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Curso De Operación, Instalación Y Mantenimiento Al Transformador.
Impartido por: Carlos Gámez
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Objetivos Del Curso
Conocer y comprender de manera básica el funcionamiento del transformador.Conocer y comprender el manual de instalación, operación y mantenimiento.Establecer parámetros de toma de decisiones de acuerdo a las recomendaciones del fabricante.
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Agenda Del Curso
Encuestas de retroalimentación.
Examen teórico práctico.
Interpretacionde dibujosDía 5
Dudas pendientes.
Operacion y MantenimientoDía 4
Dudas pendientes.
Seguridad, Embarque y Recepcion
Día 3
Dudas pendientes.
Conceptos Basicos IIDía 2
Conceptos Basicos I
Definición de expectativas y objetivos.
Entrega de gafetes y manuales.
PresentaciónDia 1
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Agenda Del Curso
Revisión de CampoDía 3
Evaluación Teórica
Interpretación de dibujos
Operación y Mantenimiento
Seguridad, Embarque y Recepción
Día 2
Conceptos Básicos
Definición de expectativas y objetivos.
PresentaciónDía 1
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Nuestra Empresa
Co-inversión entre el grupo AXA y General Electric.Fabricante más grande de Latinoamérica.Ventas a todo el mundo.Transformadores de 5 a 500,000 kVA.Organizada en dos divisiones: Potencia y Distribución.
Ubicado en: Apodaca, N.L.Extensión: 70,000 m2
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Distribución: Poste
Equipos monofásicos y trifásicos.Convencionales y autoprotegidos.Desde 5 hasta 167 kVA.Tensiones hasta 34.5 kV y NBAI de 200 kV.Aplicaciones en zonas residenciales y pequeños comercios.
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Distribución: Pedestales
Equipos monofásicos y trifásicos. Capacidades de 25 a 2500 kVA.Distribución residencial y comercial subterránea.Autoprotegidos.Exportaciones a E.U.A., Canadá, Venezuela, Panamá, Puerto Rico, Honduras, El Salvador, Nicaragua, Costa Rica, Ecuador, Brasil, Filipinas y Trinidad y Tobago.
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Distribución: IndustrialesTransformadores tipo Subestación y Sumergible. Capacidades de 225 a 7500 kVA trifásicos.
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PotenciaEquipos de mediana potencia, potencia y gran potenciaCapacidades de 10 a 500 MVA trifásicos y monofásicos.
Reactores de compensación en paralelo.Autotransformadores
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Conceptos Básicos: Normas
Normas Nacionales:Normas Nacionales:NMX
J-116-ANCE-1996: Transformadores de Distribución tipo Poste y tipo Subestación.J-169-ANCE-1996: Productos eléctricos métodos de prueba.J-284-ANCE-1998: Transformadores de Potencia.J-285-ANCE-1996: Transformadores de Distribución tipo Pedestal monofásicos y trifásicos para distribución subterránea.J-287-ANCE-1998: Transformadores de Distribución tipo Sumergible monofásicos y trifásicos para distribución subterránea.
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Conceptos Básicos: Normas
Normas Nacionales:Normas Nacionales:CFE
K-0000-01: Transformadores de Distribución tipo Poste. K-0000-06: Transformadores de Potencia de 10 MVA y mayores.K-0000-09: Transformadores de Potencia de 10 MVA y menores.
PEMEXParticulares
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Conceptos Básicos: Normas
Normas Internacionales:Normas Internacionales:ANSI/IEEE (E.U.A.)
C.57.12.00: General requirements for distribution, power and regulating transformers.C.57.12.10: Requirements for transformers230000 volts and below, 833/958 through8333/10417 kVA, single phase, and 750/862 through 60000/80000/100000 kVA, three phase.C.57.12.90: Test code for distribution, power andregulating transformers.
CSA (Canada)IEC (Europa)
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Parámetros Eléctricos
Concepto de campo eléctrico.
Cargas Iguales
Cargas Opuestas
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Parámetros EléctricosFormas de onda en un sistema trifásico.
0 0.180.360.540.72 0.9 1.081.261.441.631.811.992.172.352.532.712.893.073.253.433.613.793.974.154.334.514.694.885.065.245.42 5.6 5.785.966.146.32 6.5
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200173.204
173.205
v ab t( )
v an t( )
v bc t( )
v bn t( )
v ca t( )
v cn t( )
6.0320 t
Vectores
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¿Qué Es Un Transformador?
Es un dispositivo de conversión de energía eléctrica, de unos ciertos
niveles de voltaje y corriente a otros niveles de voltaje y corriente, y con
una determinada capacidad de manejo de potencia.
No tiene partes móviles.Eficiencias arriba de 99%.
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Parámetros Eléctricos
Circuito Eléctrico
CircuitoHidráulico
V = VoltajeI = CorrienteR = ResistenciaVR = Caida de voltaje
en la resistencia
VR
I
VR
P = PresionQ = FlujoT = TuberiaPT = Caida de presion
en la tuberiaBP
Q
TPT
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Historia Del Transformador
1820 - Hans Christian Oersted (físico Danés) demuestra que una corriente fluyendo en un material conductor, creaba un campo magnético alrededor del conductor. En esa época se consideraba al magnetismo y a la electricidad como dos fenómenos que no estaban relacionados entre sí, por lo que este descubrimiento fue considerado importante.
1831 - Estas investigaciones inspiraron a Michael Faraday (físico Inglés)a buscar una relación inversa, es decir, producir una corriente a través de un campo magnético. Durante estas investigaciones, demostró que para que se diera este fenómeno, el campo magnético tenía que estar cambiando en el tiempo. Para lograr esto Faraday, conectaba y desconectaba la corriente eléctrica que generaba el campo
Corriente
Campo
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Historia del transformador1882 Thomas Alva Edison, abre la primera planta
comercial de iluminación en Nueva York, usando su reciente invento de bombillas con filamentos de carbón, encendidas con corriente directa (cd).
1882 En la misma época, en Inglaterra, Lucien Gaulard y Jhon Gibbs un inventor francés y un empresario inglés usaron un transformador para agregar lámparas incandescentes a un sistema de alumbrado por medio de arco.
1885 William Stanley, quien trabajaba para George Westinghouse, desarrolla el transformador con laminaciones en H , para más tarde introducir las laminaciones en E , método de fabricación que resulto barato y rápido. Esto permitió el rápido crecimiento de los sistemas de CA.
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Historia del transformador1886 Se establece la Westinghouse Electric Company, durante los
primeros meses de este año, Westinghouse y su equipo obtienen patentes del proceso de insertar láminas de núcleo dentro de bobinas preenrolladas, las provisiones para enfriar y aislar el transformador sumergiéndolo en aceite y el ensamblaje del paquete poniéndolo en un contenedor herméticamente cerrado.
El futuro Desarrollo de sistemas estado sólido, con alta tensión en CD, desarrollo de los superconductores.
1893 Se instala un generador de 5,000 HP en las cataratas del Niágara.
1895 Se construye un transformador de 750 kVA para un horno de arco.
1886-1896 Durante esta década, los sistemas de CA sufireron un gran crecimiento, con avances muy importantes.
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Tipos de transformadores
Monofásicos
Por su construcción
Poste Subestación Pedestal Potencia
Por su capacidad
Distribución Industrial Med. Pot. Gran Pot.
Trifásicos
Por el no. de fases
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Conversión De EnergíaLa inducción puede ser
entendida en términos de líneas de fuerza, una
convención que introdujo Faraday para describir la
fuerza y dirección del campo magnético.
Aquí se muestran las líneas de fuerza que son generadas por una corriente fluyendo a través
de una espira
Si se introduce una segunda bobina independiente en el campo magnético generado y el campo
esta cambiando respecto al tiempo, se inducirá un voltaje, el cual será proporcional a la razón de cambio del numero de líneas
de fuerza encerradas por la bobina,
Si la bobina tiene dos vueltas, se induce el doble del voltaje, si tiene tres, el triple y así sucesivamente. La bobina que intercepta las líneas
es llamado secundario
En un trasnformador ideal, todas las líneas de fuerza que pasan por el primario pasan
también por el secundario.
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Conversión De Energía
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Relaciones Básicas
VAT VBTL
NATNBT
IAT IBT
BT
AT
BT
AT
N
N
V
Va
Relación de Transformación
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Pérdidas
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El núcleo y las bobinas, como en todamáquina eléctrica producen una ciertacantidad de pérdidas de potencia, las cua-les son cuantificadas en los watt de pérdi-das de núcleo y de devanados.
El Ciclo de EnfriamientoLa parte activa del transformador está formada por elnúcleo y las bobinas.
T1 T2
T
Wnu
Wcu
Estas se expresan en forma de energíacalorífica, la cual produce un incrementogradual de temperatura en el interior deltransformador.
El aumento de calor en el interior provoca que el transformador presente un sobreelevación de temperaturacon respecto al medio ambiente en el que se encuentra.
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Este aceite caliente, al ser menos denso queel resto del aceite, tiende a subir y a pasarpor los conductos de enfriamiento ó radia-dores, los cuales se encargan de disipar elcalor y enfriar el aceite para que comiencede nuevo el ciclo.
Dentro del aparato, la parte viva funcionacomo fuente de calor, elevando la tempera-tura del aceite que se encuentra a su alre-dedor.
La limitación acerca de las sobreeleva-ciones de temperatura máximas dentrodel transformador están reguladas pornormas nacionales e internacionales.Esto garantiza la unificación de criteriosy la estandarización del diseño entre fa-bricantes.
El Ciclo de Enfriamiento
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Las normas indican una tabla con las potencias nominales preferentes para los transformadores (kVA), mismas que están referenciadas a una sobre elevación promediode temperatura del aceite de 65°C, basadas en una temperatura ambiente promedio de 30°C en un período de 24 hrs. y una máxima de 40°C.
Así mismo, las normas permiten una sobre elevación de 80°C sobre el ambiente alpunto más caliente dentro del devanado, también conocido como hot spot ; esto con el fin de garantizar que no se cause un envejecimiento prematuro al aparato debido al daño que se pudiera ocasionar al sistema de aislamientos.
También se menciona que la sobre elevación del líquido aislante medido cerca de la superficie del aceite, así como la sobre elevación de las partes metálicas no conductoras.Basado en estas condiciones, se pueden calcular fácilmente las temperaturas absolutas esperadas en ciertos puntos del transformador. Por ejemplo:
La temperatura absoluta promedio en el devanado:
La temperatura del punto más caliente:
La temperatura del aceite, medido cerca de la superficie:
El Ciclo de Enfriamiento
CTW 953065 CTW 1054065max
CTHS 1103080 CTHS 1204080max
CTO 953065 CTO 1054065max
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Por ejemplo, si deseamos calcular la temperatura interna del punto más caliente de untransformador diseñado para operar a una sobreelevación de 65°C, a una temperaturaambiente promedio de 30°C con una máxima de 40°C. Se puede decir que:La temperatura absoluta en el devanado del transformador está dada por:
Tabs= 30 + 65 = 95 °CTabs máx = 40 + 65 = 105°C
Y para el punto más caliente tenemos que:
Tabs= 30 + 80 = 110 °CTabs máx = 40 + 80 = 120°C
De donde se establece que no es inusual que durante días de temperaturas extremas,algunos puntos del transformador lleguen a éstas temperaturas.
El Ciclo de Enfriamiento
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Tipos De Enfriamiento
OA Enfriado por aire, convección natural.OA/FA Enfriado por aire, convección natural y convección forzada.OA/FA/FA Convección forzada, dos etapas.OA/FA/FOA Convección forzada de aire, convección forzada de aceite.FOW Enfriamiento por agua.
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Tipos de enfriamientoPrimera Letra: Medio de enfriamiento interno, en contacto con las bobinas:
O aceite mineral o líquido aislante sintético con punto de ignición <=300 °C
K líquido aislante con punto de ignición > 300 °C
L líquido aislante sin un punto de ignición medible
Segunda Letra: Mecanismo de circulación para el medio de enfriamiento interno:
N flujo por convección natural convection a través de las bobinas y el equipo de enfriamiento
F circulación forzada a través del equipo de enfriamiento (i.e., bombas), flujo por convección natural en las bobinas (también llamado flujo no dirigido)
D circulación forzada a través del equipo de enfriamiento, dirigido del equipo de enfriamiento hacia al menos las bobinas principales
Tercera Letra: Medio de enfriamiento externo:
A aire
W agua
Cuarta Letra: Mecanismo de circulación para el medio externo:
N convección natural
F circulación forzada [abanicos (enfriado por aire), bombas (enfriado por agua)]
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Tipos de enfriamiento
Aceite-Agua, ConvecciónForzada
OFWFFOW
Aceite-Aire, Convección Natural, Aceite-Aire, Convección Forzada
ONAN/OFAFOA/FOA
Aceite-Aire, Convección Natural y Convección forzada de aire
ONAN/ONAF
OA/FA
Aceite-Aire Convección NaturalONANOA
DescripciónDesignaciónNueva
DesignaciónAntigua
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Curvas De Vida
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Construcción
Tanque
Bobinas
Núcleo
Boquillas
Radiadores
Herrajes
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Nucleos
Material: Acero al Silicio.Función: Confinar el flujo magnético en un camino predeterminado.
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Bobinas
BobinasRectangularesCircularesHelicoidalesDisco
Material: Cobre o Aluminio.Función: Conducir la corriente de la fuente hacia la carga.
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Boquillas
Materiales: Ceramica, Aceite, Carton, Cobre, Bronce, etc.Función: Servir de puente conductor para llevar la corriente del exterior al interior del aparato o viceversa, soportando los niveles de voltaje nominales.
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Radiadores
Materiales: Acero al carbón.Función: Proporcionar una mayor area de disipación de calor al tanque del transformador.
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Accesorios
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Accesorios
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Accesorios
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Accesorios
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Prueba Del RPS
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Probando el Relevador de Presión Súbita.
Lo siguiente se ofrece como un procedimiento para probar un relevador Qualitrol de presión súbita.
1. No es necesario retirar el relevador para ejecutar la prueba.
2. Desenergizar el circuito del relevador de presión súbita.
3. Desconectar el cable del circuito de control en el relevador.
4. Para relevadores montados por un lado del transformador:
4.1 Asegurar que la válvula del relevador está abierta
4.2 Asegurar que todo el aire ha sido purgado del relevador
5. Retire el tapón de 3/8 de la tapa del dispositivo.
6. Instalar una conexión de bronce en curz, un niple, un medidor de presión (5 psi), una bomba de aire manual y tubería de plastico.
7. Conectar un ohmetro, probador de continuidad o una lámpara entre las terminales C & A del receptaculode conexiones del relevador.
8. En los modelos antiguos de relevadores de presión súbita existe un orificio de drenado de 1/8 de pulgada el cual requiere de una instalación de un tapón de hule. Este orificio es para retirar cualquier filtración de aceite de la cámara de diafragmas durante la operación normal.
PRECAUCION: La cámara de los diafragmas debe estar hermética cuando se realiza esta prueba.
Prueba Del RPS
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Proceso de Prueba
1. Colocar la punta del dedo sobre la tubería de plastico en el extremo libre.
2. Apretar en forma repetida el bulbo de la bomba manual para introducir una presión a los
indicadores de registro de:
SERIE DEL RELEVADOR: 900 3.00 a 3.25 psig, 910 2.50 a 2.75 psig
Mantener esta presión por un mínimo de 30 seg.
3. Transcurridos treinta segundos retire rápidamente la punta del dedo del extremo de la tubería de plasticopara una súbita expulsión de aire.
4. Se deben obtener los siguiente resultados:
4.1 Un ohmetro conectado a las terminales C & A debe dar una reacción de deflexion completa.
4.2 Una lámpara o probador de continuidad debe encender
5. Si cualquiera de lo anterior no se presenta, se deberán hacer varios intentos para verificar la operación adecuada.
6. Si no se obtiene una prueba exitosa el relevador es defectuoso y debe ser remplazado.
7. Regrese el dispositivo a Qualitrol
Nota: Este relevador no es reparable en campo, intentos por repararlo en campo pueden resultar en la invalidación de cualquier garantía.
Prueba Del RPS
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8. Para verificar los límites más bajos del relevador espere de 30 a 60 segundos para permitir al relevador que se normalize y se restablezca.
9. Otra vez, coloque la punta del dedo sobre la tubería de plastico en el extremo libre.
10. Apretar en forma repetida el bulbo de la bomba manual para introducir una presión hastalos indicadores de registro de:
SERIE DEL RELEVADOR: 900 1.25 a 1.50 psig, 910 .75 a 1.00 psig
11. Transcurridos treinta segundos retire rápidamente la punta del dedo del extremo de latubería de plastico para una rápida expulsión de aire.
12. Se deben obtener los siguiente resultados:
12.1 Un ohmetro conectado a las terminales C & A no debe tener ningúna deflexion.
12.2 Una lámpara o probador de continuidad no debe encender o brillar.
Nota: Esta última prueba debe ser verificada varias veces para estar seguros del resultado.
Si se observa una desviación o una luz el relevador es defectuoso.
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Accesorios
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Accesorios
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Accesorios
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Accesorios
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Accesorios
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Accesorios
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Cambiador bajo carga
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Equipment Standard Features:
- Finish: light green, flat, styrenated primer
- Oil gauge with low level SPDT contacts
- Provision for pressure relief device
- Drain valve, 1-in. globe with sampler
- Dehydrating breather
- Hand crank with interlocking switch
- Cam switch control: tap changer positionshaft 8 cams, tap changer limit shaft 4 cams
- Position indicator 16 L-N-16 R, 33 positions/32 steps
- Wiring: 12 pt-terminal blocks, PVC-insulatedwire,
preinsulated terminals
- Air compartment heater with thermostat
- Stainless steel inspection door studs
- Vacuum interrupters with monitoring system
- Drive system: single-phase motor, 208-240 V, 1,725 r.p.m.
Cambiador bajo carga
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Cambiador bajo carga
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Cambiador bajo carga
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Cambiador bajo carga
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Cambiador bajo carga
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Cambiador bajo carga
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Cambiador bajo carga
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Cambiador bajo carga
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Cambiador bajo carga
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Cambiador bajo carga
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Cambiador bajo carga
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Cambiador bajo carga
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Cambiador bajo carga
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Cambiador bajo carga
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Cambiador bajo carga
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Accesorios: Aceite
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INTRODUCCON:
Un transformador es probado para verificar,hasta donde es posible, que ha sido adecuadamente diseñado y construido a fin de soportar la carga, mientras que al mismo tiempo resista todas las situaciones peligrosas a la que este expuesto.A los transformadores se les practica una serie de pruebas que se inician en las realizadas a la materia prima, hasta las de mantenimiento.
Pruebas Eléctricas a Transformadores
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Pruebas Eléctricas a Transformadores
Pruebas a la Materia Prima: Se le realizan pruebas preliminares a los materiales que conforman al transformador, estas pruebas las realizan los proveedores y los materiales pasan por un proceso de certificación antes de utilizarse en la planta, dichos materiales son:
Aislantes Sólidos: cintas, papeles, cartones, madera, etc.Líquidos: Aceite mineral, aceite de silicón, fluido Rtemp.Ferromagnéticos: Aceros al silicio de diferente grado eléctrico.Aislamientos y accesorios externos: Boquillas de AT y BT.Materiales conductores: Conductores de cobre y aluminio.Materiales estructurales: Acero y soldaduras.
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Pruebas en fábrica que nos determinan la calidad de su fabricación, así como el estado en que se encuentran para soportar las condiciones normales de operación y las anormales provocadas por condiciones de falla o de sobretensiones de tipo atmosferico. Estas pruebas son:
Resistencia de Aislamiento.Factor de Potencia.Rigidez dieléctrica del aceite.Relación de transformación y polaridad.Resistencia óhomica de los devanados.Potencial AplicadoPotencial InducidoImpulso por descarga atmosféricaPrueba de Temperatura.Prueba de cortocircuito a tensión nominal.
Pruebas Eléctricas a Transformadores
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Pruebas que nos determinan la calidad de servicio, nos ayudan a conocer la eficiencia de trabajo de el transformador, así como su regulación de tensión. Además, el % de Z y % de I de excitación de garantía en caso de que aplique.
Pérdidas de los devanados % de impedancia.Pérdidas en el núcleo y % de corriente de excitación.
Pruebas que nos determinan la calidad de operación del transformador; nos determinan la vida útil del mismo.
TemperaturaHemeticidadDescargas Parciales.
Pruebas Eléctricas a Transformadores
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Pruebas de embarqueFugas de aceite.Reducción de presión.Caída de fuga de vacío.Punto de vacío o punto de condensación.Detección de Impactos.I de excitación.
Pruebas de campoPunto de rocio o condensación.Resistencia de aislamientoFactor de Potencia.Resistencia de los devanados.Relación de transformación.
Pruebas Eléctricas a Transformadores
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Físico-químicas del líquido aislante.Rigidez dieléctrica del aceiteFactor de potenciaGravedad especifica.AcidezTensión Interfacial.Apariencia.Humedad.
Corriente de Excitación.Alambrado externo.
Mantenimiento Preventivo.Punto de rocío.Resistencia de Aislamiento.Factor de potencia.Físico-químicas del líquido aislante.Cromatografía de gases.Prueba de relación.
Pruebas Eléctricas a Transformadores
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Modelo del Aislamiento
Un aislamiento entre dos electrodospuede ser modelado como una red de capacitancia y resistencia en paralelo.
Arreglo fisicoCircuito equivalente
RC
Electrodos
Aislamiento
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Modelo de aislamiento
Circuito equivalente
RC
En este modelo, lacapacitancia (C) representaa la constante dieléctricadel aislamiento.La resistencia (R) toma en cuenta la pequeña corrientede fuga que fluye por el aislamiento debido a su no idealidad.
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Pueba de Resistencia de Aislamientos
Sirve para determinar la cantidad de humedad e impurezas que contienen los aislamientos del transformador, se realiza con un aparato conocido como Megger a una tensión desde 500 a 10000 V durante 10 minutos.
Con las lecturas se obtienen condiciones de aislamiento basadas en la relación de índice de absorción dieléctrica y el índice de polarización .
min1@
min10@
R
RI p
sec15@
min1@
R
RIab
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Resistencia de aislamientos
X0X1X2X3
H1H2H3 L.V.
CABLES
H.V. LEAD
GROUNDTIER
RATRANSFORMADOR
Equipo de medición y prueba
Megaóhmetro Conectadas Juntas entre
1. HV & GRD (Todas las boquillas HV & GRD)2. LV & GRD (Todas las boquillas LV & GRD)
Megaóhmetro Conectadas Juntas entre
1. HV & LV, TV, GRD (Todas las boquillas HV) (Todas las boquillas LV, TV &2. LV & HV, TV, GRD (Todas las boquillas LV) (Todas las boquillas HV, TV &3. TV & HV, LV, GRD (Todas las boquillas TV) (Todas las boquillas HV, TV &4. HV, LV, TV & GRD (Todas las boquillas HV, LV, TV)
Megaóhmetro Conectadas Juntas entre
1. HV ,LV, & TV, GRD (Todas las boquillas HV & LV) (Todas las boquillas TV &2. TV & HV, LV, GRD (Todas las boquillas TV) (Todas las boquillas HV, LV &
Megaóhmetro Conectadas Juntas entre
1. HV ,LV, & GRD (Todas las boquillas HV & LV) (GRD)
D. Autotransformador sin Terciario
C. Autotransformador con Terciario
B. Transformador de Tres devanados
A. Transformador de Dos devanados
Conexiones tipicas para un transformador de 2 devanados
Tabla de conexiones dependiendo del tipo de aparato
Hacer la prueba a 1 min.Medir temperatura del aislamientoCorregir a 20°CMegger de 500, 1000 o 5000 VDC
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Resistencia de aislamientos
MegaómetroEntre
Medida de Resistencia
Temperatura de Aislamiento
x Factor de Corrección
= Resistencia Corregida
1. HV & GRD 2000 Mohms 32ºC x 2 = 4000 Mohms
2. LV & GRD 2500 Mohms 32ºC x 2 = 5000 Mohms
Temperatura de Aislamiento ºC
Val
or
de
Co
rrec
ció
nCorrección por temperatura
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Resistencia de aislamientos
Ejemplo de criterios de aceptación o rechazo
clase de aislamiento
kVMegaohoms
clase de aislamiento
kVMegaohoms
1.2 32 92 24802.5 68 115 31005 135 138 3720
8.7 230 161 435015 410 196 530025 670 230 6200
34.5 930 287 775046 1240 345 930069 1860
Resistencia mínima de aislamiento de un transformador en aceite a 20 °C 1 min 1000 volts prueba
Condiciones Relación 60/30 seg. Relación 10/1 minPeligro ------ menos 1Pobre menos de 1.1 1-1.5Dudoso 1.1-1.25 1.5-2Regular 1.25-1.4 2.0-3.0Bueno 1.4-1.6 3.0-4.0Excelente arriba de 1.6 arriba de 4
Condiciones de aislamiento basadas en la relación de índice de absorción dieléctrica y de índice de polarización
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Factor de disipación de los aislamientos
El objetivo principal de la prueba es verificar el grado promedio de sequedad que contienen los materiales aislantes. v
Ic
IIw
Factor de disipación Factor de potencia
Criterios de aceptación
Factor de potencia <= 0.5 a 20 °C, si la prueba se
realiza a otra temperatura es necesario corregir con
referencia a 20 °C
Ic
Ir)tan(
I
Ir)cos(
Circuito equivalente
RC IrIc
I
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Pruebas fisico quimicas del liquido aislante.
La Sociedad Americana de Pruebas y Materiales (ASTM por sus siglas en ingles), lista 33 propiedades y 55 metodos de prueba en su estandarD-117, Practicamente, hay 10 pruebas significativas que pueden proveer informacion acerca de las condiciones del aceite en un transformador en operacion, y ninguna de estas pruebas de manera separada, pueden ser por si mismas un indicador confiable de lascondiciones del aceite. Las diez pruebas que se mencionan son:
Rigidez Dielectrica,Numero de Neutralizacion,Tension Interfacial,Color,Contenido de Humedad, Gravedad Especifica, Inspeccion Visual, Sedimentos, Factor de Potencia y Analisis de Gases disueltos en el aceite mediante Cromatografia.
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Pruebas fisico quimicas del liquido aislante.
NUEVE PRUEBAS DE CAMPO ASTM RECOMENDADAS PARA ACEITEMINERAL PARA TRANSFORMADORES EN SERVICIO (*)
MÉTODO ASTM CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE
RESULTADOS
LÍMITES PROMEDIO PARA USO CONTINUO
INFORMACIÓN OBTENIDA DE LA
PRUEBA
D877 Y D 1816Rigidez deléctrica
Aceite NuevoArriba de 30 kv
25 kv (D877)20 Kv (D1816)
mínimo
Contaminantes conductivos presentes en el aceite, como residuos metálicos, fibras, o agua.
D974Número de Neutralización
Miligramos de Hidróxido de Potasio, que se requiere para neutralizar 1 gramo de aceite, aceite nuevo: 0.03 o menos
0.10 mg of KOH/g como un máximo
Acidez presente en el aceite
D971Tensión Interfacial
Dinas por centímetros de aceite nuevo: 40 o más
27 dinas/cm como un mínimo
Presencia de sedimentos en el aceite
D1524 Color Comparada contra la escala índice de color de 0.5 (nuevo) a 8.0 (el peor caso)
2.7 (máximo) Un cambio notable de un año a otro indica problemas
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D1533Contenido de Humedad
Abajo de 25 PPM, un equipo nuevo de media potencia (**)
35 PPM, 69 kv y menores,25 PPM, 69 Kv 288 Kv20 PPM, mayores de 345KV máximo (***)
Revela el contenido total de agua, fugas o deterioro de la celulosa
D1298Gravedad específica
Aproximadamente 0.875 para aceite nuevo
---Es una revisión rápida de la presencia de contaminantes
D1524Evaluación Visual de transparencia/opacidad
El aceite bueno es claro y brillante, no es obscuro Claro
La obscuridadindica la presencia de humedad y otros contaminantes
D1698Sedimento
Ninguno/ligeroModeradoAbundante
---Indica deterioración y/o contaminación del aceite
D924Factor Potencia
Aceite Nuevo:0.05% o menos
0.70% máximoRevela la presencia de humedad, resinas, barnices y contaminantes en el aceite
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CLASIFICACION MYERS DE ACEITES DE TRANSFORMADOR
No Se considera(n): NN TIF I.C.A. Color
1 Buenos aceites 0.00-0.10 30.0-45.0 300-1500 Amarillo Palido
2 Aceites Tipo A 0.05-0.10 27.1-29.9 271-600 Amarillo
3 Aceites Marginales 0.11-0.15 24.0-27.0 160-318 Amarillo Brillante
4 Aceites Malos 0.16-0.40 18.0-23.9 45-159 Ambar
5 Aceites Muy Malos 0.41-0.65 14.0-17.9 22-44 Cafe
6 Aceites Malos en 0.66-1.50 9.0-13.9 6-21 Cafe Oscuro
Extremo
7 Aceites en Condi- 1.51 o mas ----------- ----------- Negro
ciones Desastro-
sas.
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Un cambio marcado en el color de un periodo de muestreo a otro tiene un cierto significado. Como regla de dedo, una vez que el aceite del transformador pasa de los amarillos a los ambares y los cafes, el aceite se ha degradado al punto en el que el sistema de aislamientos ha sido seriamente afectado. Los cambios de color radicales pueden ser causados por:
Problemas electricos.Compuestos de boquillas.Polimeros o varnices sin curar.Respiraderos a la atmosfera.Aceite nuevo en un transformador sucio.Aceite que ha sido recuperado.
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Cromatografia de gases
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Cromatografia de gases
Hidrógeno* H2
Monóxido de Carbono* CO
Metano* CH4
Etileno* C2H4
Etano* C2H6
Acetileno* C2H2
Dióxido de Carbono CO2
ppm / %
248.42
26.58
Análisis Cromatográfico de Gases
GAS Unidad Valores Obtenidos Valores de Aceptación
9.4%
ppm / %
0.68
6.95
1512.42ppm / %
ppm / %
máx----------
0.2%
11000
2.0%
ppm / % 0 15
2.5%
0.0% máx
Lectura Anterior
4.7%
85.0%
8.1%
----------
22.87
417.59
39.94
2322.3
0.2%1
9.93
0 0.0%
50
máx
15 máx
60
máx
máx
1000 máx
ppm / % 2000 0.0%
ppm / % 87.9%
22.87
417.59
39.94
1 9.93 00
248.42
26.580.68 6.95 0
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
H2 CO CH4 C2H4 C2H6 C2H2
pp
m Anterior
Ultima
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Cromatografía de gases
4.- Relaciones de Dörenburg.
Metano
---------------- = ---------------- =
Hidrógeno
Acetileno
---------------- = ---------------- =
Metano
Acetileno
---------------- = ---------------- =
Etileno
Etano
---------------- = ---------------- =
Acetileno Zona de la gráfica: Relacion de acetileno-metano no graficable
0
26.58
ND
0.000
0
0.000
26.58
6.95
ND
0
0
0.680.010
0.100
1.000
10.000
100.000
0.001 0.010 0.100 1.000 10.000 100.000 1000.000
Termico
Arqueo
CoronaC
H4
/ H
2
C2H2 / C2H4
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Cromatografía de gases
5.- Triángulo de Duval
100 XX = Metano = %CH4 = -------------- = ---------------- =
Y = Etileno = X + Y + Z
Z = Acetileno =
100 YZona de la gráfica: c %C2H4 = -------------- = ---------------- =
Descargas parciales. X + Y + Z
100 Z%C2H2 = -------------- = ---------------- =
X + Y + Z
97.506
0
0.68
26.582658
27.26
27.26
2.4945
00
27.26
68
a
b
f
d
e
c
%C2H4
%C2H2
%CH4
0
100
100
100
00
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Cromatografía de gases6.- Código de Roger
Código Código
Metano Etileno
--------------- = ---------------- = ## --------------- = ---------------- = 0
Hidrógeno Etano
Etano Acetileno
--------------- = ---------------- = 0 --------------- = ---------------- = 0
Metano Etileno
Diagnóstico: ##
0
26.58
#DIV/0!
6.95
0.2615
26.58
0
0.68
0.68
0.0978
6.95
0
Deterioro normal.
Descarga parcial.
Ligero sobrecalentamiento < 150 C.
Ligero sobrecalentamiento < 150 C.
Sobrecalentamiento de 150 a 200 C.
Sobrecalentamiento de 150 a 200 C.
Sobrecalentamiento de 200 a 300 C.
Corrientes circulantes en el devanado.
Corrientes circulantes en núcleo y tanque. Uniones sobrecalentadas.
Descarga no sostenida.
Descarga parcial con descarga superficial.
Descarga parcial con descarga superficial.
Centelleo continuo.
Arqueo sostenido.
Arqueo sostenido.
Arqueo sostenido.
Arqueo sostenido.
0000
5000
1000
2000
1100
2100
0100
5002
0022
0011
1010
1020
0001
0012
0021
0022
5001
metano/hidrogeno etileno/etano
min max codigo min max codigo
0 0.1 5 1 0 1 0
0.1 1 0 0 1 3 1
1 3 1 0 3 10000 2
3 10000 2
etano/metano acetileno/etileno
0 1 0 1 0 0.5 0
0 3 10000 2
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Cromatografía de gases7.- Nomograma de Church.
Hidrógeno
--------------- = ---------------- =
Acetileno
Acetileno
--------------- = ---------------- =
Etano
Etano
--------------- = ---------------- =
Hidrógeno
Hidrógeno
--------------- = ---------------- =
Metano
Metano
--------------- = ---------------- =
Acetileno
Acetileno
--------------- = ---------------- =
Etileno
Monóxido de Carbono
-----------------= ---------------- =
Dióxido de Carbono
0
ND
0
0
0.00
6.95
0.68
248.42
26.58
26.58
ND
0
0
6.95
ND
0
0.00
0.16
0
1512.42
0.00
H2 C2H2C2H6 H2 CH4 C2H2 C2H4 CO CO2
10
10^2
10^3
10^4
10^5
10^6
10
10^2
10^3
10^4
10^5
10
10^2
10^3
10^4
10^5
10
10^2
10^3
10^4
10^5
10^6
10
10^2
10^3
10^4
10^5
10^6
10
10^2
10^3
10^4
10^5
10
10^2
10^3
10^4
10^5
10^6
10
10^2
10^3
10^4
10^5
10^2
10^3
10^4
10^5
10^6
A
D&P
P
D&P
A
A
P
P
A
A
P &D
P
A
A = Arque o P = P irolisis D = De sc a rga P a rc ia l
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Relación de Transformación y Polaridad
El objetivo de la prueba de relación de transformación es la determinación de la relación entre el numero de vueltas del devanado primario y el secundario, es decir, nos determina si la tensión suministrada puede ser transformada por la tensión deseada.
El objetivo de la prueba de polaridad es determinar el desplazamiento angular expresado en grados entre el vector que representa la tensión de línea a neutro de una fase del primario y el vector que representa la tensión de línea a neutro en la fase correspondiente al secundario.
a = Relación de transformación
P
S
S
P
S
P
I
I
N
N
V
Va
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Relación de Transformación
Principio de operación del TTR
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Relación de TransformaciónEl T.T.R., es un instrumento práctico y preciso para analizar las condiciones de los transformadores en los siguientes casos:
Medición de transformación de 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 incipientes.Identificación de espiras en corto-circuito
Criterios de aceptación
%5.0%%5.0
100Re
%
dif
xcoValorTeori
alValorcoValorTeoridiferencia
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Resistencia ohmica de los devanados
Esta prueba nos sirve para comprobar que todas las conexiones internas efectuadas en los devanados y guías fueron sujetadas firmemente, así como también obtener información para determinar las pérdidas de cobre (I2R) y calcular la temperatura de los devanados en la prueba de temperatura.Un método usado para realizar esta prueba es el de caída de potencial
Conexión para la medición de la resistencia ohomica del devanado por el método de caída de potencial
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Resistencia ohmica de los devanados
La resistencia de los devanados es generalmente referida a la temperatura de operación a plena carga por medio de la siguiente ecuación:
RT1= Resistencia referida a la temperatura T1
RT2= Resistencia medida a la temperatura T2
T2 = Temperatura del devanado en el momento de la medición de la resistencia RT2, en °C.TA = Cte. de temperatura de resistencia cero. Cu=234.5, Al=225T1 = Temperatura de operación en °C, i es determinada por la ecuación; T1 = DT+20 °C, donde DT = elevación total de temperatura del transformador.
Rfase= monofásico: medición obtenida.Trifásico estrella: medición obtenida (fase-neutro).Trifásico delta: 2/3 de la resistencia obtenida.
2
121 TT
TTRR
A
ATT
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Prueba de potencial aplicado
Consiste en verificar que la clase y cantidad de material aislante sean las adecuadas , con objeto de asegurar que el transformador resistirá los esfuerzos eléctricos a los que se verá sometido durante su operación.La prueba se efectúa aplicando una tensión a 60 Hz. Durante un minuto, iniciandose con un valor no mayor de un cuarto del establecido como tensión de prueba (ver tabla), posteriormente se alcanzará el voltaje requerido en un tiempo aproximado de 15 seg y luego se reducirá gradualmente hasta alcanzar por lo menos el un cuarto de la tensión máxima aplicada.
clase de aislamiento kV
Tensión de prueba kV
1.2 102.5 155 19
8.7 2615 3425 50
34.5 7046 9569 14092 182115 230138 275161 325196 395230 460315 630400 800430 860
Valores de prueba de acuerdo al nivel de aislamiento
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Prueba de Potencial Inducido
Esta prueba consiste en probar si el aislamiento entre vueltas, capas y secciones de los devanados del transformador es de la calidad requerida, así como verificar el aislamiento entre bobinas y devanados y tierra. La prueba es a doble de tensión nominal y hasta completar 7200 ciclos.
Circuto trifasico de prueba de un transformador conectado en delta en AT, por lo que su aislamiento es uniforme.
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Prueba de Potencial Inducido
Tiempo establecido por la normas ANSI C57-12 para la prueba de potencial inducido.
18400
20360
30240
40180
60120
seg.Hz
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Prueba de Potencial Inducido
Criterios de aceptación o rechazo.Incremento brusco de la corriente: cuando sucede esto existe la evidencia de falla en el devanado, ya sea entre vueltas o entrecapas.Ruidos dentro del tanque: si se presenta un ruido fuerte en el interior del tanque, la falla posible pude 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 distancias criticas o por la existencia de humedad.Humo y burbujas: Esto es prueba inequivoca de falla entre vueltas o entrecapas del devanado. Cuando se presentan algunas burbujas sin humo, no es posible asegurar la existencia de falla, ya que las burbujas pueden haber estado ocluidas entre el devanado.
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Es verificar que los aislamientos que componen el transformador sean capaces de soportar un impulso de tensión de igual magnitud al Nivel Básico de Aislamiento al Impulso (NBAI) que son generadas por cargas atmosfericas.
Objetivo de la prueba de Impulso
N.B.A.I. (NOM-J 284)
Tensión nominal del sistema ( kV)
1.25.01525
34.54669115230400500
N.B.A.I. kV4575110150200250350550
1 0501 5501 675
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% DE TRANSFORMADORES FALLADOS EN REDES DE CFE EN 1993
0.575%Defectos de fabricación
1.56%Reparaciones defectuosas
5.45%Vandalismo
6.56%Bajo nivel de aislamiento
10.92%Sobrecarga
12.23%Falla por hermeticidad
30.25%Corto-circuito
32.43%Tensión de impulso de rayo
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Historia sobre la Prueba de Impuso1930: Surgen los primeros laboratorios que simulaban las tensiones de impulso por rayo1937: Se establecen en U.S.A. los N.B.A.I. (BIL), estandarizados por un subcomité de coordinación de aislamientos del AIEE1955: Se elaboró la guía de pruebas de impluso1980: Los fabricantes de U.S.A. ofrecen la prueba de impulso en transformadores de distribución como arma de ventas1993: En la norma IEEE (ANSI) std. C57.12.00 establece como una obligación para todos los transformadores de distribución, la prueba de impulso de rayo como prueba de rutina y calificándola como prueba de control de calidad.
Capítulo: 10 std. C57.12.90 (metodología de la prueba)Inciso: 10.4Título: Rutine Impulse Test for Distribution Transformers
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Formas de onda de impulso
Las pruebas de impulso son hechas con formas de onda que simulan aquellas que se presentan en servicio durante la vida del transformador:
Frente de OndaOnda Completa
Reducida Plena
Onda Cortada
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Frente de Onda
Si una descarga atmosférica severa golpea muy cerca al transformador seguramente el voltaje de la descarga se incrementará abruptamente hasta que se produce un arqueo, causando un repentino cambio en la tensión colapsándola a cero.
F re n te d e O n d a
T ie m p o (s e c )
Te
ns
ion
(V
)
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Onda Completa
Si una descarga atmosférica viaja a lo largo de una línea de transmisión antes de alcanzar un transformador, su forma de onda se aproxima a la onda completa como se muestra en la figura. Esta forma de onda se define con dos parámetros: tiempo para alcanzar el valor de máximo de tensión y el tiempo que tomaen reducir hasta la mitad del valor máximo de la tensión. Así una onda típica que crezca en 1.2 micro segundos y decaiga hasta la mitad en 50 micro segundos se define como una de 1.2 x 50.
O nda C omple ta
Tiem po (sec )
Te
ns
ion
(V
)
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Onda Cortada
Si esta onda de tensión viaja por la línea y algún aislante falla después de que el valor máximo de tensión ha sido alcanzado, éste provoca que la tensión se desplome a cero. A esta se le llama una onda cortada
O n d a C o r ta d a
T ie m p o (s e c )
Te
ns
ion
(V
)
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Impacto de las formas de onda en el transformador
Frente de Onda. Por su muy alta amplitud produce altas tensiones de devanado a tierra. Esto combinado con su rápido cambio de tensión en el frente y el arqueo produce una alta tensión de vuelta a vuelta y de sección a sección cerca del final de la línea de devanado.
Onda Cortada. Debido a su gran amplitud, esta produce altas tensiones al final de la línea de devanado; debido al rápido cambio de tensión seguido del arqueo del gap de prueba, este produce altos esfuerzos entre vuelta y vuelta y de sección a sección.
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Onda Completa. Debido a su relativa larga duración causa oscilaciones mayores a desarrollarse en el devanado y esfuerzos consecuentes no solo en el aislamiento de vuelta a vuelta y de sección a sección a través del devanado, sino también desarrolla relativa alta tensión a través de largas porciones del devanado y entre devanado y tierra.
F o rm a d e o n d a d e T e n s ió n
0
1 0
2 0
3 0
4 0
5 0
6 0
0
1.4
2.8
4.2
5.6 7
8.4
9.8
11.3
12.7
14.1
15.5
16.9
18.3
19.7
21.2
22.6 24
25.4
26.8
28.2
29.6 31
32.5
33.9
35.3
36.7
38.1
39.5
40.9
42.4
43.8
45.2
46.6 48
49.4
50.8
52.2
T ie m p o e n s
Ten
sió
n e
n K
V
5 0 %
T f
T h
1 .2
s ± 3 0 %5 0 s ± 2 0 %
1 0 0 %
A m p litu dT e n s ió n d e p ru e b a ± 3 %
Impacto de las formas de onda en el transformador
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s s s 18 s 3600 s
Prueba de Tensión de Impulsopor Rayo (Frente de Onda)
Prueba de Tensión de Impulsopor Rayo (Onda Cortada)
Prueba de Tensión de Impulso por Rayo (Onda Completa)
Prueba de Potencial Inducido
Prueba de Potencial Inducido(larga duración)
Prueba de Tensión de Impulso por Maniobra
s
TENSION EN kV
TIEMPO
Tensión nominal deltransformador (25 años)
TENSIONES MAXIMAS EN LA VIDA DE UN TRANSFORMADORSIN AFECTAR SUS CARACTERISTICAS DE OPERACION
8.4 veces la tensión nominal
5.5 veces la tensión nominal
5 veces la tensión nominal
4 veces la tensión nominal
2 veces la tensión nominal
1.5 veces la tensión nominal
Niveles de tensión
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Control de formade onda
Circuito demedición
R R
R
R
R
CC
C
L
SG L
H2
H3H1
X2
X1
X3
Detectorde corriente
Osciloscopio oMicroprocesador
Canal 1 Canal 2
X0
CONEXION ESTANDAR PARA TRANSFORMADORES DELTA - ESTRELLA
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CONEXION ALTERNA PARA TRANSFORMADORES DELTA-ESTRELLA (FASE 1)
Control de formade onda
Circuito demedición
R R
RR
R
CC
C
L
SG LH2
H3H1
X2
X1
X3
Detectorde corriente
Osciloscopio oMicroprocesador
Canal 1 Canal 2
X0
ANSI / IEEE C57.98
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Control de formade onda
Circuito demediciónR R
RR
R
CC
C
L
SG L
H2
H3H1
X2
X1 X3
Detectorde corriente
Osciloscopio oMicroprocesador
Canal 1 Canal 2
CONEXION PARA TRANSFORMADORES ESTRELLA - ESTRELLA
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Otras pruebas importantes
PruebasPerdidas de cobre.Perdidas de hierro.Resistencia de aislamiento del núcleo.Factor de potencia de boquilla (capacitivas).Corriente de excitación.Circuitos de control.