
ambiente, sobrecargas, fallas secundarias externas o fallas internas en el devanado de baja
tensión que se presentan en el transformador. Este dispositivo se abre a una presión de 0.7
Kg/cm², lo cual permite evacuar los gases acumulados internamente en la cuba del
transformador. Al momento de normalizarse la presión, la válvula se sella automáticamente
con el fin de prevenir la entrada de contaminantes al interior del transformador.
1.4 Principales modelos de conexión de los transformadores LATINOS En las redes de transmisión, subtransmisión y distribución se usan los transformadores
trifásicos y los bancos de transformadores monofásicos en conexiones trifásicas. Se
denominan transformaciones trifásicas a los bancos de transformadores monofásicos que
forman una conexión trifásica y los transformadores trifásicos propiamente dichos.
18
Los bancos de transformadores monofásicos son convenientes en los sistemas de
distribución donde hay gran combinación de cargas monofásicas y trifásicas, lo que posibilita
gran flexibilidad de operación.
Los bancos de transformadores monofásicos en conexiones trifásicos pueden ser de dos
tipos: cerrados (cuando se utilizan tres transformadores monofásicos) y abiertos (cuando se
utilizan solo dos transformadores). A continuación se hace referencia a los principales
modelos de conexión de los transformadores LATINOS para su uso en bancos.
1.4.1 Conexión Estrella Abierta – Delta Abierta.
Para esta conexión mostrada en la figura 1.8 se tiene que:
• Su utilización óptima se obtiene cuando la carga monofásica es del orden de dos veces o
mayor que la trifásica; de no ser así se crea un desbalance de voltaje secundario.
Figura 1.8. Conexión estrella abierta – delta abierta.
1.4.2 Conexión Estrella no aterrada-Delta
En este caso el esquema que representa la conexión se observa en la figura 1.9 y se cumple
que:
• Su utilización óptima es para grandes cargas trifásicas del orden del 70% de la carga
total.
• Esta conexión permite en caso de quemarse un transformador, conectarlo en estrella-
delta abierta.
• No se recomienda usar con transformadores autoprotegidos.
• Los equipos trifásicos deben tener protección de sobre corriente en las tres fases.
• La conexión Y- es muy utilizada en Cuba en los sistemas de distribución, sin aterrar el
neutro.
• Elimina los terceros armónicos de los voltajes y corrientes por línea por secundario.
19
Figura 1.9. Conexión estrella no aterrada – delta.
1.4.3 Conexión Delta abierta-Delta abierta
Las características de este tipo de conexión son las siguientes:
• Su utilización óptima es para grandes cargas monofásicas y pequeñas cargas trifásicas.
• No se debe utilizar en cargas trifásicas solamente por su baja eficiencia.
Figura 1.10. Conexión delta abierta – delta abierta.
1.4.4 Conexión Delta-Delta
Para este caso las particularidades de este tipo de conexión son:
• Su utilización óptima es para grandes cargas trifásicas del orden del 70% de la total.
• Por su baja interferencia se recomiende para alimentar centros telefónicos.
• Todos los transformadores deben conectarse con la misma relación de transformación
para evitar corrientes circulantes y tener valores óhmicos de impedancia muy
semejantes.
• En esta conexión, los voltajes de línea y fase coinciden en magnitud y en fase.
20
• La conexión -, tiene la ventaja que elimina las componentes de 3ero armónicos de los
voltajes y corriente por la línea, pues circulan dentro de la delta, pero no hay acceso al
neutro por ningún devanado y si son tres transformadores monofásicos tienen que tener
igual impedancia de dispersión, porque si no es así la carga trifásica no se distribuye
uniformemente por cada fase.
• No es muy usado en sistemas eléctricos, sí para abastecer energía a salones de
operación u otro servicio que necesite aislarse de la tierra, no tener acceso a tierra.
Figura 1.11. Conexión delta – delta.
1.4.5 Conexión Delta-Estrella La figura 1.12 muestra la conexión delta-estrella y en la misma se tiene que:
• Su utilización óptima es para grandes cargas monofásicas comerciales, donde las cargas
de alumbrados y fuerza son tomadas de todas las fases.
• Todos los equipos trifásicos deben tener protección en las tres fases.
• Todos los transformadores deben de ser de igual capacidad.
• Si se quema uno de los transformadores es inoperable el sistema.
Figura 1.12. Conexión delta – estrella.
21
1.4.6 Conexión Estrella-Estrella
Este tipo de conexión se puede observar en la figura 1.13 y sus particularidades son:
• Su utilización óptima es para grandes cargas trifásicas con cargas monofásicas
balanceadas.
• Los tres transformadores no tienen que tener la misma capacidad, pero la capacidad del
banco está limitada por el transformador de menor capacidad
• El aterramiento debe mantenerse por las dos partes para evitar corrimiento del neutro en
caso de desbalance de las cargas.
• Si se quema uno de los transformadores no hay servicio trifásico.
Figura 1.13. Conexión estrella – estrella.
1.5 Consideraciones finales del capitulo
Por lo general, el núcleo de los transformadores de distribución LATINOS es del
tipo acorazado con vista a lograr una mejor distribución del flujo magnético.
La construcción de los núcleos de los transformadores LATINOS desde hace pocos años
en nuestro país, a partir de la importación del acero laminado, ha permitido un ahorro
considerable en divisas.
Existen dos tipos de cambiadores de tap en los transformadores de distribución: tipo
triangulo y tipo bola, siendo el primero de ellos el que se escoge como preferencia en los
transformadores de distribución LATINOS.
22
CAPITULO 2. Análisis de las principales fallas en los transformadores de distribución LATINOS.
El transformador de distribución monofásico es un dispositivo eléctrico que convierte
corriente alterna con un nivel de tensión a otro nivel de tensión según la aplicación que lo
está requiriendo, esto se logra por un fenómeno de inducción electromagnética que se
produce en el interior del transformador.
Estos niveles de tensión pueden variar dependiendo de su carga, ya sea residencial,
comercial y pequeñas industrias. Actualmente los voltajes más usados en la distribución
secundaria son los de 480Volts, 240Volts y 120Volts, lo que quiere decir, que sin los
transformadores se tendría que generar la corriente a esos voltajes para usarla directamente,
lo que traería como consecuencia que la transmisión de la energía eléctrica a grandes
distancias no existiría.
Hoy en día, el suministro de energía se realiza a través de distribución aérea, generando que
los transformadores de distribución convencionales sean demandados para el desarrollo de
las redes eléctricas. Estos transformadores son utilizados para alimentar cargas
residenciales, comerciales e industriales de baja tensión como: zonas urbanas, pequeñas
industrias, comercio y zonas rurales. Estos transformadores son del tipo autoenfriados y casi
siempre, sumergidos en aceite. Están continuamente operando, ya sea que se tome o no
corriente de carga de los devanados secundarios; las pérdidas en el hierro corresponderán a
ser menores en relación a las pérdidas en el cobre a plena carga de las que serían
necesarias en transformadores de potencia. Es decir, estos transformadores son diseñados
para que tengan una buena eficiencia que cubra todo el día y no solo a plena a carga, pero a
pesar de ello están sometidos a un gran número de salidas de servicio debido a factores
externos e internos durante su empleo.
2.1 Transformadores de distribución LATINOS. Importancia.
Actualmente dentro del sistema de distribución en la provincia Villa Clara la mayor parte de
los transformadores instalados son del tipo LATINOS, producidos en nuestro en país en la
fábrica de transformadores de igual nombre ubicada en La Habana en el municipio Boyeros.
Esta fábrica se fundó con el objetivo de dar solución a los problemas de electrificación
nacional y sustituir importaciones para generar ahorros a la economía del país. Se estima
que la producción de transformadores es de 12000 al año, cifra con la cual se pretende
satisfacer todas las demandas a nivel nacional puesto que la fábrica es la única existente en
23
la isla. Los transformadores monofásicos confeccionados por la fábrica LATINOS se fabrican
para capacidades de 10 hasta 100 KVA con los siguientes niveles de voltaje:
Tabla 2.1. Niveles de voltaje utilizados en la construcción de los trasformadores LATINOS
7000 120 /240
7620 240 /480
19100 120 /240
19100 240 /480
Aunque este tipo de transformador tiene una amplia aplicación dentro del sistema de
distribución en la provincia, los mismos tienen un alto índice de salidas de servicio debido a
factores internos y externos y durante el año 2016 se reportaron como fallados un total de
959 transformadores. A continuación se muestra, en la tabla 2.2, la distribución mensual de
entrada de transformadores dañados al taller perteneciente a la Empresa Eléctrica durante el
año 2016.
Tabla 2.2. Cantidad de transformadores LATINOS dañados por meses durante del año 2016
Meses Transformadores
Enero 20
Febrero 61
Marzo 93
Abril 101
Mayo 120
Junio 117
Julio 131
Agosto 92
Septiembre 77
Octubre 0
Noviembre 84
Diciembre 63
24
2.2 Clasificación de las fallas que se presentan en los transformadores de distribución.
Existe una clasificación de los tipos de fallas que presentan los transformadores de
distribución las cuales se indican a continuación:
Térmicas: Ocurren cuando la temperatura de trabajo sobrepasa la establecida por el
fabricante, ocasionando degradación del aceite dieléctrico de manera progresiva, lo que trae
como consecuencia a mediano plazo el deterioro del equipo por efecto de una
sobrecarga. [11]
Arco eléctrico: Ocurren cuando fallan las protecciones del transformador, lo que trae como
consecuencia cortocircuitos externos que dañan internamente el equipo, dejando esa parte
de la red eléctrica fuera de servicio en forma imprevista. [11]
Descargas Parciales: Son pequeñas descargas eléctricas que se producen en el seno de
cavidades con gas presente en un medio aislante sólido o líquido. En los transformadores de
distribución están asociadas a condiciones de sobretensión ocasionando daños en el
aislamiento. [11]
2.3 Principales fallas que se presentan en los transformadores de distribución
LATINOS.
Los transformadores de distribución se ven involucrados en diferentes escenarios
sobrellevándolos a un fallo. En el momento de desarmar un transformador, en este caso
LATINOS, y hacer un análisis interno del mismo, se puede llegar a determinar características
según la evidencia encontrada, la cual permitirá identificar algún tipo de falla, producida por
los siguientes escenarios:
Sobrecarga
Sobretensiones
Cortocircuitos externos
Problemas internos
Manipulación inadecuada.
Protección inadecuada.
Humedad en el aceite (Hermeticidad defectuosa).
Falsos contactos por el devanado de bajo voltaje
Otras causas
Para cada una de estas posibles causas ya se tienen un criterio preestablecido para así
poder determinar con mayor facilidad la posible causa de falla del transformador. A
25
continuación se explicarán en que consiste cada una de las fallas antes mencionadas, así
como, algunos criterios para detectar y enfrentar las mismas.
2.3.1 Sobrecarga
La sobrecarga en los transformadores de distribución sucede al momento de sobrepasarse
el valor de la potencia nominal exhibido en la placa característica, ya sea por una carga
adicional o un mal dimensionamiento, para poder suplir la demanda requerida. Otra causa
que conllevan al fenómeno de la sobrecarga es debido a la temperatura ambiental no
adecuada para el cual fue diseñado el transformador, así como el desbalance entre las
distintas fases.[12]
En el momento en que el transformador falla, debido a la sobrecarga, se ven comprometidos
los componentes internos del mismo, lo que conlleva a la disminución de su vida útil. A
continuación, se observan las irregularidades más comunes en el transformador LATINOS
debido a la sobrecarga en el mismo.
Cuando se realiza la inspección exterior ante este tipo de fallas se presentan los siguientes
síntomas:
Decoloración en los terminales de baja tensión.
Color amarillento ennegrecido en los bushings de baja tensión.
Tanque: no presenta daño aparente, aunque en ocasiones se deteriora la pintura interna
de este.
De igual manera se realiza la inspección interior dando lugar a resultados como:
Aceite: presenta una degradación acelerada, con residuos de carbón y un olor a
quemado, además de una disminución en el nivel del mismo. Este se torna enrojecido y
con formación de lodo.
Núcleo: puede presentar carbón en su laminación.
Estas evidencias por sobrecarga son debido a:
Expansiones futuras no programadas.
La mala selectividad en la elección de la capacidad del transformador.
Mala coordinación de los fusibles.
Recalentamiento en las fases por mala distribución.
A pesar de todos los inconvenientes antes mencionados, se puede evitar este tipo de falla de
manera predictiva, realizando acciones como:
1. Derivado del análisis de los resultados de dichas lecturas corregir:
a) Desbalanceo entre fases.
b) Sobrecarga de fases.
26
2. Revisar las solicitudes de servicios para comprobar, si existe capacidad disponible en el
transformador.
3. Evitar secundarios mayores de 100 metros y emplear conductores de calibres
adecuados.
4. Seleccionar adecuadamente el fusible de protección primario.
5. Vigilar y eliminar acometidas de servicios fraudulentos. En áreas donde predomine este
tipo de ilícitos, si es posible, tratar de emplear protección secundaria.
6. Eliminar falsos contactos.
7. Realizar acomodo de cargas, balanceo y división de circuitos.
8. En caso de ser posible y necesario, aumentar la capacidad del transformador.
Figura 2.1.Pintura interna del tanque deteriorado debido a sobrecargas.
2.3.2 Sobretensiones
Las sobretensiones en los transformadores de distribución, se originan en el momento de
una descarga atmosférica. Esta descarga busca el camino más fácil para mitigarse, ya sea
sobre árboles, objetos o estructuras de gran altura sobre el suelo o en el tendido
eléctrico.[13]
En el instante en que una descarga atmosférica impacta sobre el tendido eléctrico, bien sea
de transmisión, subtransmisión, distribución o cualquier componente del sistema de energía
eléctrica, se crea un campo electromagnético alterando los valores de tensión, corriente
y por ende la potencia dentro del sistema a valores anormales. Este campo
electromagnético se expande por todo el tendido eléctrico, afectando los componentes
instalados en el mismo. [14]
Entre los componentes instalados dentro del tendido eléctrico se encuentra el transformador
de distribución que, de no contar con las protecciones pertinentes, en el momento de una
27
sobretensión puede sufrir daños severos. Cuando ocurre una falla debido a sobretensión de
origen atmosférico en los transformadores de distribución se presentan algunas
irregularidades, las cuales se mencionan a continuación.
Aislador de alta tensión ennegrecido.
Evidencia de explosión en el núcleo o tanque.
Evidencia de explosión entre los devanados de alta y baja tensión.
Ruptura del devanado de alta tensión.
Aceite de color ennegrecido.
Cambiador de derivaciones calcinado.
Perforación de la bobina de baja tensión.
Cortocircuito entre las bobinas pertenecientes a las primeras o ultimas capas de
alta tensión.
Aunque, ante la ocurrencia de este tipo de fallas resulta prácticamente innecesario realizar
pruebas a los transformadores pues a simple vista se aprecia que se encuentran dañados
por la evidencia de daños que trae consigo este fenómeno, de realizarse dichas pruebas se
pueden apreciar los siguientes resultados:
Relación de transformación (TTR): Normalmente e marca "abierto", pero cuando el
daño es muy severo puede marcar "cortocircuito" entre capas.
Resistencia de aislamiento (MEGGER): Puede dar un valor bajo debido a la
carbonización del aceite.
Rigidez dieléctrica del aceite: Da un valor bajo que depende del grado d e
carbonización del aceite.
La principal medida para revertir este tipo de fallas es la prevención. A continuación, se
muestran un grupo de acciones para disminuir la incidencia de este tipo de fenómenos:
1. Instalar pararrayos a todos los transformadores, teniendo en cuenta su adecuada
selección y conectarlo lo más cercano posible al transformador.
2. Interconectar el bajante a tierra de los pararrayos, con el neutro y tanque del
transformador.
3. Reemplazar pararrayos de manera que el transformador tenga siempre su protección
completa.
4. Concientizar al personal que efectúa las revisiones de los circuitos, la importancia que
tiene el reportar: pararrayos dañados, faltantes, bajantes de tierra rotos, pararrayos
desconectados y mal conectados.
28
5. En base al punto anterior programar los trabajos de mantenimiento necesarios.
6. Si se tiene duda sobre pararrayos que no estén operando correctamente efectuar las
pruebas correspondientes.
7. Realizar la medición de resistencia de tierra con el Megger y comprobar que esta se
encuentre dentro de los límites permisibles.
Figura 2.2.Devanado de alto voltaje dañado por descarga atmosférica.
2.3.3 Cortocircuitos
Cortocircuito por secundario:
Este tipo de fenómeno se presenta mucho en la distribución secundaria. Ocurre con más
frecuencia, en el caso de los transformadores LATINOS, en los transformadores de 10, 15 y
25 kVA por las condiciones de diseño del devanado secundario. Cuando la capacidad del
transformador es menor de 25 kVA, se usan pletinas, las cuales tienden a desplazarse y
chocar con el núcleo provocando la falla. A partir de capacidades de 25 kVA en adelante,
se confecciona el devanado con folios, los cuales no se desplazan. Este tipo de falla se ve
mucho en transformadores de hasta 25 kVA.
Para evitar este tipo de fenómeno sería necesario mejorar la resistencia mecánica de las
bobinas del transformador. El daño que se presenta en el transformador por esta posible
causa se debe al paso de una corriente excesiva o de baja impedancia que circula a través
de los devanados. Este fenómeno puede aparecer debido a causas externas como:
Cortocircuito en acometidas
Conductores colgados
Conductores rotos
Vientos
Mala calidad de fusible
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Al realizar la inspección exterior e interior al transformador se observa lo siguiente:
Inspección exterior:
Tanque: Puede presentar abombamiento
Bushings de baja tensión: Se observan daños evidentes.
Inspección interior:
Núcleo: No presenta daño.
Devanados: En este caso se presenta un desplazamiento de los devanados de alta
tensión y baja tensión; el aislamiento se carboniza en mínima proporción, así como, se
puede observar residuos de conductores y aceite carbonizado.
Figura 2.3.Devanados dañados producto de un cortocircuito externo.
Las acciones llevadas a cabo para disminuir los cortocircuitos en el secundario pueden ser:
1. Reducir la longitud de los secundarios, evitando distancias excesivamente prolongadas.
2. Utilizar, donde se justifique, y sea posible, protección secundaria.
3. Instalar conductores adecuados a la carga.
4. Revisar y aplicar debidamente las prácticas actuales de selección del fusible primario
que protege al transformador.
5. Tensionar conductores "colgados", o si se justifica, instalar separadores. En caso de
que los conductores se encuentren dañados se deben reemplazar
6. En áreas arboladas cuando se instalen secundarios nuevos, utilizar conductores forrados
y para los que están en operación se deberá cumplir con el programa de poda.
7. Retirar objetos extraños de las líneas.
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8. Eliminar falsos contactos en las líneas y en la conexión de las acometidas, así como
concientizar al personal (linieros e instaladores) de la importancia que tiene efectuar las
conexiones y los puentes correctamente.
9. Si se tiene duda sobre fusibles que no estén operando satisfactoriamente, efectuar las
pruebas correspondientes.
Cortocircuito por primario:
Este fenómeno en los transformadores de distribución LATINOS está dado principalmente
por la falla del aislamiento del mismo. Generalmente ocurre cuando el cierre del
transformador no se realiza de forma hermética y entra agua provocando daños en el
aislante líquido lo cual trae consigo la presencia de cortocircuitos por el devanado de alta
del transformador. Este fenómeno se puede evitar mejorando el aislamiento del
transformador y también asegurando el correcto cierre del mismo para garantizar su
hermeticidad.
2.3.4 Problemas internos
Las secuelas de una falla interna no claramente son evidentes en el exterior del
transformador. El detectar la presencia de un fallo interno es de crucial importancia, debido
a que los riesgos aumentan significativamente a medida que evoluciona el fallo. La falla
interna se presenta tanto en el lado de alta tensión como en el de baja tensión, y
principalmente son ocasionadas por:
La presencia de humedad en el interior del equipo.
Los falsos contactos.
Terminales de salida partidos.
Bajo nivel de aceite.
2.3.5 Manipulación inadecuada
Este tipo de falla sucede por mala manipulación del equipo, debido a los métodos rápidos
de dar solución a los problemas de interrupción de la energía eléctrica. Estas soluciones,
no se enfocan en la causa principal del porque ocurrió dicha falla, s ino que, solo actúan
de acuerdo a la necesidad del momento y pasan por alto observaciones, las cuales traen
consecuencias más adelante como el deterioro de la vida del transformador. Al momento de
una falla por mala manipulación, se presentan algunas características en el transformador
como:
Terminales de bajas tensiones flojas y/o fundidas.
Ruptura de los aisladores.
31
Ruptura de conmutadores.
2.3.6 Protección inadecuada
En este grupo se clasifican los transformadores que se dañan por protección inadecuada y
pueden presentar características de una segunda causa, ya que el equipo está expuesto a
dañarse por no contar con protección. Para definir que un equipo se averió por esta causa,
únicamente puede ser conociendo el estado real del sistema de protección, ya que, de no
contar o estar en malas condiciones, no se puede atribuirle a otra el origen de la falla. En
esta clasificación no hay rasgos específicos que identifiquen este tipo de falla, ya que puede
presentar cualquier característica de falla que no fue protegida como pueden ser
cortocircuito, rayo, etc.
Causas externas:
Fusible de capacidad inadecuada.
Sistemas de tierra inadecuados, rotos, con falsos contactos u omisión de los mismos.
Pararrayos inapropiados o dañados.
Acciones a tener en cuenta para evitar daños debido a la protección inadecuada de los transformadores
1. Seleccionar adecuadamente el fusible de acuerdo a la capacidad del transformador.
2. Realizar la inspección periódica de los pararrayos.
3. Concientizar al personal de la importancia que tiene que el equipo de protección quede
instalado correctamente.
2.3.7 Humedad en el aceite (hermeticidad defectuosa)
Se presenta esta falla por una mala hermeticidad de los tanques, lo que ocasiona la
disminución de la rigidez dieléctrica del aceite y demás aislamientos por la filtración de
humedad. Al realizar la inspección pertinente al transformador se puede observar lo
siguiente:
Inspección exterior:
Tanque: se aprecian manchas o escurrimientos de aceite, empaques agrietados o
fugas en válvulas.
Bushings: se pueden encontrar conectores flojos o fisurados.
Inspección interior:
Aceite: se puede presentar mezclado con agua.
Núcleo: se aprecia presencia de agua y óxido.
Devanados: se presentan indicios de humedad.
32
Figura 2.4. Presencia de óxido debido a la falta de hermeticidad.
Cuando se le realizan los ensayos pertinentes de rutina a un transformador afectado por este
tipo de falla se obtienen los siguientes resultados:
Relación de transformación (TTR): El resultado muestra que está en cortocircuito o
abierto.
Resistencia de aislamiento (MEGGER): El resultado muestra valores muy bajos y en
casos extremos, un valor cero.
Rigidez dieléctrica del aceite: Se muestran valores demasiado bajos.
Producto de las fallas por baja hermeticidad en los transformadores, se presentan también
fallas debido al bajo aislamiento, las cuales ocurren generalmente en el transformador
LATINOS debido a factores como:
Papel aislante quebradizo en bobinas de alta y/o baja tensión.
Presencia de agua en el aceite.
El bajo nivel de aislamiento trae como consecuencia cortocircuitos entre el devanado de baja
tensión y partes metálicas y cortocircuito entre el devanado de alta tensión y partes
metálicas.
Medidas a tomar por parte del personal para disminuir la aparición de este fenómeno
1. Instruir al personal que realiza las maniobras en transformadores, que las efectúen
adecuadamente, ya que de no hacerlo pueden deformar el tanque o provocar
problemas en la hermeticidad del mismo.
2. Realizar el mantenimiento preventivo al transformador cuando en inspecciones
rutinarias se detecten fugas de aceite.
3. Es necesario que todos los transformadores de distribución, nuevos y reparados, se les
realice la prueba de hermeticidad.
33
2.3.8 Falsos contactos por el devanado de bajo voltaje
Las características de este tipo de falla son muy parecidas a la falla por sobrecarga. Este
tipo de fenómeno puede ser generado por la combinación de cobre con aluminio. En los
transformadores donde ocurre este tipo de falla puede apreciarse claramente la
acumulación de lodo y la principal característica para identificarla es que los consumidores
se quejan por la intermitencia del servicio eléctrico.
2.3.9 Otras Causas
En esta clasificación se registran todas aquellas causas que no se pueden incluir en ningún
otro grupo. Siendo estas las de menores ocurrencias, las principales acciones por las que se
producen son:
Falla en cambiador de derivaciones
Falsos contactos
Cortocircuito en alta tensión
Voltaje de alimentación incorrecto.
Corrosión por contaminación
Luego de realizar una inspección exterior se puede apreciar lo siguiente:
Tanque: puede presentar daños como abolladuras y corrosiones.
Bushings de baja tensión: puede presentar porcelanas quebradas o sin daño aparente y
además contaminadas.
De igual forma realizando la inspección interior se observa que:
Aceite: puede encontrarse con residuos de carbón, coloración oscura y un olor anormal.
Núcleo: puede presentar residuos de carbón.
Devanados: puede presentar líneas reventadas o recalentamiento de los terminales del
devanado de baja tensión.
Consideraciones para prevenir estos tipos de fallas:
1.- Cumplir con los programas de mantenimiento preventivos en las redes de distribución.
2.- Obtener la mayor información que permita analizar con detalle el origen de la falla, a fin
de identificar la causa y poder aplicar las medidas correctivas procedentes.
3.- Verificar que se mantengan las separaciones y espaciamiento eléctricos en los
secundarios bajo condiciones de viento máximo.
4.- En las inspecciones detalladas, verificar cuidadosamente si existen objetos no
fácilmente visibles que hagan contacto eventual con la línea; contaminantes u otro tipo de
34
material sobre los aisladores, que con una mayor humedad ocasional favorezcan el flameo
del aislamiento.
2.4 Consideraciones finales del capítulo
Las principales causas de falla que se pueden presentar en los transformadores de
distribución LATINOS son aquellas de origen externo como pudieran ser: sobrecargas, falsos
contactos por el devanado de bajo voltaje, averías por descargas atmosféricas o conductores
de la red secundaria en cortocircuito, entre otras.
Para que el diagnóstico de este transformador se realice de manera correcta, debe
llenarse un reporte en el cual se deben plasmar todos los datos relativos al transformador
que presenta la falla.
Al ocurrir una falla, s i el transformador es retirado del sistema, el mismo debe ser
trasladado al taller de reparación para realizarle las inspecciones (externas e internas) y
las pruebas eléctricas pertinentes con el fin de determinar si existe presencia o no de
humedad interna, anomalías en valores de ruptura dieléctrica, presencia de lodo, bobinas de
alta y baja tensión cortocircuitadas, etc.
Actualmente el proceso de recuperación del transformador no se está realizando en el
taller perteneciente a la Empresa Eléctrica Villa Clara, por políticas internas de la
empresa, sino que se está realizando en La Habana en la fábrica de transformadores
LATINOS.
35
CAPITULO 3. Principales pruebas a las que se someten los transformadores de distribución LATINOS.
Con el objetivo de determinar las causas de falla en los transformadores de distribución se
requiere contar con datos previos confiables que permitan tomar acciones para así
poder reducir la incidencia de falla y evitar interrupciones en el suministro eléctrico a la
población en general, con el fin de establecer un procedimiento que contribuya a
diagnosticar correctamente la causa de l a falla, debido a que, en función de las fallas
más frecuentes, se implementan acciones para reducir su incidencia. Con esto se pretende
orientar a las personas que intervienen de forma directa en la operación y mantenimiento
de los transformadores de distribución para que así tengan a su alcance la mayor
información posible con el fin de facilitar y de optimizar los recursos materiales y humanos
para con esto poder proporcionar una mayor confianza en el suministro de energía
eléctrica de toda la población. Sin embargo, también es necesario someterlos a pruebas
cuando son enviados directamente de la fábrica para garantizar su correcta operación
dentro del sistema de distribución.
Al momento de recibir un transformador es de vital importancia verificar que el
transformador llegue en perfectas condiciones, preferentemente antes de descargar, ya
que durante el transporte corren el riesgo de sufrir daños. Todos los transformadores son
minuciosamente revisados y probados en la fábrica y llevan la etiqueta de aprobado por
control de calidad. No obstante, al llegar al taller son sometidos a pruebas nuevamente
para chequear que se encuentren en correcto estado para brindar un buen servicio, pues
en ocasiones estos han presentado problemas cuando se le realizan las pruebas antes de
su primera puesta en servicio.
3.1 Prueba de rigidez dieléctrica del aceite del transformador
Esta prueba q u e s e re a l i za al aceite es una de las más frecuentes, ya que permite
conocer la tensión de ruptura que un aceite soporta, además de, revelar cualitativamente
la resistencia momentánea de la muestra del aceite al paso de la corriente y el grado
de humedad, suciedad y sólidos conductores en suspensión [15].
Como es sabido, en los transformadores sumergidos en aceite, éste realiza dos funciones:
de refrigerante y de aislante.
En cuanto a la función de aislante, es necesario determinar la rigidez dieléctrica del
aceite, para lo cual se emplea un equipo probador que se le conoce como probeta y que en
36
cuyo interior tiene dos electrodos calibrados, a los cuales se les aplica un potencial variable
que provoca que al llegar a cierto valor, se rompa el dieléctrico del aceite y se registre
dicho valor de tensión aplicada. La prueba se puede realizar con electrodos planos o
semiesféricos y cuyo diámetro y separación están normalizados de acuerdo al tipo de
prueba. Esta prueba se realiza cinco veces, donde se desprecia la medida mayor y la menor
y se toman como válidas las otras tres restantes. Para transformadores de distribución el
voltaje de ruptura debe ser 25 kV. Este valor varía en dependencia del tipo de electrodo.
Para electrodos semiesféricos la separación es de 1.016 mm y para planos de 2.54 mm.
Los electrodos y la probeta deben limpiarse perfectamente de preferencia enjuagándolos
con gasolina, bencina o algún solvente adecuado, libre de toda humedad, hasta que se
encuentren libres de fibras o bien deberá lavarse la copa previamente con el mismo aceite
que se va a probar. El aceite se debe tomar de la parte inferior del transformador (ya que
es la parte donde posiblemente tenga mayor número de impurezas el mismo). La
evaporación de la gasolina de los electrodos puede enfriarlos lo suficiente para que
haya una condensación de humedad en la superficie. Por esta razón después del enjuague
final con gasolina, la copa debe llenarse inmediatamente con el aceite a probar. La
temperatura de la copa de prueba y del aceite cuando se esté probando debe ser igual a la
del ambiente, a fin de reducir al mínimo la absorción de humedad. La temperatura ambiente
no debe ser menor de 20º. [16]
Debe calcularse el valor promedio de tensión a que rompió el dieléctrico (ese promedio
será representativo para cada muestra). El promedio de cada muestra es válido siempre
que ninguna prueba sea diferente en más de 5 kV, de existir una variación mayor deberán
efectuarse más pruebas con nuevas muestras. Se debe calcular el promedio total con la
base del promedio de cada una de las tres muestras (ese promedio será el representativo
de todo el aceite sujeto a prueba) y si el valor es 25 kV (mínimo) indica que es de
aceptarse su condición y por lo tanto puede usarse.
3.2 Prueba de resistencia de aislamiento
Esta prueba se realiza para evaluar y juzgar las condiciones del aislamiento de los
devanados de transformadores, autotransformadores y reactores, es recomendada para
detectar humedad y suciedad de los mismos, verificar que los aislamientos del transformador
bajo prueba cumplen con la resistencia mínima bajo la operación a la que serán sometidos,
así como de comprobar la no inadecuada conexión entre sus devanados y tierra para avalar
un buen diseño del producto y que no existan defectos en el mismo.[2]
37
La resistencia de aislamiento es el término usado para definir el cociente del potencial
aplicado en corriente continua a un devanado, dividido entre la corriente que fluye a través
del devanado en un tiempo después de iniciada la prueba, y tiene suma importancia para la
prueba pues se trata de medir, solo la corriente que fluye a través y sobre la superficie del
aislamiento.
La medición de la resistencia de aislamiento sirve para determinar el estado en que se
encuentran los aislamientos, y con base a esto decidir si están en condiciones de soportar
los esfuerzos dieléctricos originados al aplicar tensiones en prueba o trabajo. Esta se
mide en megaohms y el obtener valores bajos no indica en forma decisiva que el
aislamiento sea deficiente (en su diseño o aplicación), sino que hay suciedad o humedad
en los aislamientos y por ende limita la operación correcta del equipo.[16]
La medición de la resistencia de aislamiento se efectúa con un aparato medidor de
resistencia de aislamiento, conocido comúnmente como “Megger”, que consta
básicamente de una fuente de corriente directa y un indicador de megaohms. La
capacidad de la fuente de corriente directa generalmente es baja, ya que la finalidad es ver
el estado en que se encuentra un aislamiento; es decir, esta es una prueba indicativa no
destructiva, de tal forma que si un aislamiento está débil no lo agrave. [16] En el caso
de que el aislamiento presente problemas, se desarma el transformador y se coloca en
el horno para sacarle la humedad.
El transformador bajo prueba debe estar bajo las siguientes condiciones:
Todos sus devanados sumergidos en líquidos aislantes, cuando se aplique la
misma.
Todos sus devanados de una misma tensión en cortocircuito.
Todas las boquillas o terminales deben estar instalados, cuando se aplique la
prueba.
Se recomienda que la temperatura de los devanados sean las más cercanas a la
temperatura de 20° C.
Descripción de la prueba:
Antes de iniciar la prueba deben observarse las precauciones siguientes:
1. El transformador debe estar completamente desconectado de cualquier circuito.
2. El Megger debe colocarse sobre una base firme y nivelada. Es muy conveniente,
prevenir grandes masas de hierro y campos magnéticos en la vecindad del aparato, ya
que esto puede ser causa de lecturas incorrectas.
38
3. Se deberá verificar y calibrar el instrumento, comprobando las posiciones de cero e
infinito de la aguja. Para la verificación de infinito, basta con operar el Megger durante
un tiempo con sus terminales en circuito abierto, hasta que la aguja tome su máxima
posición que debe ser infinito. Para la comprobación de cero, se procede a poner en
cortocircuito los terminales del instrumento para lograr su ajuste.
4. Tomar en cuenta que el forro del terminal de prueba de línea se encuentre en buen
estado para prevenir posibles fallas en la prueba y por seguridad del personal que la
efectúe.
Procedimiento para realizar la prueba de resistencia de aislamiento
Al devanado cuya resistencia se desea medir, se conecta a los terminales de línea del
megóhmetro y los demás devanados y el tanque se conectan a las terminales de tierra del
megóhmetro. Se aplica la tensión de prueba y se obtienen las lecturas requeridas. La
resistencia del aislamiento puede variar con la tensión aplicada y cualquier comparación
debe ser hecha con mediciones a la misma tensión. [2] Por ningún motivo pueden hacerse
pruebas cuando los transformadores estén energizados. La resistencia de aislamiento es
una indicación útil en cuanto a si el transformador está o no, en condiciones adecuadas
para la aplicación de pruebas dieléctricas. Esta prueba se realiza tomando la medida de la
resistencia de aislamiento del devanado de alta y baja tensión, devanado de alta tensión y
tierra, y devanado de baja tensión y tierra como se explica a continuación.
Figura 3.1. Realización de la prueba de resistencia de aislamiento con el Megger.
3.2.1 Prueba de alta tensión contra baja tensión
Para la realización de esta prueba se procede a conectar el trasformador como se
muestra en la figura 3.2.
39
Figura 3.2. Prueba de alta tensión contra baja tensión.
A continuación, se explican los pasos para la realización de la misma.
1. Conectar en cortocircuito todos los terminales de alta tensión.
2. Conectar a uno de l o s terminales de alta tensión el terminal de línea del Megger.
3. Conectar en cortocircuito todos los terminales de baja tensión.
4. Conectar a uno de los terminales de baja tensión el terminal de tierra del Megger.
5. Colocar el conmutador de tensión del Megger de acuerdo a la tensión del devanado
a probar, tomando en cuenta que el voltaje de prueba no debe exceder el voltaje de
trabajo del devanado sujeto a prueba.
6. Girar la palanca del Megger a velocidad constante, (hasta llegar a unas tres revoluciones
por segundo) durante aproximadamente 60 segundos, hasta que se estabilice la aguja
y tomar dicha lectura.
7. Anotar la lectura obtenida en el formato correspondiente.
8. Anotar asimismo en el formato, en la segunda columna, la lectura multiplicada por la
constante correspondiente a la escala de voltaje que se utilizó, dicho factor se
encuentra en el selector de voltaje del aparato.
9. Como la temperatura influye directamente en la resistencia de aislamiento, esta deberá
tomarse en cuenta al hacer la prueba y corregirse de acuerdo a los factores de
corrección que se anexan en el formato correspondiente, o sea, que la temperatura del
transformador se deberá corregir a 75° C que sería la temperatura aproximada de
trabajo.
10. Anotar el factor de corrección en dicho formato y multiplicarlo por el valor de resistencia
corregido a 75° C.
11. El valor obtenido deberá cumplir con la regla empírica de un megaohms por cada kilo
Volts correspondiente a la tensión del transformador. Por ejemplo, para un transformador
de 23 kV (primario) se deberá tener como mínimo una resistencia de aislamiento de
23 megaohms referidos a 75°C.
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3.2.2 Prueba de alta tensión contra baja tensión más tanque a tierra
Para la realización de esta prueba se procede a conectar el trasformador como se
muestra en la figura.
Figura 3.3. Prueba de alta tensión contra baja tensión más tanque a tierra.
A continuación, se explican los pasos para la realización de la misma.
1. Conectar en cortocircuito todas las boquillas o terminales de alta tensión.
2. Conectar el terminal de línea a una de las boquillas de alta tensión.
3. Conectar todas las boquillas de baja tensión en cortocircuito y a tierra con el tanque del
transformador.
4. Conectar el terminal de tierra a una de las boquillas de baja tensión.
5. Colocar el conmutador de tensión del Megger de acuerdo a la tensión del devanado
a probar, tomando en cuenta que el voltaje de prueba no debe exceder el voltaje
de trabajo del devanado sujeto a prueba.
6. Girar la palanca del Megger a velocidad constante, (hasta llegar a unas tres
revoluciones por segundo) durante aproximadamente 60 segundos, hasta que se
estabilice la aguja y tomando dicha lectura, fijándose en qué escala del aparato se está
haciendo la prueba, en caso de que la escala utilizada no sea suficiente. Pasar a la
escala de mayor rango.
7. Anotar la lectura obtenida en el formato correspondiente.
8. Anotar asimismo en el formato, la lectura multiplicada por la constante correspondiente
a la escala de voltaje que se utiliza, dicho factor se encuentra en el selector de voltaje
del aparato.
9. Como la temperatura influye directamente en la resistencia de aislamiento, esta deberá
tomarse en cuenta al hacer la prueba y corregirse de acuerdo a los factores de
corrección que se anexan en el formato correspondiente, o sea que la temperatura del
transformador se deberá corregir a 75°C que sería la temperatura aproximada de
trabajo.
10. Anotar el factor de corrección en dicho formato y multiplicarlo por el valor multiplicado
de resistencia, lo cual nos dará el dato de prueba.
41
11. El valor obtenido deberá de cumplir con la regla empírica de un megaohms por cada
kilo Volts correspondiente a la tensión del transformador. Por ejemplo, para un transformador
de 23 kV primarios se deberá tener como mínimo una resistencia de aislamiento de 23
megaohms referidos a 75°C.
3.2.3 Prueba de baja tensión contra alta tensión más tanque a tierra
Para la realización de esta prueba se procede a conectar el trasformador como se
muestra en la figura 3.4.
Figura 3.4. Prueba de baja tensión contra alta tensión más tanque a tierra.
Se procede a realizar de igual manera que la prueba anterior, pero conectando el terminal de
línea a las boquillas de baja tensión y el terminal de tierra a una de las boquillas de alta
tensión.
3.3 Prueba de relación de transformación
Esta prueba facilita conocer la relación de transformación real que tiene el transformador,
puede dar información de la posición en que está el tap, y si hay algún tipo de alteración en
los devanados de alto y bajo voltaje ya que cuando el transformador presenta problemas la
relación de transformación da alterada. [17].
La prueba de relación de transformación debe hacerse a tensión nominal o menor y a
frecuencia nominal o mayor y sin carga. Además, esta prueba permite conocer la polaridad
del transformador para su conexión en bancos. Existen tres métodos para la medición de la
relación de transformación:
3.3.1 Método del divisor patrón
En este método se conecta un potenciómetro entre los terminales de los devanados del
transformador, los cuales se conectan como se muestra en la figura 3.5. Entre el punto
variable del potenciómetro y uno de los devanados se conecta un elemento detector
(galvanómetro).Cuando el detector indique cero la relación que existe entre las resistencias
R1/ R2 indica la relación de transformación.
42
Figura 3.5. Conexión para el método del divisor patrón.
3.3.2 Método del voltímetro
El método del voltímetro consiste en aplicar una tensión sinusoidal de valor conocido al
devanado de mayor tensión, midiendo esta tensión y la que aparece en el otro devanado
por medio de voltímetros y transformadores apropiados. La relación entre las dos tensiones
será la relación de transformación.
3.3.3 Método del transformador patrón
Este método consiste en comparar la tensión del transformador bajo prueba con la de un
transformador patrón (Transformer Turn Ratio o TTR por sus siglas en inglés) calibrado,
cuya relación es ajustable en pequeños escalones. En la figura 3.6 se muestra una vista
frontal de un TTR.
El transformador que se va a probar, se excita en paralelo con el transformador patrón y se
aplica voltaje a los devanados de alta tensión, los otros dos devanados (de baja tensión) se
conectan en paralelo, intercalándose un voltímetro o un detector entre las dos terminales de
igual polaridad, cuya indicación se lleva a cero ajustando la relación de transformación del
transformador patrón tal como se indica en la figura 3.7. En ese punto las relaciones de
transformación de los dos transformadores son iguales. [2]
43
Figura 3.6. Vista frontal de un transformador patrón (TTR).
Este método es el más conveniente para medir con precisión la relación de un
transformador y es el método utilizado por la Empresa Eléctrica en el taller para realizar la
prueba de relación de transformación. Para efectuar esta prueba se utiliza un probador de
relación de transformación manual, pudiéndose utilizar también y con mejores resultados
un equipo con transformador auxiliar. A la fecha ya existen equipos TTR digitales y ya no
se requiere el auxiliar pues se pueden medir relaciones de transformación muy altas [15].
Para efectuar la prueba, se varía la resistencia del potenciómetro hasta que el detector
indique cero. Entonces la relación de las resistencias del potenciómetro R/R1 es igual que
la relación del transformador.
El transformador patrón puede ser un transformador de relación variable, por ejemplo, el
TTR en cuyo caso se puede obtener directamente la relación de transformación. El equipo TTR está formado básicamente por un transformador de referencia con relación
ajustable, una fuente de excitación de corriente alterna, un galvanómetro detector de cero
corrientes y un juego de terminales de prueba.[16]
44
Figura 3.7. Medición de la relación de transformación utilizando un TTR.
Antes de efectuarse esta prueba se debe tener en cuenta lo siguiente:
1. Se d e b e n ajustar los valores a cero, se ponen en cortocircuito los terminales H1 y H2
y se aplica tensión por medio del generador manual, hasta tener una lectura de ocho volts
en el voltímetro. Se observa el detector D, debiendo quedar su aguja exactamente al centro
de la escala. Si no toma esta posición, debe ajustarse.
2. Como los terminales H1 y H2 ya están en cortocircuito, hay que hacer lo mismo con X1 y
X2. Los selectores también deben estar en cero.
3. Conectar el terminal H1 (roja) con la X1 (roja) y la H2 (negra) con la X2 (negra), estando
los selectores en la escala de 1000. Se generan ocho volts, observando el galvanómetro, el
cual debe medir cero, en caso contrario se ajusta el cuarto selector hasta obtener el cero a
ocho volts.
Si el cuarto selector lee menos de cero, para obtener la indicación cero del galvanómetro,
se colocan todos los selectores en 0.9999 y nuevamente se ajusta con el cuarto selector.
Asimismo, debe asegurarse que el transformador por probar esté totalmente aislado y
desenergizado. [18]
Procedimiento para efectuar la prueba con el TTR:
a) Como precaución debe asegurarse que el transformador que se va a probar se encuentra
completamente desenergizado.
45
b) Si el transformador bajo prueba se encuentra cerca de un equipo energizado con alta
tensión, se debe conectar a tierra un terminal de cada uno de los devanados, así como
también el TTR utilizando su terminal de puesta a tierra.
c) Conectar los terminales de excitación X1 y X2 al devanado de menor tensión de los que
van a ser comparados. Conectar el terminal secundario H1 al terminal de mayor voltaje que
corresponda a X1 como se indica en la figura 3.7. Conectar el terminal H2 al otro terminal
de mayor voltaje. Cuando ambos devanados estén conectados a tierra en uno de sus
terminales, conectar los terminales X1 y H1 (negras) a los puntos aterrados. Siempre excitar
el devanado de baja tensión completo.
d) Una vez que el TTR ha quedado conectado al transformador, colocar los selectores en
una lectura de 1.000 y lentamente girar la manivela. Se debe observar el galvanómetro,
donde la aguja debe deflexionarse hacia la izquierda. Simultáneamente se debe observar el
amperímetro y el voltímetro. Si la aguja del amperímetro se deflexiona a plena escala
mientras que en la aguja del voltímetro no se aprecia deflexión alguna, esto es una
indicación de que el transformador está tomando mucha corriente de excitación. Además, si
se nota que la manivela resulta más difícil de girar, hay razón para sospechar de un
cortocircuito involucrando una gran parte del flujo. Por tanto, se deben verificar las
conexiones asegurándose que los terminales de excitación no están en corte y tratar de
obtener el balance del galvanómetro.
Normalmente la aguja del amperímetro indica valores altos y la del voltímetro se deflexiona
ligeramente durante los ajustes preliminares. El voltaje de generación se incrementa hasta
ocho volts conforme se obtiene el balance del galvanómetro. Las lecturas del
amperímetro disminuirán dado que la carga del secundario se reduce a cero en el punto de
balance. Interpretación de resultados:
Si la aguja del amperímetro se deflexiona a plena escala y en la aguja del voltímetro no se
aprecia deflexión, es indicación que el transformador bajo prueba está tomando mucha corriente
de excitación; se notará que la manivela resulta difícil de girar, por lo que hay razón para
sospechar de un cortocircuito.
Si en el transformador bajo prueba, no se logra obtener el balance, el problema puede
considerarse como un cortocircuito o un circuito abierto en los devanados; una corriente
excesiva de excitación y un voltaje pequeño, son indicativos de un cortocircuito en uno de
los devanados.
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Si el devanado secundario está abierto no se tendrá indicación de corriente en el
amperímetro.
Una vez concluidos los puntos anteriores, la relación de transformación se puede leer
directamente de las carátulas de los selectores. Después de haber obtenido el balance, se
deben anotar las cantidades indicadas por los dos primeros selectores (S1 y S2) y posterior
a esto, se debe colocar enseguida el punto decimal. Por último, se anotan las lecturas del
tercer y cuarto selector.
3.4 Prueba de vacío y prueba de cortocircuito.
Ambos ensayos deben realizarse en un banco de pruebas. El ensayo al vacío se realiza
aplicando voltaje nominal por el lado de alta o por el lado de baja, en la Empresa Eléctrica
generalmente se hace por baja. Permite conocer las pérdidas en el núcleo y la corriente de
vacío. Cuando esta prueba se realiza, en caso de estar dañado el transformador la
corriente de vacío tiende a infinito y se dispara el banco de pruebas.
El esquema para realizar la prueba de vacío se puede observar en la figura 3.8. Es válido
aclarar, que para esta prueba se deben respetar las posiciones de los instrumentos de
medición.
Figura 3.8. Esquema de conexión para la prueba de vacío.
Para el ensayo de cortocircuito se aplica un voltaje por alta de forma que circule la corriente
nominal por los devanados, permitiendo conocer así las pérdidas de cobre en los
devanados y el voltaje de cortocircuito. El esquema para realizar la prueba se muestra a
continuación.
47
Figura 3.9. Esquema de conexión para la prueba de cortocircuito.
Para este caso, al igual que en la prueba de vacío, se deben respetar las posiciones de los
instrumentos de medición.
3.5 Prueba de potencial a frecuencia nominal
Este tipo de prueba se considera también como una prueba de aislamiento y se lleva a
cabo a través de un transformador de potencial. Para efectuar la misma se aplica un
potencial al devanado de alto voltaje y se conecta a tierra al devanado de bajo voltaje y
luego se realiza de forma inversa, o sea, se le aplica el potencial al devanado de bajo
voltaje y se conecta a tierra el de alto voltaje, y da la medida del aislamiento que posee el
transformador entre alto voltaje y bajo voltaje, bajo voltaje y tierra, y alto voltaje y tierra.Los
voltajes a aplicar en dicha prueba a los transformadores son los siguientes:
En caso de transformadores nuevos se puede aplicar hasta 34 kV por el devanado de
alto voltaje (7000V ó 19000V) y 10 kV por el devanado de bajo voltaje (120/240V ó
240/480V).
En caso de transformadores de uso se puede aplicar hasta 27 kV por el devanado de alto
voltaje y 4kV por el devanado de bajo voltaje.
3.6 Prueba de hermeticidad del transformador
Esta prueba brinda una idea acerca del grado de hermeticidad del transformador, o sea, si
este se encuentra herméticamente sellado o no, y se realiza con una bomba de vacío. Por lo
general, casi todos los transformadores LATINOS vienen procedentes de la fábrica con
problemas de hermeticidad, lo cual con el transcurso del tiempo provoca una posible falla. Esta
prueba actualmente no se está realizando en la Empresa Eléctrica, aunque debería
retomarse su uso para tratar de prevenir las fallas debido a baja hermeticidad.
48
3.7 Prueba de polaridad
Esta prueba solo se recomienda aplicar a transformadores que han sido desarmados para
dar mantenimiento con la finalidad de comprobar que no se han cometido errores en la
marca o identificación de los terminales. Se realiza para determinar la disposición física del
enrollado o devanado primario respecto al secundario, es decir, para saber si están
enrollados en el mismo sentido o no. El esquema que se utiliza para realizar dicha prueba se
presenta en la figura que se muestra a continuación.
Figura 3.10. Esquema para la prueba de polaridad
De la figura se observa que, se alimenta por el devanado de alto voltaje con un voltaje que
puede llegar a ser el voltaje nominal y se realizan las lecturas correspondientes con los
voltímetros que se muestran. Si se aplica como norma dibujar la flecha indicadora apuntando
hacia el subíndice impar (hacia H1) y si el voltaje leído en el voltímetro V es mayor que el
aplicado por la fuente y leído por V1, entonces la polaridad es aditiva, por lo que los voltajes
en los devanados primario y secundario se están sumando, por ende, la flecha indicadora de
la polaridad en el secundario debe ir hacia abajo e indica el terminal X1.
Por el contrario, si el voltaje registrado por el voltímetro V es de menor magnitud que el
aplicado por la fuente, esto implica que los voltajes en los devanados se están restando.
Como consecuencia, la saeta indicadora de la polaridad del devanado secundario debe estar
señalando hacia arriba representando el terminal X1.
De acuerdo con esto, el terminal impar del secundario X1 corresponde al borne superior del
mismo y X2 será el borne inferior. En este caso se dice que el transformador tiene polaridad
sustractiva. Terminada la prueba se marcan los terminales.
Si para la realización de esta prueba se hubiera utilizado un TTR, las polaridades de los
devanados se obtienen directamente.
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3.8 Consideraciones finales del capítulo
Es de vital importancia la correcta realización de todas las pruebas antes mencionadas,
así como la interpretación de sus resultados, para garantizar un buen desempeño del
transformador durante su explotación.
Actualmente en el taller de transformadores perteneciente a la Empresa Eléctrica de
Villa Clara estas pruebas no se están realizando en su totalidad, sino que se están
efectuando solamente las pruebas de polaridad, relación de transformación y resistencia de
aislamiento de los devanados, debido a que no se cuenta con las condiciones
necesarias para efectuar todas las pruebas.
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CONCLUSIONES
A partir de los aspectos tratados en este trabajo, se establecen las conclusiones siguientes:
• Con la construcción de los núcleos de los trasformadores de distribución en La Habana,
en la fábrica de transformadores LATINOS, se ha logrado un ahorro considerable en divisas al
país.
• Después de un análisis de las principales fallas que afectan a los transformadores de
distribución LATINOS utilizados por la Empresa Eléctrica se proyectan, en la mayoría de los
casos, las acciones a tomar en cuenta por parte del personal para disminuir la incidencia de
estas en las redes de distribución.
• Las evidencias encontradas en el taller de transformadores, indican que las fallas más
comunes ocurridas en los transformadores de distribución LATINOS son el resultado de:
sobrecargas, sobretensiones, cortocircuitos por el devanado de alto y bajo voltaje, entre otras.
• A ciencia cierta no se ha podido determinar la cantidad exacta de aparición de cada
falla, ni cuantificar el tipo de falla ocurrida y la causa de aparición de la misma, debido a que
no se cuenta con registros estadísticos de las mismas.
• La Empresa Eléctrica de Villa Clara necesita recuperar los elementos operativos del
taller de transformadores que se encuentran dañados actualmente, para lograr un
análisis más detallado de las fallas y poder estar en condiciones de dar solución a
estas, así como, poder realizar las pruebas eléctricas en su totalidad a los
transformadores fallados.
51
RECOMENDACIONES
1. Continuar el estudio de las principales fallas en los transformadores LATINOS, ya que la
política de la empresa es aumentar el número de estos para reducir el costo por
importaciones.
2. La Empresa Eléctrica de Villa Clara debe implementar un procedimiento de control
sobre los transformadores de distribución LATINOS, creando una base de datos que permita
conocer la cantidad de transformadores fallados, el tipo de falla y porciento que representa
cada falla de la cantidad de fallas totales, con vista a estar en condiciones de realizar los
estudios pertinentes para este tipo de transformador y de ser necesario realizar las
reclamaciones pertinentes a la fábrica.
3. Registrar la información necesaria de las fallas y salidas de servicio de los
transformadores en reportes que permitan generar información para el anális is posterior de
los mismos.
52
Referencias bibliográficas
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[2] L. A. COSCALTARENAS, “PRUEBAS APLICABLES A TRANSFORMADORES
DE DISTRIBUCIÓN TIPO PEDESTAL HASTA 2500 KVA “p. 87, 2012.
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Transformadores " p. 86, 2012.
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[5] I. M. d. l. Osa., " Ingeniería de Distribución (Transformadores) ETD. Habana.,"
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