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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA

MECÁNICA Y ELÉCTRICA

DISEÑO DEL SISTEMA DE AISLAMIENTO INTERNO

DE UN TRANSFORMADOR REDUCTOR DE

SERVICIOS PROPIOS Y AUXILIARES QUE

OPERARÁ A UNA TENSIÓN DE 69 KV/127 V A UNA

CAPACIDAD DE 50 KVA

TESIS

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:

INGENIERO ELÉCTRICISTA

PRESENTA

ANGEL RODRIGO HERNÁNDEZ SANTIAGO

ASESOR TÉCNICO: M. C. EMILIO II CARRANZA ARTEAGA

ASESOR METODOLÓGICO: ING. VALENTINA CASTILLO LOPEZ

MÉXICO, D.F. 2013

AGRADECIMIENTOS

A mis padres Angel y Julia que sin su apoyo constante no sería la persona que soy actualmente, a

mi hermana Andrea por brindarme su gran apoyo e incontables momentos de risas.

Al profesor Emilio II el cual me indujo en este camino del conocimiento y dedicación.

"La vida es y siempre seguirá siendo una ecuación incapaz de resolver, pero tiene ciertos factores

que conocemos"

Nikola Tesla

ÍNDICE

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .......................................................................................................... I

OBJETIVO ...................................................................................................................................................... II

OBJETIVOS ESPECIFICOS............................................................................................................................ II

JUSTIFICACIÓN ........................................................................................................................................... III

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................................... IV

CAPÍTULO I

MATERIALES AISLANTES UTILIZADOS EN EL TRANSFORMADOR

1.1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................................ 8

1.2 AISLANTES LÍQUIDOS ............................................................................................................................. 9

1.2.1 EL ACEITE ........................................................................................................................................... 9

1.3 AISLANTES SÓLIDOS ............................................................................................................................. 15

1.3.1 EL PAPEL .......................................................................................................................................... 15

1.2.2 PAPEL IMPREGNADO CON ACEITE ........................................................................................... 17

1.2.3 EL CARTÓN (PRESSBOARD) ....................................................................................................... 20

CAPÍTULO II

AISLAMIENTOS INTERNOS DEL TRANSFORMADOR

2.1 ASPECTOS GENERALES ...................................................................................................................... 23

2.2 TIPOS DE AISLAMIENTOS INTERNOS ............................................................................................... 24

2.2.1 AISLAMIENTO ENTRE VUELTAS ................................................................................................. 24

2.2.2 AISLAMIENTO ENTRE CAPAS ..................................................................................................... 25

2.2.3 AISLAMIENTO PRINCIPAL ............................................................................................................ 25

2.2.4 AISLAMIENTO FINAL ...................................................................................................................... 26

2.3 PRUEBAS APLICADAS A LOS AISLAMIENTOS INTERNOS DEL TRANSFORMADOR ............. 27

2.3.1 PRUEBA DE TENSIÓN DE IMPULSO POR MANIOBRA .......................................................... 27

2.3.2 PRUEBA DE TENSIÓN DE IMPULSO POR RAYO .................................................................... 28

2.3.3 PRUEBA A BAJA FRECUENCIA ................................................................................................... 29

2.3.4 PRUEBA DE TENSIÓN APLICADA ............................................................................................... 29

2.3.5 PRUEBA DE TENSIÓN INDUCIDA ............................................................................................... 31

2.3.6 FACTOR DE POTENCIA DE LOS AISLAMIENTOS DEL CONJUNTO ................................... 33

2.3.7 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO ................................................................................................ 33

2.4 PROCESOS DE MANUFACTURA DE LOS AISLAMIENTOS DEL TRANSFORMADOR ............. 34

2.4.1 PROCESO DE SECADO ................................................................................................................. 36

2.4.2 PROCESO DE VACÍO ..................................................................................................................... 37

2.4.3 PROCESOS DE LLENADO E IMPREGNACIÓN ........................................................................ 38

CAPÍTULO III

DISEÑO DEL SISTEMA DE AISLAMIENTO DEL TRANSFORMADOR REDUCTOR DE SERVICIOS

PROPIOS Y AUXILIARES

3.1 GENERALIDADES ................................................................................................................................... 41

3.2 CORRIENTES EN LOS DEVANADOS Y CALIBRES DE LOS CONDUCTORES ........................... 42

3.3 ESPIRAS PRIMARIAS Y SECUNDARIAS ............................................................................................ 44

3.4 CÁLCULO DE LA SECCIÓN TRANSVERSAL DEL NÚCLEO ........................................................... 45

3.5 CÁLCULO DE LA DISTANCIA DIELÉCTRICA ENTRE EL DEVANADO DE BAJA Y DE ALTA

TENSIÓN (EBA) .............................................................................................................................................. 46

3.6 DIMENSIONAMIENTO DE LOS DEVANADOS DE ALTA Y BAJA TENSIÓN ................................. 48

3.6.1 DEVANADO DE BAJA TENSIÓN .................................................................................................. 49

3.6.2 DEVANADO DE ALTA TENSIÓN .................................................................................................. 52

3.7 DIMENSIONES DE LAS ARCADAS ...................................................................................................... 54

3.8 RESULTADOS .......................................................................................................................................... 56

3.8.1 VISTA FÍSICA DEL DEVANADO DE BAJA TENSIÓN ............................................................... 57

3.8.2 VISTA FISICA DE LA PARTE ACTIVA DEL TRANSFORMADOR .......................................... 58

CONCLUSIONES ......................................................................................................................................... 60

GLOSARIO ................................................................................................................................................... 62

BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................................ 65

ANEXOS ....................................................................................................................................................... 66

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 1. ACEITE MINERAL UTILIZADO EN TRANSFORMADORES (NUEVO Y VIEJO). ............................................. 12

FIGURA 2. VARIACIÓN DE LA RIGIDEZ DIELÉCTRICA EN FUNCIÓN DE LA HUMEDAD CONTENIDA. .......................... 13

FIGURA 3. PAPEL UTILIZADO COMO AISLAMIENTO ENTRE CAPAS DE DEVANADOS................................................ 17

FIGURA 4. EFECTO DE LA HUMEDAD SOBRE LA RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL PAPEL IMPREGNADO CON ACEITE A

TEMPERATURA CONTROLADA. ....................................................................................................................... 18

FIGURA 5. ESTADOS DE EQUILIBRIO DE LA HUMEDAD CONTENIDA EN EL ACEITE Y PAPEL A DIFERENTES

TEMPERATURAS. ............................................................................................................................................ 19

FIGURA 6. CARTÓN UTILIZADO COMO MATERIAL AISLANTE ENTRE DEVANADOS DEL TRANSFORMADOR. ............ 21

FIGURA 7. EJEMPLOS DE ASILAMIENTO ENTRE VUELTAS EN UN TRANSFORMADOR. ............................................ 24

FIGURA 8. AISLAMIENTO ENTRE CAPAS DE UN TRANSFORMADOR, LA SEGUNDA FIGURA MUESTRA CLARAMENTE

LA SEPARACIÓN DE CADA DEVANADO. ........................................................................................................... 25

FIGURA 9. AISLAMIENTO ENTRE DEVANADOS, COMPUESTO DE ACEITE Y CARTÓN. ............................................. 26

FIGURA 10. AISLAMIENTO FINAL DEL TRANSFORMADOR, COMO PUEDE OBSERVARSE ES EL ESPACIO ENTRE EL

FINAL DEL DEVANADO Y EL TANQUE. ............................................................................................................. 26

FIGURA 11. DIAGRAMA FÍSICO PARA LA PRUEBA DE TENSIÓN APLICADA. ............................................................. 31

FIGURA 12. DIAGRAMA ELÉCTRICO PARA LA PRUEBA DE POTENCIAL INDUCIDO. ................................................. 32

FIGURA 13. PROCESO SIMPLIFICADO DE MANUFACTURA DE TRANSFORMADORES. ............................................. 35

FIGURA 14. CONJUNTOS NÚCLEO-BOBINA SOMETIDOS AL PROCESO DE SECADO. .............................................. 36

FIGURA 15. TRANSFORMADOR REDUCTOR DE SERVICIOS PROPIOS Y AUXILIARES EN PROCESO DE

IMPREGNACIÓN, LAS PEQUEÑAS MANGUERAS SE ENCARGAN DE INYECTAR UNA PEQUEÑA CANTIDAD DE

ACEITE AL TRANSFORMADOR. ........................................................................................................................ 39

FIGURA 16. ANCHO DE LÁMINA Y ESPESOR DEL NÚCLEO...................................................................................... 45

FIGURA 17. AISLAMIENTO PRINCIPAL DEL TRANSFORMADOR. .............................................................................. 48

FIGURA 18. ARREGLO EN PARALELO DE LAS DOS BOBINAS QUE CONFORMAN AL DEVANADO DE BAJA TENSIÓN.49

FIGURA 19. DIMENSIONES GENERALES DE UNA DE LAS ARCADAS. ...................................................................... 54

FIGURA 20. DIMENSIONES DEL NÚCLEO DEL TRANSFORMADOR. .......................................................................... 55

FIGURA 21. ARREGLO GENERAL DE LA PARTE ACTIVA DEL TRANSFORMADOR. .................................................... 56

FIGURA 22. ARREGLO FÍSICO DEL DEVANADO DE BAJA TENSIÓN.......................................................................... 57

FIGURA 23. PARTE ACTIVA DEL TRANSFORMADOR (CONJUNTO ALTA Y BAJA TENSIÓN). ..................................... 58

FIGURA 24. VISTAS SUPERIOR Y FRONTAL DE LA PARTE ACTIVA DEL TRANSFORMADOR. .................................... 59

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Clasificación de los aceites minerales ..................................................................................... 10

Tabla 2. Tensiones de prueba establecidos por la IEEE para transformadores sumergidos en aceite de

acuerdo a su nivel de aislamiento. ..................................................................................................... 27

Tabla 3. Tiempos para la prueba de potencial inducido en función de la frecuencia de acuerdo a las

normas ANSI C57-72. ........................................................................................................................ 28

Tabla 4. Datos de valores nominales del transformador ....................................................................... 36

Tabla 5. Tensiones nominales primarias y secundarias ........................................................................ 37

Tabla 6. Resultados de corrientes y secciones transversales de los conductores de AT y BT ............ 38

Tabla 7. Resultados de las espiras primarias y secundarias ................................................................. 39

Tabla 8. Área neta, área física y espesor del núcleo. ............................................................................ 41

Tabla 9. Distancia dieléctrica entre el devanado de baja y alta tensión. ............................................... 42

Tabla 10. Dimensiones generales del devanado de baja tensión ......................................................... 46

Tabla 11. Alturas axial y radial del devanado de baja tensión. .............................................................. 46

Tabla 12. Dimensiones generales del devanado de alta tensión. ......................................................... 48

Tabla 13. Alturas axial y radial del devanado de alta tensión. ............................................................... 49

Tabla 14. Dimensiones generales de las arcadas que conforman al núcleo del transformador. .......... 50

I

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El fundamento en el diseño de los transformadores se realiza a partir de las ecuaciones

que describen su principio de funcionamiento, estos diseños se basan en las leyes de

Faraday, ley de Ampere y todas aquellas leyes referentes a campos electromagnéticos

y campos eléctricos estáticos, así como las ecuaciones de Maxwell referentes a

electromagnetismo.

El diseño de estas máquinas es realizado a través de formulaciones que arrojan

resultados aceptables, dando de esta forma un diseño óptimo del transformador.

Específicamente, el diseño del sistema de aislamiento interno de la máquina, es un

factor se suma importancia, puesto que este sistema es uno de los más importantes,

ya que para tensiones muy elevadas se requiere un dimensionamiento dieléctrico

adecuado internamente, pues esto evitará fallas por rompimiento dieléctrico que

conllevan a descargas parciales dentro del transformador y por consiguiente una falla

total de la máquina.

Hoy en día existen procesos de diseño con un alto grado de exactitud que se basan

en métodos numéricos, los cuales dan una mayor precisión en el cálculo del diseño

optimo del transformador, la aplicación de los métodos numéricos a las leyes que rigen

el funcionamiento de la máquina dará como resultado un correcto análisis de los

fenómenos físicos involucrados en el transformador.

El correcto diseño del sistema de aislamiento interno del transformador, dará como

resultado un dimensionamiento dieléctrico óptimo y adecuado para la tensión a la que

operé la máquina, brindando una alta confiabilidad contra fallas por rompimiento

dieléctrico y descargas parciales que pudieran presentarse en la máquina.

II

OBJETIVO

Se diseñará el sistema de aislamiento interno de un transformador de servicios propios

y auxiliares que operará a una tensión de 69 𝑘𝑉/127 𝑉 con una capacidad de 50 𝑘𝑉𝐴,

partiendo del diseño elemental del transformador.

OBJETIVOS ESPECIFICOS

Conocer los materiales aislantes utilizados como aislamientos internos en un

transformador, así como sus propiedades dieléctricas que estos poseen.

Visualizar la aplicación de los materiales aislantes en la conformación del

sistema de aislamiento interno de un transformador.

Conocer las pruebas dieléctricas a las que son sometidos los materiales

aislantes de un transformador.

Aplicar los conocimientos básicos para el cálculo de la parte activa de un

transformador y realizar consideraciones de diseño en el cálculo del mismo.

Determinar las distancias dieléctricas específicas a partir de pruebas y cálculos

en función de los materiales aislantes utilizados.

III

JUSTIFICACIÓN

El correcto diseño de un transformador involucra una serie de procesos referentes a

su manufactura, uno de los cuales y por supuesto muy importante es el sistema de

aislamiento interno del mismo, pues este tiene dos tareas principales dentro del

transformador, proporcionar un enfriamiento a la máquina y proporcionar un

aislamiento interno entre devanados, entre capas y de cada devanado al tanque del

transformador.

Por supuesto el aislamiento interno del transformador, involucra necesariamente

distancias dieléctricas entre cada elemento del mismo (devanados, conductores,

tanque), el cálculo de estas distancias dieléctricas es de suma importancia, pues estas

determinan la separación correcta entre los elementos activos involucrados dentro del

transformador, proporcionando una correcta distancia dieléctrica para que no exista

una falla entre estos elementos, estas fallas provocan básicamente un rompimiento

dieléctrico el cual conlleva a una descarga parcial dentro del transformador, dañando

los elementos internos de la máquina.

El sistema de aislamiento interno de un transformador reductor para servicios propios

y auxiliares en comparación con el de un transformador de distribución de uso

cotidiano es en esencia diferente, pues el primero reduce la tensión desde 69 kV a 127

V lo que origina por diseño que su forma sea más robusta, consecuencia del sistema

de aislamiento interno de este transformador, ya que requiere suficientes materiales

aislantes para su diseño (papeles, cartones, ductos de aceite) para que la máquina

pueda soportar los esfuerzos eléctricos producidos por la alta tensión a la que opera

el transformador. Evitando de esta forma a través del correcto dimensionamiento

dieléctrico de la máquina, rompimientos dieléctricos que conlleven a descargas

parciales que propicien una falla segura en el transformador.

IV

INTRODUCCIÓN

Los tipos de materiales aislantes utilizados principalmente en un transformador son el

papel, el cartón y el aceite, estos materiales utilizados como aislantes internos en la

máquina deben tener ciertas características químicas, mecánicas y eléctricas que

proporcionen un aislamiento fiel a los componentes internos del transformador, de

igual forma deben de soportar los esfuerzos mecánicos y eléctricos que llegaran a

presentarse.

Los procesos de manufactura a los que son sometidos estos materiales aislantes

tienen una gran importancia, pues garantizan el mejor funcionamiento del sistema de

aislamiento del transformador, dichos procesos son: proceso de secado, proceso de

vacío y proceso de llenado e impregnación. Cada uno de ellos conlleva un determinado

tiempo el cual debe estar acorde al proceso de manufactura de la máquina,

involucrando el tiempo de producción de la empresa que se dedique al diseño de

transformadores. Cada proceso de manufactura al sistema de aislamiento tiene una

metodología que debe ser llevada tal cual, pues se exigen ciertos requerimientos para

lograr estos procesos.

Considerando los tipos de materiales aislantes y sus propiedades químicas, mecánicas

y eléctricas, dentro del diseño del sistema de aislamiento interno del transformador,

así como los procesos de manufactura a los que son sometidos, se realizará el diseño

dieléctrico (sistema de aislamiento) correspondiente a un transformador reductor de

servicios propios y auxiliares de 69 kV/127 V con una capacidad de 50 kVA, calculando

las distancias dieléctricas internas del transformador a través de un diseño analítico,

el cual prácticamente representa el diseño eléctrico básico de la máquina para poder

calcular el sistema de aislamiento adecuado del transformador, capaz de soportar

aquellos esfuerzos eléctricos y mecánicos provocados por descargas atmosféricas,

rompimientos dieléctricos y descargas parciales dentro de la máquina.

V

Los materiales aislantes utilizados comúnmente dentro de un transformador,

mencionados en el capítulo I describen sus características químicas, eléctricas y

mecánicas que deben cumplir, también se describen algunos de los efectos

relacionados con el deterioro y el envejecimiento de estos, como lo es la cantidad

de humedad contenida dentro del aceite y de los materiales a base de celulosa, así

como la temperatura que deben resistir estos materiales aislantes.

Definidos estos materiales aislantes dentro del transformador, es importante

conocer lo que son los aislamientos menores y mayores dentro de la máquina,

divididos a su vez en aislamiento entre vueltas, aislamiento entre capas, aislamiento

principal y asilamiento final, definidos en el capítulo II. Cada uno de estos

aislamientos tiene un papel muy importante en el sistema de aislamiento interno del

transformador, pues en conjunto se encargan de proporcionar mayor rigidez

dieléctrica al aislamiento interno de la máquina y de esta forma garantizar mayor

protección contra rompimientos dieléctricos y descargas parciales.

Los procesos de secado, de vacío, de llenado y de impregnación a los que son

sometidos los materiales aislantes internos del transformador, son de suma

importancia pues se requiere eliminar el mayor contenido de humedad que pudiera

estar presente en los devanados y el núcleo del transformador (parte activa), para

evitar daños por rompimientos dieléctricos en los materiales utilizados como

aislantes, de igual forma el llenado de aceite del transformador es un proceso

delicado pues el aceite debe inyectarse en caliente y a una determinada velocidad

para evitar la formación de burbujas en el líquido y por último la impregnación del

aceite a los materiales a base de celulosa debe ser un factor considerable pues

estos absorben el aceite y bajan de cierta manera el nivel de aceite en el

transformador.

Todo lo anteriormente descrito sirve como fundamento para realizar el diseño del

sistema de aislamiento de un transformador reductor para servicios propios y

auxiliares, con el fin de poder visualizar el dimensionamiento dieléctrico de la

máquina y resaltando que este transformador físicamente parece un transformador

de potencia pero funcionalmente es un transformador de distribución.

VI

Para el cálculo del sistema de aislamiento interno del transformador se partió del

cálculo general del transformador (cálculo de corrientes primarias y secundarias,

espiras primarias y secundarias, sección transversal del núcleo, dimensiones de los

devanados de alta y baja tensión, dimensiones generales del núcleo y la distancia

dieléctrica entre el devanado de baja y alta tensión).

Considerando los métodos de prueba, la clase de aislamiento del transformador y sus

tensiones de prueba establecidos por las normas NMX-J-169-ANCE-2004 y NMX-J-

123-ANCE, se realizó el cálculo respectivo de las distancias dieléctricas de la máquina.

Por último el análisis de los resultados obtenidos a través de la geometría y

dimensiones calculadas de la parte activa del transformador, arrojo dimensiones

robustas en comparación con un transformador de distribución, el cual maneja niveles

de tensión bajos con respecto a un transformador reductor de para servicios propios y

auxiliares. Y en base a la especificación CFE K-000026 este tipo de transformadores

son utilizados comúnmente para servicios propios y auxiliares de subestaciones

eléctricas o como alimentación a pequeñas cargas rurales ubicadas en las cercanías

de las subestaciones que manejan niveles de tensiones de transmisión

CAPÍTULO I MATERIALES AISLANTES

UTILIZADOS EN EL

TRANSFORMADOR

Materiales aislantes utilizados en el transformador

8

1.1 INTRODUCCIÓN

El diseño de aislamiento de un transformador es uno de los aspectos más importantes

en el diseño general del mismo. Este proceso es el corazón del diseño de la máquina,

particularmente en transformadores de alta tensión.

Con el incremento constante en los sistemas de transmisión de tensión, los valores de

tensión de los transformadores de potencia tienen también un incremento en el

contenido de manufactura de aislamiento una significante porción del costo mismo del

transformador, cabe mencionar que cuando el transformador opere a tensiones cada

vez más elevadas, el sistema de aislamiento deberá ser más eficiente y de mejor

calidad, lo que por supuesto eleva el costo mismo del transformador.

También los espacios de aislamiento tienen influencia sobre el costo de la parte activa

del transformador (conjunto núcleo - bobina), así como la cantidad de aceite dentro del

mismo, y por eso tienen un gran peso en el diseño de la máquina. El margen entre los

niveles de aguante y operación de los niveles de campo eléctrico son reducidos. Esto

requiere grandes esfuerzos desde investigaciones y diseños para calcular con

exactitud los niveles de campo eléctrico para varias configuraciones de electrodos

dentro del transformador bajo diferentes pruebas de niveles de tensión y diferentes

pruebas de conexión.

Los materiales aislantes más importantes utilizados en el sistema de aislamiento

interno de transformadores de alta tensión son, papel impregnado con aceite y

productos a base de celulosa (principalmente papel y cartón), aplicados principalmente

en donde existen altos esfuerzos eléctricos y mecánicos.

La rigidez dieléctrica de estos materiales (principalmente la rigidez de arrastre) es más

pronunciada en el cartón. Las partes laminadas de madera son prácticamente

exclusivas para los esfuerzos mecánicos que llegaran a presentarse. Los bajos

esfuerzos eléctricos que pudieran originarse en esas partes son insignificantes, si se

tiene un proceso cuidadoso.


9

Los materiales aislantes internos de un transformador pueden dividirse en dos grupos:

Aislantes líquidos.

Aislantes sólidos.

1.2 AISLANTES LÍQUIDOS

Los líquidos tienen un número de ventajas en común con los gases:

Recuperación después de un rompimiento.

Baja permitividad, 휀 = 2 𝑎 2.5 y bajas perdidas dieléctricas (tan 𝛿) en el orden de

1 × 10−4.

Valores de rompimiento a presión atmosférica mejores que algunos gases.

Enfriamiento de electrodos y devanados mejor que los gases.

Y como no todo puede ser perfecto, también los aislantes líquidos tienen sus

desventajas como son:

Requerimiento de un contenedor para el líquido.

Utilización de aislantes sólidos como soporte para la parte activa del

transformador.

El aceite es un material combustible.

El aislante líquido más utilizado en los transformadores es el aceite mineral el cual

tiene propiedades químicas, mecánicas y eléctricas que lo hace un buen material

aislante.

1.2.1 EL ACEITE

El aceite mineral es el principal líquido aislante utilizado en la mayoría de los

transformadores, por sus características dieléctricas y mecánicas. Una función de este

aislante líquido es que sirve como un recubrimiento protector a las superficies de metal

dentro del transformador.


10

Este recubrimiento protege contra las reacciones químicas, tal como la oxidación, que

puede influenciar la integridad de las conexiones, favorecer la formación de óxido, y

contribuye a la consecuente contaminación del sistema.

Las propiedades físicas, químicas y eléctricas del aceite como material aislante

aplicado al transformador son especificadas a través de normas referentes a aceites

aislantes (NMX-J-123-ANCE-2001, IEC). Tres clases de aceite son distinguidas con

respecto al punto de flameo, punto de escurrimiento y figuras de viscosidad cinemática.

Aceites de Clase I.

Tiene su punto de flameo ≧ 140°𝐶, punto de escurrimiento ≦ −30°𝐶 y

viscosidad cinemática ≦ 16.5 𝑚𝑚2𝑠−1 medidas a 40°𝐶.

Aceites de clase II.

Tienen punto de flameo ≧ 130°𝐶, punto de escurrimiento ≦ −45°𝐶 y viscosidad

cinemática ≦ 11 𝑚𝑚2𝑠−1.

Aceites de clase III.

Tienen punto de flameo ≧ 95°𝐶, punto de escurrimiento ≦ −60°𝐶 y viscosidad

cinemática ≦ 3.5 𝑚𝑚2𝑠−1.

Haciendo referencia a la norma NMX-J-123-ANCE-2001, se tienen dos categorías de

aceites utilizados en transformadores, aceites no inhibidos y aceites inhibidos, del tipo

I y II respectivamente. También se clasifica al aceite como aceite nafténico y aceite

parafínico.

“Un aceite nafténico es aquel aceite mineral aislante derivado de crudos especiales

que tienen muy bajo contenido de n-parafinas (ceras). El cual tiene un bajo punto de

escurrimiento y no necesita ser desparafinado (eliminación de cera) y no requiere el

uso de depresores de escurrimiento.

Un aceite parafínico es aquel aceite mineral aislante derivado de crudos con alto

contenido de n-parafinas naturales. Tales aceites deben ser liberados de las parafinas


11

y puede ser necesaria la adición de un depresor de escurrimiento para alcanzar un

bajo punto de escurrimiento”1.

La tabla 1, indica la categoría de los aceites y su respectivo tipo, describiendo sus

características.

Tabla 1. Clasificación de los aceites minerales

Aceite Tipo I Tipo II

No inhibido

Aquel que cumple las

características de un

aceite parafínico

Aquel que cumple las

características de un

aceite nafténico

Inhibido

Aquel cuyo contenido de

inhibidores es de hasta

0.08%

Aquel cuyo contenido de

inhibidores es de hasta

0.30%

En otras consideraciones, la tensión de ruptura, la tensión interfacial, las pérdidas

dieléctricas y la permitividad del aceite son parámetros sujetos a cambios. Esas

propiedades en transformadores sumergidos en aceite de buena calidad son: voltajes

de ruptura a 50 𝑜 60 𝐻𝑧 en la condición cuando el transformador es llenado a menos

de 200 𝑘𝑉/𝑐𝑚, tension interfacial a 25°𝐶 a menos de 40 × 10−3 𝑁 𝑚⁄ , perdidas muy

bajas por factor tan 𝛿 a 90°𝐶 de 50 × 10−4, y permitividad 휀 = 2.2. Estos factores son

altamente influenciados por condiciones ambientales (absorción de humedad y gases,

contaminación mecánica).

En el diseño de aislamiento la propiedad más importante es la rigidez dieléctrica del

aceite con un valor cerca de 4000 𝑘𝑉 𝑐𝑚⁄ en el caso de aceites purificados a un alto

nivel bajo condiciones de laboratorio, mientras que en la práctica, el valor más alto es

cerca de 330 𝑘𝑉 𝑐𝑚⁄ . La figura 1 hace referencia a una pequeña muestra de un aceite

mineral nuevo y otra muestra de aceite dañado, diferenciados por su color.

1 NMX-J-123-ANCE-2001, Productos eléctricos-transformadores-aceites minerales aislantes para transformadores-

especificaciones, muestreo y métodos de prueba, pág. 2.


12

La presencia de agua en el aceite es un problema grave, pues tiende a generar un

rompimiento dieléctrico del líquido provocando a su vez descargas parciales dentro del

transformador. El agua dentro del aceite puede presentarse en dos diferentes formas:

1. En estado de disolución.

2. En estado de suspensión.

La humedad se incorpora por efecto de las dilataciones y contracciones térmicas

sucesivas del aceite aislante que provienen de las variaciones de temperatura térmica

y de la carga. En el intervalo de temperaturas de 0 a 80°C, el aceite en contacto con

el aire a presión atmosférica es capaz de retener de 30 𝑎 600 𝑝𝑝𝑚 (1 𝑝𝑝𝑚 =

1 𝑚𝑔 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎/1 𝑘𝑔 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒). La rigidez dieléctrica del aceite se encuentra

influenciada considerablemente por la humedad disuelta en el aceite. La influencia de

la humedad en el aceite, acelera el envejecimiento del mismo, el aceite caliente admite

más fácilmente agua que el aceite frío.

Tal como se muestra en la figura 2, conforme aumenta el contenido de la humead, la

rigidez dieléctrica del aceite se deteriora rápidamente.

Figura 1. Aceite mineral utilizado en transformadores (nuevo y

viejo).


13

La presencia de humedad tanto disuelta como en suspensión sobre las pérdidas

dieléctricas (tan 𝛿) del aceite, no depende de la cantidad de la misma si no de su

estado. El agua disuelta en el aceite provoca conductividad volumétrica y en estado

de suspensión provoca conductividad superficial.

“Los esfuerzos dieléctricos en el aceite utilizan modelos generales tales como micro

burbujas y la teoría weak-link”2. Se han observado que algunas micro-burbujas existen

en ausencia de campo eléctrico, y en la aplicación del mismo se crean burbujas

adicionales. Esto provoca que las descargas son iniciadas a través de esas micro-

burbujas. La presencia de impurezas dentro del aceite es otro factor importante en el

rompimiento dieléctrico pues estas tienden a alinearse con las líneas de campo

eléctrico para crear un weak-link dentro de los espacios del aceite; este fenómeno se

acentúa con la presencia de humedad.

La rigidez dieléctrica del aceite puede ser reducida también por la presencia de gases

dentro del aceite. Como en la humedad, los gases pueden presentarse en dos estados

físicos: disueltos y en estado de suspensión.

2 S.V. Kulkarni, S.A. Khaparde, Transformer Engineering Design and Practice, Marcel Dekker, pág. 335

Contenido de humead [p.p.m.]

Rig

idez d

ielé

ctr

ica

[kV

/mm

]

Figura 2. Variación de la rigidez dieléctrica en función de la humedad contenida.


14

Para 25°𝐶 y una presión atmosférica normal, el aceite es capaz de retener substancias

disueltas, expresadas como un porcentaje del volumen del aceite: 10% aire, o 8.5%

nitrógeno, o 16% oxigeno, o 100% dióxido de carbono. El porcentaje de gas soluble

incrementa con el aumento de la temperatura y la presión.

La presencia de gases no causa únicamente un peligroso deterioro local de la rigidez

dieléctrica pero, en comparación con el efecto de la humedad, es también peligroso

con respecto a la vida del aceite.

El aire u oxigeno presentes en el aceite dan un incremento a los cambios químicos,

que dan paso a un deterioro permanente de las propiedades eléctricas del aceite así

como su envejecimiento.

El aceite y la celulosa son substancias orgánicas con pequeña resistencia al calor. La

descomposición del aceite comienza a acelerarse considerablemente a 130°𝐶.

Las descargas toman lugar liberando burbujas de gas principalmente de hidrogeno. El

desarrollo de acetileno es una característica de la alta intensidad de las descargas

(chispas y arcos). Un incremento de la cantidad de gas de etileno indica puntos

calientes dentro del transformador.

El método de analizar los gases disueltos es generalmente practicado, a la vez para la

supervisión de los transformadores en servicio y, como un procedimiento de prueba

de sitio, para la detección de posibles puntos calientes.

La circulación forzada del aceite generalmente usada en transformadores grandes,

prácticamente no tiene influencia sobre el envejecimiento del aceite. Por el contrario,

las mejores condiciones de temperatura obtenidas por el enfriamiento forzado del

aceite, comparadas con la circulación natural, exponen al aceite a ligeros pero

detectables valores bajos de envejecimiento.

En el caso de la circulación de aceite forzado, el aire succionado adentro por bombas

de aceite a través de un deficiente cierre en las tuberías, puede representar un peligro,

el efecto de oxidación sobre el aire causa un envejecimiento adicional en el aceite.


15

1.3 AISLANTES SÓLIDOS

Los sólidos son siempre requeridos en construcciones de aislamientos: tanto como

soporte de la parte activa o como el simple aislamiento.

Un asilamiento sólido tiene importantes ventajas:

Es auto soportado.

No requiere de un tanque como en los aislantes líquidos.

Tiene una alta fuerza de rompimiento.

Las desventajas de estos aislantes son:

No es auto recuperable.

Tiene altas permitividades 휀 > 2.5 y altas pérdidas dieléctricas (tan 𝛿)

frecuentemente > 10 × 10−4.

Son frecuentemente combustibles.

El enfriamiento es menos efectivo en comparación con el aceite.

Los aislantes sólidos comúnmente usados dentro del aislamiento interno de un

transformador son el papel y el cartón (pressboard), cada uno de ellos tiene sus

características particulares y sus diferencias propias en base a su manufactura.

1.3.1 EL PAPEL

Los papeles usados como asilamientos dentro del transformador tienen un espesor de

30 𝑎 120 𝜇𝑚 y densidades de 0.7 𝑎 0.8 𝑔/𝑐𝑚3.

Es una práctica común el especificar la masa por metro cuadrado (𝑔/𝑐𝑚3). Una

característica importante del papel es su fuerza tensora. La fuerza tensora es la

longitud de una cinta de papel suspendida de espesor y ancho uniforme. Para papeles

usados para propósitos de aislamientos este valor es de 6 𝑎 8 𝑘𝑚.

La propiedad más importante del papel es la rigidez dieléctrica a una determinada

frecuencia (50 𝑜 60 𝐻𝑧), la rigidez dieléctrica tiene un valor de 100 𝑎 150 𝑘𝑉/𝑐𝑚 en


16

condiciones secas y cuando es aplicado dentro de capas delgadas. El factor de

disipación es de 10 𝑎 30 × 10−4, la resistividad es de 100 𝑎 600 × 106 𝑀Ω 𝑐𝑚 y la

permitividad es cerca de 2.

El envejecimiento es más pronunciado por la presencia de agua. El papel cuando entra

en contacto con el aire a una temperatura controlada y 100% de humedad relativa, es

capaz de absorber alrededor de 15% de agua; a 60% de humedad realtiva la absorción

de agua es cerca del 8% y al 20% cerca del 4% de absorción de agua. Al 4% de

humedad contenida, como sea, el valor de envejecimiento del papel a 130°𝐶 es veinte

veces más alto que a 0.5% de la humedad contenida.

Las propiedades del papel se deterioran bajo los efectos del calentamiento, agua y

oxigeno: el papel es sujeto a envejecimiento. El envejecimiento del papel

principalmente causa un deterioro de las propiedades mecánicas y reducción de la

rigidez dieléctrica.

La humedad presente en el papel también tiene otros efectos, del lado de la

aceleración del proceso de envejecimiento. De este modo los factores de pérdidas del

papel incrementan bajo los efectos de la humedad. Con un alto contenido de agua, el

incremento de tan 𝛿 puede ser así de alto causando una inestabilidad térmica y

ocurriendo un rompimiento.

La reducción de la humedad contenida en el aislamiento y el control de la absorción

de agua durante el servicio del transformador son muy importantes para el incremento

de la vida de servicio del mismo. Los efectos dañinos de la humedad pueden ser

eliminados por la reducción del promedio de agua contenida en el papel debajo del

0.5%. La figura 3 hace referencia a los papeles y cartones utilizados como aislamiento

internos en un transformador.


17

La presencia de oxígeno en el papel afecta considerablemente el envejecimiento del

mismo. De acuerdo a los experimentos de laboratorio, el incremento del intervalo de

envejecimiento del papel es a causa de la presencia del oxígeno.

1.2.2 PAPEL IMPREGNADO CON ACEITE

La rigidez dieléctrica de las laminaciones de papel impregnadas con aceite es

considerablemente alta comparada con cada material por separado. En realidad, la

función de este material es para distribuir al aceite a través de los diminutos agujeros

presentes en el papel. El papel es una masa compuesta de fibras no totalmente

Figura 3. Papel utilizado como aislamiento entre capas de devanados.


18

comprimidas, permitiendo al aceite asumir, entre las fibras y las hojas de papel, una

forma extremadamente delgada de los espacios del aceite, donde la rigidez dieléctrica

es mucho más alta con respecto a la medida entre las capas espesas del mismo aceite.

La rigidez dieléctrica del papel impregnado con aceite se encuentra en función de esos

pequeños espacios del aceite. La rigidez dieléctrica del papel impregnado con aceite

como aislamiento en transformadores es de 200 𝑎 400 𝑘𝑉/𝑐𝑚, y su permitividad es

cerca de 3.5.

Este tipo de material aislante también se encuentra afectado por la humedad contenida

principalmente en condiciones de calentamiento. Para temperatura controlada, el

punto de rompimiento arriba del 3% de la humedad contenida, es prácticamente

constante, y a un contenido de humedad del 6% el valor de la rigidez dieléctrica es

aproximadamente del 80% del valor original, tal como lo muestra la figura 4.

10

0 80

60

40

20

0

1 2 3 4 5 6 7 8

Rig

idez d

ielé

ctr

ica

[%

]

Humedad contenida en el papel [p.p.m.]

[%] [%]

Figura 4. Efecto de la humedad sobre la rigidez dieléctrica del papel impregnado con aceite a temperatura controlada.


19

La humedad contenida en esta combinación, influye en la resistencia del papel

impregnado con aceite, provocando descargas parciales. Sin considerar un cambio en

el comportamiento del papel impregnado en aceite bajo los efectos de descargas

parciales, puede observarse arriba del 3% de la humedad contenida en el papel.

Una consecuencia a largo plazo del contenido de humedad en este aislamiento es el

rápido envejecimiento del mismo. En los dos componentes del papel impregnado con

aceite los puntos críticos térmicos son determinados por el envejecimiento del papel.

Con el incremento de temperatura, la capacidad de absorción de humedad del aceite

incrementa y en el papel decae dicha capacidad, por consiguiente la distribución de la

cantidad total de agua dentro del transformador a una baja temperatura diferenciara

del desarrollo a una alta temperatura. Las condiciones de equilibrio de humedad se

muestran en las curvas isotérmicas de la figura 5.

Hu

me

da

d c

onte

nid

a e

n e

l p

ap

el [%

]

Humedad contenida en el aceite [p.p.m.]

Figura 5. Estados de equilibrio de la humedad contenida en el aceite y papel a diferentes temperaturas.


20

Algunos efectos peligrosos similares son atribuidos al aire o a otros gases presentes

dentro del sistema de aislamiento de papel impregnado con aceite (si la

desgasificación de este material es descuidada, burbujas de gas y vacíos residuales

dentro del aislamiento). La rigidez dieléctrica del papel decrece debido a esas burbujas

de gas, ya que la permitividad del aire es mucho menor que la del papel, un

considerable esfuerzo eléctrico alto surgirá dentro de los vacíos en el papel. Los arcos

eléctricos y descargas que ocurren dentro de los vacíos no causan el rompimiento del

aislamiento total, y son por lo tanto periodos de descargas parciales. Bajo el efecto de

las descargas parciales, el deterioro local del aislamiento podría propagarse y,

después de un corto o largo periodo de tiempo, podría ocasionar el rompimiento total

del aislamiento.

Una fuente más de las descargas parciales es a causa de las burbujas de gas,

generadas por el efecto de altos campos eléctricos, a partir de la humedad presente

dentro del papel. Estas burbujas pueden aparecer dependiendo de la humead

contenida para un campo eléctrico bajo de 10 𝑘𝑉/𝑐𝑚, pero en el caso del papel seco

fuera del campo eléctrico critico incrementa a extraordinarios niveles.

1.2.3 EL CARTÓN (PRESSBOARD)

El cartón es formado por la compresión de varias capas de papel delgado en

condiciones húmedas, sin usar cualquier cemento o material de unión. La delgadez

de las capas individuales es la mejor calidad del cartón.

De acuerdo a la tecnología de producción, se tienen dos tipos de cartón: cartón

calandrado y cartón pre comprimido. El cartón calandrado es obtenido por presión a

través de rodillos de metal (generalmente calientes) que giran en sentidos opuestos,

con el fin de obtener láminas de espesor controlado, la densidad del producto final es

de 1.15 𝑎 1.3 𝑘𝑔/𝑑𝑚3, tal como puede observarse en la figura 6.

El cartón pre comprimido es deshidratado, solidificado y secado bajo un calentamiento

especial de compresión. Su densidad es alrededor de 1.25 𝑘𝑔/𝑑𝑚3.


21

La rigidez dieléctrica del cartón impregnado en aceite, bajo una presión de 2.7 ×

10−2 𝑚𝑏𝑎𝑟 oscila en el intervalo de 200 𝑎 250 𝑘𝑉/𝑐𝑚, y siempre alto en espesor de

1 𝑎 2 𝑚𝑚.

La rigidez de campo por inspección de una descarga parcial es cerca del 70 𝑎 80% de

su valor. El factor de pérdida tan 𝛿 del cartón a 20 °𝐶 es cerca de 40 × 10−4 y para

130 °𝐶 es cerca de 70 × 10−4.La permitividad se encuentra entre 4.4 𝑎 4.5.

Las propiedades mecánicas del cartón son excelentes. La fuerza tensora de un cartón

pre comprimido de una densidad de 1.25 𝑘𝑔/𝑑𝑚3, depende del espesor de la hoja y la

dirección de enrollamiento, que se encuentra en el intervalo de 95 𝑎 125 𝑁/𝑚𝑚2 y su

alargamiento es de 2.3 𝑎 4.6 %.

Figura 6. Cartón utilizado como material aislante entre devanados del transformador.

CAPÍTULO II AISLAMIENTOS INTERNOS DEL

TRANSFORMADOR

Aislamientos internos del transformador

23

2.1 ASPECTOS GENERALES

El requerimiento esencial que debe satisfacer el diseño del aislamiento interno del

transformador, es hacerlo capaz de soportar los esfuerzos eléctricos producidos por

las pruebas de baja frecuencia, tensión de impulso por rayo y de tensión de impulso

por maniobra.

Al realizar el diseño del aislamiento de la máquina no es suficiente conocer las

propiedades de los materiales a utilizar. Por un lado, la información acerca de la rigidez

dieléctrica de los materiales es basada a través de un entorno homogéneo del campo

eléctrico. Por otro lado, el análisis de los esfuerzos eléctricos incrementales en los

materiales aislantes del transformador son más complejos e involucran obstáculos

durante las pruebas normalizadas de los materiales. La rigidez dieléctrica así como el

principio y extinción del voltaje por descargas parciales del aislamiento son factores

considerablemente influenciados por la tecnología de manufactura del secado e

impregnación. Los bordes puntiagudos y los bordes no curveados también pueden ser

fuentes de descargas parciales bajo los efectos de un alto campo eléctrico, tal como

se mencionó en el capítulo 1.

El diseño del aislamiento puede ser basado primordialmente, en los resultados de

experimentos (bajo condiciones de laboratorio) sobre modelos de prueba, elementos

de la parte activa y típicamente en las partes estructurales de la máquina. No siempre

es necesario determinar el principio y extinción de tensiones originadas por descargas

parciales a través del uso de modelos de prueba que simulan condiciones reales.

Dentro de la máquina, son lugares uniformes entre aquellas exposiciones para tales

esfuerzos por voltajes donde debido a la simple geometría de la estructura, la

intensidad del campo eléctrico puede ser determinada por un simple camino con una

exactitud satisfactoria. Algunos métodos de cálculo son:

Cálculo del campo eléctrico para algunas configuraciones simples (por ejemplo,

electrodos cilíndricos-planos, cilíndricos-cilíndricos).

Análisis computacional del campo eléctrico por un método numérico.


24

2.2 TIPOS DE AISLAMIENTOS INTERNOS

Después de conocer la intensidad del campo eléctrico en puntos críticos, a través de

alguno de los métodos descritos anteriormente, y del conocimiento del valor permisible

de la intensidad de campo eléctrico local, la parte estructural puede ser analizada con

respecto a descargas parciales. La mayoría de los aislamientos y estructuras aislantes

son idénticos en todos los transformadores, estos aislamientos de acuerdo a su

localización y propósito, pueden clasificarse en cuatro categorías.

Aislamiento entre vueltas

Aislamiento entre capas

Aislamiento principal

Aislamiento final

2.2.1 AISLAMIENTO ENTRE VUELTAS

El aislamiento entre vueltas dentro del devanado de un transformador sirve para

separar cada una de las vueltas (espiras) energizadas por diferentes potenciales.

Dentro del arrollamiento, en la mayoría de los casos, el cobre o aluminio de los

transformadores son aislados con papel Kraft, sin embargo el uso de alambres

cubiertos con esmalte o barniz es la forma más común de aislamiento entre vueltas. El

grosor de la capa del aislamiento entre vueltas se encuentra en un intervalo de

0.2 𝑎 1.5 𝑚𝑚.

Figura 7. Ejemplos de asilamiento entre vueltas en un transformador.


25

2.2.2 AISLAMIENTO ENTRE CAPAS

Aquel asilamiento utilizado entre los espacios de cada capa de los devanados,

generalmente, un alto valor de tensión deberá ser soportado por este tipo de

aislamientos (aquellos entre secciones y capas de los devanados).

2.2.3 AISLAMIENTO PRINCIPAL

Este aislamiento es aquel encargado de aislar los devanados de alta y baja tensión del

transformador.

Entre los devanados cilíndricos montados sobre un miembro en común pero teniendo

diferentes valores de tensión, la capa de aislamiento por lo general consiste de aceite

y algunas piezas de aislamiento sólido. Para valores de tensión superiores a 35 𝑘𝑉,

las capas de aceite son divididas dentro de ductos de 3 a 15 𝑚𝑚 de ancho por tubos

hechos de cartón.

Figura 8. Aislamiento entre capas de un transformador, la segunda figura muestra claramente la separación de cada devanado.


26

2.2.4 AISLAMIENTO FINAL

El aislamiento final se refiere a aquel aislamiento utilizado entre el tanque del

transformador y el final del devanado.

Cartón

Devanado Devanado

Aceite

Figura 9. Aislamiento entre devanados, compuesto de aceite y cartón.

Devanado

Tanque

Aislamiento final

Figura 10. Aislamiento final del transformador, como puede observarse es el espacio entre el final del devanado y el

tanque.


27

2.3 PRUEBAS APLICADAS A LOS AISLAMIENTOS INTERNOS DEL

TRANSFORMADOR

Las pruebas que se realizan a los transformadores para verificar que el aislamiento

entre vueltas, entre capas y aislamiento principal, debe cumplir con lo establecido en

la norma NMX-J-169-ANCE-2004. “En realidad, las pruebas hechas en fabrica solo

son un seguro idealizado, aunque basados en resultados de prueba sobre el buen

estado de los materiales aislantes y de las piezas más importantes”3.

Las pruebas dieléctricas aplicadas a los transformadores de acuerdo a la norma

NMX-J-169-ANCE-2004, son:

Prueba de tensión de impulso por maniobra.

Prueba de tensión de impulso por rayo.

Prueba a baja frecuencia.

Prueba de tensión aplicada.

Prueba de tensión inducida.

Factor de potencia de los aislamientos del conjunto.

Resistencia de aislamiento.

2.3.1 PRUEBA DE TENSIÓN DE IMPULSO POR MANIOBRA

Esta prueba consiste en aplicar o inducir en la terminal de línea a tierra de cada fase,

una tensión transitoria de impulso por maniobra con un valor de cresta igual al

especificado en las normas de fabricación correspondientes al tipo de transformador

bajo prueba.

La onda de tensión de impulso por maniobra debe tener una cresta de acuerdo con el

nivel de aislamiento correspondiente, el cual debe tener una tolerancia de ± 3% y debe

exceder el 90% del valor de cresta cuando menos por 200 𝜇𝑠.

3 Transformadores de distribución teoría, cálculo, construcción y pruebas, pág. 173.


28

En esta prueba se aplica o induce en cada fase de la terminal de línea a tierra un

transitorio de tensión reducida y dos de tensión plena. El transitorio de tensión reducida

debe tener un valor de cresta correspondiente a un 50 % a un 70 % del valor de tensión

plena. Por otro lado, el transitorio de tensión plena debe tener como mínimo un valor

de cresta de acuerdo con el valor indicado de acuerdo con la norma NMX-J-284-ANCE.

Con respecto a la detección de fallas, es necesario contar con un oscilograma de

tensión durante cada transitorio aplicado o inducido, si no se presenta ningún colapso

repentino de tensión en los oscilogramas, la prueba es aceptable. Los oscilogramas

sucesivos pueden ser distintos debido a la saturación magnética del núcleo.

2.3.2 PRUEBA DE TENSIÓN DE IMPULSO POR RAYO

Esta prueba debe aplicarse de la siguiente manera: una onda completa a tensión

reducida, dos ondas cortadas, y una onda completa a tensión plena. El intervalo de

tiempo entre la aplicación de la última onda cortada y la onda completa final, debe

minimizarse para evitar la recuperación de la rigidez dieléctrica de los aislamientos.

Esta prueba a su vez cuenta con las siguientes sub-pruebas:

Prueba de onda competa a tensión reducida.

Onda con valor de cresta entre el 50 % y el 70 % del valor de onda completa a

tensión plena.

Prueba de onda cortada.

Onda similar a la onda completa a tensión plena, con valor de cresta sobre el

nivel más alto requerido y esta onda es cortada sobre o después del tiempo

mínimo requerido de arqueo.

Prueba de frente de onda.

Onda similar a la onda completa, esta onda es cortada en el frente, sobre el

nivel de cresta asignado y con un tiempo de arqueo diferente.


29

Prueba de onda completa a tensión plena.

Onda de prueba que alcanza la cresta en 1.2 𝜇𝑠 y decae a la mitad al valor de

cresta en 50 𝜇𝑠.

La detección de fallas durante esta prueba involucra varios puntos, tales como:

Humo y burbujas.

Ausencia de arqueo en el explosor.

Ruidos perceptibles.

2.3.3 PRUEBA A BAJA FRECUENCIA

Para transformadores de distribución y transformadores de potencia clase I, la prueba

de baja frecuencia se encuentra en función de las pruebas de tensión inducida y

tensión aplicada respectivamente, ambas pruebas descritas a continuación.

2.3.4 PRUEBA DE TENSIÓN APLICADA

El objetivo principal de esta prueba consiste en verificar que la clase y cantidad de

material aislante sean los adecuados, con el fin de poder asegurar que el aislamiento

de los bobinados del transformador resista los esfuerzos eléctricos a los que se verá

sometido durante su operación. Esta prueba también es llamada prueba de Tensión

de Aguante a 60 𝐻𝑧.

Esta prueba consiste en la aplicación de una tensión a 60 𝐻𝑧, durante un lapso de un

minuto, iniciándose con un valor no mayor de una cuarta parte del establecido como

tensión de prueba en base a su clase de aislamiento de acuerdo a la tabla 2.

La aplicación de la tensión de prueba debe iniciarse a un cuarto de su valor total, e

incrementarse gradualmente hasta alcanzar su valor total en un tiempo no mayor que

15 𝑠. Al alcanzar un minuto de prueba, la tensión debe reducirse gradualmente hasta

un cuarto del valor máximo, antes de abrir el circuito.


30

Esta prueba debe hacerse aplicando la tensión de prueba en cada devanado con los

otros devanados conectados a tierra, tal como lo muestra la figura 11.

Durante la prueba pueden presentarse un incremento brusco de corriente humo y

burbujas, lo cual indica una falla a tierra o entre los devanados de alta y baja tensión.

Ruidos dentro del tanque, indican un exceso de humedad dentro del transformador.

Tabla 2. Tensiones de prueba establecidos por la IEEE para transformadores sumergidos en aceite de acuerdo a su nivel de aislamiento.

Tensiones de prueba de acuerdo al nivel de aislamiento

Clase de aislamiento

𝒌𝑽

Tensión de prueba

(valor eficaz)

𝑘𝑉

Clase de aislamiento

𝑘𝑉

Tensión 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

69 140 460 920

92 185 490 980

115 230 520 1040

138 275 545 1090


31

2.3.5 PRUEBA DE TENSIÓN INDUCIDA

El objetivo principal de esta prueba es verificar que el aislamiento entre vueltas y entre

capas de los devanados del transformador, sea el adecuado. Esta prueba consiste en

inducir en los devanados del transformador una tensión de 200 % de la tensión

nominal. La duración de esta prueba depende de la frecuencia a utilizar, tal como lo

muestra la tabla 3 referente a las normas ANSI C57-72.

Durante esta prueba un incremento brusco de corriente o la aparición de humo y

burbujas indica una falla en el devanado (entre vueltas o entre capas), así como un

apreciable incremento en el nivel de descargas parciales.

Si existen ruidos en el tanque, la falla posible es debida a distancias cortas de los

devanados o partes vivas contra el tanque.

El procedimiento de esta prueba es, la tensión debe elevarse primeramente a un valor

de 1.5 veces la tensión nominal (nivel de una hora) y manteniéndose durante el tiempo

suficiente para verificar que no hay problema por descargas parciales. Después la

tensión debe elevarse hasta un nivel de realce (1.73 veces la tensión nominal) y

mantenerse durante 7200 ciclos. A continuación la tensión debe reducirse hasta el

nivel de una hora y mantenerse por ese tiempo.

Durante este periodo, deben hacerse mediciones de descargas parciales en intervalos

de 5 min sobre cada terminal de línea del devanado de alta tensión.

𝐻1 𝐻2

𝑋1 𝑋2

Figura 11. Diagrama físico para la prueba de

tensión aplicada.


32

Las fallas están vinculadas con la presencia de humo y burbujas en el aceite, sonido

audible o incremento brusco en la corriente de prueba. Con respecto a la interpretación

de las mediciones de descargas parciales, los resultados pueden considerarse

aceptables y no requerir pruebas adicionales de descargas parciales cuando:

1. La magnitud del nivel de descargas parciales no excede de 500 𝑝𝐶.

2. El incremento en los niveles de descargas parciales durante la hora no excede

de 150 𝑝𝐶.

Tabla 3. Tiempos para la prueba de tensión inducida en función de la frecuencia de acuerdo a las normas ANSI C57-72.

Frecuencia

𝑯𝒛

Duración de la prueba

𝒔

120 60

180 40

240 30

360 20

400 18

La figura 12 muestra la forma en que debe realizarse la prueba de potencial inducido.

G 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝐶. 𝐴.

2𝑉𝑛

𝑋1

𝑋2

𝐻1

𝐻2

Figura 12. Diagrama eléctrico para la prueba de potencial inducido.


33

2.3.6 FACTOR DE POTENCIA DE LOS AISLAMIENTOS DEL

CONJUNTO

El objetivo principal de esta prueba, es verificar el grado de sequedad que tienen los

materiales aislantes.

El transformador bajo prueba debe estar en las siguientes condiciones:

1. Todos los devanados sumergidos en aceite aislante.

2. Todos los devanados en cortocircuito.

3. Todas las boquillas en sus respectivos lugares.

La prueba se realiza aplicando una tensión alterna de 2.5 𝑘𝑉 entre el devanado de alta

tensión y el de baja tensión. La aplicación de dicha tensión hará circular una corriente

𝐼 a través del aislamiento. Esta corriente se encuentra formada por dos corrientes, la

corriente 𝐼𝐶 debida a la capacitancia del aislamiento y la corriente 𝐼𝑊 debida por la

conductancia transversal integrada por, corrientes superficiales.

2.3.7 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

El objetivo principal de esta prueba es determinar la resistencia de aislamiento de los

devanados individuales a tierra y/o entre devanados. Este valor de resistencia

generalmente es medido en Megaohms o puede ser calculada con base en las

mediciones de tensión aplicada y corriente de disipación.

Al devanado cuya resistencia se desea medir, se conecta a la terminal de línea del

megóhmetro y los demás devanados y el tanque se conectan a tierra del megóhmetro.

El procedimiento de la prueba es el siguiente:

1. Alta tensión vs baja tensión y tierra, baja tensión vs alta tensión y tierra.

2. La tensión se incrementa desde 1 𝑘𝑉 a 5 𝑘𝑉 y se mantiene por un minuto.

3. Debe suspenderse la aplicación de tensión si la corriente empieza a

incrementarse o no se estabiliza.

4. Cuando la prueba termina, deben aterrizarse todas las terminales.


34

2.4 PROCESOS DE MANUFACTURA DE LOS AISLAMIENTOS DEL

TRANSFORMADOR

Los procesos correspondientes a la manufactura del transformador, representan una

serie de pasos que deben realizarse antes de obtener el producto final, deben

considerarse la construcción del núcleo, construcción de las bobinas de baja y alta

tensión, construcción del tanque y bastidor, ensamble del núcleo con la bobina y por

supuesto los procesos de secado, vacío, llenado e impregnación de la parte activa del

transformador. Para aumentar la rigidez dieléctrica del aceite se realizan tres procesos

esenciales: proceso de secado, proceso de vacío y proceso de llenado e impregnación.

La construcción de las bobinas de baja y alta tensión es el primer paso en la

manufactura del transformador, una vez construidas las bobinas estas se compactan

con el fin de disminuir sus dimensiones, independientemente se construye el núcleo

del transformador para poder realizar el ensamble del núcleo con las bobinas de baja

y alta tensión (parte activa).

A continuación se realiza el arreglo de las puntas en baja y alta tensión para poder

llevar la parte activa al proceso de secado, de igual forma se realiza la construcción

del tanque para poder unir la parte activa (una vez que haya pasado por el proceso de

secado) con el tanque. Posteriormente se colocan los accesorios del transformador

(radiadores, ventiladores, válvula de escape, boquillas, cambiador de derivaciones).

Luego el transformador es sometido al proceso de vació en donde se extrae el aire y

alcanzando una presión negativa de 5 𝑚𝑏, para poder realizar el llenado del aceite a

una temperatura y velocidad controlada, debe estar caliente el aceite para que este

fluya de una mejor forma y debe estar a una velocidad controlada para evitar la

aparición de burbujas. Posteriormente se deja reposar el transformador para que el

aceite se impregne en los papeles y cartones contenidos dentro de él. Después se

realizan las pruebas eléctricas correspondientes y por último se embarca.

En la figura 13 puede observarse un diagrama simplificado de los procesos principales

que se llevan a cabo en la manufactura de un transformador.


35

Figura 13. Proceso simplificado de manufactura de transformadores.

Bushing de

Alta Tensión

Bobinas de alta y baja

tensión

Compactación de la bobina

Ensamble de la parte activa

Construcción del núcleo

Arreglo de puntas de baja y alta tensión

SecadoEntanque

Paileria

Colocación de accesorios

Proceso de vacío

Llenado de aceite

ImpregnaciónPruebas eléctricas

Acabados finales

Embarque


36

2.4.1 PROCESO DE SECADO

Como se mencionó anteriormente, la manufactura del transformador conlleva una serie

de procesos que en conjunto conforman a la máquina. Considerando los procesos que

involucran al aislamiento interno del transformador tenemos al proceso de secado.

Este proceso se aplica al conjunto de núcleo-bobina del transformador, tomando en

consideración que las bobinas tanto de baja como de alta tensión llevan varias capas

de papel y cartón (pressboard), así mismo el núcleo también contiene una ligera capa

aislante que lo recubre. Pero, ¿Por qué realizar el secado de este conjunto? La

respuesta es sencilla, cualquier indicio de humedad en el asilamiento es un factor de

riesgo de falla en el transformador.

El secado del conjunto núcleo-bobina se puede realizar de dos formas:

Proceso de horneado.

Secado por corriente de baja frecuencia (LHF).

Para el primer caso, el conjunto de núcleo-bobina, es sometido a un proceso de

horneado a una temperatura de 105°𝐶, durante un tiempo determinado que está en

función de la capacidad del transformador y del nivel de tensión del mismo, tal como

se muestra en la figura 14.

Figura 14. Conjuntos núcleo-bobina sometidos al proceso de secado.


37

“El proceso LHF (Low Frecuency Heating) calienta uniformemente desde el interior de

los devanados de alta tensión y de baja tensión del transformador, aplicando una

corriente de baja frecuencia con bajos niveles de tensión a través de los devanados

de alta tensión, mientras los devanados de baja tensión permanecen

cortocircuitados”4.

La frecuencia utilizada es de 0.4 − 2 𝐻𝑧 con una impedancia baja evitando problemas

de alta tensión que dañen al transformador, asegurado una corriente controlable en el

devanado de baja tensión para que pueda ser calentado en un intervalo de

temperaturas de 110 𝑎 120°𝐶 (preferentemente a una temperatura de 115°𝐶).

La ventaja de este método de secado está en que el calor generado en el interior de

los devanados, es el lugar perfecto para difundir la humedad fuera del aislamiento. Sin

mencionar que, la temperatura de los devanados puede ser controlada con gran

precisión.

2.4.2 PROCESO DE VACÍO

Para remover el contenido peligroso de agua del papel aislante, es necesario aplicar

vacío dentro del transformador, con el fin de poder eliminar cualquier partícula de

humedad que pueda generar problemas en el transformador.

Una vez unida la parte activa del transformador (conjunto núcleo-bobina) con el

tanque, se sella prácticamente el tanque por completo y se le aplica vacío al

transformador. El proceso de vacío del transformador tiene dos funciones principales,

una de ellas es eliminar la humedad que pudiera generase dentro del transformador y

la otra función es prácticamente verificar que el tanque del transformador se encuentra

sellado correctamente y que no tiene ningún orificio por donde puedan entrar partículas

contaminantes en el interior de la máquina.

El proceso de vacío consiste en extraer el oxígeno que se encuentra en el interior del

transformador, provocando prácticamente un vacío, no debe sobrepasarse de cierta

presión, pues alcanzar altos niveles de presión negativa provocaría que el tanque del

4 Abaratar y secar, revista ABB 3/2005, págs. 67-68


38

transformador se deformara y existirían fallas mecánicas. La presión a la que debe

llegarse es aproximadamente 5 𝑚𝐵𝑎𝑟𝑒𝑠 de presión negativa, esto para evitar que

exista mucha presión en el interior del transformador.

2.4.3 PROCESOS DE LLENADO E IMPREGNACIÓN

El llenado e impregnación pueden ser cumplidos por verter libremente presión

atmosférica, vertiendo bajo vacío o por el uso de presión.

La elección del proceso depende sobre la elección de impregnación y llenado del

material y la geometría de los objetos a someterse a este proceso.

El proceso ideal de llenado combina a la impregnación. El llenado ideal del material

puede ser un líquido de baja viscosidad que conlleva a un vacío libre sólido con

propiedades eléctricas y mecánicas óptimas (aceite mineral).

El llenado de aceite al transformador debe realizarse en caliente a una velocidad de

50 a 75 𝑙𝑡/ℎ, pues el aceite caliente tiende a fluir mejor y por tanto puede entrar en

zonas más estrechas dentro del transformador (entre devanados, entre papeles y

cartones), no es recomendable inyectar el aceite en frío pues este, no se adentraría

adecuadamente entre los componentes de la parte activa del transformador, dejando

huecos de aire que inducirían una falla segura en el transformador.

Así como el aceite debe ser inyectado en caliente, también debe introducirse a una

velocidad constante que no sea muy rápida pero tampoco muy lenta, si el aceite se

inyectara a una gran velocidad para poder reducir el tiempo de producción, la alta

velocidad del aceite provocaría pequeñas burbujas en el aceite las cuales son las que

originan descargas parciales dentro del transformador. Pero si el aceite llegase a ser

inyectado muy lentamente, el tiempo que tardaría en llenarse de aceite el

transformador, afectaría seriamente el tiempo de producción de la máquina.


39

Una vez que se ha llenado el transformador con aceite, se debe dejar reposar un cierto

tiempo, pues recordando, la parte activa del transformador tiene varias capas de papel

y cartón, los cuales están basados en celulosa que absorbe al aceite bajando el nivel

del mismo en cierto porcentaje, por tanto al dejarse reposar un determinado tiempo

esa absorción de aceite por parte de los materiales aislantes a base de celulosa, debe

ser compensada inyectando el aceite faltante al transformador, hasta el nivel que se

requiera, tal como se muestra en la figura 15.

Figura 15. Transformador reductor de servicios propios y auxiliares en proceso de impregnación, las pequeñas

mangueras se encargan de inyectar una pequeña cantidad de aceite al transformador.

CAPÍTULO

III DISEÑO DEL SISTEMA DE

AISLAMIENTO DEL

TRANSFORMADOR REDUCTOR DE

SERVICIOS PROPIOS Y

AUXILIARES

Diseño del sistema de aislamiento del transformador reductor de servicios propios y auxiliares

41

3.1 GENERALIDADES

Para poder empezar a realizar el cálculo del diseño del sistema de aislamiento del

transformador, es necesario definir lo que es un transformador reductor para servicios

propios y auxiliares.

Este transformador se define como:

“Aquel transformador cuyo primario se conecta directamente a la fase de una línea o

barra de alta tensión, y proporciona energía a una tensión secundaria reducida menor

o igual a 480 𝑉, con una potencia nominal desde 50 𝑘𝑉𝐴 hasta 300 𝑘𝑉𝐴. Su principal

función es alimentar los servicios propios de subestaciones eléctricas o suministrar

energía en baja tensión para otras aplicaciones diversas, como la alimentación de

servicios auxiliares o la distribución de carga rural”5.

Teniendo en cuenta la definición anterior, se considera que el sistema de aislamiento

de este transformador será más robusto y de características similares al de un

transformador de potencia pero con la función de un transformador de distribución6.

Los datos de entrada del transformador pueden observarse en la tabla 4.

Tabla 4. Datos de valores nominales del transformador

Datos generales

Tensión primaria

[Vp] 69000 V

Tensión secundaria

[Vs] 127 V

Inducción magnética

[B] 134007 G

Frecuencia [f]

60 Hz

Potencia aparente

[S] 50000 VA

5 Especificación CFE K0000-26, Transformadores reductores para servicios propios y auxiliares. Pág. 2. 6 Ver ANEXO 1 referente a las aplicaciones y características de diseño de este tipo de transformador. 7 Ver ANEXO 2, referente a la curva de saturación del núcleo del transformador M0H.


42

Para realizar el diseño del sistema de aislamiento para este transformador, se

procederá a realizar el cálculo de las corrientes en los devanados, cálculo del número

de vueltas, sección del conductor, sección del núcleo magnético, cálculo de las

dimensiones generales de las bobinas y la geometría completa del núcleo. Para poder

dar paso al cálculo de los aislamientos mayores y menores de las bobinas de alta y

baja tensión respectivamente.

Por tal motivo se realizará el diseño del sistema de aislamiento de un transformador

reductor para servicios propios y auxiliares monofásico de 50 𝑘𝑉𝐴, que operará a una

tensión máxima de 170000/127 𝑉, 60 𝐻𝑧 y 40°𝐶.

A continuación se realizaran los cálculos correspondientes, únicamente se hará

mención de las fórmulas utilizadas, puesto que todo se encuentra hecho en una hoja

de cálculo, los resultados obtenidos serán mostrados en tablas respectivamente.

3.2 CORRIENTES EN LOS DEVANADOS Y CALIBRES DE LOS

CONDUCTORES

En base a la tabla 5 haciendo referencia a la especificación CFE K0000-26, la tensión

nominal primaria de fase a tierra en función de la tensión máxima de operación es de

𝑉𝑝 = 69 𝑘𝑉.

Tabla 5. Tensiones nominales primarias y secundarias

Tensión máxima del

equipo

(valor eficaz)

(kV)

Tensión nominal

primaria fase-tierra

(valor eficaz)

(kV)

Tensión nominal

secundaria, para dos

secundarios de potencia

(valor eficaz)

(V)

123 69

127-127;139-139 ó 277-277

145 80,5

170 92

245 138

420 241,5


43

El arreglo de los secundarios será en un arreglo en paralelo, teniendo entonces una

tensión secundaria de 𝑉𝑠 = 127 𝑉.

La corriente primaria y secundaria son calculadas a través de

𝐼𝑃 =𝐾𝑉𝐴

𝑉𝑃 𝐼𝑆 =

𝐾𝑉𝐴

𝑉𝑆

Ahora para poder determinar los calibres de los conductores de los devanados, se

proponen los siguientes valores de densidad de corriente, tomando en cuenta que para

la alta tensión se utilizara un conductor alambre magneto de cobre y para la baja

tensión una lámina de aluminio respectivamente8.

𝐽𝑐𝑢 = 2.8𝐴

𝑚𝑚2 𝐽𝐴𝑙 = 2.2

𝐴

𝑚𝑚2

La sección de cada conductor será respectivamente

𝑆𝐶𝑢 =𝐼𝑃

𝐽𝑐𝑢 𝑆𝐴𝑙 =

𝐼𝑆

𝐽𝐴𝑙

En la tabla 6, se visualizan los resultados obtenidos para las corrientes y secciones de

los conductores para alta y baja tensión.

Tabla 6. Resultados de corrientes y secciones transversales de los conductores de AT y BT

Devanados Corriente

[𝑨]

Sección transversal

[𝒎𝒎𝟐]

AT 0.72 0.26

BT 393.70 178.95

Tomando en consideración las secciones transversales calculadas, para el lado de alta

tensión se propone un conductor de alambre magneto 21 𝐴𝑊𝐺 y para el lado de baja

tensión una lámina de aluminio de 0.508 × 180 𝑚𝑚 (ver ANEXO 3).

8 Los valores de J máximos para el cobre y el aluminio son de 3.5 A/mm2 y 2.5 A/mm2, un aumento de estos valores incrementara la temperatura en el conductor llegando a dañar los aislamientos del mismo.


44

3.3 ESPIRAS PRIMARIAS Y SECUNDARIAS

La relación de transformación nominal está dada por

𝑎 =𝑉𝑃

𝑉𝑆

Para poder determinar las espiras primarias y secundarias, es necesario calcular el

volt por vuelta a través de la siguiente expresión

𝑉𝑡 = 𝑘√𝐾𝑉𝐴

En donde 𝑘 es una constante que toma valores de 1.1 𝑎 1.3, para este caso el valor de

esta constante será 𝑘 = 1.2.

Teniendo el volt por vuelta, calculamos las espiras primarias y secundarias como sigue

𝑁1 =𝑉𝑃

𝑉𝑡 𝑁2 =

𝑉𝑆

𝑉𝑡

Y se vuelve a calcular la relación de transformación en función de las espiras, de tal

forma que entre la nueva relación de transformación (𝑎𝑛) y la nominal (𝑎) exista un

porciento de tolerancia menor o igual al 0.5%. Los resultados de estos cálculos pueden

observarse en la tabla 7.

Tabla 7. Resultados de las espiras primarias y secundarias

𝒂 543.31

𝑽𝒕 8.49

𝑵𝟏 8132

𝑵𝟐 15

𝒂𝒏 542.13

%𝒕𝒐𝒍 0.22


45

3.4 CÁLCULO DE LA SECCIÓN TRANSVERSAL DEL NÚCLEO

El cálculo de la sección transversal del núcleo se hace a través de la ecuación general

del transformador, de ella se despeja a 𝐴 y la ecuación queda como sigue

𝐴 =𝑉𝑃 × 108

4.44 × 𝑓 × 𝑁1 × 𝐵

𝐴 representa el área neta del núcleo, por tanto se debe considerar un factor de

apilamiento para núcleos arrollados, este factor oscila entre 0.93 𝑎 0.96, en este caso

se considerará 𝐹𝐴 = 0.93, con este valor se puede calcular el área física del núcleo de

la siguiente manera

𝐴𝑓 =𝐴

𝐹𝐴

Para el cálculo de este transformador, como es monofásico únicamente se necesitan

dos arcadas de igual dimensión, el núcleo se encuentra manufacturado a través de

laminaciones las cuales tienen un ancho de lámina comercial, para este núcleo este

ancho tendrá un valor 𝐶 = 18 𝑐𝑚. La figura 16 muestra un dibujo mostrando el ancho

de lámina y el espesor del núcleo.

C

2D

Figura 16. Ancho de lámina y espesor del núcleo.


46

Al tener el área física del núcleo, se puede calcular el espesor de este a través de

2𝐷 =𝐴𝑓

𝐶

La tabla 8, muestra los valores obtenidos del área física del núcleo y el espesor del

mismo.

Tabla 8. Área neta, área física y espesor del núcleo.

𝑨

[𝒄𝒎𝟐]

𝑨𝒇

[𝒄𝒎𝟐]

𝟐𝑫

[𝒄𝒎]

237.69 255.58 14.20

3.5 CÁLCULO DE LA DISTANCIA DIELÉCTRICA ENTRE EL

DEVANADO DE BAJA Y DE ALTA TENSIÓN (EBA)

Esta distancia se encuentra en función de la prueba de potencial aplicado (ver tabla

2), la clase de aislamiento para este transformador es de 161 𝑘𝑉 y por tanto le

corresponde una tensión de prueba de 𝑈𝑡 = 325 𝑘𝑉. Para esta distancia dieléctrica se

incluirá cartón con un espesor de 4𝑚𝑚 para poder establecer ductos de aceite entre

el devanado de alta y baja tensión.

Como los devanados se encontraran sumergidos en aceite y se incorporara cartón

entre ellos, es indispensable saber la rigidez dieléctrica permitida para el cartón y el

aceite mineral, para el cartón se tiene que la rigidez dieléctrica es de un valor de

250 𝑘𝑉/𝑐𝑚 pero el valor permitido es el 70% del valor original.

Entonces 𝐸𝑃 = 175 𝑘𝑉/𝑐𝑚. Para el aceite, el valor de rigidez dieléctrica ronda entre

95 𝑘𝑉/𝑐𝑚, el permitido entonces será el 70% del valor original 𝐸𝑂 = 66.5 𝑘𝑉/𝑐𝑚.


47

Ahora bien, se considera que el aceite tiene una permitividad 휀0 = 2.2, mientras que

para el cartón se tiene 휀𝑃 = 4.4.

Con estos valores se procede a calcular las distancias del cartón y del aceite

respectivamente, y la suma de estas será el EBA.

𝑑𝑃 =𝑈𝑡

𝐸𝑃

𝑑𝑂 =𝑈𝑡

𝐸𝑂− 𝑑𝑃 (

휀0

휀𝑃)

𝐸𝐵𝐴 = 𝑑𝑃 + 𝑑𝑂

La tabla 9, indica los valores de los espesores del cartón, aceite y el EBA.

Tabla 9. Distancia dieléctrica entre el devanado de baja y alta tensión.

Rigidez

dieléctrica

[𝒌𝑽/𝒄𝒎]

Rigidez

dieléctrica

permitida

[𝒌𝑽/𝒄𝒎]

Permitividad 𝒅

[𝒎𝒎]

𝑬𝑩𝑨

[𝒎𝒎]

Cartón 250 175 4.4 20 60

Aceite 95 66.5 2.2 40

La figura 17 muestra la distribución de los espacios de aceite y de cartón anteriormente

calculados, como puede apreciarse los espesores del cartón se mantuvieron con un

valor de 4 𝑚𝑚, mientras que para el aceite se tuvo que hacer una distribución uniforme

de la distancia calculada teniendo separaciones de 10, 6 𝑦 4 𝑚𝑚 respectivamente.


48

Pero, ¿por qué utilizar ductos de cartón? La respuesta es fácil, si únicamente se

estableciera el espacio de aceite calculado sin ductos de cartón, podría existir la

posibilidad de que los contaminantes en el aceite formaran un “weak-link” (ver capitulo

I, pág. 13) provocando en el transformador una falla segura. Es por eso que se colocan

ductos de aceite hechos de cartón, para evitar que las partículas contaminantes del

aceite se alineen y conlleven a una falla por rompimiento dieléctrico del aceite.

3.6 DIMENSIONAMIENTO DE LOS DEVANADOS DE ALTA Y BAJA

TENSIÓN

El cálculo para determinar las dimensiones de los devanados de baja y alta tensión

considera el uso de papeles y cartones aislantes utilizados entre cada una de las capas

que componen al devanado, así como el aislamiento entre vueltas que corresponde a

la capa de barniz aplicada a los conductores. Para el devanado de baja tensión se

utilizara papel crepe de 0.14 𝑚𝑚 de espesor, mientras que para el devanado de alta

tensión el material aislante utilizado entre capas será papel kraft tratado (insuldur) de

0.25 𝑚𝑚.

Devanado

de baja

tensión

Devanado

de alta

tensión

4 m

m

4 m

m

4 m

m

4 m

m

4 m

m

6 m

m

4 m

m

4 m

m

6 m

m

10 m

m

10 m

m

60 mm

Figura 17. Aislamiento principal del transformador.


49

3.6.1 DEVANADO DE BAJA TENSIÓN

Primeramente deberán calcularse las espiras por capa del devanado de baja tensión,

en este caso como es de baja tensión se tendrán tantas capas como número de espiras

calculadas para este devanado, teniendo entonces 1 𝑒𝑠𝑝𝑖𝑟𝑎/𝑐𝑎𝑝𝑎, por tanto el número

de capas para el devanado de baja tensión será de 15 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑠, pero como en el lado de

baja tensión se tienen dos devanados, se tendrán 15 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑠 para cada devanado en

baja tensión, tal como se ilustra en la figura 18.

Tomando en consideración que para realizar ambas bobinas para la baja tensión se

utilizará una hoja de aluminio de 0.508 × 180 𝑚𝑚 y considerando que el devanado de

baja tensión se encuentra constituido por dos bobinas de igual tensión y por tanto igual

número de espiras (como lo indica la figura 16), entonces la altura axial de cada bobina

será igual al ancho de lámina seleccionada, teniendo entonces.

ℎ𝑎𝑏 = 180 𝑚𝑚

X1

Bobina 1

15 espiras

X2

127 V

X3

X4

Bobina 2

15 espiras

Figura 18. Arreglo en paralelo de las dos bobinas que conforman al devanado de baja tensión.


50

Con los datos anteriormente mencionados se procede a calcular la altura axial (ℎ𝑎𝑠)

del devanado de baja tensión como sigue.

ℎ𝑎𝑠 = 2(ℎ𝑎𝑏) + 𝑒𝑏

Donde

ℎ𝑎𝑏: 𝐸𝑠 𝑒𝑙 𝑎𝑛𝑐ℎ𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 ℎ𝑜𝑗𝑎 𝑑𝑒 𝑎𝑙𝑢𝑚𝑛𝑖𝑜 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑙𝑎𝑠 𝑏𝑜𝑏𝑖𝑛𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑏𝑎𝑗𝑎 𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖ó𝑛

𝑒𝑏: 𝐸𝑠 𝑙𝑎 𝑑𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝑏𝑜𝑏𝑖𝑛𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑏𝑎𝑗𝑎 𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖ó𝑛

El espesor radial del devanado (𝑒𝑟𝑠) se calcula de la siguiente manera

𝑒𝑟𝑠 = (𝑁𝑜. 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑠 × 𝑒𝑎𝑙) + [𝑒𝑐𝑏(𝑁𝑜. 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑠 − 1)]

Donde

𝑒𝑎𝑙: 𝐸𝑠 𝑒𝑙 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑙𝑎 ℎ𝑜𝑗𝑎 𝑑𝑒 𝑎𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛𝑖𝑜

𝑒𝑐𝑏: 𝐸𝑠 𝑒𝑙 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑠

Teniendo las dimensiones del devanado de baja tensión, se puede calcular la longitud

de la vuelta media (𝑙𝑣𝑚) de la siguiente manera.

𝑙𝑣𝑚𝑠 = 2(𝐶 + 2𝐷) + 𝜋[2(𝑑𝑎𝑖𝑠) + 𝑒𝑟𝑠]

Donde

𝐶: 𝐸𝑠 𝑒𝑙 𝑎𝑛𝑐ℎ𝑜 𝑑𝑒 𝑙á𝑚𝑖𝑛𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑛ú𝑐𝑙𝑒𝑜

2𝐷: 𝐸𝑠 𝑒𝑙 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑛ú𝑐𝑙𝑒𝑜

𝑑𝑎𝑖𝑠𝑙: 𝐸𝑠𝑝𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑡𝑢𝑏𝑜 𝑑𝑒𝑣𝑎𝑛𝑎𝑑𝑜

Finalmente, la longitud total de lámina a utilizar será el producto de las espiras por la

longitud de la vuelta media.

𝑙𝑡𝑠 = 2 × 𝑁2 × 𝑙𝑣𝑚𝑠


51

Los resultados de cada cálculo se muestran en la tabla 10.

Tabla 10. Dimensiones generales del devanado de baja tensión

Dimensiones del devanado de baja tensión

𝒆𝒄𝒃

[mm]

𝑒𝑏

[mm]

Espiras/capa Número de

capas

ℎ𝑎𝑠

[mm]

𝑒𝑟𝑠

[mm]

0.14 4 1 15 364 9.58

Longitud de la vuelta media y total de lámina del devanado

𝒍𝒗𝒎𝒔

[m]

𝑙𝑡𝑠

[m]

3.5 52.52

La altura radial del devanado de baja tensión se calcula de la siguiente forma:

ℎ𝑟𝑠𝑓 = 2𝐷 + (2 ∗ 𝐸𝐵𝐴) + (2 ∗ 𝑒𝑟𝑠)

ℎ𝑟𝑠𝑙 = 𝐶 + (2 ∗ 𝐸𝐵𝐴) + (2 ∗ 𝑒𝑟𝑠)

Donde

ℎ𝑟𝑠𝑓: 𝐸𝑠 𝑙𝑎 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑣𝑖𝑠𝑡𝑎 𝑓𝑟𝑜𝑛𝑡𝑎𝑙𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒

ℎ𝑟𝑠𝑙: 𝐸𝑠 𝑙𝑎 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑣𝑖𝑠𝑡𝑎 𝑙𝑎𝑡𝑒𝑟𝑎𝑙𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒

La tabla 11 indica las dimensiones del devanado de baja tensión vistas frontalmente y

lateralmente.

Tabla 11. Alturas axial y radial del devanado de baja tensión.

Altura axial y radial del devanado de baja tensión

Vista del devanado Altura axial

ℎ𝑎𝑠

[mm]

Altura radial

ℎ𝑟𝑠

[mm]

Frontal 364 251.15

Lateral 364 289.16


52

3.6.2 DEVANADO DE ALTA TENSIÓN

Para determinar las dimensiones del devanado de alta tensión se procede igual que

en el devanado de baja tensión, con la diferencia de que en este caso las espiras por

capa no es igual a 1, las espiras por capa para este caso se calculan de la forma

siguiente.

𝐸𝑠𝑝𝑖𝑟𝑎𝑠/𝑐𝑎𝑝𝑎 =ℎ𝑎𝑠

𝐷𝑐𝑎

Donde

ℎ𝑎𝑠: 𝐸𝑠 𝑙𝑎 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑎𝑥𝑖𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑑𝑒𝑣𝑎𝑛𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑏𝑎𝑗𝑎 𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖ó𝑛

𝐷𝑐𝑎: 𝐸𝑠 𝑒𝑙 𝑑𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑑𝑜

El número de capas que se utilizaran en el devanado de alta tensión se calculan

dividiendo las espiras primarias entre las espiras por capa, tal como se muestra a

continuación.

𝑁𝑜. 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑠 =𝑁1

𝐸𝑠𝑝𝑖𝑟𝑎𝑠/𝑐𝑎𝑝𝑎

La altura axial del devanado de alta tensión será igual que la altura axial del devanado

de baja tensión, teniendo entonces.

ℎ𝑎𝑝 = ℎ𝑎𝑠

Para calcular el espesor radial del devanado se procede con la siguiente expresión,

que involucra al espesor del aislamiento entre capas, el número de capas y el diámetro

del conductor con aislamiento.

𝑒𝑟𝑝 = (𝑁𝑜. 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑠 × 𝐷𝑐𝑎) + [𝑒𝑐𝑝(𝑁𝑜. 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑠 − 1)]

Donde

𝑒𝑐𝑎: 𝐸𝑠 𝑒𝑙 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑎𝑙𝑡𝑎 𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖ó𝑛


53

La longitud de la vuelta media para este devanado se calcula de la siguiente forma.

𝑙𝑣𝑚𝑝 = 2(𝐶 + 2𝐷) + 𝜋[2(ℎ𝑟𝑝 + ℎ𝑟𝑠)]

Y por último la longitud total de alambre magneto AWG 24 será:

𝑙𝑡𝑝 = 𝑁1 × 𝑙𝑣𝑚𝑝

Los resultados de los cálculos realizados se pueden observar en la tabla 12.

Tabla 12. Dimensiones generales del devanado de alta tensión.

Dimensiones del devanado de alta tensión

𝒆𝒄𝒑

[mm]

Espiras/capa Número de capas ℎ𝑎𝑝

[mm]

𝑒𝑟𝑝

[mm]

0.25 513 16 364 15.11

Longitud de la vuelta media y total de lámina del devanado

𝒍𝒗𝒎𝒑

[m]

𝑙𝑡𝑝

[m]

1.46 11885.83

La altura radial del devanado de alta tensión se calcula de la siguiente forma:

ℎ𝑟𝑝𝑓 = ℎ𝑟𝑠𝑓 + (2 ∗ 𝐸𝐵𝐴) + (2 ∗ 𝑒𝑟𝑝)

ℎ𝑟𝑝𝑙 = ℎ𝑟𝑠𝑙 + (2 ∗ 𝐸𝐵𝐴) + (2 ∗ 𝑒𝑟𝑝)

Donde

ℎ𝑟𝑝𝑓: 𝐸𝑠 𝑙𝑎 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑣𝑖𝑠𝑡𝑎 𝑓𝑟𝑜𝑛𝑡𝑎𝑙𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒

ℎ𝑟𝑝𝑙: 𝐸𝑠 𝑙𝑎 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑣𝑖𝑠𝑡𝑎 𝑙𝑎𝑡𝑒𝑟𝑎𝑙𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒

La tabla 13 indica las dimensiones del devanado de baja tensión vistas frontalmente y

lateralmente.


54

Tabla 13. Alturas axial y radial del devanado de alta tensión.

Dimensiones de los devanados

Vista del devanado Altura axial

ℎ𝑎𝑠

[mm]

Altura radial

ℎ𝑟𝑎

[mm]

Frontal 364 371.37

Lateral 364 409.38

3.7 DIMENSIONES DE LAS ARCADAS

Por último se determinaran las dimensiones generales de las arcadas, como se había

mencionado anteriormente, el núcleo del transformador se encuentra constituido por

dos arcadas del mismo tamaño las dimensiones de estas se calcularan a continuación.

En la figura 19, se muestran las dimensiones a calcular de una sola arcada esto con

el fin de visualizar una parte del núcleo del transformador.

A

F

B

C

D

E

Figura 19. Dimensiones generales de una de las arcadas.


55

Para determinar las dimensiones, se procede de la siguiente manera:

𝐴 = 𝑒𝑟𝑝 + 𝑒𝑟𝑠 + (3 ∗ 𝐸𝐵𝐴)

𝐵 = ℎ𝑎𝑠 + (2 ∗ 𝐸𝐵𝐴)

𝐸 = 𝐵 + 2𝐷

𝐹 = 𝐴 + 2𝐷

Las dimensiones de las arcadas se muestran en la figura 20, tomando como referencia

a la tabla 14 respectivamente.

Tabla 14. Dimensiones generales de las arcadas que conforman al núcleo del transformador.

A [cm]

B [cm]

C [cm]

2D [cm]

E [cm]

F [cm]

15.97 45.40 18 14.20 59.60 30.17

A

B

D

E

F

C

Figura 20. Dimensiones del núcleo del transformador.


56

3.8 RESULTADOS

La figura 21 muestra el arreglo físico general de los devanados de alta y baja tensión,

situados respectivamente en el núcleo del transformador, en esta figura pueden

observarse los espacios entre devanados y entre el devanado de alta tensión hacia el

núcleo (𝐸𝐵𝐴). Así como el espesor de cada uno de los devanados, altura axial y la

altura radial respectivamente.

EBA

Espesor devanado AT

Espesor devanado BT

Alt

ura

axia

l

Altura radial

Figura 21. Arreglo general de la parte activa del transformador.


57

3.8.1 VISTA FÍSICA DEL DEVANADO DE BAJA TENSIÓN

La figura 22 muestra un esquema físico de las bobinas que conforman al devanado de

baja tensión, recordando que este es un arreglo en paralelo para aprovechar la máxima

potencia del transformador y utilizar los 127 𝑉 de este devanado.

Bobina 1

Bobina 2

4 mm

𝒉𝒂𝒃

𝒉𝒂𝒃

Figura 22. Arreglo físico del devanado de baja tensión.


58

3.8.2 VISTA FISICA DE LA PARTE ACTIVA DEL TRANSFORMADOR

La figura 23 nos muestra la parte activa final, prácticamente el arreglo final de los

devanados de baja y alta tensión montados sobre el núcleo del transformador.

La figura 24 muestra las vistas lateral y frontal de la parte activa, aquí puede

observarse el espacio entre el devanado de alta tensión y el núcleo axialmente y

radialmente.

Figura 23. Parte activa del transformador (conjunto alta y baja tensión).


59

Vista frontal

Vista superior

Conjunto

Alta-Baja

EBA

Alta tensión

Baja tensión

Núcleo

Núcleo

Figura 24. Vistas superior y frontal de la parte activa del transformador.

60

CONCLUSIONES

El diseño del sistema de aislamiento para este tipo de transformador es en esencia

más grande que el de un transformador de distribución común, esto es por el nivel de

tensión que se maneja en el lado primario del mismo.

El uso de los distintos materiales aislantes que conforman a este sistema de

aislamiento del transformador, involucran diferentes espesores (en el caso del papel y

del cartón), los cuales estarán en función de la tensión a la que operará el

transformador.

Observando las tablas 9, 10 y 11 podemos ver las como los espesores de los

aislamientos, el espesor de los devanados y la distancia dieléctrica entre el devanado

de alta y baja tensión, influyen en la altura radial del conjunto devanado de alta y baja

tensión así mismo, como influyen en las dimensiones propias de las arcadas que

conforman al núcleo del transformador.

El establecer cartón entre el espacio baja alta (EBA), es de suma importancia para

evitar una falla en el transformador, si consideramos el hecho de que el tratado del

aceite (procesos de refinación y filtrado) no es el adecuado o fuera de baja calidad,

existirían partículas contaminantes en el mismo y al estar presentes entre ambos

devanados, por efecto de campos eléctricos grandes a causa del devanado de alta

tensión estas partículas se alinearían formando un “weak-link” provocando un

rompimiento dieléctrico en el aceite y llevando al transformador a una falla segura.

Colocando ductos de cartón entre el EBA evitamos que estas partículas formen un

puente y exista una ruptura dieléctrica.

El arreglo de las bobinas en baja tensión fue en paralelo con el fin de poder aprovechar

los 50 kVA establecidos a una tensión de 127 V, puesto que la especificación CFE K-

000026 establece que estas bobinas pueden formar un arreglo serie o paralelo.

61

Si el arreglo hubiera sido en serie tendríamos una potencia de 50 kVA a un valor de

tensión de 254 V, teniendo entonces que cada bobina en baja tensión otorgará una

tensión de 25 kVA.

Las figuras 21, 22, 23 y 24 muestran claramente las dimensiones obtenidas a través

de los cálculos realizados en cuento a la sección del núcleo, dimensiones de los

devanados de alta y baja tensión y las dimensiones generales de las arcadas que

conforman al núcleo del transformador. Fue indispensable realizar el cálculo de la parte

activa del transformador, pues el dimensionamiento dieléctrico depende de todos estos

parámetros, partiendo básicamente del cálculo de un transformador con unas

consideraciones de diseño respectivamente.

El diseño completo de la máquina debe involucrar un análisis transitorio considerando

corrientes de cortocircuito (tanto en el lado de alta y baja tensión) así como campos

eléctricos y electromagnéticos influyentes en ambos devanados. Ya que este fue un

diseño preliminar de la maquina en estado “estable” no se consideró el análisis en

estado transitorio por falta de información ya que este análisis requiere datos más

específicos de diseño del transformador y se realiza a través de simulaciones con

ayuda del software adecuado, simulaciones que conllevan a la visualización de los

campos eléctricos y electromagnéticos que llegan a interactuar entre ambos

devanados así como las concentraciones de campo eléctrico en diferentes puntos del

diseño preliminar del transformador.

Este tipo de transformadores reductores para servicios propios y auxiliares, son

utilizados actualmente como unidades para abastecer prácticamente los servicios

auxiliares de subestaciones, alimentar cargas rurales y a sistemas de

telecomunicaciones. Es una opción más económica a la instalación de una

subestación, pero en este caso para cargas pequeñas.

62

GLOSARIO

Calandrado

Es un proceso de conformado que consiste en hacer pasar un material sólido a presión entre rodillos de

metal generalmente calientes que giran en sentidos opuestos y se cortan con una cuchilla para obtener

el tamaño deseado, con el fin de obtener láminas de espesor controlado del material a utilizar.

Campo eléctrico

Es la perturbación creada por la simple existencia de cargas eléctricas.

Celulosa

Sustancia inodora, insípida y biodegradable que se obtiene generalmente del algodón y de la pulpa de

la madera.

Conductividad volumétrica

Capacidad de un dieléctrico para conducir corriente eléctrica por unidad de volumen.

Conductividad superficial

Capacidad de un dieléctrico para conducir corriente eléctrica superficialmente.

Curva isotérmica

Curva de un material a una única temperatura establecida.

Descargas parciales

Fenómeno que se presenta en un elemento aislante cuando empieza a conducir energía eléctrica.

Densidad de corriente

Es la cantidad de corriente eléctrica que pasa por una determinada sección transversal de un conductor.

Disolución

Es la mezcla homogénea de dos o más sustancias, en donde la sustancia presente en mayor cantidad

es el disolvente y la de menor cantidad es el soluto (sustancia disuelta).

63

Perdidas dieléctricas

Medida de la energía disipada en forma de calor del aceite, cuando este es usado dentro de un campo

eléctrico variante con el tiempo.

Permitividad

La permitividad de un material determina como responde este al aplicarle un campo eléctrico, esto para

materiales que no son conductores (aislantes o dieléctricos), las cargas no pueden moverse libremente

pero pueden desplazarse ligeramente.

Punto de escurrimiento

Es aquella temperatura en la cual el aceite apenas fluye, cabe mencionar que cuanto más se eleve esta

temperatura el aceite fluirá con mayor facilidad.

Punto de flameo

También denominada temperatura de flameo, es aquella temperatura a la cual debe ser calentado el

aceite para emitir vapores suficientes para formar una mezcla inflamable bajo condiciones de prueba.

Rigidez dieléctrica

Es el máximo gradiente de potencial que puede soportar un material aislante, sin que se produzca la

descarga disruptiva.

Suspensión

Son mezclas heterogéneas formadas por un sólido en pequeñas partículas no solubles que se dispersan

en un medio líquido.

Tensión aplicada

Prueba del tipo dieléctrica también conocida como tensión de aguante a 60 Hz, la cual tiene como

objetivo demostrar la capacidad de los aislamientos mayores a tierra de los devanados excitados.

Tensión inducida

Prueba del tipo dieléctrica, la cuela demuestra la capacidad de los aislamientos entrecapas y

entrevueltas de los devanados excitados.

Tensión interfacial

Es una medida de la fuerza molecular existente entre el aceite aislante y el agua destilada.

64

Tensión de ruptura

Es el gradiente de potencial, en el cual se produce la descarga disruptiva en el material aislante.

Viscosidad cinemática

Es la resistencia que opone el flujo continuo y uniforme, sin turbulencia, inercia y otros esfuerzos. La

viscosidad de un líquido varía con la temperatura.

65

BIBLIOGRAFÍA

S.V. KULKARNI, S.A. KHAPARDE, Transformer Engineering Design and Practice, Marcel

Dekker, Inc. Indian Institute of Technology, Bombay Mumbai, India.

RINDLISBACHER, GÜNTHER y VUOLLE, RISTO. 2005. Abaratar y secar. Revista ABB 3.

PÉREZ, PEDRO AVELINO, Transformadores de Distribución Teoría, Cálculo, Construcción y

Pruebas, 3a edición, Editorial REVERTÉ, México D.F.

MÉXICO. Comisión Federal de Electricidad. 2012. ESPECIFICACIÓN CFE K0000-26, 01 de

diciembre de 2012.

MÉXICO. Asociación Nacional de Normalización y Certificación del Sector Eléctrico. 2004.

NMX-J-169-ANCE-2004: Transformadores y autotransformadores de distribución y potencia –

métodos de prueba, 13 de agosto de 2004.


NMX-J-123-ANCE-2001: Productos eléctricos - transformadores - aceites minerales aislantes

para transformadores - especificaciones, muestreo y métodos de prueba, 26 de Julio de 2001.


NMX-J-284-ANCE-1998: Productos eléctricos – Transformadores de potencia –

Especificaciones, 03 de Mayo de 1999.

MENDÉZ ALBORES, RAUL. 1978. Aceite aislante para transformadores e interruptores.

México.

K. KARSAI D., D. KERÉNYI D. y L. KISS D., Large Power Transformers, Stuides in Electrical

and Electronic Engineering 25, ELSEVIER. Amsterdam, Oxford, New York, Tokyo 1987.

JAMES H. HARLOW, Electric Power Transformer Engineering, CRC Press LLC. United States

of America 2004.

FLANAGAN, WILLIAM M., Handbook of Trasformer Design & Applications, 2a edición, Mc

Graw Hill. Page 8.19

F.H. KREUGER, Industrial High Voltage, Delft University Press. The Netherlands.

ANEXOS

ANEXO I. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN PARA SERVICIOS

AUXILIARES ESPECIFICACIONES

Transformadores de medida | Alta tensión42

5. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN PARA SERVICIOS AUXILIARES Aislamiento papel-aceite Aislamiento gas

› Transformador para servicios propios de la subestación modelo UTP de 245 kV.

Coyote Switch (Estados Unidos).

Transformadores de medida | Alta tensión 43

› Modelo UTP

5. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN PARA SERVICIOS AUXILIARES > Aislamiento papel-aceite y gas

Este tipo de transformadores de tensión permiten obtener un suministro de energía en baja tensión de varios kVA directamente de una línea de alta tensión.

Combina los benefi cios de un transformador de potencial con aplicaciones de un transformador de distribución.

INTRODUCCIÓN

› Modelo UT › Modelo UG

Aislamiento papel-aceite: modelo UT hasta 245 kV y 10 kVA; modelo UTP hasta 362 kV y 333 kVA.

Aislamiento gas:modeol UG hasta 550 kV y 100 kVA.


APLICACIONES1. Alimentación de servicios auxiliares de

subestaciones:Como suministro de potencia dentro de subestaciones convencionales donde se requiere suministrar o respaldar con energía en baja tensión, así como en zonas remotas o rurales donde la construcción de redes de distribución es insegura además de intermitente y requerir mantenimiento frecuente y de un costo muy elevado.

Como fuente de potencia primaria en sub-estaciones de switcheo sin transformador de potencia para suministrar a la subesta-ción y los sistemas de control SCADA.

2. Alimentación de sistemas de telecomuni-caciones:Suministro eléctrico de calidad para antenas repetidoras situadas en lugares remotos. Se puede conectar directamente el transfor-mador de una línea de transmisión cercana. › Transformador de

tensión UTP-245 para electrifi cación rural, Estado de Chihuahua (México).

3. Electrifi cación rural de poblados aislados: Como fuente de potencia para suministrar energía de forma confi able y económica a comunidades rurales localizadas en lugares apartados en donde no existen circuitos de distribución cercanos pero sí existen lí-neas de transmisión. Este uso en particular proporciona energía de una línea de trans-misión de 230 kV o de 115 kV y suministra electricidad en baja tensión.

4. Alimentación temporal durante la construcción de subestaciones, parques eólicos, etc. y suministro de emergencia durante catástrofes naturales.



Los transformadores de tensión para servicios auxiliares aislados en papel-aceite se componen de un núcleo magnético situado dentro de una cuba metálica sobre el cual están arrolladas los bobinados primarios y secundarios. La tensión primaria es conducida mediante una borna formada por un conjunto de pantallas y capas de papel aislante impregnado en aceite. Para controlar las variaciones de su nivel, están dotados de una cámara de compensación.

Los transformadores de tensión para servicios auxiliares aislados en gas se componen de un núcleo magnético situado dentro de una cuba metálica sobre el cual están arrollados los bobinados primarios y secundarios. Para estos bobinados se utilizan cables eléctricos resistentes al calor con revestimiento de resina sintética y una película de plástico con alta resistencia dieléctrica, gran resistencia al calor y fuerte resistencia mecánica.

El gas SF6 y la película de plástico son el medio de aislamiento entre las capas de bobinado. Hay una válvula de entrada para el gas SF6 en la parte lateral del depósito y existen dispositivos de monitorización para las fugas y la presión de gas.

DISEÑO Y FABRICACIÓN

› Instalación de transformadores tensión UTE.

› Transformador de tensión de 72,5 kV para SSAA aislado en gas. REE (España)



Papel aceite:

› Compensador metálico que regula efi caz-mente los cambios en el volumen de aceite debidos fundamentalmente a la variación de temperatura.

› Válvula de toma de muestras de aceite para su análisis periódico.

› Posibilidad de aislador de porcelana o sintético.

Gas:

› Aislador sintético que confi ere seguridad en transporte y servicio.

› Monitorización del estado de aislamiento por medio de la alarma del manómetro.

En colaboración con el GGGooobbbiiieeerrrnnnooo dddeee CCChhhiiihhhuuuaaahhhuuuaaayy llaa CCoommiissiióónn FFeeddeerraall ddee EEllecttriiciiddadd, AARRTTEECCHHEE hha ddeessaarrrroollllaaddoo uunn pprrooyyeeccttoo ppppiiiiilllllooottttooo,, ppppiiiiiooonnneeerrrooo aaa nnniiiiivvveeelllll mmmmuuuunnnndddddiiiiiaaaalllll, ppppaaaarrrraaaa eeeexxxxttttteeeennnndddddeeeerrrrel servicio eléctrico a las poblaciones del área rural y reducir así su marginación, mediante transformadores de tensión auxiliares.

VENTAJAS

La solución convencional empleada para las aplicaciones anteriormente descritas es una línea de media tensión dedicada. El transformador de tensión para servicios auxiliares de ARTECHE ofrece las siguientes ventajas: › Variedad de diseños y aislamientos para una mejor adaptación a las necesidades del cliente.

› Benefi cio social. Electrifi cación de zonas aisladas, suministro de emergencia después de catástrofes naturales…

› Independencia en el suministro incremen-tando así la fl exibilidad y la confi abilidad al no depender de terceros.

› Reducción de costes. › Solución fl exible y de rápida ejecución frente a la construcción de una nueva línea, ya que no hay necesidad de solicitar per-misos, realizar estudios medioambientales, acometer expropiaciones, etc.).

› Fuente de poder de alta confi abilidad den-tro de la misma subestación.

› No se arriesga al elemento más costoso de la subestación (Transformador de po-tencia), para aplicaciones de baja tensión y servicios propios, que suelen ser más inseguras.

› Incorpora una función dual de fuente de poder y transformador de medida en una sola unidad, por lo que puede ser utilizado también para medición y/o protección.

› Construcción hermética asegurada median-te prueba en planta a todas las unidades bajo presión y una vez lleno el aparato de gas o aceite.

› Aptos para transporte vertical y horizontal. › Libres de mantenimiento durante su amplio periodo de funcionamiento.

› Diseño amigable con el medio ambiente debido a la utilización de aceites aislantes de alta calidad y libres de PCB. Los materia-les empleados son reciclables y resistentes a la intemperie.

› Respuesta optima en condiciones climáticas extremas de temperatura, altitud, ambientes salinos o contaminados, seísmos, etc.

› Los aparatos se ensayan como rutina a descargas parciales, tangente delta, aisla-miento y precisión y están diseñados para soportar todos los ensayos tipo que indican las normas.

› Disponibilidad de laboratorios propios homologados ofi cialmente.



GAMALos transformadores de tensión inductivos para servicios auxiliares se denominan mediante el uso de diferentes letras (UT, seguida de una tercera letra que indicaría el modelo dentro de la línea, para aislamiento papel-aceite y UG para aislamiento gas) seguidas de 2 ó 3 cifras indicativas de las tensiones de servicio.

La tabla (siguiente página) muestra la gama actual de transformadores fabricada por ARTECHE. Las características son orientativas.

ARTECHE puede fabricar estos transformadores de acuerdo con cualquier norma nacional o internacional.

› Transformadores de tensión inductivos UTE de 145 kV.

Transener (Argentina).

› Transformador de tensión inductivo UG 420 kV en pruebas de rutina en los laboratorios de ARTECHE.

H

› Modelo UTP

B

A

H

A

› Modelo UG

B

H

A

› Modelo UTE

B



Aislamiento papel-aceite > Modelo UT

Modelo

Tensión máxima

de servicio

(kV)

Tensiones de ensayo

Potencia(kVA)

Línea de fuga

estándar(mm)

Dimensiones

Peso(kg)Frecuencia

Industrial(kV)

Impulso(kVp)

Maniobra(kVp)

AxB(mm)

H(mm)

UTE-72 72.5 140 325 - Hasta 10 1.825 400x430 1.645 285

UTE-145 145 275 650 - Hasta 10 3.625 400x400 2.105 400

UTG-245 245 460 1.050 - Hasta 10 6.125 500x640 3.260 800

Dimensiones y pesos aproximados. Para necesidades especiales, consultar.


Aislamiento gas > Modelo UG

Modelo

Tensión máxima

de servicio

(kV)

Tensiones de ensayo

Potencia (kVA)

Línea de fuga estándar

(mm)

Dimensiones

Peso(kg)

Frecuencia industrial

(kV)

Impulso(kVp)

Maniobra (kVp)

Base(mm)

Altura(mm)

UG-72 72,5 140 325 - 50 2.248 600x600/1.200x1.200 2.250 < 3.500

UG-145123 230 550 - 100 3.813 600x600/1.200x1.200 3.100 < 3.500

145 275 650 - 100 4.495 600x600/1.200x1.200 3.100 < 3.500

UG-245

170 325 750 - 100 5.270 600x600/1.200x1.200 3.300 < 3.500

245 460 1.050 - 100 7.595 600x600/1.200x1.200 3.800 < 3.500

300 460 1.050 850 100 9.300 600x600/1.200x1.200 4.200 < 3.500

UG-420362 510 1.175 950 100 11.222 900x900/1.200x1.200 4.600 < 3.500

420 630 1.425 1.050 100 13.020 900x900/1.200x1.200 5.300 < 3.500

UG-550 550 680 1.550 1.175 100 17.050 900x900/1.200x1.200 5.800 < 3.500


Aislamiento papel-aceite > Modelo UTP

Modelo

Tensión máxima

de servicio

(kV)

Tensiones de ensayo

Potencia(kVA)

Línea de fuga

estándar(mm)

Dimensiones

Peso(kg)Frecuencia

Industrial(kV)

Impulso (kVp)

Maniobra(kVp)

AxB(mm)

H(mm)

UTP-123 123 230 550 - 50/100 4.525 1.100x776 3.100 2.950

UTP-145 145 275 650 - 50/100 4.525 1.101x776 3.100 2.950

UTP-170 170 325 750 - 50/100 5.285 1.102x776 3.400 3.200

UTP-245 245395 900

- 50/100/333 6.1251.450x1220

4.590 4.500460 1.050 1.451x1220

UTP-362 362510 1.175

950 50/100/333 9.0501.452x1220

5.270 5.135575 1.300 1.453x1220


ANEXO II. CURVA DE SATURACIÓN DEL NUCLEO M0-H

ANEXO III. CATALOGO ALAMBRE MAGNETO ESPECIFICACIONES

Alambre Magneto

CONDUCTORES MEXICANOS ELÉCTRICOS Y DE TELECOMUNICACIONES, S.A. DE C.V.Poniente 140 No. 720, Col. Industrial Vallejo, Azcapotzalco, México, D.F., C.P. 02300Enero 2011

Descripción:

1. Conductor redondo, cuadrado o rectangular de cobre suave.

2. Aislamiento a base de resina polivinil formal modificada.

Normas:Aplicaciones:

• Transformadores con aceite dieléctrico tipos: instrumento, distribución o potencia.

• Motocompresores herméticos. • Bobinas en general.

Propiedades:

• Excelente flexibilidad, adherencia y resistencia a la abrasión.• Excelente estabilidad química ante la presencia de diveros agentes

contenidos en los aceites dieléctricos. • Químicamente resistente al freón 12 y 22 y ecológicos como el freón

134 A.

Recomendaciones generales:

• Evíte el contacto del producto con solventes polares tales como el alcohol, la acetona u otros como el xilol o el toluol, ya que pueden agrietar la película de aislamiento.

FORMANELM.R.

105 ºC

Clase térmica:

Color:

105 °C, clase A

Ámbar (típico)

Puede diseñarse el producto bajo cualquiera de las siguientes normas*:

• IEC 60317-1 e IEC 60317-17• NMX-J-063-ANCE y NMX-J- 072-ANCE• NEMA MW-1 000: MW 15-C, MW 18-C

* En caso de requerir cumplir con una norma o especificación diferente a las indicadas, favor de consultar a nuestro departamento técnico.

Certificación:

Datos para pedido:

Alambre magneto o solera cuadrada o rectangular FORMANELM.R., calibre

o sección transversal en mm2 del conductor, dimensiones (en caso de soleras), construcción (sencilla o doble), cantidad y tipo de empaque.

Mínima

mm in mm in

Referencia Máxima

Espesor 1.0 0.040 5.2 0.204 Ancho 2.5 0.100 14.0 0.551

Área Máxima

mm2 in2

RelaciónAncho/Espesor (1)

Máxima

6 40.3 0.0625

Dimensiones

RANGO DE FABRICACIÓN FORMANELM.R. SOLERARANGO DE FABRICACIÓN FORMANELM.R. CIRCULAR

Color Construcción sencilla Construcción doble Ámbar.

Calibre 14 a 30 AWG 4 a 30 AWG (típico) Diámetro 1.613 mm a 0.251 mm 5.138 mm a 0.251 mm del conductor (0.0635" a 0.0099") (0.2023" a 0.0099")

Sistema de calidad certificado por:

1005936 QMO8 ISO 9001:2008

Conductores Mexicanos Eléctricos y de Telecomunicaciones, S.A. de C.V.

Registro de producto ante Underwriters Laboratories Inc. File E 87331.

UL R

REGISTERED FIR

M

Nota: Estos datos son aproximados y están sujetos a tolerancias

normales de manufactura.

(1) La relación: ancho/espesor, es adimensional.

Alambre Magneto

CONDUCTORES MEXICANOS ELÉCTRICOS Y DE TELECOMUNICACIONES, S.A. DE C.V.Poniente 140 No. 720, Col. Industrial Vallejo, Azcapotzalco, México, D.F., C.P. 02300Enero 2011

FORMANELM.R.

105 ºC

Prueba Requerimiento Valores de norma ** obtenidos Adherencia y flexibilidad 20% / 3d Sin ruptura Elongación Mínimo 32 % 40 % Resorteo Máximo 58 º 50 º Abrasión Mínimo 1 150 g 1 520 g Coeficiente de ----- 0.120 fricción estático Coeficiente de ----- 0.090 fricción dinámico

Nota: *Valores típicos de un Alambre Magneto DOBLE FORMANEL M.R. calibre 18 AWG **Norma de referencia: NEMA MW-1 000 MW 15-C

PROPIEDADES MECÁNICAS

PROPIEDADES ELÉCTRICAS

Prueba Requerimiento Valores de norma ** obtenidos Esfuerzo dieléctrico Mínimo 5700 V 9 300 V Esfuerzo dieléctrico a Mìnimo 4 275 V 7 500 V temperatura de rango Continuidad del Máximo 5 fallas @ Máximo 1 falla aislamiento

Prueba Requerimiento Valores de norma ** obtenidos Estabilidad térmica Mínimo 20 000 h @ 105 ºC 118 ºC Flujo termoplástico Mínimo 108 ºC 215 ºC Choque térmico 20% / 3d / 175 ºC Sin ruptura Temperatura de ----- 120 ºC - 130 ºC liberación de esfuerzos

PROPIEDADES TÉRMICAS

PROPIEDADES QUÍMICAS

Prueba Requerimiento Valores de norma ** obtenidos Resistencia a solventes Xilol, Xilol/Butil Celosolve Resiste Resistencia al aceite 5 700 V 8 150 V de transformador Curado completo Tolueno-Etanol Sin ampollas (visión normal) o grietas Extractibles Freón R-22 Pérdida máxima en 0.05% peso de 0.25% Retención del esfuerzo Mínimo 5 700 V 7 200 V dieléctrico

DATOS TÍPICOS DE PRUEBAS*

120 140 160 180 200 220 240

110 130 150 170 190 210 23020 000

10 000

1000

100

HORAS ºC

TEMPERATURA DE ENVEJECIDO ºC

TEMPERATURA DE ENVEJECIDO ºC

La gráfica muestra la curva de la vida térmica, basada en la extrapolación de los datos obtenidos del envejecido de un alambre magneto DOBLE FORMANELM.R. calibre 18 AWG.El FORMANELM.R. cumple con los requerimientos térmicos de un alambre clase 105 ºC.

ANEXO IV. CARACTERISTICAS PARTICULARES DE LOS

TRANSFORMADORES DE POTENCIAL INDUCTIVO PARA

SISTEMAS CON TENSIONES DE 115 kV A 230 kV

instituto politÉcnico nacional - tesis.ipn.mxtesis.ipn.mx/jspui/bitstream/123456789/14062/1/... ·...

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