diseño e implementación de un campo de pruebas para

DISEÑO E IMPLEMENTACIÓN DE UN CAMPO DE PRUEBAS PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DE M.T Y B.T HASTA

5 MVA, SERIE 34.5 kV

GIOVANNY ALEXANDER LOPEZ LOPEZ

LUIS VIRGILIO BARBOSA RODRIGUEZ

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÀ D.C.

2007

DISEÑO E IMPLEMENTACIÓN DE UN CAMPO DE PRUEBAS PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DE M.T Y B.T HASTA

5 MVA, SERIE 34.5 kV

GIOVANNY ALEXANDER LOPEZ LOPEZ

LUIS VIRGILIO BARBOSA RODRIGUEZ

TESIS DE GRADO PARA OPTAR POR EL TITULO DE INGENÍERO ELÉCTRICISTA

DIRECTOR Ing. OSCAR DAVID FLOREZ

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C.

2007

NOTA DE ACEPTACIÓN

_______________________________ _______________________________ _______________________________ _______________________________ _______________________________ _______________________________

_______________________________ Ing. Oscar David Flores

Director

_______________________________ Firma del Jurado

_______________________________ Firma del Jurado

Bogotá D.C. Septiembre 10 de 2007

AGRADECIMIENTOS

Los autores: Giovanny Alexander López López y Luis Virgilio Barbosa Rodríguez, expresan sus mas sinceros agradecimientos a:

AWA INGENIERÍA LTDA. Por colocar a nuestra disposición toda su infraestructura humana y física para el desarrollo de nuestro proyecto.

OSCAR FLORES. Ingeniero de la universidad de la salle por su interés, dedicación y experiencia en su labor de docencia e investigación como director de proyecto.

NUESTRAS FAMILIAS. Que nos apoyaron y sobrellevaron las intensas jornadas de trabajo con gran entereza y cariño.

A todas aquellas personas que de una u otra forma aportaron y brindaron todo su conocimiento y experiencia para el desarrollo de este proyecto.

DEDICATORIA

GIOVANNY ALEXANDER LÓPEZ LÓPEZ

A Dios por darme la vida. A mis padres por su confianza y apoyo incondicional. A mis hermanos por su ayuda y comprensión total. A mi esposa por su compañía y esfuerzo en está labor. A mi hijo por llenarme de alegría y buen ánimo para seguir adelante.

LUIS V. BARBOSA RODRIGUEZ

A Dios por que es mi gran inspiración para llegar a cada una de las metas propuestas. A mi madre por su lucha continúa de ver a sus hijos en la cima del éxito. A mis hermanos por su forma de ver la vida con responsabilidad pero sin dejar de soñar. Son estás personas mi motivación y fortaleza para continuar día a día la búsqueda de nuevos horizontes, logros y éxitos.

CONTENIDO

Pág. INTRODUCCIÓN

1 AWA INGENIERÍA COMO EMPRESA 1

1.1 MISIÓN 1

1.2 VISIÓN 1

1.3 POLÍTICA DE CALIDAD 1

1.4 ORGANIGRAMA 2

2 CAMPOS DE PRUEBA A TRANSFORMADORES 3

2.1 CARACTERÍSTICAS 3

2.2 CLASIFICACIÓN 4

2.3 SEGURIDAD 6

3 PRUEBAS ELÉCTRICAS A TRANSFORMADORES 7

3.1 MEDIDA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO 9

3.2 ENSAYO DE LÌQUIDO REFRIGERANTE 13

3.3 MEDIDA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN 16

3.4 MEDIDA DE LA RESISTENCIA DE LOS DEVANADOS 20

3.5 PRUEBA DE TENSIÓN APLICADA 25

3.6 PRUEBA DE TENSIÓN INDUCIDA 27

3.7 ENSAYO DE CORTOCIRCUITO 30

3.8 ENSAYO DE CALENTAMIENTO 31

4 ESTÁDO INICIAL DEL CAMPO DE PRUEBAS 34

4.1 PLANTA FÍSICA 34

4.2 ESTÁDO ELÉCTRICO 34

4.3 INFRAESTRUCTURA 35

4.4 EQUIPOS 35

4.4.1 Equipos de medida 36

4.4.2 Equipos de prueba 37

4.4.3 Equipos auxiliares 37

5 DISEÑO DEL CAMPO DE PRUEBAS 39

5.1 PLANTA FÍSICA 39

5.2 DISEÑO ELÉCTRICO 41

5.3 MALLA DE PUESTÁ A TIERRA 42

5.3.1 Procedimiento 42

5.3.2 Medida de resistividad del terreno 43

5.3.3 Criterios de cálculo 43

5.3.4 Especificaciones y recomendaciones para el SPT 51

5.4 ALISTAMIENTO DE EQUIPOS Y CALIBRACIÒN 54

5.4.1 Modernización 55

5.5 TIEMPOS DE EJECUCIÒN DE PRUEBAS DE RUTINA 55

6 CONCLUSIONES 57

7 RECOMENDACIONES 59

8 BIBLIOGRAFÍA 60

9 ANEXOS 62

LISTA DE FIGURAS

Pág.

1 ALTA TENSIÓN CONTRA BAJA TENSIÓN MÀS TIERRA 10

2 BAJA TENSIÓN CONTRA ALTA TENSIÓN MÀS TIERRA 10

3 ALTA TENSIÓN CONTRA BAJA TENSIÓN 11

4 CURVA DE ABSORCIÓN DIELÉCTRICA 12

5 MEDIDOR DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA 13

6 PRINCIPALES COMPONENTES DEL MRD 14

7 FILTRO PRENSA 15

8 ESQUEMA ELÉCTRICO DIVISOR PATRÓN 17

9 ESQUEMA ELÉCTRICO TTR 18

10 TTR 19

11 CONEXIÓN MEDIDA DE RESISTENCIA DE DEVANADOS 21

12 CONEXIÓN ESTRELLA 22

13 CONEXIÓN DELTA 23

14 PUENTE DE WHEATSTONE 23

15 PRUEBA DE TENSIÓN APLICADA 26

16 DIAGRAMA UNÍFILAR DE PRUEBA DE POTENCIAL APLICADO 26

17 TRANSFORMADOR MONOFÁSICO PRUEBA DE TENSIÓN INDUCIDA 28

18 TRANSFORMADOR TRIFÁSICO PRUEBA DE TENSIÓN INDUCIDA 28

19 TENSIÓN INDUCIDA ALIMENTADO POR BAJA TENSIÓN 29

20 PRUEBA DE POTENCIAL INDUCIDO TRANSFORMADOR TRIFÁSICO 29

21 TRANSFORMADOR EN CORTOCIRCUITO 31

22 DIAGRAMA UNÍFILAR DE LA PLANTA 35

23 CONSOLA DE PRUEBAS 36

24 MOTOR GENERADOR 37

25 DISTRIBUCIÓN DE EQUIPOS 40

26 DIAGRAMA UNIFILAR DEL CAMPO DE PRUEBAS 41

27 DISEÑO DE PUESTÁ A TIERRA 42

LISTA DE TABLAS

Pág.

1 CLASIFICACIÓN DE LOS CAMPOS DE PRUEBA 4

2 RELACIÓN CAPACIDADTENSIÓN DEL MEGGER 5

3 FACTOR DE CORRECCIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO 9

4 VALORES MÍNIMOS DE AISLAMIENTO 11

5 CONDICIONES DE AISLAMIENTO 12

6 TENSIÓN DE PRUEBA IEEE 25

7 TIEMPO ESTÁBLECIDO POR LA NORMA ANSI 27

8 CONSOLA DE PRUEBAS 36

9 EQUIPOS DE MEDIDA 36

10 EQUIPOS DE PRUEBA 37

11 DATOS MOTOR GENERADOR 37

12 DATOS DE TRANSFORMADOR 38

13 DATOS DE TRANSFORMADOR AUXILIAR 38

14 DATOS DE AUTO TRANSFORMADOR 38

15 CONSTANTES DE MATERIALES 44

16 RESUMEN CÀLCULO DE LA MALLA DE PUESTÁ A TIERRA 51

17 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS 53

18 RELACIÓN COSTO BENEFÍCIO 54

19 TIEMPOS DE EJECUCIÓN 55

20 COMPARACION DE TIEMPOS 56

LISTA DE ANEXOS

ANEXO 1. INSTRUCTIVO DE PRUEBAS

ANEXO 2. FORMATO DE REGISTRO DE DATOS F26

ANEXO 3. FORMATO TRAZABILIDAD F19

ANEXO 4. TARJETA DE IDENTIFICACION Y CONTROL

ANEXO 5. INSTRUCTIVOS DE CALIDAD DE PRODUCTO

ANEXO 6. DATASHEET TRANSFORMER TURNS RATIO.

ANEXO 7. DATASHEET VOLTIMETRO, VATIMETRO Y AMPERIMETRO

ANEXO 8. DATASHEET MICROOHMMETER AEMC

ANEXO 9. DATASHEET MEGGER AVO.

ANEXO 10. DISTRIBUCION DE PLANTA AWA INGENIERIA LTDA.

GLOSARIO

ARROLLAMIENTO PRIMARIO: Arrollamientos que reciben la energía del (o de los) circuito alimentador.

ARROLLAMIENTO SECUNDARIO: Arrollamientos que reciben energía del arrollamiento primario, por inducción electromagnética y la entrega al circuito de carga.

ARROLLAMIENTO TERCIARIO: Arrollamiento adicional en el transformador, para satisfacer todos o alguno de los siguientes propósitos: ♦ Facilitar los flujos de las corrientes de frecuencia cero. ♦ Reducir las componentes de tercer armónico en las tensiones de los

arrollamientos del transformador y en la red. ♦ Estabilizar el punto neutro a la tensión de la frecuencia fundamental.

ARROLLAMIENTO CON AISLAMIENTO UNIFORME: Arrollamiento en el cual el aislamiento a tierra en todos los puntos del arrollamiento soporta la prueba de la tensión aplicada, correspondiente a la tensión nominal del transformador.

AISLAMIENTO CON ARROLLAMIENTO GRADUADO: Arrollamiento el cual el aislante a tierra es graduado desde un cierto valor al extremo de la línea a una cantidad menor en el lado del neutro.

AUTOTRANSFORMADOR: Transformador el cual los arrollamientos primario y secundario tienen partes en común y están fijos uno respecto al otro.

BOBINA DE INDUCCIÓN: Dispositivo estático con o sin núcleo ferromagnético destinado a constituir reactancia inductiva.

BORNE: Parte del transformador a la cual se le hace las conexiones exteriores.

CORRIENTE NOMINAL: Valor de corriente expresado en valor eficaz utilizado en las especificaciones del transformador a fin de que este cumpla con las condiciones del régimen nominal.

COMPONENTE ACTIVA DE LA TENSIÓN DE CORTOCIRCUITO: Componente de la tensión de cortocircuito en fase con la corriente.

COMPONENTE REACTIVA DE LA TENSIÓN DE CORTOCIRCUITO: Componente de la tensión de corto circuito en fase con la corriente.

DESFASAJE: Diferencia angular entre los vectores representativos de las tensiones de los bornes homólogos (marcados con la misma letra) de dos

arrollamientos, suponiendo concéntricos sus polígonos vectoriales y de igual secuencia y expresada con referencia a la tensión mayor.

ENSAYO PROTOTIPO: Conjunto de ensayos realizados en un aparato o máquina o en partes de aparatos del mismo tipo, para asegurar que el aparato bajo prueba satisface las condiciones especificas y de trabajo, en los que respecta a diseño, dimensiones y calidad de los principales materiales de la mano de obra.

ENSAYO DE TIPO: Uno de los ensayos de prototipo cuando se realiza solamente en una unidad o en unas cuantas cantidades del mismo tipo.

ENSAYO INDIVIDUAL: Ensayos de calificación que son realizados en todas las unidades.

ENSAYO DE RECEPCIÓN: Conjunto de ensayos realizados en presencia del representante del cliente a fin de verificar la calidad de las unidades de una orden.

FRECUENCIA NOMINAL: Frecuencia para la cual se diseña el transformador.

NIVELES DE AISLAMIENTO: Tensión de prueba para la cual se diseña el transformador.

POTENCIA NOMINAL: Producto de la tensión nominal (kV) por la corriente nominal (A) y del factor de fase apropiado.

RELACIÓN DE ESPIRAS: Relación del número de espiras de un arrollamiento al número de espiras de otro arrollamiento del mismo transformador.

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN: Relación de la tensión mayor a la tensión menor medida en los terminales de dos arrollamientos del mismo transformador, expresada en una fracción no simplificada.

RÉGIMEN NOMINAL: Conjunto de las características que definen el funcionamiento en las condiciones especificadas e indicadas sobre la placa de características.

TRANSFORMADOR: Dispositivo que por inducción electromagnética transforma un sistema de corrientes y tensiones variables en uno o más sistemas de corriente variables de intensidades y de tensiones generalmente diferentes y de la misma frecuencia.

TRANSFORMADOR DE TIPO SECO, CON AISLAMIENTO EN AIRE: Transformador con los arrollamientos y el núcleo directamente expuestos al aire ambiente.

TRANSFORMADOR SUMERGIDO EN ACEITE: Transformador que tiene los arrollamientos y el núcleo sumergidos en aceite mineral natural o en líquido aislante sintético.

TENSIÓN NOMINAL PRIMARIA: Es la tensión expresada en valor eficaz, aplicada a la toma principal del arrollamiento primario al régimen nominal para el cual se ha dimensionado el transformador.

TENSIÓN NOMINAL SECUNDARIA: Tensión expresada en valor eficaz en los terminales del arrollamiento secundario sobre la toma principal, en vació, cuando el arrollamiento primario es alimentado a la tensión nominal.

TENSIÓN MAXIMA DE LA RED: Máxima tensión eficaz de línea que ocurre bajo condiciones normales de operaciones en cualquier instante y en cualquier punto del sistema, excluyendo variaciones temporales de la tensión, debidas a fallas o desconexiones incorrectas de grandes cargas.

TENSIÓN DE CORTOCIRCUITO: Voltaje que aplicado a un arrollamiento de un transformador, cuando otro está cortocircuitado, determinara que circule la corriente nominal en el arrollamiento al cual se aplique voltaje. Este valor se expresa en porcentaje dividiendo la tensión de cortocircuito entre la tensión nominal correspondiente al arrollamiento. Si hay derivaciones, la tensión de corto circuito va referida a la derivación principal.

TEMPERATURA AMBIENTE: Para los transformadores a ventilación natural y para aquellos a ventilación forzada con aire proveniente del local en el cual el transformador es instalado, se considera como temperatura ambiente aquella del aire del local en el cual el transformador es instalado.

INTRODUCCIÓN

Los transformadores a través de la historia, han demostrado ser uno de los dispositivos más importantes y eficientes dentro del sector eléctrico. La preocupación de grandes personajes por hacer que este dispositivo sea cada día mas eficiente ha logrado una gran diversidad de diseños en su construcción, permitiendo que hasta el día de hoy se sigua implementando.

Para comprobar la eficiencia y garantizar el buen funcionamiento de los transformadores es necesario la realización de una serie de pruebas que nos brinden datos, con los cuales obtengamos información confiable y completa sobre el estado de la máquina.

Un transformador es probado para verificar que ha sido adecuadamente diseñado y construido a fin de soportar la carga homologada, así como su resistencia a las condiciones a que se espera esté expuesto durante un periodo de operación continuo; pero la única prueba que realmente demuestra la vida útil de un transformador es ponerlo en servicio durante el mayor tiempo posible .1

La realización de estas pruebas se debe llevar a cabo dentro de un ambiente propicio que cumpla con las condiciones mínimas de seguridad. Tanto para las personas que ejecutan el proceso como para los equipos y que a la vez, garantice la veracidad de los resultados, este espacio es denominado como “Campo de Pruebas para Transformadores”.

En este trabajo de grado se expone por medio de la implementación de un campo de pruebas realizado en una empresa Colombiana, orgullo nuestro AWA INGENIERÍA Ltda. Cada una de las normas que competen y abarcan los diferentes parámetros para su construcción

1 BEAN, Richard; CHACKAN, Nicholas; MOORE, Harold; WENTZ, Edgar. “Transformadores Para la Industria Eléctrica”: Compañía editorial Continental, México: 1966. 501p.

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

GIOVANNY A. LOPEZ LOPEZ LUIS V. BARBOSA RODRIGUEZ

1

AWA INGENIERÍA LTDA.

AWA Ingeniería Ltda. Constituida en 1996 como empresa de mantenimiento correctivo y preventivo en el área de transformadores de distribución de media potencia y accesorios tales como tableros de distribución, transferencias, subestaciones encapsuladas, subestaciones de pedestal. Mas adelante gracias a la experiencia de los ingenieros Rodrigo Guarín, William López y Abelardo Báez que conocen el sector eléctrico desde hace aproximadamente 35 años en el área de transformadores se adelanto el proyecto de fabricación y certificación de los transformadores secos abiertos serie 15 kV. Esta empresa continua esforzándose día a día para mejorar la calidad de sus productos y confiabilidad de estos por lo cual logra obtener la certificación Iso 9001:2000 en Mayo de 2003. En la actualidad trabajan en los lanzamientos de nuevas referencias (Transformadores inmersos en aceite) Monofásicos, trifásicos, subestaciones tipo pedestal cumpliendo con todos los estándares internacionales.

1.1. MISIÓN AWA Ltda. Es una empresa Colombiana dedicada a la fabricación y suministro de equipos eléctricos. Buscan niveles de productividad que aseguren su crecimiento y el bienestar de sus empleados, proveedores y socios. Hacen del factor humano y tecnológico, pilares fundamentales del éxito de la empresa.

1.2. VISIÓN En el año 2008 serán el mejor modelo empresarial eléctrico de Colombia, procurando ser líderes en la fabricación de transformadores de distribución tipo seco, aceite y especiales. Buscaran el desarrollo económico, ambiental y social del país, dando a conocer como un símbolo de honestidad, de capacidad y de solidez en el sector eléctrico Colombiano.

1.3. POLÍTICA DE CALIDAD Es política de AWA INGENIERÍA LTDA., fabricar y comercializar productos eléctricos, con especialidad en transformadores que cumplan los requisitos técnicos aplicables y de esta forma satisfacer las necesidades de sus clientes y ganar su lealtad. Su compromiso es fomentar un ambiente interno de confianza y trabajo en equipo, que les permita mejorar continuamente la eficacia de su sistema de calidad y controlar el logro de nuestras metas, mediante el monitoreo constante de los objetivos propuestos por su organización.



2

ORGANIGRAMA DE LA EMPRESA

Fuente: AWA Ingeniería Ltda.

JUNTA DIRECTIVA

GERENTE GENERAL

DIRECTOR DE PRODUCCIÓN

DIRECTOR DE INGENIERÍA

DIRECTOR COMERCIAL

DIRECTOR DE CONTABILIDAD Y COSTOS

SECRETARIA CARGOS DE APOYO

TÉCNICO Y DE CALIDAD

GRUPO OPERATIVO

COORDINADOR DE GESTIÒN DE CALIDAD



3

2. CAMPO DE PRUEBAS A TRANSFORMADORES

2.1. CARACTERÍSTICAS. De acuerdo a la Norma Técnica Colombiana NTC 2743, se deben considerar los siguientes aspectos concernientes a los campos de prueba.

2.1.1. METROLOGÍA. Como apoyo a la labor de medición se recomienda la existencia de una sección independiente físicamente del área de ensayos donde se cumplan entre otras, las siguientes funciones, de acuerdo a los requerimientos de la categoría aplicable.

2.1.1.1. Existencia de patrones secundarios trazables calibrados periódicamente en laboratorios autorizados por la autoridad competente.

2.1.1.2. Calibración y/o confirmación metrológica de los instrumentos usados en el campo de prueba.

2.1.1.3. Apertura de hojas de vida para todos los instrumentos de medida empleados en el campo de pruebas y archivo de certificados de calibración o confirmación para voltímetro, amperímetro y vatímetro. En cualquier caso debe disponerse de un apoyo metrológico, el cual al menos debe consistir en mantener los instrumentos de medida que se puedan verificar (voltímetros, amperímetros, vatímetros) con certificado de calibración vigente expedido por laboratorios autorizados por la superintendencia de industria y comercio.

2.1.2. FUENTE DE TENSIÓN ALTERNA

2.1.2.1. La forma de onda de tensión debe aproximarse a una sinusoidal con ambos semiciclos muy similares y con una relación del valor pico al valor eficaz igual a 2 con una tolerancia de 5± %

2.1.2.2. El contenido de armónicos definido como:

( ) ( ) ... . . .

...

5 2

3 2

1 2

5 2

3 2

+ + + + +

= A A A

A A A

No debe ser superior a 5%



4

2.1.2.3. Para satisfacer las condiciones anteriores se recomienda disponer de una fuente de la red y de una potencia que oscile entre 3 y 10 veces la absorbida en el ensayo.

2.1.3. PERSONAL Todos los ensayos deben estar dirigidos por personal calificado, preferiblemente por un ingeniero electricista matriculado. Está persona debe firmar los certificados de ensayos expedidos por la empresa. 2

2.2. CLASIFICACIÓN´ De acuerdo con la potencia nominal, la refrigeración natural y tensión de serie U, los equipos utilizados y el método de ensayo, se definen 4 categorías de campos de pruebas. Véase la Tabla 1. Dentro de las cuales AWA INGENIERÌA LTDA., se encuentra en la categoría III cumpliendo con cada una de las características mencionadas. Tabla 1. Descripción de equipos requeridos y ensayos mínimos realizables en los campos de prueba.

Fuente: Norma Técnica Colombiana NTC 2743



5

Tabla 1. Descripción de equipos requeridos y ensayos mínimos realizables en los campos de prueba.


2.2.1. La capacidad del megger debe estar de acuerdo con el nivel de tensión de serie máxima producida o reparada así:

Tabla 2. Capacidad del megger en relación con el nivel de tensión. Tensión de serie (kV) Tensión de Megger Escala

U <= 15 >=1 min 1000 MΩ, 1Kv 15 <U< 66 >=2 min 5000 MΩ, 2Kv U > 66 >=5 min 20000 MΩ, 5Kv


2.2.2. Para los intervalos de fabricaron I y II en los transformadores de medida se debe calcular el error de la relación de transformación y su corrección, además se debe calcular el error del ángulo de fase para el caso de medición de potencia.

2.2.3. La prueba a los que se refiere el numeral 2.2.2. se efectúa en condiciones ambientales normales y no en cámara acústica.

2.2.4. Donde no sea aplicable el Compendio de Normas Técnicas Colombianas para Transformadores Tomo I y II, debe utilizarse una norma internacional reconocida.

2.2.5. Los instrumentos que deben tener patrón secundario son: voltímetro, amperímetro y vatímetro.



6

2.3. SEGURIDAD Entre otras deben guardarse las siguientes precauciones dentro del campo de pruebas:

2.3.1. Como mínimo dos personas del área deberán tener certificado de asistencia a cursos de primeros auxilios especialmente en temas relacionados con electricidad.

2.3.2. Las personas que laboren en el campo de pruebas deben hacerlo utilizando los elementos de seguridad industrial adecuados para este tipo de trabajo. Las características de dichos elementos de seguridad industrial se deben determinar de acuerdo con el panorama de riesgos.

2.3.3. No debe utilizarse pisos resbalosos en el área.

2.3.4. Los interruptores para la iluminación deben quedar visibles cualquiera que sea la posición de las puertas y a una altura aproximada de 1m del suelo.

2.3.5. Debe existir una luz de seguridad intermitente que muestre que se está realizando un ensayo. Está puede complementarse con una señal acústica.

2.3.6. Debe existir un teléfono provisto con la indicación de los lugares a donde se pueda llamar en caso de accidentes. Así mismo, debe indicarse como hacer uso de esté.

2.3.7. Deberá existir un extintor clase C ubicado en un lugar de fácil acceso.

2.3.8. El área de ensayos debe estar encerrada por medio de una barrera puesta a tierra, la cual impedirá el paso de personal ajeno a esta y estará enclavada con los circuitos de ensayo de manera que ningún ensayo se pueda realizar mientras la barrera no este correctamente cerrada. Se recomienda que la barrera sea de color naranja.

2.3.9. El campo de pruebas deberá tener una malla de puesta a tierra a la cual estarán sólidamente unidas todas las tierras de los aparatos eléctricos utilizados.

2.3.10. El campo de pruebas debe tener avisos donde se adviertan los peligros de alta tensión y las prohibiciones de ingreso al mismo. Cuando se realiza un ensayo de larga duración, deben colocarse los avisos indicando la situación. 2 _______________________________________ 2 NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 2743. Campos de prueba para transformadores. Requisitos mínimos y clasificación.



7

3 PRUEBAS ELÉCTRICAS A TRANSFORMADORES

INTRODUCCIÓN

La idea principal de realizarle pruebas a un transformador, es la de verificar hasta donde sea posible, que su diseño y construcción soportaran la carga estipulada por el fabricante, además de garantizar que el transformador resista situaciones peligrosas durante cierto periodo de tiempo. La única forma de comprobar que un transformador durara cierto tiempo, es hacerlo funcionar durante ese tiempo. Las pruebas hechas en fábrica solo son un seguro idealizado, basadas en las pruebas realizadas a los materiales aislantes y los elementos principales del transformador, los valores obtenidos en estas pruebas son comparados con parámetros establecidos por el fabricante o datos históricos de transformadores con características similares al que se encuentra en prueba. Está serie de pruebas se inician desde las realizadas a la materia prima empleada en la construcción del transformador hasta las realizadas a los transformadores que se encuentran en mantenimiento.

Estás son algunas de las pruebas realizadas:

1. Pruebas a la Materia Prima:

Materiales electrotécnicos como aislantes sólidos (cintas, papeles, cartones, madera, otros), líquidos (aceite mineral, aceites de silicones), ferromagnéticos (acero eléctrico), y los aislamientos externos (boquillas de alta tensión y baja tensión)

2. Pruebas en Fábrica: a. Pruebas que nos determinan la calidad de su fabricación. Estás pruebas nos verifican la calidad con la que el transformador fue fabricado, así como también, evaluar el estado en que se encuentra para soportar las condiciones normales de operación y las anormales provocadas por condiciones de falla o de sobretensiones de tipo atmosférico. Estás pruebas son:

♦ Resistencia de aislamiento ♦ Rigidez dieléctrica del aceite ♦ Relación de transformación y polaridad ♦ Resistencia óhmica de los devanados ♦ Potencial aplicado ♦ Prueba de cortocircuito a tensión nominal



8

b. Pruebas que nos determinan la calidad de servicio. Este conjunto da a conocer la eficiencia de trabajo del transformador, así como su regulación de tensión. Además determina si este está dentro del porcentaje de impedancia y de corriente de excitación establecidos en garantía. Estás pruebas son:

♦ Pérdidas en los devanados y porcentaje de impedancia ♦ Pérdidas en el núcleo y el porcentaje de corriente de excitación

c. Pruebas para determinar la calidad de operación del transformador. Estás pruebas nos determina la vida útil del transformador, ya que dependiendo de la rapidez con que envejezca el aislamiento, en esa proporción será el acortamiento de su vida útil. Estás pruebas son:

♦ Temperatura ♦ Hermeticidad ♦ Descargas parciales

3. Pruebas de Embarque:

a. Fugas de aceite b. Punto de roció c. Detección de impactos d. Corriente de excitación a 2500 V

4. Pruebas de Campo:

a. Puesta en servicio: ♦ Punto de roció ♦ Resistencia de aislamiento ♦ Factor de disipación ♦ Resistencia de los devanados ♦ Rigidez dieléctrica del aceite ♦ Relación de transformación ♦ Corriente de excitación a 2500 V. ♦ Alambrado externo

b. Mantenimiento preventivo: ♦ Punto de roció ♦ Resistencia de aislamiento ♦ Factor de disipación ♦ Rigidez dieléctrica del aceite



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Las pruebas mencionadas anteriormente se aplican en todos los transformadores, a excepción de las de impulso y de temperatura, ya que estás solo se realizan en prototipos. La de factor de disipación se aplica por norma a todos los transformadores de potencia, los que son iguales o mayores a 500kVA; y las descargas parciales a todos los que tienen una clase de aislamiento igual o mayor a 115kV. 2

3.1 PRUEBAS DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO La prueba de resistencia de aislamiento se realiza en fábrica, después de que el transformador ha terminado su proceso de secado y se encuentra a una temperatura entre 0 y 40 °C. Está prueba sirve básicamente para determinar la cantidad de humedad e impurezas que contiene el aislamiento del transformador. La prueba se un realiza con un equipo medidor de resistencia de aislamiento, conocido comúnmente como MEGGER, a una tensión de 5000 V, durante un periodo de tiempo determinado. El análisis de los resultados se realiza con los valores obtenidos y corregidos a 20 °C. El criterio de aceptación o rechazo es fijado por el fabricante o comparado con más datos obtenidos de otros transformadores con características similares. Así mismo deberá analizarse el incremento de la resistencia de aislamiento entre el primer minuto y el décimo minuto. El cociente de dividir el valor de la resistencia de aislamiento a 10 minutos y el valor a un minuto, dará un número mayor a la unidad, que se conoce como índice de polarización

. min 1 _ _ _ . min 10 _ _ _

o aislamient de R o aislamient de R I P =

Los resultados de la prueba de resistencia de aislamiento se ven grandemente afectados por la temperatura, por lo que se tiene que ajustar empleando ciertos factores de corrección (K), el cual se puede tomar de la tabla 3. Tabla 3. Factores para corrección de resistencia de aislamiento por temperatura a 20 °C TEMPERATURA FACTOR K TEMPERATURA FACTOR K

95 89 35 3.5 90 66 30 1.8 85 49 25 1.3 80 36.2 20 1.0 75 26.8 15 0.73 70 20.0 10 0.74 65 14.8 5 0.40 60 11.0 0 0.30 55 8.1 5 0.22 50 6.0 10 0.16 45 4.5 15 0.12 40 3.3 20 0.12

2 NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 2743. Campo de pruebas a transformadores. Requisitos mínimos.



10

Fuente: Transformadores de distribución

3.1.1 Diagrama de Conexiones

La prueba de resistencia de aislamiento de un transformador debe involucrar los siguientes esquemas de conexión:

♦ Alta Tensión Contra Baja Tensión más Tierra.

Figura 1. Alta tensión contra baja tensión mas tierra


♦ Baja tensión Contra Alta Tensión más Tierra

Figura 2. Baja tensión contra alta tensión más tierra



11


♦ Alta Tensión Contra Baja Tensión Figura 3. Alta tensión contra baja tensión


3.1.2 Criterios Para Aceptar o Rechazar las Pruebas

Existen varios criterios para aceptar o rechazar una prueba de resistencia de aislamiento dependiendo de los parámetros establecidos por el fabricante o de pruebas que se hayan realizado anteriormente. En la tabla 4, se indican los valores mínimos de aceptación de resistencia para cada clase de aislamiento de acuerdo al criterio de aceptación del fabricante. Dicho criterio establece que los



12

valores del índice de absorción de 1.4 o mayor, son indicativos de buenas condiciones del aislamiento. Ver tabla 5.

Tabla 4. Valores mínimos de aislamiento recomendados en transformadores sumergidos en aceite.

Fuente: Transformadores de distribución Tabla 5. Condiciones de aislamiento basadas en la relación de índice de absorción dieléctrica y del índice de polarización

Condiciones Relación 60/30 seg. Relación 10/1 min.

Peligro menos de 1

Pobre 1,1 menos de1,5

Dudoso 1,1 a 1,25 1,5 a 2

Regular 1,25 a 1,4 2 a 3

Bueno 1,4 a 1,6 3 a 4

Resistencia Mínima de Aislamiento de un Transformador en Aceite

A 20 °C, 1 minuto 1000 volts de prueba

Clases de Aislamiento

[kV]

Resistencia [MΩ]

Clases de Aislamiento

[kV]

Resistencia [MΩ]

1,2 32 92,0 2480 2,5 68 115,0 3100 5,0 135 138,0 3720 8,7 230 161,0 4350 15,0 410 196,0 5300 25,0 670 230,0 6200 34,5 930 287,0 7750 46,0 1240 345,0 9300 69,0 1860



13

Excelente sobre 1,6 Sobre 4 Fuente: Transformadores de distribución

La relación de absorción dieléctrica es la relación de dos lecturas de resistencia de aislamiento realizadas a diferentes intervalos de tiempo (60/30 seg.) durante la misma prueba; la relación de 10/1 min. Se conoce como índice de polarizacion. La figura 4. Representa la curva de absorción dieléctrica, característica de un transformador de potencia. 3

Figura 4. Curva de absorción dieléctrica de un transformador de potencia


3.2 PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE

3.2.1 Objetivo de la Prueba Está prueba al aceite es una de las más frecuentes, ya que es de gran importancia conocer la tensión de ruptura que un aceite soporta, además obtenemos datos valiosos como la resistencia del aceite al paso de una corriente, la humedad, suciedad e impurezas que se presenten.

3 AVELINO, Pérez pedro. Transformadores de distribución. México: Reverte ediciones, 1989.512p



14

3.2.2 Procedimiento de la Prueba La prueba se efectúa en un aparato (medidor de rigidez dieléctrica, figura 5) que consiste en un transformador de potencial, un regulador de tensión, un voltímetro indicador, un interruptor y una copa estándar patrón de la prueba, está copa patrón, consiste en un recipiente de baquelita o de vidrio refractario, dentro del cual, se alojan dos electrodos en forma de disco de 25.4 mm de diámetro, separados una distancia entre si de 2.54 mm con las caras perfectamente paralelas como se muestra en la figura 6.

Figura 5. Medidor de rigidez dieléctrica

Fuente: AWA

La prueba se lleva a cabo llenando la copa con aceite hasta que los discos o electrodos queden cubiertos completamente. Posteriormente, se cierra el interruptor del aparato, el cual previamente se habrá conectado a una fuente de 120 V. luego se va incrementando gradualmente la tensión en el aparato con el regulador de tensión, aproximadamente a una velocidad de 3 kV por segundo, hasta que el aceite contenido entre los dos electrodos falle o se produzca un arco eléctrico entre los electrodos, lo que origina un cortocircuito y esto provocará que el interruptor de alimentación de la fuente de energía eléctrica se abra.

Mientras se va incrementando el potencial, el operador ira registrando las lecturas en kV alcanzadas hasta que ocurra la ruptura de aislamiento, con lo que la prueba concluye y el operador anotara en su registro el valor en kV más alto alcanzado. Al vaciar la muestra de aceite en el recipiente de prueba, está deberá dejarse reposar durante uno tres minutos antes de probarlo, con el objeto de que se escapen las burbujas de aire que se puedan contener. A cada muestra se le efectuaran tres pruebas de ruptura, agitando y dejando reposar la muestra un



15

minuto, después de cada prueba, los valores obtenidos se promediaran y el valor obtenido del promedio será el representativo de la muestra. Este promedio es valido siempre y cuando ninguna prueba sea diferente en más de 5kV, si existe una variación mayor deberán efectuarse más pruebas con nuevas muestras.

Cuando se pruebe aceite muy sucio, deberá lavarse el recipiente con un buen solvente y secar perfectamente, posteriormente tener la precaución de enjuagar el recipiente dos o tres veces con aceite de la misma muestra. Normalmente una rigidez dieléctrica de 18 kV es considerada como baja, 25 kV o mayor es buena. Un aceite limpio, seco y nuevo soporta normalmente 35 kV.

Figura 6. Diagrama de los principales componentes de un probador de rigidez dieléctrica.


3.2.3 Criterio de aceptación y recomendaciones

Cuando un aceite falla a menos de 22 kV, se debe proceder a su acondicionamiento por medio de un filtro prensa (figura 6) y una bomba centrífuga



16

para aceite, o una unidad regeneradora de aceite en vacio. Al filtrar un aceite, este debe subir su poder dieléctrico a un valor mínimo de 22 kV para transformadores de distribución. Algunas veces, puede suceder que en equipos que están fuera de servicio por mucho tiempo se encuentren húmedos tanto los devanados como el aceite. Si al filtrar el aceite no se elimina la humedad de los devanados, hay que someter las bobinas a un proceso de secado para evitar una falla de aislamiento. Aunque en el filtro prensa se elimina la humedad, así como partículas finas de sedimentos y carbón, puede ocurrir que después de pasar varias veces el acite por el filtro, no suba su poder dieléctrico al valor deseado, entonces se recomienda sustituido por aceite nuevo. 3

Figura 7. Foto de la filtroprensa

Fuente: AWA

3.3 PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Y POLARIDAD

3.3.1 Objetivo de la Prueba



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La prueba de relación de transformación tiene como principal objetivo, la determinación de la relación entre el número de vueltas del devanado primario y secundario, lo que quiere decir que nos determina si la tensión suministrada puede ser transformada a la tensión deseada. El objetivo de la pruebas de polaridad es determinar el desplazamiento angular expresado en grados entre el valor que representa la tensión de línea a neutro de una fase de alta tensión y el vector que representa la tensión de línea a neutro en la fase correspondiente en baja tensión. La polaridad reviste una gran importancia en la conexión de los transformadores, sobretodo si estos han de ser conectados en paralelo o en bancos.

3.3.2 Consideraciones Teóricas

La relación de transformación resulta de dividir el número de vueltas del devanado primario entre el número de vueltas del devanado secundario, o el resultado de dividir la tensión del devanado primario entre la tensión del devanado secundario.

1

2

2

1

2

1

I I

V V

N N a ≈ ≈ =

Donde:

a : relación de transformación V1 y V2 : tensiones en las terminales del devanado primario y secundario. I1 y I2 : corrientes en el devanado primario y secundario.

Existen varios métodos para determinar la relación de transformación de un transformador:

3.3.3 Método de los voltímetros

Consiste en aplicar una tensión alterna sinusoidal de valor conocido al devanado de mayor tensión, midiendo está tensión y la que aparece en el otro devanado por medio de voltímetros y transformadores apropiados. La relación de las dos tensiones medidas será la relación de transformación. Los voltímetros deben leerse simultáneamente. Debe hacerse una segunda lectura intercambiando los voltímetros, se tomara el promedio de las dos lecturas para compensar el error de los instrumentos. El ensayo del transformador de potencial debe ser tal, que situé los dos voltímetros aproximadamente en la misma lectura, de otro modo la compensación del error por intercambio de los instrumentos no es satisfactoria y es necesario ampliar una conexión apropiada de



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los mismos. El ensayo debe hacerse como mínimo con cuatro tensiones y escalonamiento de aproximadamente el 10%, el valor promedio debe tomarse como valor verdadero. Si los valores tomados difieren más del 1% las medidas deberán repetirse con otros voltímetros. Cuando se debe medir la relación a varios transformadores de especificaciones nominales iguales, el trabajo puede ser simplificado aplicando el sistema enunciado a una unidad y luego comparándolo los restantes con está como patrón, de acuerdo al método del transformador patrón.

3.3.4 Método del Transformador Patrón

Consiste en comparar la tensión del transformador bajo ensayo con la de un transformador patrón calibrado, cuya relación es ajustable en pequeños escalones. Con este método, el transformador en ensayo y el transformador patrón se conectan en paralelo y se aplica tensión a sus devanados de alta tensión, mientras los devanados de baja se hallan conectados a un detector sensible cuya indicación se lleva a cero ajustando la relación del transformador patrón. En este punto, las relaciones de ambos transformadores son iguales.

3.3.5 Método del Divisor Patrón Se deriva un potenciómetro de resistencia entre los terminales de los devanados del transformador, los cuales se conectan como se muestra en la figura 7.

Figura 8. Esquema eléctrico del método del divisor patrón.

Fuente: Transformadores de distribución Entre el punto variable del potenciómetro y uno de los terminales de los devanados se conecta un detector. Cuando el detector indica cero la relación de la resistencia R1 / R2 representa la relación de transformación. 4

4 NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 471. Transformadores. Relación de Transformación. Verificación de Polaridad y Relación de Fase.



19

3.3.6 Principio de operación del Transformer Turns Ratio (T.T.R) El TTR opera bajo el conocido principio de que cuando dos transformadores tienen nominalmente la misma relación de transformación, se conectan y se excitan en paralelo. Con la más pequeña diferencia de uno de ellos, se produce una corriente circulante relativamente grande entre ambos, Observando la figura 9, cuando el transformador patrón se conecta en paralelo con el transformador bajo prueba, con un galvanómetro conectado en serie con las bobinas secundarias de ambos transformadores, Al excitar las bobinas primarias y que el galvanómetro no detecte deflexión (que no circule corriente a través de el), en ese momento podemos decir que todos los transformadores tienen la misma relación de transformación. Para obtener el equilibrio del galvanómetro en el equipo TTR es necesario variar la posición de los selectores (S1, S2, S3 y S4) hasta lograr el equilibrio de la aguja del galvanómetro. Al mover la posición de los selectores, lo que realmente se está haciendo es variar el número de vueltas del bobinado secundario del transformador patrón.

Figura 9. Diagrama esquemático de la conexión

A

N

S

V

G

TRANSFORMADOR DE

REFERENCIA H1 H2

X2 X1

GALVANOMETRO


3.3.6.1 Aplicación del T.T.R

Este equipo está diseñado para hacer mediciones de la relación de transformación en transformadores, autotransformadores y reguladores de



20

tensión. El TTR es un instrumento práctico y preciso para analizar las condiciones de transformadores en los siguientes casos:

Medición de la relación de transformación de los equipos nuevos, reparados o rebobinados.

Identificación y determinación de terminales, derivaciones (taps) y sus conexiones internas.

Determinación y comprobación de polaridad, continuidad y falsos contactos.

Pruebas de rutina y detección de fallas.

Identificación de espiras en cortocircuito.

Figura 10. TTR análogo

Fuente: AWA Ingeniería Ltda.

3.3.7 Interpretación de los Resultados



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Para interpretar los resultados será necesario calcular el porcentaje de diferencia que exista entre los valores reales y valores teóricos, de acuerdo a la siguiente expresión:

100 * _

_ _ % TEORICO VALOR

MEDIDO VALOR TEORICO VALOR DIFERENCIA −

=

Como regla general se acepta que el porcentaje de diferencia no será mayor al 0.5%.

3.4 PRUEBA DE RESISTENCIA DE LOS DEVANADOS

3.4.1 Objetivo de la Prueba

Está prueba tiene como objetivo básico, comprobar que todas las conexiones internas efectuadas en los devanados y guías fueron sujetadas firmemente así como también obtener información para determinar las pérdidas en el cobre (I 2 R) y calcular la temperatura de los devanados en la prueba de temperatura. Al desarrollar la prueba de resistencia óhmica, debe medirse simultáneamente la temperatura de los devanados, para lo cual es necesario tener en cuenta los siguientes puntos:

Si el transformador es de tipo seco, la temperatura de los devanados será determinada por promedio de, por lo menos, tres termómetros colocados entre los devanados.

Si el transformador está sumergido en líquido aislante, debe ser desenergizado por lo menos ocho horas antes de efectuar la medición, y la temperatura del devanado será considerada como la que tiene el propio líquido.

El lugar donde se efectúen las mediciones debe estar protegido de variaciones bruscas de temperatura.

Existen dos métodos comúnmente usados para realizar está prueba:

• Método del puente de Wheatstone o Kelvin. • Método de la caída de potencial El método del puente es el más usado por la sencillez de su manejo y por la gran exactitud que nos ofrece; además de que la corriente con la que opera es muy pequeña, por lo cual no se alteran las temperaturas por efecto del calentamiento



22

durante la medición. La norma NTC 375 establece a este método como el único en devanados donde la corriente nominal es menor de un ampere. El método de la caída de potencial solo es empleado cuando la corriente nominal del devanado bajo prueba, es mayor de un ampere. La prueba se realiza haciendo circular una corriente directa a través del devanado que no exceda el 15% de la corriente nominal, para evitar posibles errores originados por el calentamiento del devanado. Las lecturas de tensión y corriente son tomadas simultáneamente de los equipos de medida estándo estos conectados como se indica en la figura 10. La resistencia será obtenida empleando la ley de Ohm.

Figura 11. Conexión para la medición de resistencia del devanado por el método de la caída de tensión.

A

V

Transformador bajo

prueba

Interruptor para proteger al voltimetro


Como se observa en la figura 10 el voltímetro debe conectarse lo más cerca posible a las terminales del devanado, con el fin de eliminar la caída de potencial que exista en la línea de corriente. Para tener una mayor precisión en la medición es necesario tomar cinco lecturas y de tensión y corriente. El promedio de las resistencias obtenidas será considerado como el valor real. La resistencia de los devanados es generalmente referida a la temperatura de operación a plena carga por medio de la siguiente ecuación:

+ +

= 2

1 2 1 T T

T T R R A

A T T

Donde: RT1: resistencia referida a la temperatura T1 RT2: resistencia referida a la temperatura T2 T2 : temperatura del devanado en el momento de la medición de la

resistencia RT2, en °C.



23

TA : constante de temperatura de resistencia cero, para cobre= 234.5 y aluminio = 225.0 °C.

T1 : temperatura de operación en °C, y es determinada por la ecuación 20 1 + ∆ = T T °C, donde T ∆ es la elevación total de temperatura del transformador.

En transformadores monofásicos la resistencia medida entre las terminales H1H2 y X1X2, y en transformadores trifásico entre H1H2, H1H3, H2H3, y X1X2, X1 X3, X2X3. Es de comprender que la medición tomada en devanados trifásicos no representa la resistencia de cada fase. En el caso de un devanado conectado en estrella cada medición será de 2R, siendo R el valor de la resistencia de fase. Pero esto no es aplicable cuando existe un desequilibrio en los valores de la resistencia. Para determinar dicha resistencia en forma correcta cuando estén desequilibradas, se emplean las siguientes ecuaciones deducidas del circuito en estrella que se muestra en la figura 12.

Figura 12. Conexión en estrella

b c

a

R 3

R 1

R 2

Fuente: Análisis de circuitos

) ( 5 . 0 3 2 1 R R R a − + = ) ( 5 . 0 1 3 2 R R R a − + = ) ( 5 . 0 2 3 1 R R R a − + =

En el caso de un devanado conectado en delta la lectura será 2/3R, pero al igual que en el caso de la estrella, es incorrecto considerarlo así cuando existe un desequilibrio en las resistencias de fase. Por tal motivo éstas resistencias deben determinarse con las siguientes ecuaciones obtenidas del circuito en delta indicada en la figura 13. Figura 13. Conexión en delta



24

R 3

R 2

R 1

c

a b


) ( 2 4 ) (

3 2 1

2 1 2

3 2 1

R R R R R R R R a

− − − + − −

=

) ( 2 4 ) (

3 2 1

2 1 2

3 2 1

R R R R R R R R b

− + − − + − −

=

) ( 2 4 ) (

3 2 1

2 1 2

3 2 1

R R R R R R R R c

+ − − − + − −

=

3.4.2 Característica del equipo usado Los equipos más empleados en esta prueba son: el puente de Wheatstone y el puente de Kelvin; ambos para medir resistencias, con la diferencia de que el puente de Wheatstone se usa para resistencias de 1 a 1 *10 9 Ω y el puente de Kelvin de 1 * 10 5 a 1 Ω . En la figura 14. Se presentan los diagramas elementales de estos puentes

Figura 14. a) Puente de Wheatstone




25

Figura 14. b) Puente de Kelvin


La ecuación para determinar la resistencia RX empleando el puente de Wheatstone es:

1

3 2 R R R R X =

Para el puente Kelvin la ecuación que se emplea es:

b a R R R R X − + = ) ( 3 1

2

3.4.3 Comentarios a considerar

Los devanados que no están bajo prueba deberán permanecer bajo circuito abierto durante la medición, para con ello lograr una estabilización más rápida de la corriente de alimentación. Solo en el caso en el la fuente D.C. sea una maquina de conmutación, los devanados fuera de prueba deben estar en cortocircuito, para amortiguar las variación de la tensión y por lo tanto eliminar las pequeñas variaciones del voltímetro. 5

5 NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 375. Transformadores. Medida de la Resistencia de los Devanados.



26

3.5 PRUEBA DE TENSION APLICADA

3.5.1 Objetivo de la prueba

La prueba de potencial aplicado consiste en verificar que la clase y cantidad de material aislante sean adecuadas, con el objeto de asegurar que el transformador resistirá los esfuerzos eléctricos a los que se vera sometido durante su operación. La prueba se efectúa aplicando una tensión a 60 Hz, durante un minuto, iniciándose con un valor no mayor a un cuarto del establecido como voltaje de prueba, según la tabla 6. Posteriormente se variara hasta alcanzar la tensión requerido en un tiempo aproximado de 15 segundos. Para suspender la tensión, se reducirá gradualmente hasta alcanzar por lo menos un cuarto de la tensión máxima aplicada en un tiempo no mayor a 5 segundos. Si la tensión se retira repentinamente por medio de un interruptor, el aislamiento puede ser dañado por una tensión transitoria mayor que la de la prueba. Solo en caso de falla la tensión podrá ser suspendida repentinamente. Cuando el mismo devanado tiene dos clases de aislamiento o más, como pueden ser el caso de los devanados conectados en estrella o monofásicos que tienen aislamiento reducido progresivamente al neutro, la tensión de prueba es el correspondiente a al clase de aislamiento del neutro. 6

Tabla 6. Tensiones de prueba establecidos por la IEEE para transformadores sumergidos en aceite de acuerdo a su nivel de aislamiento

Voltajes de Prueba de acuerdo al Nivel de Aislamiento CLASE DE

AISLAMIENTO Kv

TENSION DE PRUEBA

(Valor Eficaz) kV

CLASE DE AISLAMIENTO

Kv

TENSION DE PRUEBA (Valor

Eficaz) kV

1,2 10 161 325 2,5 15 196 395 5 19 215 430 8,7 26 230 460 15 34 315 630 18 40 345 690 25 50 375 750 34,5 70 400 800 46 95 430 860 59 140 460 920 92 185 490 980

6 NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 837. Transformadores. Ensayo del Dieléctrico.



27

115 230 520 1040 138 275 545 1090


Cuando el mismo devanado tiene dos clases de aislamiento o más, como pueden ser el caso de los devanados conectados en estrella o monofásicos que tienen aislamiento reducido progresivamente al neutro, la tensión de prueba es el correspondiente a la clase de aislamiento del neutro.

3.5.2 Diagrama de conexiones

Para llevar a cabo esta prueba, todas las terminales de un mismo devanado se conectan entre si, el devanado que será sometido a prueba se conectara a la terminal de alta tensión del transformador a prueba y todas las otras terminales de los devanados restantes se conectan a tierra al igual que el tanque, como se indica en la figura 15. Figura 15. a) transformador monofásico alta tensión bajo prueba

b) transformador monofásico baja tensión bajo prueba


3.5.3 Diagrama unifilar del circuito de prueba potencial aplicado

Figura 16. Diagrama unifilar del circuito de prueba potencial aplicado



28

Fuente: Transformadores de distribución El esquema unifilar de la prueba de potencial aplicado es el indicado en la figura 15, donde:

1. Regulador de tensión. 2. sistema de medición. 3. transformador de pruebas. 4. resistencia limitadora de corriente. 5. voltímetro de esferas. 6. transformador bajo pruebas.

3.6 PRUEBA DE TENSIÒN INDUCIDA

3.6.1 Objetivo de la prueba Está prueba consiste en probar si el aislamiento entre vueltas, capas y secciones los devanados del trasformador es de la calidad requerida, así como verificar el aislamiento entre bobinas y entre devanados a tierra. La prueba es a doble tensión nominal y hasta completar 7200 ciclos. Al aplicar una tensión del 200% el flujo aumentará en la misma proporción, por lo que para limitarlo, se tendrá que aumentar en igual forma la frecuencia. Es decir que cuando el transformador este diseñado para operar a 60 Hz, la prueba se podrá ejecutar a 120 Hz y su duración será de 60 segundos. Cuando la prueba se realice con una frecuencia mayor a los 120 Hz, el esfuerzo dieléctrico en los devanados es mayor, por lo que la prueba se ha limitado a 7200 ciclos, por tal razón el tiempo de la prueba depende de la frecuencia del generador utilizado. En la tabla 7. Se encuentran los valores de frecuencia más comunes y su tiempo de duración. 6

Tabla 7. Tiempo establecido por las normas ANSI C5772 para la prueba de Tensión Inducida



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FRECUENCIA (Hz) DURACIÒN DE LA PRUEBA (seg)

120 60

180 40 240 30 360 20

400 18 Fuente: Transformadores de distribución

3.6.2 Procedimiento de la Prueba

La prueba se inicia aplicando una tensión menor o igual a la cuarta parte del valor de la tensión de prueba, incrementándose posteriormente hasta alcanzar la tensión plena en un tiempo no mayor de 15 segundos. Se sostiene la tensión de prueba durante el tiempo especificado en la tabla 5 y para suspender la prueba se reduce gradualmente la tensión hasta alcanzar por lo menos una cuarta parte de su valor en un tiempo no mayor de 5 segundos, después de lo cual se podrá interrumpir su alimentación. Al igual que en la prueba de potencial aplicado la prueba solo podrá ser suspendida repentinamente en caso de falla ya que de otra manera se podrán dañar los aislamientos por transitorios de sobre tensión mayores que el de la prueba. Cundo los transformadores tienen un aislamiento uniforme en sus devanados se aplica el doble de la tensión nominal, induciéndose por lo tanto una tensión tal que los voltios por vuelta son dos veces el nominal. Los diagramas de esta forma de prueba se presentan en las figuras 17 y 18

Figura 17. Circuito básico de prueba a un transformador monofásico con su aislamiento uniforme



30


Figura 18. Circuito trifásico de prueba a un transformador conectado en delta en alta tensión


3.6.3 Diagrama general de conexiones para la prueba

El circuito utilizado para realizar la prueba de potencial inducido es el indicado en la figura 19.

Figura 19. Circuito de prueba de potencial inducido con alimentación en el devanado de baja tensión


Donde: F: frecuencímetro A: amperímetro V: voltímetro

TC: transformador de corriente TP: transformador de potencial

Figura 20. Circuito para prueba de potencial inducido en un transformador trifásico



31


3.6.4 Criterios de aceptación y rechazo

Los medios por los que se pueden detectar una falla son los siguientes:

• Incremento brusco de corriente Cuando la corriente se incrementa bruscamente durante la prueba, existe la evidencia de falla en el devanado, ya sea entre vueltas o entre capas.

• Ruidos dentro del tanque Si se presenta un ruido fuerte en el interior del tanque, la falla posible puede deberse a distancias cortas de los devanados o partes vivas contra el tanque. Si el ruido presentado es amortiguado o en forma de zumbido, la causa puede ser por distancias críticas o por la existencia de humedad.

• Humo y burbujas La existencia de humo y burbujas en el aceite es prueba inequívoca de falla entre vueltas o capa en el devanado. Cuando se presenten algunas burbujas sin humo, no es posible asegurar la existencia de la falla ya que la burbujas pueden haber estado incluidas entre el devanado.

3.7 Ensayo de Corto Circuito

La resistencia y la reactancia equivalentes se miden sin dificultad por medio de un amperímetro un voltímetro y un vatimetro como se indica en la figura 19. Se corto circuita el secundario y se regula la tensión V1 hasta que I1 alcance su valor a plena carga. Entonces I2 tiene su valor a plena carga, puesto que



32

2

1

1

2

N N

I I

=

No hay potencia suministrada; en consecuencia, la potencia absorbida se transforma toda en pérdidas, las cuales se reducen todas por completo a la perdida en el cobre, por que la perdida en el hierro varia aproximadamente con el cuadrado de la tensión y el valor de V1 requerido para hacer circular la corriente a plena carga por los arrollamientos cuando el secundario está cortocircuitado es solo alrededor de un décima parte de la tensión normal. En consecuencia la pérdida en el hierro es solo una centésima parte, aproximadamente, de la normal y por lo tanto despreciable. 7

Figura 21. Esquema de un transformador en cortocircuito

Fuente: www.mcgrawhill.es. 20070721, 4:30 pm.

Por consiguiente

e cu R I R I R I cobre el en perdida W 21 2

2 2 1

21 _ _ _ = + = =

Además puesto que el secundario está cortocircuitado, no hay nada que se oponga al paso de la corriente en el primario, excepto Re y Xe,

Entonces 2 2 e e e R Z X − =

Una de las razones de utilizar la reactancia equivalente es que no hay medio de medir separadamente X1 y X2. Cuando se hace un ensayo de cortocircuito, se utiliza siempre como primario el arrollamiento de alta tensión, cortocircuitando el

7 NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 1005.Transformadores. Determinación de la Tensión de Corto Circuito.



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de baja tensión. Si se efectuase la medida sobre el arrollamiento de baja tensión, está seria incómodamente baja, mientras que la intensidad resultaría a menudo demasiado elevada. La resistencia y la reactancia equivalentes, medidas del lado de alta tensión, puede trasladarse al lado de baja tensión sin más que dividir sus valores por el cuadrado de la razón del número de espiras.

3.8 Prueba de Calentamiento El ensayo de calentamiento es una simulación de las condiciones nominales de trabajo del transformador para comprobar los parámetros térmicos de diseño y las temperaturas de operación de los devanados lo que permite demostrar que el transformador soporta su carga nominal. Este ensayo realizado a transformadores tipo seco 8 y refrigerados por aceite 9 se puede efectuar por tres métodos:

• Método de carga directa. • Método de oposición. • Método de carga simulada.

Está prueba consiste en operar e transformador en condiciones de plena carga durante un tiempo prolongado, con el fin de comprobar si puede cumplir con la capacidad especificada. Las pérdidas magnéticas y eléctricas producen calentamiento en los elementos del transformador. Mientras la energía producida por estos efectos sea mayor que la energía disipada por el sistema de enfriamiento, la temperatura estará en constante aumento, hasta llegar finalmente a un punto de equilibrio. Los aislamientos de los embobinados son los principales afectados, puesto que con el calentamiento estarán expuestos a un proceso de degradación, lo que redunda en la vida útil del equipo. Si al trabajar el transformador a sus condiciones nominales durante el tiempo de prueba, la temperatura en sus diversas partes (especialmente en sus arrollamientos) no excede del valor permisible, puede garantizarse la duración del mismo. El tiempo de prueba depende del tamaño del transformador, logrando prolongarse hasta 24 horas o más en transformadores de potencia de gran capacidad. Para determinar en que momento puede darse por concluida la prueba, se considera que la temperatura se ha estabilizado cuando el gradiente aceiteambiente no varía más de un grado durante un periodo de tres horas consecutivas. Esto implica que

8 NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 3445.Transformadores trifásicos autorefrigerados, tipo seco abierto y encapsulado en resina, corriente sin carga, perdidas y tensión de cortocircuito.

9 NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 316.Método de Ensayo Para Determinar el Calentamiento Para Transformadores Sumergidos en Líquido Refrigerante.



34

durante la prueba se tomen lecturas periódicamente, tanto de la temperatura ambiente como la temperatura de los diferentes elementos del transformador.

La prueba debe efectuarse para cada una de las capacidades especificadas en placa, bajo condiciones normales de enfriamiento y en locales sin corrientes de aire. El transformador debe estar completamente ensamblado, incluyendo todos sus accesorios, y si es sumergible en líquido aislante debe estar lleno hasta el nivel indicado. La temperatura ambiente debe determinarse por el promedio de por lo menos tres lecturas de termómetros distribuidos uniformemente alrededor del transformador. Deben estar en recipientes adecuados, aproximadamente a la mitad de la altura del transformador y a una distancia de 1 a 2 metros del mismo, exentos de corrientes de aire o calentamiento debido a cualquier fuente externa. La temperatura de los elementos del transformador (excepto los conductores) se determina mediante termómetros. Para superficies el elemento adecuado es el termopar debidamente adherido a las mismas.

Para el acite puede utilizarse indistintamente termopar o termómetro. Se considera representativa la temperatura del nivel superior, por lo cual el elemento de medición debe de estar sumergido aproximadamente 50 mm de la superficie. La temperatura en los conductores del devanado no es posible obtenerla por medición directa, y por tanto solo se calcula su valor final, en función de la constante térmica y la variación de la resistencia óhmica, con el valor inicial de la prueba y del valor final de una medición en el instante de corte de prueba. Debido al enfriamiento rápido del devanado es importante realizar una serie de pasos para realizar una medida final confiable.

3.8.1 Procedimiento:

♦ Se prepara el puente para la medición de la resistencia óhmica, y un cronómetro.

♦ Se corta la energía y en ese mismo instante se arranca el cronómetro. ♦ Rápidamente se retiran las conexiones del transformador y se instala el

puente. ♦ Se hace la primera medición de la resistencia y se toma el tiempo en que

se efectuó (R1 y T1) ♦ Se toman sucesivamente varias lecturas de resistencia y sus respectivos

tiempos, durante un lapso de 5 a 10 minutos (R2t2, R3t3, etc.) ♦ En un sistemas de coordenadas que tenga como abscisas y las

resistencias como ordenadas, se grafican los resultados anteriores, y por medio de instrumentos de dibujo se continua está grafica con su misma curvatura hasta el tiempo cero.



35

Con el valor de la resistencia en el instante de corte, se puede calcular la temperatura, despejando t’ de la formula de variación térmica de la resistencia

K t K R R t − + = ) ( '

'

t’ : temperatura del devanado en el instante de corte. R’ : resistencia del devanado en el instante de corte. t : temperatura a la que se efectuó la prueba No.1 R : resistencia medida en al prueba No. 1 K : constante térmica (cobre: 234.5, aluminio: 225) 3



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4 ESTÁDO INICIAL DEL CAMPO DE PRUEBAS

El campo de pruebas de AWA INGENIERÍA LTDA fue creado en el año 1999 consecuencia del amplio mercado de reparación y fabricación de transformadores de distribución al cual se preparaba a entrar con paso firme, a la vez es la herramienta primordial de control de calidad de todos los equipos fabricados y reparados parcial o totalmente por AWA INGENIERIA LTDA. En principio se realizaron ensayos de relación de transformación, verificación de polaridad, medición de resistencia de aislamiento, medición de tensión de corto circuito y pérdidas bajo carga, medición de pérdidas y corrientes en vació, tensión inducida y tensión aplicada, mediante un conjunto de consola y transformadores auxiliares adquiridos por los socios, para la implementación de un campo de pruebas que cumpliera con los mínimos estándares de calidad y características técnicas establecidas por el COMPENDIO DE NORMAS TÉCNICAS PARA TRANSFORMADORES TOMOS I Y II.

En el año 2001 AWA INGENIERIA como empresa fabricante de transformadores tipo seco abiertos, sumergidos en líquido refrigerante de distribución, pedestal y cajas de maniobra, adecuó todo lo necesario dando cumplimiento a todas las pruebas de rutina expuestas en el Compendio de Normas Técnicas Colombianas para transformadores, y a la vez adquiriendo servicios externos para pruebas tipo, en la UNIVERSIDAD NACIONAL y la UNIVERSIDAD DEL VALLE, para obtener la certificación ISO 9001:2000 gestión a la calidad con el grupo SGS como ente certificador, alcanzó metas y políticas establecidas con el inicio de la Empresa.

4.1 PLANTA FÍSICA Al inicio de nuestro trabajo de grado AWA INGENIERIA LTDA, contaba con su planta de producción ubicada en la Cra. 69 No 60A43 de la ciudad de Bogotá, la cual contaba con un área construida de 600 m 2 , dentro de la cual se encontraba el campo de pruebas ocupando 20 m 2 , un área demasiado reducida para los equipos con que contaba AWA INGENIERIA LTDA, pero en el cual se cumplía muy bien con el control de calidad del producto terminado.

A continuación se presenta una clara visión de lo que era el campo de pruebas de transformadores de distribución en AWA INGENIERIA LTDA:

4.2 ESTÁDO ELÉCTRICO El campo de pruebas se encontraba conectado a la red CODENSA mediante la cuenta de la empresa que dependía de un transformador de 225 kVA y tensiones 11400/208V, que alimentaba a tres empresas más del sector, correspondiendo aproximadamente 75 kVA a AWA INGENIERIA LTDA Figura 22. Diagrama unificar de la planta



37

Fuente: AWA

4.3 INFRAESTRUCTURA Se contaba con una área reducida demarcada mediante líneas amarillas dentro como fuera del campo, como se describe en la norma ANSI C22002 “NATIONAL SAFETY CODE”, malla de encerramiento sin interruptores de emergencia para suspensión de los ensayos en el caso de la apertura de la misma, contaba con una señal luminosa intermitente puesta encima de la consola de pruebas la cual indica que se encuentra alguna prueba en proceso, extintor en caso de incendio y toda su acometida eléctrica desde el tablero de distribución general se encontraba en cable calibre 2/0 a 208 V hasta un totalizador principal de 200A , del cual a la salida se encontraba conectado un auto transformador de 60 kVA de tensiones en el primario 208V y en el secundario de 440460V, el cual alimenta la consola principal de pruebas , la cual a su salida cuenta con un rango de tensión de 0 a 600V y equipada con transformador de 112.5 kVA tipo seco clase H internamente que me proporciona la capacidad adecuada para realizar las pruebas de rutina a transformadores de distribución.

4.4 EQUIPOS Para los ensayos de pérdidas en devanados, tensión de cortocircuito, ensayo de tensión aplicada y ensayo de tensión inducida son realizados y controlados por medio de una consola de pruebas trifásica marca HEVY DUTHY de fabricación norteamericana, la cual cuenta con equipos de medida análogos que proporcionan lecturas de tensión fasefase, potencia activa, frecuencia y corrientes.

A continuación se relaciona un listado de los equipos que cuenta el campo de pruebas en AWA INGENIERÍA LTDA.



38

Tabla 8. Consola de pruebas Figura 23. Consola de pruebas

Fuente: placa de fabricante

4.4.1 EQUIPOS DE MEDIDA AWA INGENIERÍA LTDA cuenta con una gama variada de equipos encargados de la medida directa de magnitudes básica como corrientes, voltajes y potencias activas, a continuación se realiza una descripción de cada uno y sus principales características.

Tabla 9. Equipos de medida

ITEM EQUIPO TIPO MARCA RANGO CANTIDAD 1 AMPERÍMETRO ANALOGO YOKOGAWA 075A 1 2 VATÍMETRO ANALOGO YOKOGAWA 0100 W 1 3 VOLTÍMETRO ANALOGO YOKOGAWA 0750 V 1 4 MULTÍMETRO DIGITAL FLUKE 0600 V 2 5 PINZA

AMPERIMÉTRICA DIGITAL KIORITZU 0600 A 1

6 PINZA AMPERIMÉTRICA

DIGITAL UNITT 0200 A 2

7 PINZA TERMÓMETRO

DIGITAL FLUKE 0200 ºC 1

8 DETECTOR DE TENSIÓN

DIGITAL TIF TIC TRACER

0.115kV 1

9 MEDIDOR DE NIVEL DE RUIDO

DIGITAL LUTRON 30130dB 1

Fuente: AWA

CONSOLA DE PRUEBAS

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS POTENCIA 225 kVA

TENSIONES 0600 V

FASES 3

SERIE E022

MARCA HEVIDUTY

AÑO N/A

TIPO N/A

PESO (kg) 3125



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4.4.2 EQUIPOS DE PRUEBA

AWA INGENIERÍA LTDA., cuenta con una serie de equipos de prueba en planta y para pruebas en campo, los cuales realizan pruebas por si solos y entregan un resultado según sea su aplicación, a continuación se referencia cada uno de ellos y sus principales características.

Tabla 10. Equipos de prueba ITEM EQUIPO TIPO MARCA RANGO CANTIDAD

1 TTR ANALOGO BIDDLE 0129.999 1

2 MEGGER DIGITAL AVO 0.55 kV 1

3 MICROHOMÍMETRO DIGITAL AEMC INSTRUMENTS 2000µΩ200Ω 1

4 MEGGER ANALOGO HIPOTRONICS 0.52.5 kV 1

5 TELURÓMETRO DIGITAL AEMC 02000Ω 1 Fuente: AWA

4.4.3 EQUIPOS AUXILIARES

Equipos básicamente utilizados adicionales a la consola principal de pruebas, a continuación se relaciona cada uno y sus principales características:

Tabla 11. Datos motor generador Figura 24. MotorGenerador GRUPO MOTORGENERADOR

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS MOTOR POTENCIA 25 HP. TENSIONES 120/208 MODELO 5K4324A2B6R SERIE SN1211705 MARCA GENERAL ELECTRIC FRECUENCIA 60 Hz

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GENERADOR

POTENCIA 15 kVA TENSIONES 220/440 MODELO 5AT134F1 SERIE UN511 MARCA GENERAL ELECTRIC FRECUENCIA 400 Hz. P.F. 1.0 RPM 3428

Fuente: AWA Fuente: AWA



40

Tabla 12. Datos transformadores

TRANSFORMADOR AUXILIAR No1

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS POTENCIA 225 kVA TENSIONES 208/440 FASES 3 SERIE 3AT2548 MARCA SOLA BASIC

Fuente: AWA

Tabla 13. Datos transformador auxiliar

TRANSFORMADOR AUXILIAR No2

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS POTENCIA 112.5 kVA TENSIONES 208/440 FASES 3 SERIE 3AT2568 MARCA SOLA BASIC Fuente: AWA

Tabla 14 Datos auto transformador.

AUTOTRANSFORMADOR DE ALIMENTACIÓN

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS POTENCIA 60 kVA TENSIONES 208//440460 FASES 3 SERIE 3AT2369 MARCA SOLA BASIC Fuente: AWA



41

5 DISEÑO DEL CAMPO DE PRUEBAS

Los requerimientos de la Ingeniería eléctrica en Colombia y en todo el mundo están cambiando, anteriormente el mercado estaba claramente definido, pero ahora existen los segmentos de mercado para empresas eléctricas privadas, públicas, empresas comerciales, industriales, e internacionales que requieren transformadores específicamente diseñados para satisfacer las necesidades de energía individuales, por ende para AWA INGENIERIA LTDA sus transformadores deben estar diseñados para que satisfagan las necesidades de cada uno de esos segmentos, en este nuevo ambiente de mercadeo altamente competitivo, se está continuamente mejorando los productos para disminuir los costos al cliente al mismo tiempo que se mejora la calidad, confiabilidad y rendimiento con los que cuenta cada uno de los segmentos del mercado mediante el diseño y mejoramiento del campo de pruebas para transformadores de distribución, por lo anterior a continuación se plasma todo el proceso para el diseño y adecuación de un campo de pruebas acorde al crecimiento de producción de AWA INGENIERIA LTDA utilizando y aprovechando los equipos existentes para la obtención de precisión a rápida velocidad, calidad impecable y el ciclo de producción más corto en la industria.

5.1 PLANTA FÍSICA

En diseño de la nueva planta física, se contó un aspecto muy importante, el cual fue la adquisición de nueva instalación de producción en la Cra. 42C No 2038 en Bogotá D.C., la cual cuenta con un área construida de 1200 m 2 para la adecuación de cada una de las secciones de proceso de fabricación de transformadores, incluido el campo de pruebas, para el cual se adecuo un área de 48 m 2 y en la cual se construyo cumpliendo a cabalidad con las Norma técnica Colombiana (NTC 2050 y NTC 2743), para lograr el aseguramiento total de la calidad del producto.

En la figura 25 se observa la distribución de los equipos en la planta física.



42

Figura 25. Distribución de equipos

Fuente: AWA 5.2 DISEÑO ELÉCTRICO



43

5.2.1 Conexión a la Red Una de las labores más complicadas y de más cuidado es el diseño eléctrico y mas de un campo de pruebas de transformadores, debido a la independencia de protecciones que debe existir para la no interrupción en el proceso de fabricación, por esto se decidió ampliar la capacidad de 75 kVA a 112,5 kVA, teniendo en cuenta futura renovación tecnológica en equipos de prueba y en maquinaria que complemente el proceso de fabricación de transformadores. Se contaba con un proyecto serie 5 ya realizado por AWA pero en donde no se tenía claro, el circuito para el montaje del campo de pruebas, y sobre este se realizo el diseño definitivo eléctrico para el campo de pruebas a continuación se muestra un esquema unifilar definitivo incluyendo el campo de pruebas para transformadores serie 34,5 kV.

Figura 26. Diagrama unifilar

Fuente: AWA



44

5.3 MALLA DE PUESTÁ A TIERRA

A continuación se describen los criterios para el diseño de la malla de puesta a tierra para el campo de pruebas de AWA INEGENIERÍA LTDA., siguiendo con la norma IEEE80.

5.3.1 PROCEDIMIENTO DE DISEÑO

A continuación, por medio de un diagrama de flujo se describe el procedimiento seguido para el diseño de la malla de puesta a tierra; según figura 33 pagina 92 IEEE80200.

Figura 27. Diseño puesta a tierra



45

Fuente: ANSI/IEE Std 802000 5.3.2 Medidas de resistividad del terreno del campo de Pruebas.

Debido a las características del campo de pruebas, se utilizará un modelo de suelo uniforme, para lo cual se aplicará un criterio probabilístico cuyo método se basa en que los logaritmos naturales de los valores de resistividad del suelo en un sitio en particular siguen una distribución normal en forma casi independiente de la magnitud de las variaciones de resistividad.

El valor de la resistividad del terreno es: ρ= Resistividad del terreno. ρ=15 ohmm

5.3.3 Criterios de cálculo

5.3.3.1 Cálculo del conductor de la malla

Para el cálculo del conductor a utilizar en la malla se tuvo en cuenta la siguiente fórmula dada en la norma IEEE 80 2000:

) ( 10 4 Ta Ko Tm Ko Ln

r r t T

I calculado

S CAP

A

+ + ∗

∗ ∗

= −

ρ α

A (Calculado): Sección transversal del conductor calculado (mm 2 )

I: Corriente eficaz, kA. Máxima corriente que fluye por la malla cuando ocurre una falla; en el barraje principal del campo de pruebas en su máxima condición de operación. El valor máximo calculado, según estudio de corto circuito suministrado por AWA Ingeniería Ltda., es el siguiente:

Io = 0,45 kA Ahora bien, independientemente del conductor que de el cálculo, el mínimo conductor a utilizar será 1/0 AWG, considerando que en el campo de pruebas se realizan pruebas a transformadores reconstruidos en donde pueden ocurrir fallas a tierra considerables, se le dará una mayor rigidez a la malla.

ts: Tiempo de duración de la falla. ts = 0,3 s

Tm: Temperatura máxima permisible para los conductores y empalmes (grados Celsius). El cálculo se realizo con soldadura exotérmica. Para uniones soldadas mediante reacción exotérmica Tm = 450 grados Celsius (utiliza moldes de grafito con fundente sólido, mezcla de aluminio y óxido de cobre).

Tm = 450 °C



46

Tr : Temperatura de referencia para constantes de diferentes materiales. Se tomó una temperatura de referencia de 20 grados Celsius. Entonces:

Tr = 20 °C

Ta : Temperatura ambiente (grados Celsius). Se toma un valor promedio de temperatura de BOGOTA de 18 °C. Entonces:

Ta = 18 °C

Ko: Coeficiente inverso de la resistividad térmica a 0 °C

α : Coeficiente de resistividad térmica a la temperatura de resistencia Tr.

ρr : Resistividad del conductor de la malla de tierra a la temperatura de referencia Tr en µohm/cm3.

TCAP: Factor de capacidad térmica, J/cm 3 °C

Los valores de algunos de los anteriores coeficientes están resumidos en la tabla 15 a una temperatura de referencia de 20°C (IEEE 80 2000).

Tabla 15. Constantes de materiales

Fuente:

Reemplazando valores se tiene:

A (Calculado) = 1,109 mm 2 , que corresponde a un conductor No. 18 AWG. A (a utilizar) = 53,48 mm 2 , que corresponde a un conductor No. 1/0 AWG.

5.3.3.2 Tensiones Tolerables

Teniendo en cuenta las siguientes definiciones, se calculan las tensiones tolerables para el cuerpo humano:

Ep = Tensión de paso: Tensión máxima a que es sometida una persona con los pies separados un metro, que se encuentra caminando sobre el área de la malla del campo de pruebas en el momento de ocurrir una falla (V).



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Et = Tensión de toque: Tensión a que queda sometida una persona que se encuentra de pie dentro del área del campo de pruebas sobre la malla de tierra, y que en el momento de una falla este tocando con una o ambas manos una estructura o cualquier elemento conductor unido a la malla de tierra (V). El voltaje máximo de toque es el mayor valor de la diferencia de potencial entre el conductor de la malla y la superficie del terreno, en el centro de una cuadrícula de la malla (V).

Para personas de 70 kg en promedio: Et = (Rcuerpo + 1,5 * Cs * ρs) 0,157/ √ts Ep = (Rcuerpo + 6 * Cs * ρs) 0,157/ √ts

Para personas de 50 kg en promedio: Et = (Rcuerpo + 1,5 * Cs * ρs) 0,116 / √ts Ep = (Rcuerpo + 6 * Cs * ρs) 0,116 / √ts

Donde:

Rcuerpo: Resistencia entre una mano y los dos pies (Ω) Normalmente se asume

Rcuerpo = 1000 Ω

Cs: Factor de reducción que depende del espesor de la capa de concreto hs, y del factor de reflexión k.

hs = 0,10 m

k = (ρ ρs) / (ρ + ρs) k = 0,990

Donde:

ρ : resistividad del terreno ρ = 15 Ωm ρs : Resistividad de la capa de concreto (piso) sobre la superficie del campo de pruebas. ρs = 3000 Ωm.

Cs: se determina, entonces, a partir de la curva de la Figura No.1 (IEEE 80 2000) Cs = 0,691



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ts: Tiempo máximo de despeje de la falla ts = 0,3 s

Reemplazando se tiene:

Et70 = 1177,95 V Et50 = 870,33 V

Ep70 = 3851,88 V Ep50 = 2845,98 V

5.3.3.3 Longitud mínima del conductor a enterrar

Para definir el área ocupada por la malla de tierra, se tuvo en cuenta que la malla debe ser un anillo de tierra consistente de un conductor de cobre desnudo, de calibre no menor a 1/0 AWG, de longitud no menor a 6 m enterrado en contacto directo con la tierra. Así mismo, siguiendo el procedimiento de la IEEE 802000, se adoptó una disposición de malla reticular repartida en un área rectangular. La longitud mínima de conductor requerido para la malla se cálculo por medio de la siguiente ecuación:

s Cs Ts aI KmKi L

ρ ρ 174 . 0 116 +

=

Está ecuación da el valor de L más conservativo, que corresponde a personas de hasta 50 kg de peso, donde:

L = Longitud total necesaria de cable (m), incluyendo las conexiones longitudinales y transversales, las uniones a los equipos y la longitud equivalente de los electrodos a tierra.

ρ: Resistividad del suelo donde está la malla en Ωm.

km = Es una constante que tiene en cuenta la cantidad, el espaciamiento, el diámetro y la profundidad de enterramiento de los conductores de la malla.

− ∗ ∗

∗ +

∗

− ∗ ∗ + +

+ ∗ ∗

∗ ∗

= ) 1 2 (

8 4 8

) 2 ( 16 2

1 2 2

n Ln

Kh Kii

d h

h D h D

d h D Ln Km

π π

Donde:



49

D: Ancho de la cuadrícula de la malla de tierra D = 2 m d: Diámetro del conductor d = 0,00936 m

Ki: Factor que tiene en cuenta la irregularidad del fluido de corriente desde las diferentes partes de la malla. Ki = 0,65 + 0,148*n

n: Número de conductores paralelos a localizar en una dirección n = 5

h: Profundidad de enterramiento de la malla h = 0,5 m

Reemplazando:

Ki = 1,39

Kii = 1

Para mallas con electrodos de tierra en el perímetro, en las esquinas o dentro del perímetro de la malla:

Kii = 1

Para mallas sin varillas o con pequeñas varillas localizadas en la periferia:

Kii = 1/(2n) 2/n

En este caso Kii = 1

Kh: Factor de corrección que tiene en cuenta la profundidad de enterramiento de la malla. Kh = [1+ h/ho] 1/2

ho: Profundidad de referencia ho = 1 m

Kh = 1,224

Entonces, reemplazando se obtiene Km: Km = 0,4329



50

Reemplazando se obtiene L: L = 46,7 m



51

5.3.3.4 Cálculo de la resistencia de la malla a tierra

La resistencia de la malla de tierra se evaluó por medio de la siguiente expresión (ecuación 52, página 65 IEEE 80 2000)

+

+ + = ) / 20 1

1 1 ( 20 1 1

A h A Lt Rg ρ

Donde:

Rg: Resistencia de la malla de tierra

ρ: Resistividad del terreno ρ = 15 ohmm

LT: Longitud total del conductor de la malla a instalar (m), incluyendo la longitud de los electrodos y de las colas. LT = 46,7 m

A: Área ocupada por la malla de tierra A = 48 m 2 (8 m x 6 m)

H: Profundidad de enterramiento de la malla h = 0,5 m

Reemplazando valores se obtiene:

Rg = 1,171 ohm.

5.3.3.5 Cálculo de GPR

GPR: Máxima tensión de la malla relativa a la tierra remota (V) GPR = IG * Rg

Donde:

IG: Corriente máxima de la malla, A. IG = Df *Io*Sf

Donde:



52

Df: Factor de atenuación, el cual depende del tiempo de duración de la falla. Para este caso ts=0,3 s (18 ciclos a 60 Hz.), entonces: Df = 1,043

Sf: Factor de división de la corriente de falla, la cual relaciona el inverso de la relación de la corriente simétrica de falla y la porción de esta corriente que circula entre la malla de tierra y la tierra circundante. Sf = 0,60

Calculando IG IG = 1,043 * 0,45 kA * 0,60 IG = 0,2816 kA

Rg: Resistencia de la malla a tierra, Ω Calculando GPR GPR = 0,2816 kA * 1.171 ohm

GPR = 329,76 V

5.3.3.6 Cálculo de las tensiones de retícula y de paso

Las tensiones de toque (Em) y de paso (Es) son calculadas en el punto más crítico con las expresiones correspondientes:

Tensión de retícula (Em)

R L y L x L

Lt I Lc

Kt Km Ig Em

∗

+ ∗ + +

∗ ∗ =

2 2 22 . 1 55 . 1

. ρ

En donde,

ρ = 15 ohmm

IG = 0,2816 kA

km = 0,4329

Ki = 1,39



53

Lc=LT: Longitud total del conductor de la malla a instalar (m), incluyendo la longitud de los electrodos y de las colas.

Lc = 46,7 m

Lr: Longitud electrodos

Lr = 2,4 m Lx: Longitud de la malla en el eje x Lx = 8 m

Ly: Longitud de la malla en el eje y Ly = 6 m

LR: Longitud total de los electrodos. LR = 14,4 m (6 electrodos * 2,4 m c/u)

Reemplazando valores se obtiene:

Em = 33,26 V

Tensión de paso (Es)

R

G

L Lc Ki Ks I Es ∗ + ∗

∗ ∗ ∗ =

85 . 0 75 . 0 ρ

Donde:

Ks: Factor de geometría, definida por la siguiente expresión:

− ∗ +

+ + = − ) 5 . 0 1 ( 1 1

2 1 1 2 n

D h D h Ks

π

Reemplazando valores:

Ks = 0,584

Ahora reemplazando valores para hallar Es

Es = 72,54 V



54

Tabla 16. Cuadro resumen cálculos malla de puesta a tierra

PARAMETRO RESULTADO Corriente monofásica de falla a tierra, Io 0,45 kA Resistividad del terreno, ρ 15 Ω/m Área de la malla, A 48 m 2 Conductor utilizado 1/0 AWG Profundidad de enterramiento de la malla, h 0,5 m Resistencia de puesta a tierra de la malla, Rg 1,171 Ω Máxima tensión de la malla relativa a la tierra remota, GPR 329,76 V Máxima tensión de toque tolerable hasta 50 Kg de peso, Et50 870,33 V Tensión de retícula, Em. 33,26 V Máxima tensión de paso tolerable hasta 50 kg de peso, Ep50 2845,98 V Tensión de paso, Es 72,54 V Fuente: AWA LTDA.

5.3.4 ESPÉCIFICACIONES Y RECOMENDACIONES PARA EL SISTEMA DE PUESTÁ A TIERRA

5.3.4.1 Instalación de la malla

• Se harán zanjas de 0,5 m de profundidad desde la superficie del terreno.

• Ningún tramo de la malla quedará embebido en el concreto.

• La malla no debe coincidir con filtros y tuberías para drenajes; de ser así, la malla se desplazará según convenga. Cuando la malla tenga que cruzar cerca de cárcamos o cualquier construcción en concreto, los conductores de la malla pasarán como mínimo a 15 cm de dichas construcciones.

5.3.4.2 Cajas de prueba o de inspección

El propósito de estás cajas es el de poder obtener una medida preventiva de la resistencia de la malla, de una forma fácil, y al mismo tiempo hacer que la medida no se vea influenciada por la misma malla.

5.3.4.3 Conexión de elementos metálicos



55

Se deben conectar a tierra:

• Tuberías metálicas, eléctricas y de agua, cajas de alumbrado, tableros de equipos, tableros de fuerza y control, puertas metálicas, etc.

• Estructuras metálicas de soporte de equipos, el acero de refuerzo de las cimentaciones, etc.

De esta manera se consigue, además, mejorar considerablemente la resistencia de puesta a tierra del sistema.

5.3.4.4 Electrodos de puesta a tierra

No deben ser deformadas en el momento de su instalación y se deben proteger en el caso de ser martilladas para su enterramiento.

Figura 28. Bosquejo de la malla



56

Fuente: Luis V. BarbosaGiovanny López.

5.3.4.5 Cálculo de la protección principal campo de pruebas

Para el cálculo de la protección general del campo de pruebas se calcula la protección del transformador de alimentación el cual tiene toda la carga que maneja el campo de pruebas. La consola por ser de fábrica, posee internamente y externamente sus propias protecciones de acuerdo a la necesidad de AWA Ingeniería. Para las siguientes características el procedimiento es el siguiente:

Tabla 17. Características técnicas

AUTOTRANSFORMADOR DE ALIMENTACION

FOSO INSPECCIÓN

FOSO INSPECCIÓN



57

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS POTENCIA 60 kVA TENSIONES 208//440460 FASES 3 SERIE 3AT2369 MARCA SOLA BASIC Fuente: AWA LTDA.

La protección a calcular será un interruptor termo magnético regulable.

V kVA I N

∗ ∗

= 3 1000

Donde:

IN: Corriente Nominal. kVA: Potencia del Transformador. V: Voltaje del lado primario del transformador. Reemplazando Valores

IN= 166,5 A

Para este caso en el campo de pruebas se considera el 250% del valor de la corriente nominal por lo tanto

2.5*166,5 = 416,5 A

Se selecciona un interruptor de capacidad comercial de 450 A.

5.3.4.6 Conclusiones

Como se observa se obtuvo un valor de resistencia de puesta a Tierra de la Malla de Tierra de 1,171 ohm. Este valor es aceptable para el nivel de tensión que maneja el Campo de Pruebas de AWA Ingeniería Ltda.

Debido a que la máxima tensión de malla relativa a la tierra remota, GPR, dio un valor de 329, 76 V menor que Et50 (870,33 V), es necesario comparar las tensiones de retícula Em y de paso Es, contra las tensiones toque Et50 y de paso Ep50 para personas de hasta 50 kg de peso, respectivamente, con el fin de verificar que son menores a éstas últimas.

La tensión de retícula Em, igual a 33,26 V, valor menor que la tensión de toque Et50 de 870,33 V. Por lo tanto se cumple la siguiente condición: Em < Et50



58

La tensión de paso Es, igual a 72,54 V, también dió un valor menor que la tensión de paso Ep50 de 2845,98 V. Por lo tanto se cumple la siguiente condición: Es < Ep50

5.4 ALISTAMIENTO DE EQUIPOS Y CALIBRACIÓN

Con el objeto de cumplir con las exigencias del Compendio de Normas Técnicas Colombianas para transformadores Tomo I y II, aplicable a la fabricación de transformadores de distribución y de acuerdo al sistema de calidad ISO 9001:2000 implementado por AWA Ingeniería Ltda., para ello se hace necesario la calibración y mantenimiento de los siguientes equipos ante un ente certificado como lo es EPM, para el cual se valoró la relación COSTO/BENEFICIO, quedando como primera opción para la realización de las actividad de calibración.

Tabla 18. Relación costo beneficio

SERVICIO UNID. CANT. VALOR UNITARIO ($)

VALOR TOTAL ($)

Megger AVO BM 25 un 1 368.600 368.600 TTR un 1 241.000 241.000 Voltímetro un 1 198.500 198.500 Amperímetro un 1 198.500 198.500 Pinza Amperimétrica un 1 198.500 198.500 Multimetro digital un 1 368.600 368.600 Vatímetro Análogo un 1 311.900 311.900 SUBTOTAL ($) 1.885.600 IVA 16% 301.696 VALOR TOTAL A PAGAR ($) 2.187.296 Fuente: EPM

5.4.1 Modernización

En cuanto a la modernización, se deja a consideración la adquisición de un TTR digital monofásico que mejora aún más la precisión y exactitud en esta prueba mejorando la certeza de los resultados obtenidos de los transformadores de distribución en prueba, para ello se realizó contacto con la comercializadora INGEOLECTRICA, dando la mejor calidad y el menor costo para la necesidad de AWA Ingeniería Ltda.

Figura 29. Equipos nuevos



59

Fuente:Comercial INGEOELECTRICA

5.5 TIEMPOS DE EJECUCIÓN DE PRUEBAS DE RUTINA A TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN.

Teniendo en cuenta el estado inicial en que se encontró el campo de pruebas de AWA Ingeniería Ltda., lo complicado e incómodo de la realización de las pruebas de rutina a transformadores, se relaciona a continuación el tiempo de ejecución de cada una de la pruebas y el tiempo total en salir un transformador desde que entra totalmente terminado al campo de pruebas, sometiéndose a cada una de las pruebas de rutina, para la verificación total de la calidad del producto.

Tabla 19. Tiempo de ejecución

DESCRIPCION TIEMPO ANTES Aprox. (min)

TIEMPO DESPUES Aprox. (min)

RELACION DE TRANSFORMACION 20 15 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO 10 8 RESISTENCIA ENTRE TERMINALES 15 12 ENSAYO SIN CARGA 10 7 TENSION INDUCIDA 5 3 ENSAYO DE CORTO CIRCUITO 10 8 TENSION APLICADA 10 8 TIEMPO TOTAL 80 53 Fuente: AWA INGENIERIA LTDA.

Todo lo anterior demostró la mala utilización e incomodidad en que se encontraba el campo de pruebas en AWA Ingeniería Ltda., a continuación se muestra la misma tabla pero con la implementación del nuevo campo de pruebas a transformadores de Distribución.

Es evidente que la nueva adecuación del campo de pruebas en AWA Ingeniería Ltda., permite un ahorro en tiempo, lo cual beneficia al proceso total de la fabricación de transformadores de distribución.



60

Tabla 21. Comparación de tiempos

TIEMPO ANTES

TIEMPO DESPUES

AHORRO TIEMPO

AHORRO (%)

80 min 53 min 27 min 33.75 Fuente:

Es muy significativo un ahorro de un 33.75% con respecto a la infraestructura anterior del campo de pruebas por solo un transformador, a eso se suma que en el día en promedio por el campo de pruebas pasan alrededor de 10 transformadores, entonces el ahorro en tiempo es significativo para realizar otras labores como por ejemplo mantenimiento y calibración de equipos, realización de estadísticas de falla, ordenamiento de archivo de pruebas y de hojas de vida de los equipos, etc.



61

CONCLUSIONES

Hacer efectivos y claros los procesos en este caso las pruebas a transformadores mejora los tiempos de ejecución de las mismas en un 40% de ahorro en tiempo y a la vez con el mejoramiento del mantenimiento y la calibración de los equipos, aumenta la precisión en la medición, asegurando aún más la calidad del producto final y generar más confianza en los clientes de AWA Ingeniería Ltda.

La infraestructura física montada en el campo de pruebas a transformadores genera confiabilidad y cumple con el plan de seguridad industrial de AWA Ingeniería Ltda., de acuerdo al cumplimiento del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE en donde se expresa que ante la realización de cualquier proyecto eléctrico prevalece la preservación de la vida de las personas y cualquier ser vivo.

El esquema de protecciones diseñado para el campo de pruebas a transformadores da la sufriente confianza para la realización de las pruebas y permite, ante cualquier eventual falla la protección del operador y del equipo en prueba.

El registro adecuado en la base de datos de protocolos de pruebas a transformadores de distribución permite llevar una estadística del índice de pérdidas y de calidad de los materiales de cada equipo, clasificados por potencia y tensiones de operación, a la vez se pueden identificar fallas en el proceso que afectan directamente en los limites de las especificaciones que exige la norma y por tanto hay mejora continua de procesos para cumplir con calidad y eficiencia.

La aplicación rigurosa de las normas establecidas por el ICONTEC en todo el proceso de la implementación del campo de pruebas a transformadores, lleva a un aumento de la calidad desde todo punto de vista, como se demuestra en el anterior documento donde se mejora la producción y lo más importante la seguridad del recurso humano, que influye significativamente en el proceso.

El mantenimiento preventivo y periódico mejora en un 50% el aseguramiento de la vida útil de cada equipo de medición utilizado en el campo de pruebas, y una



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mejor manera para la frecuencia de calibración es por veces de uso más no por estrictos periodos de tiempo así se use o no el equipo.

La malla de puesta a tierra para el campo de pruebas, da un tiempo de aislamiento de falla muy corto (3 ms), protegiendo aún más los equipos más susceptibles a estas fallas.



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RECOMENDACIONES

Se propone a AWA Ingeniería Ltda., que en su proceso de mejora continua logre con esta nueva implementación del campo de pruebas una acreditación para prestación de servicio en cuanto a Pruebas a transformadores de distribución como un nuevo campo de acción dentro el plan estratégico de expansión en nuevos mercados de la empresa.

Crear el vínculo entre UniversidadEmpresa para la posible realización de clases prácticas o visitas técnicas a estos tipos de Campos de Prueba en la asignatura de máquinas eléctricas y transformadores, para ser un gran complemento teórico práctico.

Realizar un estudio de calidad de energía en el campo de pruebas, para determinar la afectación o contaminación de la red de alimentación por parte del mismo, en la realización de estos tipos de prueba mencionados en el presente documento.



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BIBLIOGRAFÍA

[1] BEAN, Richard. Transformadores Para la industria Eléctrica: Compañía Editorial Continental, 1966. 501p.

[2] NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 2743. Electrotecnia. Campos y procedimientos de Ensayos Para Transformadores Requisitos Mínimos y Clasificación: ICONTEC, 1999. 10p.

[3] PEREZ, Pedro. Transformadores de Distribución, Cálculo, Construcción y pruebas: Reverte Editores, 1983.243p.

[4] NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 471. Transformadores. Relación de Transformación. Verificación de Polaridad y Relación de Fase: ICONTEC, 1999. 10p.

[5] NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 375.Transformadores. Medida de la resistencia de los devanados: NTC, 2000.

[6] NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 837. Transformadores. Ensayo del Dieléctrico: NTC, 2000.

[7] NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 1005. Determinación de la tensión de cortocircuito: NTC, 1975.

[8] NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 3445. Transformadores Trifásicos Autorefrigerados, tipo Seco Abierto y Encapsulado en Resina, Corriente sin Carga, Pérdidas y Tensión de Cortocircuito.

[9] NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 316.Transformadores. Método de ensayo para determinar el calentamiento para transformadores sumergidos en líquido refrigerante: NTC, 1998.

[10] NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 317.Electrotecnia. Transformadores de potencia y distribución. Terminología: NTC, 1998.

[11] NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 380.Transformadores. Ensayos eléctricos. Generalidades: NTC, 2001.



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[12] NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 818. Transformadores monofásicos autorrefrigerados y sumergidos en líquido. Corriente sin carga, pérdidas y tensión de cortocircuito: NTC, 1995.

[13] NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 1031. Transformadores. Ensayo para la determinación de pérdidas y corriente sin carga: NTC, 1998.

[14] CHAPMAN, Stephen. Máquinas Eléctricas: McGraw Hill, 2000.768p.

[15] DORF, Richard. Circuitos Eléctricos Introducción al Análisis y Diseño: Alfaomega, 1993.1113 p.

[16] SKILLING, Hugo. Circuitos en Ingeniería Eléctrica: CECSA: 1965,835p.

[17] KEMMERLY, E Jack. Análisis de Circuitos en Ingeniería: McGraw Hill, 1975,556p.

[18] ENRIQUEZ, Gilberto. El abc de las Máquinas Eléctricas. Transformadores: Noriega Editores. 2002. 401p.

[20] INSTITUTO COLOMBIANO DE NORMAS TÉCNICAS Y CERTIFICACIÓN. Tesis y Otros Trabajos de Grado: ICONTEC, 2002.23p.

[21] MANUAL DE CALIDAD ISO 9001:2000: AWA Ingeniería Ltda., 2007.100p.



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ANEXOS

INSTRUCTIVO DE PRUEBAS

NUMERO

NOMBRE PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS ELÉCTRICAS A

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN.

HOJA

1 DE

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I. INTRODUCCIÓN.

Una prioridad de AWA INGENIERÍALTDA es la fabricación de transformadores de distribución hasta 5 MVA, por lo que se hace necesario la elaboración de un instructivo de pruebas en planta que establezca la metodología que se sigue en la pruebas de estos transformadores.

II. OBJETIVO En las diferentes pruebas que se deben hacer en los transformadores, se deberán seguir correctamente los pasos indicados en este instructivo de pruebas para obtener los mejores resultados posibles.

III. DOCUMENTOS RELACIONADOS a) Formato para registro y datos de trabajo. b) Trazabilidad de fabricación del transformador bajo pruebas. c) Norma Técnica Colombiana. Compendio transformadores, Tomo I y

II. IV. POLITICAS

• El instructivo de pruebas está elaborado de acuerdo a los procedimientos de las pruebas eléctricas a que son sometidos los transformadores de potencia y distribución.

• Cancelar o modificar este instructivo de pruebas es responsabilidad exclusiva de AWA Ingeniería Ltda.


NUMERO



HOJA

2 DE

09

V. PROCEDIMIENTO 1. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES.

ACTIVIDAD DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD

PRUEBA DE RELACIÓN DE

TRANSFORMACIÓN A TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIÓN

1. Colocación del equipo. Se coloca el equipo T.T.R. en una superficie plana y firme, el personal que ejecuta la prueba deberá estar preparado con el formato de registro F-26, en el que deberá registrar las lecturas.

2. Comprobación de relación cero. Se debe de comprobar el funcionamiento del T.T.R. de la siguiente manera:

a) Cerrar los tornillos de prensas. b) Cortocircuitar caimanes (H1 y

H2). c) Dejar los cuadrantes en cero

(00.00). d) Aplicar 8 volts con la manivela

de excitación. e) El detector (D) debe leer al

centro. 3. Comprobación de relación unitaria.

a) Atornillar las prensas con sus propios cuerpos.

b) Conectar caimán negro con prensa negra H1 con X1.

c) Conectar caimán rojo con prensa roja H2 con X2.

d) Ajustar cuadrantes para leer (1.00)

e) Aplicar 8 volts con la manivela de excitación.

f) El detector (D) debe leer al centro.

4. Conexión. Se conectan las terminales del T.T.R. al

transformador trifásico bajo prueba ya sea estrella-delta o delta estrella.

5. Verificación.

Se verifica la conexión comparándola con el diseño de fabricación del transformador bajo prueba.


NUMERO



HOJA

3 DE

09



6. Operación. Colocar las caratulas en cero girar un cuarto de vuelta la manivela, si la aguja del galvanómetro se desvía a la izquierda la polaridad es sustractiva, si se desvía a la derecha la polaridad es aditiva y en este caso se deberán intercambiar las terminales del T.T.R.

7. Precaución. Verificar que nadie toque las terminales cuando se proceda a girar la manivela pues se tienen voltajes del orden de 1000 volts en el secundario cuando el primario es excitado con 8 volts.

8. Selector. Se gira el selector un paso en el sentido de las manecillas del reloj, se

gira la manivela un cuarto de vuelta, si aun la aguja se desvía a la izquierda se continua girando el selector hasta que la aguja se desvié a la derecha en alguno de los pasos, cuando esto pasa se regresara un paso de esta manera se continua con los otros dos selectores y por ultimo con el selector del potenciómetro el que gira deslizando suavemente hasta estabilizar los movimientos de la aguja al centro de la carátula, la manivela se sigue girando hasta obtener o voltios constantemente.

9. Lectura. La lectura se toma directamente de las caratulas de los selectores.


NUMERO



HOJA

4 DE

09



10. Toma de decisiones. Interpretación de resultados calculando él % de diferencia según formula siguiente:

Devanados abiertos.

• Detectando circuito abierto en los devanados esto se presenta con las siguientes características:

1. Excitación normal. 2. Voltaje nominal. 3. Ausencia de deflexión en el

detector o aguja. Devanados en corto circuito.

• Se presenta con las siguientes características:

1. Alta corriente de excitación. 2. Baja tensión del generador.

FIN DEL PROCESO


NUMERO



HOJA

5 DE

09



PRUEBA DE RESISTENCIA DE

AISLAMIENTO A TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIÓN.

1. Observaciones. La superficie de aislamiento debe estar libre de polvo, carbón, partículas extrañas al aislamiento. Una gran parte del material utilizado en los aislamientos como son el aceite, papel, cintas, son higroscópicos por tal absorben la humedad disminuyendo la resistencia del aislamiento. La resistencia del aislamiento varía inversamente con la temperatura en la mayoría de los materiales aislantes por lo que hay que corregir las lecturas tomadas a la temperatura ambiente.

2. Colocar el MEGGER en una base firme para poder nivelar correctamente el equipo.

3. Seleccionar Tensión de prueba (0.5-5Kv). Oprimir el selector de tensión requerido dependiendo de la tensión nominal de equipo a probar.

4. Aterrizar el equipo a probar. 5. Anotar la temperatura del equipo

bajo prueba así como los valores obtenidos de las mediciones entre: A.T-Tierra, B.T.-Tierra y A.T.-B.T./Tierra.

6. Toma de decisiones.

Para la interpretación correcta de lecturas registradas en el formato F-26 y la anticipación de fallas, se requiere de experiencia personal, factores básicos que desafortunadamente requieren tiempo y esfuerzo para adquirirlos. Un índice de polarización, menos de 2 aislamiento dudoso.


NUMERO



HOJA

6 DE

09



Un índice de polarización, mayor de 3 aislamiento bueno. Un índice de absorción, menor de 1.25 aislamiento dudoso. Un índice de absorción, mayor de 1.4 aislamiento bueno. Ej.

= 1.4

= 3

FIN DEL PROCESO


NUMERO



HOJA

7 DE

09



PRUEBA DE HERMETICIDAD A TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIÓN SUMERGIDOS EN LÍQUIDO REFRIGERANTE.

1. Meter núcleo bobina. Estando el conjunto núcleo-bobina dentro de su tanque, este debe cerrarse herméticamente.

2. Aplicación de nitrógeno. Ya cerrado se le aplica nitrógeno a 6 psi de presión durante 30 minutos.

3. Verificación de presión. Si la presión se mantiene constante en el manómetro esto nos indica que el transformador esta herméticamente cerrado, teniendo en cuenta una tolerancia de ±5% de variación en el manómetro.

4. Comprobación. Se puede comprobar poniendo en todas las uniones espuma de jabón si no hay burbujas nos indica que no hay fuga de nitrógeno y por tanto quedo cerrado herméticamente.

FIN DEL PROCESO


NUMERO



HOJA

8 DE

09



PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DE

ACEITE AISLANTE

1. Tomar muestra. Al tomar la muestra del aceite siempre será de la parte inferior del tanque ya que la tensión de ruptura puede ser alterada por la presencia de impurezas que generalmente se precipitan al fondo.

2. Lavado del envase. Antes del llenado del envase se debe lavar y limpiar perfectamente libre de cualquier tipo de residuos, la limpieza debe realizarse exclusivamente con el mismo aceite a probar. No usar ningún tipo de solventes para la limpieza del envase. Al tener la muestra evitar el contacto con las manos u otro objeto contaminante, además de tapar en envase perfectamente.

3. Ajuste de electrodos.

Ajustar los electrodos planos del envase a una distancia de 2.5 mm.

4. Reposo. Dejar que el aceite repose tres minutos antes de realizar la prueba.

5. Selección de la tensión de prueba.

6. Operar el probador. Se presiona el botón rojo “ON” para energizar el probador y luego el botón de comenzar “STAR”, la tensión de prueba subirá en el display y se detendrá en el momento que se restablezca el arco, Se toma la lectura y se oprime el botón “RESET” para reanudar el equipo.


NUMERO



HOJA

9 DE

09

VI. PROCEDIMIENTO 2. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES.


7. Agitar muestra de aceite. Se desliza la tapa de protección del envase se agita lentamente la muestra, se deja reposar durante 1 minuto, se aplica tensión de nuevo y se repite la operación siete veces, descartando la lectura de valor más alto y la de más bajo.

8. Resultado. Si el promedio de las cinco lecturas está arriba de 30 kV, para transformadores de potencia el aceite se considera satisfactorio y se anotan los resultados en formato F-44.

FIN DEL PROCESO

AWA INGENIERÍA LTDA CERTIFICADO DE PRUEBAS PARA TRANSFORMADORCARRERA 42C # 20 - 38 CERTIFICADO No:

PBX. 369 00 09 FAX. 369 19 34 Ordenado por:

CLIENTE. PEDIDO No DISEÑO: No.

CIUDAD: BOGOTA TRANSFORMADOR : FABRICANTE: SERIE:

POTENCIA: KVA FRECUENCIA: 60 Hz TENSION SERIE: KV CALEN. DEVANADO: ALTURA DISEÑO: 1000

FASES: REFRIGERACION: NBA AT/BT: KV CLASE DE AISLAMIENTO FECHA FABRICA.:

VALORES DEVANADOS TENSION ( V ) DESPACHO ( V ) DERIVACIONES CORRIENTE ( A ) DESPACHO ( A )

NOMINALES PRIMARIO

SECUNDARIO

RESULTADO DE ENSAYOS A 20 oC POSICION CONMUTADOR

1 ) LIQUIDO AISLANTE REFERENCIA TENSION RUPTURA kV METODO ASTM D877

2 ) RESISTENCIA DE AISLAMIENTO TENSION DE PRUEBA AT CONTRA TIERRA BT CONTRA TIERRA AT-BT Y TIERRA

TIEMPO DE LECTURA 1 min. kV Moh Moh Moh

3 ) RELACION DE TRANSFORMACION: POLARIDAD GRUPO DE CONEXION: FASE-FASE FASE-NEUTRO:

POSICION TENSION DERIVACION FASE U FASE V FASE W NOMINAL MINIMA MAXIMA

1

2

3

4

5

4 ) RESISTENCIA DEVANADO U - V V - W W - U PROMEDIO MATERIAL DE FABRICACION

ENTRE PRIMARIO oh COBRE

TERMINALES SECUNDARIO moh COBRE

5 ) ENSAYOS TENSION APLICADA DURANTE 60 SEGUNDOS TENSION INDUCIDA

DE BT CONTRA AT Y TIERRA: kV TENSION: V TIEMPO: seg.

AISLAMIENTO AT CONTRA BT Y TIERRA: kV FRECUENCIA: Hz

6) ENSAYO SIN TENSION ( V ) Iu (A) Iv (A) Iw (A) PROMEDIO (%) GARANTIZ (%) Po MEDIDO (W) Po GARANTIZADO (W)

CARGA

7 ) ENSAYO DE MEDIDAS REFERENCIADAS A oC GARANTIZADAS A oC

CORTO CIRCUITO PERDIDAS Cu (W) 0

Icc I*R (W) 0

Vcc IMPEDANCIA (%)

8 ) REGULACION A PLENA CARGA Y F.P.= 9 ) EFICIENCIA A PLENA CARGA Y F.P.=

10 ) CARACTERISTICAS MECANICAS MASA TOTAL Kg VOLUMEN DE LIQUIDO AISLANTE LITROS

11 ) DIMENSIONES APROXIMADAS DEL TANQUE PRINCIPAL (metros) 12 ) PINTURA

LARGO: ANCHO: ALTO: COLOR: ESPESOR

12 ) REFRIGERACION No ELEMENTOS LARGO mts. ANCHO mts.

OBSERVACIONES

CLIENTE / INTERVENTOR PROVEEDOR Y CONTROL DE CALIDAD

MATRICULA No MATRICULA No: FECHA:

CODIGO : F-26 REV. 1 FEB. 2003

MARCA: N. SERIE O. PRODUCCION TENSIONES

BOBINA N. 1 Operario Fecha Lote

BOBINA N. 2 Operario Fecha LoteBOBINADO S Y P PINTURA NUCLEO

BOBINA N. 3 Operario Fecha LoteENSAMBLE TANQUES/CAJAS SECADO

CORTE PAPEL Operario Fecha LoteENCUBE PRUEBAS TERMINADO




CORTE PAPEL Operario Fecha Lote

PINTURA Fecha Lote

CORTE Operario Fecha Lote

ARMADO Operario Fecha Lote

ENSAMBLE Operario Fecha Lote

CIERRE YUGO Operario Fecha Lote

CONEXIONADO B.T. Operario Fecha Lote

CONEXIONADO A.T. Operario Fecha Lote

CORTE Y DOBL. Operario Fecha

SOLDADURA Operario Fecha

HORNEO Operario Fecha HORAS

ENCUBE Operario Fecha

RUTINA Responsable Fecha FIRMA FECHA

MARCACION E IDENTIFICACION Responsable Fecha

ACCESORIOS Responsable Fecha

OBSERVACIONES

O PROCEDIMIENTOS DOCUMENTADOS

DESCRIPCION DE LA NO CONFORMIDAD

ACCION CORRECTIVA TOMADA

RESPONSABLE LIBERACIÓN

LIBERACION CONTRA EL PLAN DE CALIDAD

RESULTADO DE PRUEBAS

SECCION PINTURA

SECADO DE LA PARTE ACTIVA

ENCUBE

AWA INGENIERIA LTDA.FORMATO DE TRAZABILIDAD

NO CONFORMIDADES DETECTADAS DURANTE EL PROCESO

BOBINADO SECUNDARIO

BOBINADO PRIMARIO

PROCEDIMIENTO PR-06

TERMINADO

SECCION TANQUES Y CAJAS

LA DISPOSICION DEL PRODUCTO NOCONFORME ES REALIZADA DE ACUERDO AL

SECCION NUCLEO

SECCION ENSAMBLE

PRUEBAS

F-19REV. 1

ENERO 2003

TARGETA DE IDENTIFICACION Y CONTROL

REV. 02 06/06/2007 VoBo.

REVISO

VoBo.APROBO

INS. 07 RECEPCION DE MATERIAS PRIMASPara todos los productos:‐Verificar peso y/o unidades contra la orden de compra o la

factura.‐Registrar la información en el libro de asignación de lotes.‐Todo producto ingresado al libro ha sido APROBADO de

acuerdo a los siguientes criterios:

BARNIZ DIELECTRICO‐Color Transparente‐Cantidad de acuerdo a la orden de

compra o factura

LAMINA MAGNETICA‐Sin oxido‐Sin golpes ni dobleces‐espesor de acuerdo a la orden de compra/factura‐Dimensiones de acuerdo al plano

PAPEL AISLANTE‐Libre de humedad‐Sin golpes‐Sin rupturas

ALAMBRES ‐Libres de humedad‐Sin golpes‐Libres de grasa‐Verificar calibre contra tabla del fabricante ‐Verificar peso contra la orden de compra

HAYSITE‐Espesor de calibre‐Sin golpes‐Cantidad de acuerdo a la orden de

compra/factura

AISLADORES‐Sin golpes‐Libres de grasa ‐Verificar cantidades y referencia contra orden de compra o factura

ACEITES‐Color‐Rigidez Dieléctrica con chispómetro‐Cantidades contra orden de compra y factura

REV. 02 06/06/2007 VoBo.

REVISO

VoBo.APROBO

ASIGNACION DE LOTES

REV. 02 06/06/2007 VoBo.

REVISO

VoBo.APROBO

Single-phase, Hand-cranked TTR®

Transformer Turns Ratio Test Set

Used for testing single phase power anddistribution transformers

Design based on precision bridgemeasuring technique

Unmatched accuracy (±0.1%) in a portable design

DESCRIPTIONThe Single-phase TTR

®Transformer Turns Ratio Test Set

measures the turns ratio and exciting current of windingsin power, potential and current transformers. Deviations inturns ratio readings indicate problems in one or bothwindings or the magnetic core circuit.

The TTR test set aids in identifying:

Shorted coils

Open circuits

Incorrect connections

Internal faults or tap-changer defects in step regulatorsas well as in transformers.

The single-phase, hand-cranked model measures highlysensitive turns ratios of up to 129.99:1 with accuracy of±0.1%. An optional auxilary transformer extends the ratiorange to 329.99:1.

The TTR set operates on the principle that the voltageratio of the transformer at no load is practically equal tothe true turns ratio.

The major source of error in a transformer is a primaryimpedance drop due to magnetizing current, which is keptto a minimum by excitation at a fraction of rated voltage.By employing a design that meets both of these conditionsalong with the use of a null balance system, the turns ratioof a transformer can be determined accurately.

When measuring the turns ratio of distribution and powertransformers, the accuracy is well within 0.1%.

APPLICATIONSThe single phase model is primarily used for testing single-phase power and distribution transformers, for low-ratioreadings up to 129.99:1, or up to 329.99:1 with an auxiliarytransformer. It can be used to test three-phase transformersby connecting and testing each phase separately.

FEATURES AND BENEFITS Provides unmatched accuracy (±0.1%) in a portable

design.

Packaged in a rugged, compact case.

Measures highly sensitive turn ratios up to 129.99:1. Anoptional auxiliary transformer extends this ratio range to329.99:1.

SPECIFICATIONS

Output8 V, 50/60 Hz

MeteringFour decade dials

Turns Ratio Range0.001 to 129.999

Exciting Current0 to 1 A (divide by 5 switch for increased resolution)

Accuracy±0.1%

Dimensions7.5 H x 14 W x 12 D in. (189 H x 353 W x 302 D mm)

Weight16 lb (7.3 kg)



Calibration Reference TransformerCalibration reference transformers are available for bothsingle- and three-phase test sets. They provide a referencestandard for periodic calibration checks to document proofof calibration.

A Calibration Certificate of Turn Ratio Accuracy traceableto the NIST is furnished with each calibration referencetransformer, providing accuracies of ±0.05%.

Dimensions8 H x 14 W x 10 D in.203 H x 356 W x 254D mm


UK Archcliffe Road, DoverCT17 9EN England T (0) 1 304 502101 F (0) 1 304 207342

UNITED STATES 4271 Bronze WayDallas, TX 75237-1019 USAT 1 800 723 2861 T 1 214 333 3201 F 1 214 331 7399

OTHER TECHNICAL SALES OFFICESNorristown USA, Toronto CANADA,Mumbai INDIA, Paris FRANCE,Sidney AUSTRALIA, Guadalajara SPAIN and The Kingdom of BAHRAIN.

ISO STATEMENT

Registered to ISO 9001:1994 Reg no. Q 09250

Registered to ISO 14001 Reg no. EMS 61597

SINGLEPH_TTR_DS_en_V12www.megger.comMegger is a registered trademark

ORDERING INFORMATION

OPTIONAL ACCESSORIESAuxiliary TransformerAn auxiliary transformer extends the ratio range of single-phase models to 329.99:1. Turns ratio is 100:1 and 200:1,and is accurate to within ±0.1%.

The auxiliary transformer includes all the necessary cablesfor connection tothe TTR set and thetransformer undertest.

Dimensions 8 H x 13 W x 10 D in.(203 H x 330 W x 254D mm)


Item (Qty) Cat. No.

Single-phase, Hand-cranked TTR 550005B

Included Accessories

Cable assembly 19494

With C-clamps for X (low-voltage) winding, 10 ft (3 m) [2]

With spring clips for H (high-voltage) winding, 13 ft (4 m) [2]

All cables are permanently connected to the test set.

Instruction manual AVTM55JD

Optional Accessories

Auxiliary transformer 550030

Calibration reference transformer 550050



diseño e implementación de un campo de pruebas para

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