pruebas eléctricas de diagnóstico a los transformadores de potencia
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Pruebas Eléctricas de Diagnóstico a los transformadores de potencia. Autor: Arthuro LongTRANSCRIPT
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA
PRUEBAS ELÉCTRICAS DE DIAGNÓSTICO A LOS TRANSFORMADORES DE
POTENCIA
Por:
Arthuro José Lon NG
INFORME DE PASANTÍA
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Electricista
Sartenejas, Noviembre de 2012
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA
PRUEBAS ELÉCTRICAS DE DIAGNÓSTICO A LOS TRANSFORMADORES DE
POTENCIA
Por:
Arthuro José Lon NG
Realizado con la asesoría de:
Tutor Académico: Prof. Juan Carlos Rodríguez
Tutor Industrial: Ing. Braulio Ramos
INFORME DE PASANTÍA
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Electricista
Sartenejas, Mayo de 2012
iv
PRUEBAS ELÉCTRICAS DE DIAGNÓSTICO
A LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA
POR
ARTHURO JOSÉ LON NG
RESUMEN
El presente informe muestra el estudio del transformador de potencia a través de las pruebas
eléctricas de diagnostico durante su proceso de reparación y mantenimiento en el taller CNRT
(Centro Nacional de Reparación de Transformadores de Potencia) con el fin de determinar la
condición de su sistema de aislamiento, si es la normalmente esperada, si hay indicios de la
ocurrencia de una falla y si esta ya ocurrió sirve para determinar el sector fallado y los
componentes afectados. Se realizó una investigación de los objetivos, montajes, procedimientos e
interpretación de cada prueba eléctrica (factor de potencia, corriente de excitación, resistencia de
aislamiento, relación de transformación, etc.), y un estudio de los factores que influyen en el
deterioro de su sistema aislante constituido principalmente por aceite mineral y celulosa; y los
procesos de recuperación como: el tratamiento de aceite y el secado del aislamiento sólido. Entre
las conclusiones más importantes están que la distribución de la corriente de excitación para un
transformador tipo columnas es la misma para las fases externas y menor en la fase central
debido a que el flujo magnético recorre un camino de menor reluctancia, las pruebas de factor de
potencia sirven para determinar el contenido de humedad del transformador y las normativas
internacionales IEC, IEEE no definen los criterios de aceptación de estas pruebas, solo ofrecen
recomendaciones de seguridad y de protocolo para la correcta ejecución de estas, por lo que se
utilizaron los criterios del taller CNRT que siguen los valores estándares usados por los
fabricantes.
v
DEDICATORIA
A mis Padres, A mis Hermanos, A Miguel Zapata.
vi
AGRADECIMIENTOS
A Dios sobre todas las cosas por darme la vida y salud, sin ellas no podría realizar ninguna actividad.
A mis padres y a mis hermanos por su gran apoyo incondicional y por enseñarme los valores y principios necesarios que me han llevado por este camino.
A mis amigos por siempre acompañarme y compartir momentos especiales en el transcurso de mi vida universitaria.
A mi tutor industrial Ing. Braulio Ramos por brindarme la oportunidad de realizar las pasantías en el taller CNRT.
A mi tutor académico Prof. Juan Carlos Rodríguez por brindarme todo el apoyo necesario para la realización de este informe.
A todo el personal que labora en las instalaciones del CNRT que compartieron conmigo y prestaron su apoyo durante esta etapa de la carrera, especialmente al Ing. Romero, Tec. Luis Pacheco, Ing. Moises Campos, Sr. Miguel Zapata, Ing Sariol e Ing. Jhonatan Carta.
vii
ÍNDICE GENERAL
RESUMEN .................................................................................................................................... iv
DEDICATORIA ............................................................................................................................ v
AGRADECIMIENTOS ............................................................................................................... vi
ÍNDICE GENERAL .................................................................................................................... vii
ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................................................. xi
ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................................... xii
INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 1
Objetivo general ......................................................................................................................... 2
Objetivos específicos ................................................................................................................. 2
CAPÍTULO I ................................................................................................................................. 4
DESCRIPCION DE LA EMPRESA ........................................................................................... 4
1.1 Reseña histórica ................................................................................................................... 4
1.2 Visión de CADAFE ............................................................................................................. 6
1.3 Misión de CADAFE ............................................................................................................ 6
1.4 CENTRO NACIONAL DE RECUPERACION DE TRANSFORMADORES .................. 6
1.5 Estructura Organizativa ....................................................................................................... 8
CAPÍTULO II ................................................................................................................................ 5
EL TRANSFORMADOR DE POTENCIA Y LOS FACTORES QUE AFECTAN SUS
CARACTERISTICAS AISLANTES ........................................................................................... 5
2.1 El transformador de potencia ............................................................................................... 5
2.2 Partes Constitutivas de un transformador .......................................................................... 10
2.3 Origen de las fallas en los transformadores de potencia .................................................... 12
2.4 Mecanismo de Degeneración del aceite Dieléctrico .......................................................... 13
2.5 Mecanismos de Degradación del Papel Aislante [4] ......................................................... 14
2.5.1 El Problema de la Humedad [4] ................................................................................ 14
2.5.2 El problema de la Oxidación [4] ............................................................................... 16
2.5.3 El Problema del Calor [4].......................................................................................... 16
viii
2.6 Mantenimiento preventivo del aceite ................................................................................. 17
2.6.1 Cambio de aceite [5] ................................................................................................. 17
2.6.2 Secado del Aceite [5] ................................................................................................ 18
2.6.2.1 Filtrado del Aceite [5] ............................................................................................ 19
2.6.2.2 Evaporación al vacío [5] ........................................................................................ 19
2.6.2.3 Filtración y evaporación al Vacío [5] ..................................................................... 19
2.7 Proceso de Vacío [4] .......................................................................................................... 20
2.8 Tratamiento de aceite [4] ................................................................................................... 21
2.9 Secado de la Parte Activa mediante Recirculación del Aceite [3]..................................... 22
2.10 Teoría del Secado de la Parte Activa de los Transformadores [3] ................................... 23
2.10.1 Métodos de Secado [3] ............................................................................................ 24
2.10.1.1 Método Antiguo ............................................................................................ 24
2.10.1.2 Método Convencional ................................................................................... 25
2.10.1.3 Método Vapour Phase................................................................................... 25
CAPÍTULO III ............................................................................................................................ 10
PRUEBAS ELÉCTRICAS DE CAMPO ................................................................................... 10
3.1 Evaluación de la Calidad del Sistema Aislante del Transformador ................................... 10
3.2 Recomendaciones generales para realizar pruebas eléctricas al equipo primario [7] ........ 27
3.3 Prueba de Resistencia de Aislamiento [7] ......................................................................... 28
3.3.1 Factores que afectan la prueba [7]............................................................................. 29
3.3.2 Conexiones para realizar la prueba [7] ...................................................................... 30
3.3.3 Interpretación de resultados para la evaluación de las condiciones de aislamiento .. 32
3.4 Prueba del Factor de Potencia del Aislamiento [7] ............................................................ 33
3.4.1 Métodos de prueba con el equipo para medición de factor de potencia [11] ............ 34
3.4.2 Cálculo del Factor de Potencia .................................................................................. 36
3.4.3 Conexiones para realizar la prueba de factor de potencia [7] .................................. 36
3.4.4 Interpretación de resultados para la evaluación de las condiciones de aislamiento .. 37
3.5 Prueba de la Corriente de Excitación ................................................................................. 40
3.5.1 Factores que afectan la prueba .................................................................................. 40
3.5.2 Conexiones para realizar la prueba ........................................................................... 41
3.5.3 Interpretación de resultados ...................................................................................... 44
3.6 Prueba de relación de transformación ................................................................................ 45
ix
3.6.1 Métodos de prueba e interpretación de resultados .................................................... 46
3.7 Prueba de Resistencia Óhmica a Devanados ..................................................................... 47
3.7.1 Métodos de Medición ................................................................................................ 47
3.7.2 Conexiones para realizar la prueba ........................................................................... 48
3.7.3 Interpretación de Resultados ..................................................................................... 50
3.8 Prueba de rigidez dieléctrica del aceite .............................................................................. 52
3.8.1 Procedimiento de prueba ........................................................................................... 53
3.9 Pruebas Especiales realizadas en el Centro Nacional de Reparación de Transformadores54
3.9.1 Ensayo de tensión Inducida ....................................................................................... 54
3.9.2 Prueba de Impedancia de Cortocircuito a Tensión Reducida ................................... 56
CAPÍTULO IV ............................................................................................................................. 27
PRUEBAS REALIZADAS EN EL CENTRO NACIONAL DE REPARACIÓN DE
TRANSFORMADORES ............................................................................................................. 27
4.1 Pruebas realizadas al Transformador Siemens serial 311509 ........................................... 58
4.1.1 Prueba de factor de potencia ..................................................................................... 58
4.1.2 Prueba de Impedancia de Cortocircuito a tensión reducida ...................................... 59
4.1.3 Prueba de relación de transformación ....................................................................... 61
4.2 Transformador BBC serial GM-94608 .............................................................................. 63
4.2.1 Prueba de Aislamiento de los devanados del transformador ..................................... 65
4.3 Transformador Caivet serial 2402207 ............................................................................... 67
4.3.1 Pruebas de corriente de excitación ............................................................................ 67
4.3.1.1 Prueba de corriente de Excitación después del Secado de la Parte Activa en el
Horno de Inducción (con la parte activa sin aceite) ................................................... 67
4.3.1.2 Prueba Final de Corriente de Excitación ........................................................ 68
4.3.2 Pruebas de Factor de potencia ................................................................................... 68
4.3.2.1 Prueba de Factor de Potencia después del tratamiento de la parte activa
mediante inyección de corriente y antes de introducirlo al horno de inducción ........ 68
4.3.2.2 Prueba de Factor de Potencia después del secado de la parte activa en el horno
de inducción ................................................................................................................ 69
4.3.2.3 Prueba final de Factor de Potencia después del tratamiento de aislantes sólidos
.................................................................................................................................... 72
4.3.3 Prueba de Tensión Inducida ...................................................................................... 73
x
4.3.4 Prueba de Relación de Transformación .................................................................... 74
4.4 Pruebas eléctricas a Subestaciones Móviles IEM, serial 26-1737 ..................................... 75
4.4.1 Prueba de factor de Potencia S/E móvil IEM ............................................................ 75
4.4.2 Corriente de Excitación S/E móvil IEM ................................................................... 77
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................................ 78
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................................... 81
APENDICE A ............................................................................................................................... 83
Características principales de los instrumentos de medición ................................................... 83
A.1 Equipo de prueba de factor de potencia y capacitancia Doble M2H-10kV ................ 83
A.2 Equipo de prueba de baja tensión de capacitancia y factor de potencia del aislamiento
(Megger CB-100) ............................................................................................................... 83
A.3 Equipo de prueba de resistencia de arrollamientos y cambiador de derivaciones
(Ohmímetro de Transformadores) ...................................................................................... 84
A.4 Equipo de prueba de relación de vueltas de transformador trifásico (Megger TTR
550503)............................................................................................................................... 85
A.5 Equipos de prueba de resistencia de aislamiento de 10 KV (Megger S0-1052/2) ...... 85
APENDICE B ................................................................................................................................ 87
B.1 Recomendaciones para realizar la Prueba de Resistencia de Aislamiento .................. 87
B.2 Recomendaciones para realizar pruebas de Factor de Potencia del Aislamiento ........ 87
B.3 Recomendaciones para efectuar la prueba de corriente de excitación ........................ 88
APENDICE C ................................................................................................................................ 91
C.1.1 Procedimiento de la prueba de factor de potencia con el Medidor M2H de 10 kV . 91
C.1.2 Interferencia Electrostática ....................................................................................... 94
C.2 Procedimiento de prueba de relación de transformación con el puente TTR-550503 94
APENDICE D ............................................................................................................................... 96
D.1 Formato de la prueba de relación de transformación .................................................. 96
D.2 Formato de la prueba de factor de potencia ................................................................ 97
D.3 Formato de la prueba de corriente de excitación ......................................................... 98
xi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 3.1 Voltajes recomendados por la MEGGER para medir la resistencia de aislamiento [8] 28
Tabla 3.2 Corrección por temperatura para resistencia de aislamiento [7] ................................... 32
Tabla 3.3 Resistencia de Aislamiento del Transformador. Tensión de prueba aceptada y
resultados mínimos. [14] .............................................................................................. 33
Tabla 3.4 Comparación de valores de FP y Tang δ para ángulos pequeños de δ [10] .................. 34
Tabla 3.5 Voltajes recomendados por la DOBLE para las prueba de factor de potencia [10] ...... 34
Tabla 3.6 Interpretación de resultados de las pruebas de factor de potencia en transformadores
modernos inmersos en aceite [12] ............................................................................... 38
Tabla 3.7 Factores de potencias recomendados para transformadores sumergidos en aceite [14] 38
Tabla 3.8 Multiplicadores para referir factores de potencia de transformadores, reactores y
reguladores de voltaje a temperaturas de 20 °C [10] ................................................... 39
Tabla 3.9 Comparación entre el método del voltímetro y el método puente................................. 46
Tabla 3.10 Características principales de las normas D-877 y D 1816 ......................................... 53
Tabla 4.1 Resultados de la prueba de factor de potencia Transformador SIEMENS 311509 ...... 59
Tabla 4.2 Resultados de la prueba de Zcc, Transformador Siemens 311509 ................................ 60
Tabla 4.3 Desviación de la Zcc obtenido durante la prueba, Transformador Siemens 311509 .... 60
Tabla 4.4 Medición de la resistencia de aislamiento. Transformador BBC-GM-94608 ............... 66
Tabla C.1 Posiciones de los cables de baja tensión para el equipo Doble M2H ........................... 93
xii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 Organigrama de la empresa ............................................................................................... 8
Figura 2.1 Principales componentes externos de un transformador de potencia [3] .................... 11
Figura 2.2 Vista interna del transformador CEM 115/34.5 kV en el CNRT. ................................ 11
Figura 2.3 Ciclo de vida de un transformador de potencia [19] .................................................... 12
Figura 3.1 Circuito equivalente de un aislamiento en DC ............................................................. 28
Figura 3.2 Resistencia de aislamiento con respecto al tiempo [8] ................................................ 29
Figura 3.3 Transformadores de dos devanados [7] ....................................................................... 31
Figura 3.4 Transformadores de tres devanados [7] ....................................................................... 31
Figura 3.5 Descomposición fasorial de la corriente de aislamiento [10] ...................................... 33
Figura 3.6 Métodos para realizar la prueba de factor de potencia [12] ......................................... 35
Figura 3.7 Efecto de no cortocircuitar los devanados en la prueba de factor de potencia [10] ..... 35
Figura 3.8 Transformadores de dos devanados [7] ....................................................................... 36
Figura 3.9 Transformadores de tres devanados [7] ....................................................................... 37
Figura 3.10 Representación esquemática para aislamientos de transformadores [10] .................. 37
Figura 3.11 Representación circuital de la prueba con el transformador conectado en delta [10] 41
Figura 3.12 Esquema circuital de la prueba en un transformador conectado en estrella [10] ....... 42
Figura 3.13 Conexiones para transformador de dos devanados conectado en delta en A.T. [10]. 42
Figura 3.14 Conexiones en transformador de dos devanados conectado en estrella en A.T. [10] 43
Figura 3.15 Conexiones de prueba para transformador de tres devanados [7] .............................. 43
Figura 3.16 Distribución de los flujos magnéticos en núcleos de tres columnas [10] .................. 44
Figura 3.17 Medición de la resistencia de arrollado por el método voltiamperimétrico .............. 48
Figura 3.18 Prueba de resistencia óhmica, transformadores de dos devanados [7] ...................... 49
Figura 3.19 Prueba de resistencia óhmica. Transformadores de dos devanados [7] ..................... 49
Figura 3.20 Conexión prueba de resistencia óhmica, transformador de tres devanados [7] ......... 50
Figura 3.21 Conexión de los devanados en delta [17] ................................................................... 50
xiii
Figura 3.22 Conexión de los devanados en estrella [17] ............................................................... 51
Figura 3.23 Equipo de prueba Hipotronics para la prueba de rigidez dieléctrica ......................... 53
Figura 3.24 Circuito eléctrico para la prueba de tensión inducida [17] ........................................ 55
Figura 3.25 Circuito eléctrico para la prueba de impedancia de cortocircuito .............................. 56
Figura 4.1 Desencubado de la parte activa de transformador BBC-GM-94608 ........................... 64
Figura 4.2 Parte activa del transformador BBC dentro del horno de inducción ........................... 65
Figura 4.3 Transformadores Caivet y Mitsubishi (amarillo) en el horno de inducción ................ 70
Figura 4.4 Subestación Móvil IEM serial 26-1737 ....................................................................... 75
Figura A.1 Doble M2H .................................................................................................................. 83
Figura A.2 Megger CB-100 ........................................................................................................... 84
Figura A.3 Equipo para prueba de resistencia de arrollado ........................................................... 84
Figura A.4 Equipo TTR para medición de relación de transformación ........................................ 85
Figura C.1 Panel de la unidad de medición y transformación de un medidor de factor de potencia.
...................................................................................................................................... 93
Figura C.2 Equipo de prueba M2H, panel de la unidad de potencia ............................................. 94
Figura C.3 Esquema de conexión con el puente de relación TTR-550503 ................................... 95
1
INTRODUCCIÓN
Los transformadores de potencia son elementos esenciales en la transmisión de energía
eléctrica, consisten en aparatos estáticos con dos o más devanados, los cuales a través de
inducción electromagnética, transforman un sistema de voltaje y corrientes alternas en otro
sistema de voltajes y corrientes, usualmente de diferentes valores y con la misma frecuencia con
el propósito de transmitir energía eléctrica. Sin estos dispositivos el transporte de energía a
grandes distancias no sería factible debido a los costes económicos ocasionados por las pérdidas
en las líneas de transmisión.
La vida de un transformador dependerá en gran medida, de la calidad de sus medios aislantes.
Estos medios aislantes se degradan con el paso de tiempo y pueden llegar a contaminarse,
ocasionando fallas al transformador que implicarían costos en la reparación o
reacondicionamiento de los mismos. Además es el componente al que se le debe cuidar en mayor
grado, debido a la fragilidad de los mismos respecto a los demás elementos del equipo y por ser
el primero en dañarse.
En lo referente a la reparación, esta tendría que efectuarse en un taller especializado como el
C.N.R.T. que posee las condiciones y los equipos adecuados donde se puede realizar este proceso
de forma óptima y eficiente. Éste se especializa en labores de mantenimiento preventivo,
correctivo y reparaciones a transformadores de potencia en sitio y en el taller.
Entre los procesos utilizados para la recuperación del sistema de aislamiento, el tratamiento del
aceite dieléctrico del transformador y el tratamiento de los aislantes sólidos que se encuentran en
la parte activa constituyen parte primordial del mantenimiento que se efectúa al equipo en las
instalaciones del CNRT.
En el presente informe se explica la constitución del sistema de aislamiento del transformador y
los factores que afectan su vida útil, así como también los mecanismos de recuperación de éste
sistema empleados por el taller CNRT. Las realización de las pruebas eléctricas de diagnóstico
son de vital importancia en este proceso ya que proveen la información necesaria acerca del
2
estado del transformador y en base a ellas se toman las decisiones adecuadas para corregir las
condiciones anormales en el equipo.
Las principales normas internacionales, entre ellos la IEC no ofrecen criterios de evaluación de
los resultados de las pruebas de diagnóstico de transformadores, solo explican los procedimientos
más adecuados para la realización de las pruebas de forma tal de garantizar la seguridad de las
personas. Por consiguiente, la evaluación de las pruebas usadas en este trabajo se basan
principalmente en los criterios usados por el taller de reparación CNRT, que son los
recomendados por los fabricantes. Unas de las normas que ofrecen sugerencias acerca de los
valores esperados de las pruebas eléctricas son las normas NETA (International Electrical
Testing Assocciation INC).
Objetivo general
Realizar pruebas eléctricas de diagnóstico para evaluar las condiciones de los transformadores
de potencia durante su proceso de reparación y mantenimiento en el taller CNRT.
Objetivos específicos
Revisar material bibliográfico sobre las características principales de un transformador
de potencia y las partes del mismo.
Investigar el procedimiento y recomendaciones de las pruebas eléctricas de diagnostico
según la normativa internacional IEC.
Familiarizarse con el entorno de trabajo, las normas de seguridad, áreas del taller.
Indagar acerca del las principales factores que influyen en el deterioro del sistema de
aislamiento de un transformador de potencia.
Indagar acerca del funcionamiento y manejo de los equipos de medición.
Planificar junto al personal del taller los montajes de los circuitos eléctricos,
instrumentos de medición requeridos y la logística en cada una de las fases de las
pruebas diagnostico.
Recopilar información acerca de los procesos de recuperación del sistema de
aislamiento: tratamiento del aceite y secado de la parte activa.
3
Ejecutar las pruebas de diagnóstico en el taller y en campo para evaluar los condiciones
del transformador.
Procesar la data medida en el CNRT, para obtener los indicadores de interés y así
realizar una comparación con los datos de fabrica o los criterios de aceptación de las
normas internacionales o de la empresa.
Este trabajo está dividido de la siguiente manera:
El capítulo I, narra los antecedentes de CADAFE, su misión, visión, valores y el origen del
Centro Nacional de Reparación de transformadores.
En el capítulo II se realiza un breve enfoque sobre el origen de las fallas en los transformadores
de potencia, los diferentes procesos de tratamiento de aceite en el secado de transformadores y las
causas de contaminación del mismo; así como se mencionan las características más importantes
de los métodos de secado de la parte activa.
En el capítulo III contiene información sobre las pruebas eléctricas que deben realizarse a los
transformadores, el objetivo de cada ensayo, los métodos a usar y los criterios de evaluación.
En el capítulo IV se muestran y analizan algunos resultados de las pruebas realizadas durante la
pasantía en el taller CNRT como parte de las pruebas de rutinas realizado por el personal de taller
para el diagnostico y seguimiento del trabajo de reparación.
Y por ultimo en los anexos se encuentra información importante acerca de las características
principales de los instrumentos de medición utilizados en las pasantías, las recomendaciones en la
ejecución de cada una de las pruebas y los formatos para insertar los datos de los ensayos
suministrados por el CNRT.
CAPÍTULO I DESCRIPCION DE LA EMPRESA
1.1 Reseña histórica
La Compañía de Administración y Fomento Eléctrico (C.A.D.A.F.E.), fue creada el 27 de
Octubre de 1.958 por medio de la Corporación Venezolana de Fomento (C.V.F.), que agruparía a
las quince compañías de electricidad que existían para ese momento; esto con el propósito de
centralizar la administración y coordinación de los programas de fomento eléctrico en el territorio
nacional.
En la década de 1.968 a 1.978, la compañía C.A.D.A.F.E. experimenta un gran empuje, como
consecuencia de la aplicación de políticas de construcción de grandes plantas de generación,
desarrollo del sistema de transmisión e interconexión y crecimiento de la electrificación de
caseríos y centros poblados. Se comienza a construir Planta Centro (Morón-Carabobo), con 5
unidades de generación de 400 MW cada una.
C.A.D.A.F.E construyo y amplio numerosas subestaciones, lográndose la incorporación de la
Isla de Margarita al Sistema Interconectado Nacional, a través de un cable submarino entre la
Península de Araya (Chacopata-Sucre) y Margarita (Punta de Mosquito-Nueva Esparta). En esta
misma década se interconectan los sistemas central y occidental, y entra en operación el sistema
eléctrico asociado a Planta Centro operando en 230kV y 400kV.
Entre 1.979 y 1.988 C.A.D.A.F.E. logra la consolidación del servicio eléctrico en casi la
totalidad del país (aproximadamente un 90%). En esta etapa se concluye en su totalidad la Planta
5
Termoeléctrica del Centro, la represa Juan Antonio Rodríguez Domínguez y el primer
desarrollo del complejo hidroeléctrico de Los Andes “Leonardo Ruiz Pineda” en Uribante-
Caparo.
La cuarta etapa de desarrollo de la empresa se inicio con el proceso de descentralización y
regionalización, el 18 de Mayo de 1.987, cuando la Junta Directiva de C.A.D.A.F.E. aprueba este
proyecto de desarrollo organizacional. Se decide crear cinco empresas regionales de distribución
y comercialización: CADELA, con sede en San Cristóbal, para atención a los Estados Táchira,
Mérida, Barinas y Trujillo; ELECENTRO, con sede en Maracay para servir a los Estados Aragua,
Miranda, Guárico, Apure y Amazonas; ELEOCCIDENTE, con sede en Acarigua, para prestar
servicio eléctrico en los Estados Falcón, Lara, Yaracuy, Carabobo, Cojedes y Portuguesa;
ELEORIENTE, con sede en Cumana para atender a los Estados Sucre, Anzoátegui y Bolívar; y
SEMDA, con sede en Maturín para servir a los Estados Monagas y Delta Amacuro.
C.A.D.A.F.E. ha realizado la planificación de sistemas de generación y transmisión desde su
fundación, no así de su sistema de distribución. Esta política ha traído como consecuencia que el
crecimiento del sistema de distribución se ha regido por las tendencias de crecimiento globales de
la carga del sistema y no por requerimientos particulares y características especificas de la carga
en cada región.
CADAFE, a finales del 2007 pasó a convertirse en Filial de la Corporación Eléctrica Nacional
(CORPOELEC), que fue creada por el Gobierno, mediante decreto presidencial Nº 5.330, en julio
de 2007, donde el Presidente de la República, Hugo Rafael Chávez Frías, estableció la
reorganización del sector eléctrico nacional con la finalidad de mejorar el servicio en todo el país.
En el Artículo 2º del documento se define a CORPOELEC como una empresa operadora estatal
encargada de la realización de las actividades de generación, transmisión, distribución y
comercialización de potencia y energía eléctrica [3].
Desde la publicación del decreto de creación de CORPOELEC, todas las empresas del sector:
EDELCA, La EDC, ENELVEN, ENELCO, ENELBAR, CADAFE, GENEVAPCA, ELEBOL,
ELEVAL, SENECA, ENAGEN, CALEY, CALIFE y TURBOVEN; vienen trabajando
conjuntamente para atender y garantizar el servicio eléctrico nacional.
6
CORPOELEC tiene como objetivo redistribuir las cargas de manera que cada empresa que la
conforma asuma el liderazgo en función de su potencial y fortalezas. El objetivo es reagruparse
como equipos de gestión bajo una gran Corporación aprovechando los valiosos equipos
existentes en cada región [1].
1.2 Visión de CADAFE
Ser una empresa estratégicamente posicionada en la prestación del servicio de energía eléctrica,
con tecnología de punta y un personal calificado, comprometido con el desarrollo económico y
social del país, ofreciendo servicios de calidad a sus usuarios, con una gestión transparente y una
sostenibilidad financiera [1].
1.3 Misión de CADAFE
Prestar un servicio público de energía eléctrica de calidad, con un personal comprometido en la
gestión productiva, para satisfacer necesidades de los usuarios, hacer uso eficiente de los
recursos, en una Gestión que garantice ingresos suficientes, necesarios a la sostenibilidad
financiera de la organización y en concordancia con un Proyecto País expresado en políticas
sociales y de desarrollo [1].
1.4 CENTRO NACIONAL DE RECUPERACION DE TRANSFORMADORES
Para el año de 1.985, C.A.D.A.F.E. empezó a sentir los efectos del aumento de aquellos
insumos importados, afectados por el movimiento ascendente de la paridad de cambio de nuestra
moneda y las extranjeras, situación que afecto también la actividad de mantenimiento y mejoras,
porque todo ese equipo en constante funcionamiento, requiere de cambio de piezas y partes a
fines de su reparación, buen desempeño y modernización.
C.A.D.A.F.E., ya había hecho estudios sobre la factibilidad de crear un centro de recuperación
de equipamiento eléctrico, con mayor énfasis en los transformadores de potencia, esto debido a la
carencia de un taller especializado en la materia, y así evitar la adquisición de nuevas unidades
las cuales reemplazaban a las ya existentes, lo cual crearía altos costos para la empresa.
7
Antes estas necesidades fue fundado el 8 de enero de 1986, el Centro Nacional de Recuperación
de Transformadores de potencia (C.N.R.T.) y para ello, se estimo como infraestructura los
galpones situados en la Sub-Estación La Horqueta propiedad de C.A.D.A.F.E., que originalmente
estaban provistos para atender el mantenimiento de los autotransformadores de 400kV.
El Centro Nacional de Recuperación de Transformadores abrió sus puertas con una plantilla
inicial de nueve obreros, tres técnicos y un ingeniero, actualmente el C.N.R.T. cuenta con un
personal total de 39 trabajadores, entre ingenieros, técnicos, personal administrativo, obrero y
personal de limpieza, debido al crecimiento constante de la demanda de trabajo que se solicitan al
taller de reparación y mantenimientos mayores.
A raíz de la actividad desarrollada por el centro, C.A.D.A.F.E., logro tener una unidad
especializada en transformadores de potencia, mediante la experiencia obtenida por el personal en
cada proceso de recuperación, entrenamiento en fabricas internacionales de manufacturas de
transformadores, cursos e intercambios nacionales e internacionales con personal experto en la
reparación, diseño de este tipo de equipos.
El C.N.R.T. cumple con la tarea conjunta de reparar equipos de transformación y realizar
mantenimiento mayor a unidades con muchos años de servicio. De hecho la labor pedagógica y
de conjunto efectuada por el taller, ha logrado que la tasa de fallas en transformadores de
potencia, que habían llegado hasta cuatro unidades por año en la década de los ochenta, bajara
hasta valores cercanos a un transformador de 115kV cada dos años.
Asimismo es bueno acotar que el taller cuya filosofía principal es el diagnostico, reparación y
puesta en servicio de las unidades falladas en todo el territorio nacional, dispone de un personal
altamente capacitado para la realización de las diferentes tareas presentadas en dicho lugar,
producto de años de experiencia y de entrenamientos adquiridos por medio de cursos dentro y
fuera del mismo, además de llegar a ser el único taller de reparación de transformadores de
Latinoamérica, para finalizar y aunque la misión principal no es la de construcción de unidades
transformadoras, se puede realizar modificaciones a dichas unidades si se considera necesario.
8
1.5 Estructura Organizativa
Figura 1 Organigrama de la empresa
Ing. Jefe de Taller
Ing, Coordinador “A”
Ing. Supervisor
Ing, Coordinador “B”
Supervisor del Taller
Supervisor de área MEC/ ELEC
Supervisor de área MEC/ ELEC
Almacenista
Técnico electromecánico
Técnico de medición
Montador especialista
Capataz de montaje
Capataz de montaje
Montador especialista
Técnico de medición
Técnico electromecánico
Capataz de montaje
Capataz de montaje
Montador especialista
Montador especialista
Obrero
Obrero
Obrero
Obrero
Obrero
Obrero
Obrero
CAPÍTULO II
EL TRANSFORMADOR DE POTENCIA Y LOS FACTORES QUE AFECTAN SUS
CARACTERISTICAS AISLANTES
2.1 El transformador de potencia
Los transformadores de potencia son elementos esenciales en la transmisión de energía, son
máquinas eléctricas estáticas con dos o más devanados, los cuales a través de inducción
electromagnética, transforman un sistema de voltaje y corrientes alterna en otro sistema de
voltajes y corrientes alternas usualmente de diferentes valores y con la misma frecuencia. Se le
consideran “transformadores de potencia” cuando operan a potencias superiores a los 2 MVA.
La invención del transformador y el desarrollo simultaneo de las fuentes de potencia alterna
eliminaron para siempre las restricciones referente al alcance y al nivel de los sistemas de
potencia. Un transformador cambia, idealmente, un nivel de voltaje alterno a otro nivel de voltaje
sin afectar la potencia que se le suministra. Si un transformador eleva el nivel de voltaje en un
circuito, debe disminuir la corriente para mantener la potencia que entra en el dispositivo igual a
la potencia que sale de él. De esta manera, a la potencia eléctrica alterna que se genera en un sitio
determinado, se le eleva el voltaje para transmitirla a largas distancias con pocas pérdidas y luego
se le reduce para dejarla nuevamente en el nivel de utilización final. Puesto que las pérdidas de
transmisión en las líneas de un sistema de potencia son proporcionales al cuadrado de la
corriente, al elevar con trasformadores 10 veces el voltaje de transmisión se reduce la corriente en
el mismo número de veces y las pérdidas de transmisión se reducen 100 veces. Sin el
transformador simplemente no seria posible utilizar la potencia eléctrica en muchas de las formas
en que se utilizan hoy en día. [2]
10
El aislamiento eléctrico es el que evita la circulación de la corriente entre dos puntos que tienen
diferente potencial eléctrico. Éste es parte constitutiva de todos los equipos e instrumentos
eléctricos, además se puede decir, que es la base de la vida del equipo y se pueden encontrar en
generadores, pararrayos, pasatapas, disyuntores, transformadores, conductores, etc. La vida útil
de los transformadores de potencia depende de la temperatura de los devanados, porque esta
influye directamente en el deterioro del aislamiento del transformador.
2.2 Partes Constitutivas de un transformador
Parte Activa
Núcleo
Devanados
Baja Tensión -BT
Alta Tensión-AT
Estructura mecánica de prensado
Conmutador
Conexiones de AT y BT
Tanque y tapa (proteger la parte activa, disipar el calor)
Accesorios
Cambiadores de derivaciones
Termómetros
Indicadores de nivel de Aceite
Sistemas de preservación de aceite con compensador elástico
Relé Buchholz
Válvulas de sobrepresión
Pasatapas
Transformador de corriente tipo boquilla
Otros
En la figura 2.1 se muestran los principales componentes externos de un transformador de
potencia y en la figura 2.2 la vista interna de un transformador marca CEM 115/34,5 kV con
cambiador de tomas bajo carga, desencubado en el taller CNRT.
11
Figura 2.1 Principales componentes externos de un transformador de potencia [3]
Figura 2.2 Vista interna del transformador CEM 115/34.5 kV en el CNRT.
12
2.3 Origen de las fallas en los transformadores de potencia
Los transformadores de potencia son equipos integrados por componentes fijos, algunos de los
cuales están solamente sometidos a las presiones derivadas de su propio peso y por lo tanto, no
es posible concebir desgastes o rupturas de esos componentes por efectos de roce o torsión
durante el funcionamiento normal de tales equipos. En consecuencia, la gran mayoría de las fallas
que ocurren en los transformadores tienen su origen en el sobrecalentamiento de sus partes
energizadas. Este sobrecalentamiento, a su vez se debe a una de las causas siguientes:
sobrecargas prolongadas a las cuales son sometidas dichos equipos, o deficiencias en el sistema
de refrigeración del transformador.
Las deficiencias del sistema de refrigeración son generalmente ocasionadas por defecto o
deterioro del aceite dieléctrico. Debido al envejecimiento natural del aceite, se forman dentro de
éste compuestos orgánicos semisólidos los cuales, a partir de cierta concentración tienden a
depositarse en las paredes de los elementos energizados del equipo. Cuando estos compuestos se
recalientan, se vuelven sólidos y resinosos, pudiendo llegar a obstruir completamente los
conductos a través de los cuales circula el aceite impidiendo la refrigeración del transformador.
La eliminación de esos compuestos semisólidos o lodos permite que el transformador de potencia
continúe operando en forma adecuada y eficiente.
En la figura 2.3 se muestra el ciclo de vida de un transformador de potencia desde su
fabricación a través de la especificación, hasta el fin de su vida útil.
Figura 2.3 Ciclo de vida de un transformador de potencia [19]
13
2.4 Mecanismo de Degeneración del aceite Dieléctrico
Según Myers [4], los aceites dieléctricos están formados por hidrocarburos que poseen una
aceptable estabilidad a la oxidación. No obstante, esos hidrocarburos son constantemente
activados por efecto de:
Radiaciones solares
Altas temperaturas a las cuales pueden ser sometidos
Descargas eléctricas que pueden sucederse en el seno del aceite
Una vez que la molécula del hidrocarburo ha sido activada mediante los mecanismos anteriores,
puede ser fácilmente afectada por los átomos o moléculas de oxigeno presente en el aceite y así
se inician las reacciones de oxidación. Posteriormente esas reacciones de oxidación, ayudadas por
la acción catalizadora del agua, los metales y las altas temperaturas presentes en el transformador,
se hacen más complejas y dan como resultado la formación de compuestos de alto peso
molecular, en cuyas moléculas pueden incorporarse varias moléculas de agua.
Estos esteres a su vez se polimerizan en poliésteres, resinas o complejos molares, de
consistencia pastosa, de color oscuro y muy poco solubles en el aceite. Precisamente el término
molecular se utiliza en este caso debido al hecho de que la composición de los compuestos
formados varía con la cantidad de agua fijada en sus moléculas.
En un principio esas moléculas de poliésteres permanecen en solución en el aceite y le imparte
un color amarillo rojizo que se hace cada vez más intenso u oscuro. Cuando la cantidad de esos
complejos moleculares saturen el aceite, ellos comienzan a aglomerarse y a sedimentarse sobre
las paredes solidas del equipo y llegan a formar una capa considerable de sedimentos, de
consistencia pastosa, que se conoce con el nombre de lodo.
Por el efecto de las altas temperaturas este lodo puede llegar a formar una capa solida muy
resistente que algunos expertos consideran conveniente para reforzar las resinas que recubren los
alambres de los arrollados. Los pioneros en mantenimiento de transformadores generalmente
aludían a esta capa solida así formada como “el único soporte que puede mantener unido un viejo
14
transformador”. Pero hoy en día, lo más aconsejable es evitar por todos los medios posibles que
ese soporte llegue alguna vez a formarse, ya que con las rígidas tolerancias utilizadas actualmente
en el diseño de transformadores, una capa muy pequeña depositada en un conducto o abertura de
circulación de aceite puede limitar notablemente la capacidad de refrigeración de dichos equipos.
2.5 Mecanismos de Degradación del Papel Aislante [4]
El sistema aislante más eficiente disponible es la celulosa, siempre y cuando este seca, libre de
gas y sumergida en aceite. Sin embargo es el eslabón más débil del sistema de aislamiento del
transformador.
El desarrollo del proceso de deterioro del compuesto celulósico empieza con el calentamiento
de la celulosa en combinación con rastros de humedad. Estas reacciones continúan hasta provocar
el mal funcionamiento del servicio. La humedad en combinación con el calor destruirá el sistema
de aislamiento sólido antes que la fuerza dieléctrica del aceite.
Las tres características que representan los puntos débiles del compuesto celulósico son:
La afinidad por el agua y otros productos provenientes del aceite.
La reacción adversa al oxigeno.
La vulnerabilidad al calor.
Estas tres características imponen las limitaciones de operación del transformador.
Afortunadamente, la degradación del papel puede ser eficazmente controlada gracias a un
diagnostico temprano y respetando los límites de la celulosa impregnada en aceite. No obstante,
esta degradación solo puede controlarse, nunca eliminarse.
2.5.1 El Problema de la Humedad [4]
La afinidad de la celulosa con el agua es muy fuerte, esta capacidad higroscópica del aislante
solido no le permite compartir de manera equilibrada su contenido de humedad con el líquido
aislante.
15
La humedad puede estar dividida entre el papel y el aceite en una proporción definida y en un
estado final de equilibrio, en donde el volumen de humedad contenido en papel celulósico es
cientos de veces más grande que en el aceite. Esto representa una razón para reconocer el
pequeño valor práctico que tiene la prueba de rigidez dieléctrica del aceite. El papel absorbe el
agua del aceite, en efecto, lo deshidrata, colocando esta agua en el peor lugar posible, en el papel
y en el área de tensión eléctrica más alta.
Cuando la celulosa seca es expuesta a la humedad atmosférica, el agua se adhiere a esta
químicamente y físicamente. La humedad es físicamente absorbida en la superficie y en la
estructura capilar de la estructura celulósica. El resultado de esta absorción, en algunos casos, se
manifiesta en una hinchazón de la fibra de celulosa.
La humedad presente es el principal problema en el secado del aislamiento celulósico por un
equipo de tratamiento. La naturaleza higroscópica de aislamiento celulósico constituye entonces
una dificultad en el proceso de fabricación y mantenimiento de transformadores de potencia. La
humedad afecta directamente la vida útil del transformador, normalmente presenta 1% de
humedad o menos de su peso total, un aumento de la humedad al 2% reduciría la vida útil del
equipo a la mitad como podemos apreciar en la figura 2.4.
Figura 2.4 Impacto de la humedad sobre la vida útil del transformador [3]
La extracción de humedad del aislamiento celulósico por medio de la aplicación del calor seco,
se realiza exponiendo el equipo aislado a una alta temperatura, generalmente en el rango de los
100 ºC a 120 ºC. No obstante debe considerarse que la temperatura solo puede ser tan alta como
sea posible siempre y cuando no ocasione daños químicos ni físicos en el aislamiento. La
humedad por consiguiente solo puede ser eliminada con la elevación de temperatura. La
16
extracción completa de la humedad del aislamiento celulósico sin causar degradación química es
una imposibilidad práctica.
2.5.2 El problema de la Oxidación [4]
La oxidación es normalmente asociada con el deterioro del aceite aislante. Sin embargo la
oxidación del aceite, el calor y la humedad trabajan en combinación; esta combinación afecta al
aceite y al papel de diferentes maneras como son:
El aislamiento líquido (aceite): la oxidación y la humedad como enemigos del
aislamiento, y el calor como acelerador primario.
El aislamiento solido (papel): el calor y la humedad como enemigos del
aislamiento con la oxidación como acelerador primario.
La oxidación puede controlarse, pero no puede eliminarse. El oxigeno viene de la atmósfera o
es liberado de la celulosa como resultado del calor. La oxidación de la celulosa es acelerada por
la presencia de ciertos productos provenientes del aceite llamados compuestos polares como
ácidos, peróxidos y agua.
El papel kraf, es sumamente poroso, este absorberá alrededor del 10% del aceite contenido en el
transformador. Por consiguiente, el proceso de degradación del aislamiento celulósico empieza
inmediatamente después del llenado de aceite del transformador.
2.5.3 El Problema del Calor [4]
Aproximadamente 90% de la degradación del aislamiento celulósico, es de origen térmico. La
temperatura elevada acelera el envejecimiento, reduciendo la fuerza mecánica y dieléctrica del
aislamiento solido. Los efectos secundarios incluyen la descomposición del papel
(despolimerización), y la producción de agua, materiales ácidos y gases.
La degradación térmica es función de del tiempo, la temperatura y la sequia del sistema inicial.
Desgraciadamente la temperatura no es uniforme a lo largo del transformador, por esta razón se
17
debe tener extremada precaución al seleccionar los métodos de medición de temperatura para el
diseño del método alternativo de secado.
Si la celulosa se calienta en presencia o ausencia de oxigeno, su degradación es acelerada.
Cuando esta se calienta rompe el enlace de la molécula de la celulosa (glucosa), y se ve afectada
con la formación de agua. Esta presencia de agua provoca un nuevo enlace molecular, y a su vez
debilita el hidrogeno que une las cadenas moleculares de las fibras de la pulpa.
2.6 Mantenimiento preventivo del aceite
Según el fabricante de aceites Puramín [5], el mantenimiento preventivo de los transformadores
de potencia debe orientarse hacia el logro de los siguientes objetivos:
Mantener la operación eficiente del equipo por el mayor tiempo posible y
sin interrupciones imprevistas.
Prevenir las fallas prematuras del equipo.
Conservar las inversiones representadas por el transformador y el sistema
eléctrico asociado a sus operaciones.
El tratamiento puede consistir, de acuerdo con la naturaleza de la deficiencia que se quiere
corregir, en una o varias de las siguientes operaciones:
Cambio del aceite.
Secado del aceite.
Secado del sistema dieléctrico.
2.6.1 Cambio de aceite [5]
El cambio de aceite sólo se justifica cuando dicha operación va acompañada de una
recirculación o lavado previo con aceite nuevo a alta temperatura, con lo cual se eliminaría parte
18
del agua y del lodo contenido en el equipo. No ayuda mucho en el mantenimiento preventivo del
transformador, ya que no disminuye considerablemente las cantidades de agua y lodo que
pudieran existir en el transformador.
Cuando el grado de deterioro de aceite se encuentra bastante avanzado, es decir, cuando ya el
lodo ha comenzado a precipitarse en el interior del equipo y la celulosa de papel dieléctrico ha
logrado acumular una considerable cantidad de agua (mayor a 4.5% de humedad [6]), el solo
cambio de aceite no modifica mucho la condición del transformador, si se toma en cuenta que el
99,75% del agua contenida en el equipo se encuentra diluida en la celulosa presente en el
transformador.
No obstante, durante la operación de cambio de aceite de un transformador de potencia es
conveniente tener en cuenta las siguientes precauciones:
Dejar drenar completamente todo el aceite contenido en el equipo.
Procurar que el cambio de aceite se lleve a efecto en un ambiente seco o de baja humedad
relativa. La temperatura del aceite debe ser lo más cercana posible a la del ambiente, pues
de ser menor, el aceite condensara en su interior la humedad ambiental y si es mayor,
tendera a saturarse con ella.
Evitar la exposición prolongada del núcleo del transformador al aire húmedo o a cualquier
otro gas con humedad relativa igual o mayor que 85%, con el fin de evitar que el papel
dieléctrico y la madera que conforman la parte activa del transformador fijen la humedad
contenida en el aire.
2.6.2 Secado del Aceite [5]
Puede efectuarse mediante las operaciones convencionales siguientes:
Filtrando el aceite húmedo a través de un medio secante o hidrófilo.
La evaporación al vacio del agua contenida en el aceite.
La combinación de una filtración a través de un medio hidrófilo mas la evaporación al
vacio del aceite filtrado.
19
2.6.2.1 Filtrado del Aceite [5]
Se realiza a través de un medio hidrófilo (papel seco o arcilla activada), esto disminuye la
cantidad de humedad contenida en el aceite (disuelta o suspendida) y además elimina las
partículas sólidas de lodo suspendidas en su interior, con lo cual disminuye considerablemente el
grado de acidez del aceite. No obstante, el grado de secado obtenido de estos procesos es bastante
deficiente en gran medida de la humedad relativa originalmente contenida en el aceite usado.
La filtración del aceite a través del papel secante se realiza en equipos cuya utilización ha sido
bastante relegada actualmente por otros materiales. Para la filtración con arcilla se utilizan
tanques cilíndricos en cuyo interior se encuentra dicho material finamente granulado. En la
actualidad, también se consiguen en el mercado filtros de cerámica de porosidad micrométrica
que eliminan casi totalmente la humedad y el lodo suspendidos en el aceite.
2.6.2.2 Evaporación al vacío [5]
El método generalizado y eficiente de eliminar la humedad contenida del aceite dieléctrico
consiste en una evaporación del agua con alto vacío y moderadas temperaturas. Mediante la
evaporación al vacío se logra reducir la humedad a niveles bastante bajos, muchos más bajos que
los que se logran con los procesos de filtración; sin embargo, con ella no se logra eliminar los
sólidos suspendidos en el aire. En la actualidad existen equipos de tratamiento en línea que
trabajan a base de filtros y logran bajar los contenidos de humedad a valores de 10 ppm.
2.6.2.3 Filtración y evaporación al Vacío [5]
Cuando el aceite contiene considerables cantidades de agua y lodo, es conveniente utilizar para
su recuperación y reutilización una combinación de filtración-evaporación al vacío, pues de esta
manera se logra:
Eliminar los sólidos o lodos suspendidos.
Bajar considerablemente su color y nivel de acidez (0.01 mg kOH/g).
Reducir la humedad a niveles bastantes bajos (10ppm o menos).
20
Se puede lograr una rigidez eléctrica mayor a 50 kV.
La estabilidad a la oxidación del aceite es restablecida hasta alcanzar valores iguales a los
del aceite nuevo.
Se retarda la degradación del aislamiento sólido (papel).
El aceite circula desde el fondo del tanque principal, se calienta, cubre toda la parte activa,
luego remueven las partículas por medio de un filtro, se pasa a una cámara de termo vacío antes
de ser introducido por la parte superior del tanque de expansión.
2.7 Proceso de Vacío [4]
Antes de iniciar el proceso de vacío deben abrirse todas las válvulas en los radiadores, tanque
de expansión y conmutador de forma tal que exista en todos los puntos del transformador la
misma presión.
El proceso de vacío del transformador sirve también para comprobar la interconexión correcta
de las tuberías, válvulas, relés de protección (Buchholz, Jensen), bushings y corregir las posibles
fugas por deterioro de sellos, gomas o perforaciones en la cuba del transformador (soldaduras
frágiles), etc.
Para iniciar el proceso de vacío del transformador, se debe estar seguro de que no existan fugas
(pruebas de hermeticidad), de lo contrario entraría humedad a la cuba y no se alcanzaran los
valores mínimos requeridos.
En este caso, el proceso deja de ser efectivo sobre los aislamientos, ya que el aire que entra por
el punto de fuga, pasa directamente hacia el circuito de vacío (sitio de conexión de la bomba de
vacío) y por lo tanto no extraerá la humedad superficial de los aislamientos, esto se detecta
porque el tanque no alcanza nunca un valor de presión óptimo (presión residual < 1 mbar).
El tiempo de vacío será el mínimo recomendado por el fabricante en el manual de servicio y se
contará a partir de cuándo se alcance el valor mínimo de presión residual o cuando la cantidad de
agua extraída de la máquina de vacío sea inferior a ml por un periodo de 6 a 12 horas.
21
Para la eventualidad de una interrupción del proceso debido a una falla en la alimentación
eléctrica o en la bomba de vacío, una persona estará permanentemente supervisando el proceso y
tomando registro hora a hora de los valores alcanzados. Asimismo se dispondrá de un mecanismo
de cierre rápido (válvulas, llaves de paso, etc.) que permita evitar el paso aire al interior en caso
de una falla.
2.8 Tratamiento de aceite [4]
Este proceso se hará simultáneamente al proceso de vacío del transformador pasando el aceite
desde los tambores de aceite al tanque auxiliar, para lograr que el proceso sea lo más homogéneo
posible para el volumen total.
El tanque auxiliar deberá estar lo más limpio y seco posible. De lo contrario contaminara el
aceite y disminuirá su rigidez dieléctrica. El personal de tratamiento debe efectuar una prueba a
una muestra de aceite tomada a la salida de la planta con un mes máximo de anterioridad a la
fecha de montaje donde se certifique que el equipo se encuentra libre de PCB’s.
Para el tratamiento del aceite se utilizará una máquina especializada que realizará un proceso de
termovacío que consta del bombeo, vacío, filtrado y calentamiento del aceite del transformador
hacia el tanque auxiliar en un proceso de recirculación para el secado del aceite.
El aceite para el transformador puede ser suministrado y transportado en barriles o en un
camión cisterna. Para transformadores nuevos que van a ser llenados por primera vez NO se
acepta llenar directamente de los barriles al transformador.
Para todos los casos se recomienda usar un tanque auxiliar el cual debe ser inspeccionado de
que este perfectamente limpio y seco. Las muestras de aceite para pruebas de rigidez eléctrica de
control deben ser tomadas de tanque auxiliar.
Si el aceite se suministra en camión cisterna, el trasformador puede ser llenado a través de una
planta de tratamiento de aceite, solamente cuando el aceite cumpla con las condiciones indicadas
en las normas ASTM D 1816 (Rigidez dieléctrica), ASTM D 2285 (Tensión Interfacial), ASTM
22
D 974 (Número de neutralización), IEC 666 (Contenido de Inhibidor de oxidación), ASTM D
1533 (Contaminación por agua) y IEC 60567/60599 (Gases Disueltos).
El aceite se introduce desde el tanque externo de almacenamiento a la máquina mediante
mangueras y se hace pasar por un filtro grueso donde se retienen partículas grandes que pueden
estar contenidas en el aceite.
Después se pasará el aceite a través de resistencias calefactoras que elevaran su temperatura
hasta un máximo de 60ºC, de allí el vacío extraerá la humedad o contenido de agua existente, el
resultado varia de forma directa con el contenido de agua.
Del tanque desgasificador el aceite pasa al transformador, si cumple con la rigidez dieléctrica
mayor a 39 kV para electrodos planos y 50 kV para semiesféricos en transformadores nuevos de
acuerdo con la norma ASTM D 1816.
Para la prueba se tomara una muestra directamente de la máquina de tratamiento. En este punto
su temperatura deberá estar con una temperatura mayor a 40ºC y menor a 60 ºC, con el fin de
garantizar que no haya pasó de humedad del aceite hacia los aislamientos.
2.9 Secado de la Parte Activa mediante Recirculación del Aceite [3]
Consiste en la repetición, cuantas veces sea necesaria de la operación de secado del aceite, con
temperaturas moderadas y posterior aplicación de alto vacío. En efecto, si el aire seco se bombea
a un transformador que tiene el núcleo húmedo al ponerse en contacto con la humedad de dicho
núcleo se satura nuevamente con agua.
Conviene señalar que el aceite dieléctrico no debe calentarse por encima de 90 ºC pues de esa
manera se acelerara considerablemente el proceso de oxidación natural al que constantemente se
encuentra sometido. Una vez que el aceite ha sido utilizado en una operación de secado de un
transformador, debe determinarse el contenido de los inhibidores y reponer los que se hayan
gastado hasta ese momento.
23
El 99,75 % del agua presente en el transformador se encuentra en la parte activa y por lo tanto
el número de veces que hay que circular el aceite a través del transformador dependerá de la
cantidad de humedad contenida en la parte activa y de la temperatura del aceite que se circula. Es
decir, mientras más seco y más caliente este el aceite que circula por el transformador, mayor
será la cantidad de agua extraída en cada paso. La operación de secado continuará hasta tanto el
contenido de agua humedad del aceite que entra y sale del transformador es más o menos la
misma, o se haya alcanzado el grado de humedad deseado.
Existen en los aceites dieléctricos ciertos compuestos aromáticos ramificados que se combinan
con los ácidos y forman compuestos estables, sin activar ninguna otra molécula de hidrocarburo.
Es decir, cuando estos compuestos aromáticos se combinen con un acido detienen las
subsiguientes reacciones de oxidación y así se evita la secuencia de las reacciones. Por esta razón,
a dichos compuestos se les llama inhibidores naturales de oxidación.
Todos los inhibidores de oxidación impiden que la reacción de oxidación se vuelva exponencial
mientras ellos permanezcan en el aceite. No obstante, los inhibidores naturales permiten que la
acidez vaya creciendo paulatinamente hasta el momento que se hace exponencial, que es
precisamente cuando ya todos ellos han sido consumidos.
2.10 Teoría del Secado de la Parte Activa de los Transformadores [3]
La vida útil de un transformador se mide por el buen estado de su aislamiento. El secar un
transformador depende principalmente de dos parámetros:
Evitar la falla próximo al fin de vida útil. Si la humedad es mayor al 4.5% puede
ocurrir una disrupción por la pérdidas de las propiedades aislantes (dieléctricas).
Extender o maximizar la vida útil.
El aislamiento de la parte activa está compuesto principalmente de material de celulosa:
Papel Kraft termo estabilizado
Cartón prensado “Presspan”
Madera Kp
24
Los materiales compuestos por celulosa son higroscópicos, es decir, absorben humedad del
medio ambiente. La humedad hace que las propiedades eléctricas y mecánicas se pierdan, por lo
cual es necesario someter los compuestos de celulosa a un secado.
El envejecimiento del aislamiento es la ruptura de los enlaces glucosidicos “Rompimiento del
enlace”. Esto ocurre porque las moléculas de la celulosa se separan al reaccionar con las altas
temperaturas, exceso de agua y el oxigeno. El resultado de proceso de envejecimiento es la
presencia de compuestos de carbono, furanos y agua.
El secado de la parte activa consiste en la de extracción del agua mediante un proceso de
evaporación, ya sea usando el incremento de temperatura, la disminución de la presión o la
combinación de ambas técnicas.
2.10.1 Métodos de Secado [3]
2.10.1.1 Método Antiguo
• La temperatura del aislamiento es elevada mediante la recirculación de aire calentado por
resistencias ó aceite térmico.
• Al incrementar la temperatura del aislamiento el agua impregnada en ésta, es evaporada al
llegar a los 100°C. El proceso en totalidad, se realiza a presión atmosférica.
• El proceso se realiza en una sola etapa. Solo calentamiento.
Desventajas:
• Prácticamente el Transformador es “Cocinado“
• Tiempo de Proceso muy largo. Aprox. 8-10 días.
• Envejecimiento rápido del aislamiento, y el calentamiento no se realiza de forma uniforme.
• Contenido de humedad alcanzado: 0,7 – 1,0 %
25
2.10.1.2 Método Convencional
• Versión mejorada del método antiguo por la incorporación de bombas de vacío.
• La temperatura del aislamiento es elevada mediante la recirculación de aire caliente.
• La extracción de agua es más eficiente que el proceso anterior por la aplicación de vacío.
• Dos etapas: Un calentamiento y una evaporación.
Desventajas:
• El aislamiento se sigue envejeciendo por el calentamiento en presencia de oxigeno.
• Calentamiento localizado o no uniforme y la oxidación de componentes
Ventajas:
• Tiempo del proceso más corto: 5 - 7 días. Menos consumo de energía.
• Contenido de humedad: 0,5 – 0,7 %
2.10.1.3 Método Vapour Phase
• Método actual en los países desarrollados. Todo el proceso se realiza bajo vacío.
• El aislamiento es calentado a través de la inyección de vapor de kerosene.
• Varias etapas: Calentamientos, evaporaciones y vacío fino.
Ventajas:
• Los aislamientos son envejecidos 15% menos porque el proceso siempre es bajo vacío.
• No se presenta oxidación de los componentes de la parte activa.
• Calentamiento uniforme, porque el Kerosene solo cede calor a las partes más frías.
• Tiempos de procesos más cortos: 2 - 3 días.
• Contenido de humedad restante: 0.3 - 0.5 %
CAPÍTULO III PRUEBAS ELÉCTRICAS DE CAMPO
Se efectúan a los equipos que se encuentran en operación o en proceso de puesta en servicio y
se clasifican de la siguiente manera:
a) Recepción y/o verificación: Se realizan a todo el equipo nuevo o reparado,
considerando las condiciones de traslado: efectuando primeramente una inspección
detallada de cada una de sus partes.
b) Puesta en servicio: Se realizan a cada uno de los equipos en campo después de haber
sido: instalados, ajustados, secados, etc., con la finalidad de verificar sus condiciones
para decidir su entrada en operación.
c) Mantenimiento: Se efectúan periódicamente conforme a programas y a criterios de
mantenimientos elegidos y condiciones operativas del equipo.
3.1 Evaluación de la Calidad del Sistema Aislante del Transformador
Cuando se realiza la inspección de un transformador, bien sea por rutina o por mantenimiento,
se aplican en primera instancia una serie de pruebas preliminares que indican el estado en que se
encuentra la unidad.
En base a los resultados de estas pruebas, se tienen que tomar decisiones respecto al
transformador, la de dejarlo fuera de servicio debido a que las condiciones en que se encuentra no
es prudente que continúe en operación y por lo tanto debe someterse a un mantenimiento o la de
dejarlo en operación y programar un mantenimiento preventivo. Las decisiones sobre las
condiciones del transformador, las acciones a seguir y el envió de una subestación móvil como
relevo se realizará de acuerdo al análisis de los resultados de las pruebas eléctricas.
27
A continuación, a través de la guía de la Comisión Federal de Electricidad “Procedimientos de
Prueba de campo para Mantenimiento Eléctrico en Subestaciones de Distribución” [7] se
realizará una descripción de las principales pruebas eléctricas a los transformadores de potencia.
3.2 Recomendaciones generales para realizar pruebas eléctricas al equipo primario [7]
a) Para equipos en operación, con base en los programas de mantenimiento, tramitar los
registros y permisos correspondientes.
b) Tener la seguridad de que el equipo a probar no esté energizado. Verificando la apertura
física de interruptores y/o cuchillas seccionadoras.
c) El tanque o estructura a probar debe estar puesto a tierra.
d) Desconectar de la línea o de la barra los terminales del equipo a probar.
e) En todos los casos, ya sea equipo nuevo, reparado o en operación, las pruebas que se
realicen siempre deben estar precedidas de actividades de inspección o diagnostico visual.
f) Preparar los recursos de prueba indispensables como son: Instrumentos, Herramientas,
Mesas de Prueba, etc.
g) Preparar el área de trabajo a lo estrictamente necesario, delimitar el área de trabajo para
evitar el paso de personas ajenas a la prueba, procurando se tengan fuentes accesibles y
apropiadas de energía.
h) Colocar los instrumentos de prueba sobre bases firmes y niveladas, verificando además la
posición de trabajo de los equipos.
i) Comprobar que los terminales de prueba estén en buenas condiciones y que sean las
apropiadas.
j) No aplicar voltajes de prueba superiores al voltaje nominal del equipo a probar.
k) Durante las pruebas deben tomarse todas las medidas de seguridad personal y para el
equipo.
l) Anotar o capturar las lecturas de la prueba con todos aquellos datos que requiere el
formato correspondiente (multiplicadores, condiciones climatológicas, etc.).
m) Al terminar la prueba poner fuera de servicio el instrumento de prueba y poner a tierra
nuevamente el equipo probado.
En el apéndice B se encontraran las recomendaciones detalladas para la ejecución de cada una
de las pruebas, mencionadas a continuación.
28
3.3 Prueba de Resistencia de Aislamiento [7]
El modelo circuital de un material aislante cuando se le aplica un campo eléctrico está
compuesto por una resistencia en paralelo con un capacitor, como podemos apreciar en la figura
3.1. Cuando se le somete a un campo eléctrico, aparecen dos corrientes: una corriente capacitiva
proveniente de la polarización de las cargas eléctricas y otra corriente resistiva producto del
movimiento de los electrones por conducción de un lado del material al otro. En régimen
permanente el capacitor se carga y se comporta como un circuito abierto (ya que él depende de
una función en el tiempo) quedando solamente la resistencia pura del modelo.
Figura 3.1 Circuito equivalente de un aislamiento en DC
La resistencia de aislamiento varía directamente con el espesor del aislamiento e inversamente
con el área del mismo; cuando se aplica un voltaje de corriente directa a un aislamiento, la
resistencia se inicia con un valor bajo y gradualmente va aumentando con el tiempo hasta
estabilizarse.
En la tabla 3.1 se muestran unos voltajes de pruebas recomendados por la MEGGER en función
de la tensión nominal del transformador o autotransformador.
Tabla 3.1 Voltajes recomendados por la MEGGER para medir la resistencia de aislamiento [8]
Voltaje AC línea – línea nominal (V) Voltaje de prueba DC (V) < 1000 500
1000 – 2500 500 – 1000 2501 – 5000 1000 – 2500 5001 – 12000 2500 – 5000
> 12000 5000 – 10000
Graficando los valores de resistencia de aislamiento contra el tiempo, se obtiene una curva
denominada absorción dieléctrica; indicando su pendiente el grado relativo de secado y limpieza
29
o suciedad del aislamiento. Si el aislamiento está sucio o húmedo, se alcanzara un valor estable
en uno o dos minutos después de haber iniciado la prueba y como resultado se obtendrá una curva
con baja pendiente.
Figura 3.2 Resistencia de aislamiento con respecto al tiempo [8]
La pendiente de la curva puede expresarse mediante la relación de dos lecturas de resistencia de
aislamiento, tomadas a diferentes intervalos de tiempo durante la misma prueba. A la relación de
60 a 30 segundos se le conoce como “Índice de Absorción”, y a la relación de 10 a 1 minuto
como “Índice de Polarización”.
Los índices mencionados, son útiles para la evaluación del estado del aislamiento de devanados
de transformadores de potencia y generadores. Esta prueba es de gran utilidad para dar una idea
rápida y confiable de las condiciones del aislamiento total del transformador bajo prueba.
La medición de esta resistencia independientemente de ser cuantitativa también es relativa, ya
que el hecho de estar influenciada por aislamientos, tales como porcelana, papel, barnices, etc., la
convierte en indicadora de la presencia de humedad y suciedad en los materiales.
3.3.1 Factores que afectan la prueba [7]
Entre los factores que afectan la prueba y tienden a reducir la resistencia de aislamiento de una
manera notable son: la suciedad, la humedad relativa, la temperatura y la inducción
electromagnética; para la suciedad, es necesario eliminar toda la materia extraña (polvo, carbón,
aceite, etc.) que este deposita en la superficie del aislamiento; para la humedad, se recomienda
efectuar las pruebas a una temperatura superior a la de rocío.
30
La resistencia de aislamiento varía inversamente con la temperatura en la mayor parte de los
materiales aislantes; para comparar adecuadamente las mediciones periódicas de resistencia de
aislamiento, es necesario efectuar mediciones a la misma temperatura, o convertir cada medición
a una misma base. (Ver ecuación 3.1). La base de temperatura recomendada, es de 20 ºC para
transformadores y 40 ºC para maquinas rotatorias [12].
3.1
De donde:
Rc = Resistencia de aislamiento en Megaohms corregida a la temperatura base.
Rt = Resistencia de aislamiento a la temperatura que se efectuó la prueba.
Kt = Coeficiente de corrección por temperatura.
Otro factor que afecta las mediciones de resistencia de aislamiento y absorción dieléctrica es la
presencia de carga previa en el aislamiento. Esta carga puede originarse porque el equipo trabaja
aislado de tierra o por una aplicación prueba anterior de corriente DC. Por ende, es necesario que
antes de efectuar la prueba se descarguen los aislamientos mediante una conexión a tierra.
Consideraciones [7]
Si al aumentar el voltaje de prueba se reducen significativamente los valores de resistencia de
aislamiento, puede ser indicativo de que existen imperfecciones o fracturas en el aislamiento,
posiblemente agravadas por suciedad o humedad, aun cuando también la sola presencia de
humedad con suciedad puede ocasionar este fenómeno.
3.3.2 Conexiones para realizar la prueba [7]
Al efectuar las pruebas de resistencia de aislamiento a los transformadores, hay diferentes
criterios en cuanto al uso de la terminal de guarda del medidor. El propósito de este terminal es
efectuar mediciones en mallas con tres elementos, (devanado de AT, BT y tanque).
Para fines prácticos, en este procedimiento se considera la utilización del terminal de guarda del
medidor. Lo anterior permite discriminar aquellos elementos y partes que se desea no intervengan
31
en las mediciones, resultando estas más exactas, precisas y confiables. En las figuras 3.2 y 3.3 se
pueden observar las conexiones para realizar la prueba en transformadores de 2 y 3 devanados y
autotransformadores.
Figura 3.3 Transformadores de dos devanados [7]
Figura 3.4 Transformadores de tres devanados [7]
32
3.3.3 Interpretación de resultados para la evaluación de las condiciones de aislamiento
Para evaluar las condiciones del aislamiento de los transformadores de potencia es conveniente
analizar la tendencia de los valores que se obtengan en las pruebas periódicas. Para facilitar este
análisis se recomienda graficar las lecturas, para obtener las curvas de absorción dieléctrica; las
pendientes de las curvas indican las condiciones del aislamiento, una pendiente decreciente en el
tiempo indica que el aislamiento esta húmedo o sucio.
Para un mejor análisis de los aislamientos, las pruebas deben hacerse al mismo potencial, las
lecturas corregidas a una misma base 20 ºC (ver tabla 3.2) y en lo posible, efectuar las pruebas
bajo las mismas condiciones ambientales.
Tabla 3.2 Corrección por temperatura para resistencia de aislamiento [7]
En la evaluación de las condiciones de los aislamientos, deben calcularse los índices de
absorción y polarización. Las normativas internaciones (IEEE, IEC, ANSI, etc.) no emiten un
rango o valor de aceptación para estos índices por lo que cada empresa posee su propio criterio de
aceptación o se rigen por los dados por los fabricantes, los cuales establecen que deben ser
superiores a 1 y estar comprendidos entre 1,1 y 1,3 para transformadores de potencia. En la tabla
3.3 encontramos valores mínimos de resistencia de aislamiento recomendados por el comité
técnico de la NETA (International Electrical Testing Association) que en ausencia de normas de
consenso, sugiere dichos valores.
33
Tabla 3.3 Resistencia de Aislamiento del Transformador. Tensión de prueba aceptada y
resultados mínimos. [14]
3.4 Prueba del Factor de Potencia del Aislamiento [7]
El factor de potencia del aislamiento es otra manera de evaluar y juzgar las condiciones del
aislamiento de los devanados de transformadores, autotransformadores y reactores. Es
recomendado para detectar humedad y suciedad en los mismos, es en sí, una característica propia
del aislamiento al ser sometido a campos eléctricos.
El principio fundamental de las pruebas es la detección de cambios en las características del
aislamiento, producidos por el envejecimiento, contaminación del mismo, como resultado del
tiempo, condiciones de operación del equipo y los producidos por efecto corona.
Todo material es capaz de conducir corriente eléctrica, aunque este valor sea muy pequeño, el
material aislante es un pésimo conductor, pero a altos niveles de tensión podemos lograr una
circulación de corriente, dicha corriente estará formada por una corriente capacitiva (Ic) y una
corriente de pérdidas (IR) como se muestra en el diagrama fasorial de la figura 3.5. Cuando el
ángulo delta es pequeño el factor de potencia y el factor de disipación (tangente delta) son iguales
como se muestra en la tabla 3.4.
Figura 3.5 Descomposición fasorial de la corriente de aislamiento [10]
34
Con la aplicación de una tensión AC aparece una corriente como consecuencia del proceso de
polarización del material aislante (orientación de las cargas en el sentido del campo eléctrico),
este fenómeno disminuye en el tiempo, en transformadores puede durar desde algunos segundos
hasta varios minutos. [8]
Tabla 3.4 Comparación de valores de FP y Tang δ para ángulos pequeños de δ [10]
El equipo de prueba de aislamiento F.P. mide la corriente de carga y los vatios de pérdida. En la
tabla 3.5 podemos observar los voltajes recomendados por la DOBLE para pruebas de F.P a
transformadores con fluidos aislantes.
Tabla 3.5 Voltajes recomendados por la DOBLE para las prueba de factor de potencia [10]
Rango de Voltaje sobre el arrollado (kV) Voltaje de prueba (kV)
12 y sobre 10
5,04 a 8,72 5
2,4 a 4,8 2
menos a 2,4 1
Como el factor de potencia aumenta directamente con la temperatura del transformador, se
deben referir los resultados a una temperatura base de 20 ºC, para fines de comparación tanto
para transformadores, como para líquidos aislantes y bushings.
3.4.1 Métodos de prueba con el equipo para medición de factor de potencia [11]
A continuación se explica los tres modos de prueba más comunes de los medidores de factores
de potencia, los cuales se realizan variando la conexión interna de los equipos de medición.
35
a) UST: Equipo bajo prueba no puesto a tierra, en este modo solamente se mide la
corriente que circula por el cable de alto voltaje (donde se inyecta la fuente) y el cable de
bajo voltaje, no se mide la corriente que circula hacia tierra. (ver figura 3.6 a).
b) GST: Equipo bajo prueba puesto a tierra, en este modo se mide la corriente de
fuga que circula hacia tierra y la que circula por el cable de bajo voltaje (ver figura 3.6 b).
c) GST-g: Equipo bajo prueba puesto a guarda, en este modo solo se mide la
corriente de fuga hacia tierra (ver figura 3.6 c).
La prueba en GST-g mide un aislamiento a tierra, el ensayo UST mide el aislamiento entre
devanados. Si se utiliza el método GST, lo que no se quiere medir se conecta a guarda y cuando
se utiliza el método UST, lo que no se desea medir se conecta a tierra.
Figura 3.6 Métodos para realizar la prueba de factor de potencia [12]
Se debe hacer énfasis en cortocircuitar cada grupo de devanados (alta, baja y terciario si
tuviese). Si los devanados se dejan flotando, la inductancia de los mismos será introducida en el
circuito, y el equipo de pruebas registrara IT ' en vez de IT (figura 3.7) dando como resultado un
mayor factor de potencia.
Figura 3.7 Efecto de no cortocircuitar los devanados en la prueba de factor de potencia [10]
Los factores que tienden a aumentar el valor del factor de potencia de los aislamientos de una
manera notable están: la suciedad, la humedad, la temperatura y la inducción electromagnética.
36
3.4.2 Cálculo del Factor de Potencia
El factor de potencia en porcentaje se calcula con la ecuación 3.2:
En donde,
%FP: factor de potencia en porcentaje
P: Potencia real expresada en Vatios (W)
E: Tensión de prueba expresada en Voltios (V)
It: Corriente de Prueba expresado en Amperios (A)
3.4.3 Conexiones para realizar la prueba de factor de potencia [7]
A continuación, en las figuras 3.8 a 3.9 se muestran los esquemas de conexión para la prueba
de factor de potencia a transformadores de 2 y 3 devanados.
Figura 3.8 Transformadores de dos devanados [7]
37
Figura 3.9 Transformadores de tres devanados [7]
3.4.4 Interpretación de resultados para la evaluación de las condiciones de aislamiento
En la figura 3.10 se muestra esquemáticamente, la representación de los aislamientos que
constituyen a los transformadores de potencia de dos, tres devanados y autotransformadores.
Figura 3.10 Representación esquemática para aislamientos de transformadores [10]
38
Los aislamientos CH, CX, y CY, son respectivamente los aislamientos entre el devanado de alta
tensión y tierra, el devanado de baja tensión y tierra y el devanado terciario y tierra. Los
aislamientos representados como CHX, CXY y CHY son aislamientos entre devanados.
En la tabla 3.6 se presenta el criterio de evaluación del aislamiento para transformadores nuevos
(construidos después de 1957). Se debe revisar en la estadística de valores obtenidos de factor de
potencia en pruebas anteriores, con el objeto de analizar la tendencia de dichos valores.
Tabla 3.6 Interpretación de resultados de las pruebas de factor de potencia en transformadores
modernos inmersos en aceite [12]
Resultados de Factor de Potencia corregidos a 20°C en Transformadores de Potencia
Modernos inmerso en Aceite
Menos de 0,5% Bueno
> 0,5 % pero < 0,7% Deteriorado
> 0,5 pero < 1,0% y aumentando Investigar
Mayor de 1,0% Problema
Los transformadores nuevos con aislamiento de papel-aceite típicamente presentan factores de
potencia entre 0.25% a 0.30%; cualquier valor mayor a 0.5% se considera deteriorado, excepto en
transformadores usados donde deben ser menores al 1%. Según [11] variaciones bien sea en
capacitancia o corriente indican movimiento del devanado o del núcleo; 5% o más indican
movimiento severo. En la tabla 3.7 observamos los valores recomendados por la comisión técnica
de la NETA por la ausencia de normas de consenso.
Tabla 3.7 Factores de potencias recomendados para transformadores sumergidos en aceite [14]
39
Para valores mayores al 1.0 % de factor de potencia, se recomienda investigar la causa que lo
origina, que puede ser provocada por degradación del aceite aislante, humedad y/o suciedad en
los aislamientos o por posible deficiencia de alguno de los bushings.
Los resultados de las mediciones se han normalizados a una temperatura de 20 °C, por eso es
importante tomar en cuenta la temperatura del aceite durante la prueba, para luego hacer la
corrección [13]. Es útil señalar que por medio de la interpolación lineal se puede calcular factores
de corrección reflejados en la tabla 3.8.
Tabla 3.8 Multiplicadores para referir factores de potencia de transformadores, reactores y
reguladores de voltaje a temperaturas de 20 °C [10]
La capacitancia es una función de la geometría del espécimen y no se esperan cambios con la
edad. Cambios de capacitancia son indicativos de cambios físicos. Un aumento en el valor de los
vatios indica contaminación del sistema tal como absorción de humedad, polución o suciedad.
Ejemplos que pueden producir variaciones en las pérdidas:
Mala conexión (pintura, oxidación) o pérdida de distancias mínimas en barras o uniones.
40
Carbonización debido al paso de un arco eléctrico.
Ionización de un material aislante solido causando pequeñas descargas parciales.
3.5 Prueba de la Corriente de Excitación
La medición de la corriente de excitación en transformadores, determina la existencia de espiras
en cortocircuito, detecta daños o desplazamiento de devanados y núcleo, conexiones defectuosas,
problemas en el cambiador de tomas, etc. Se obtiene en el devanado primario al aplicar a éste un
voltaje a frecuencia nominal, manteniendo el devanado secundario en circuito abierto.
La corriente de excitación consta de dos componentes: una en cuadratura (IL) y la otra en fase
(IR). La componente en cuadratura corresponde a la corriente reactiva magnetizante del núcleo,
mientras que la componente en fase incluye pérdidas en el núcleo y cobre.
La magnitud de la corriente de excitación depende en parte del voltaje aplicado, del número de
vueltas y las dimensiones en el devanado, de la reluctancia y de otras condiciones tanto
geométricas como eléctricas que existen en el transformador. Las pruebas de corriente de
excitación se realizan con el medidor de factor de potencia que se disponga.
3.5.1 Factores que afectan la prueba
Según [7] el factor que afecta las lecturas, en forma relevante es el magnetismo remanente en el
núcleo del transformador y la inducción electromagnética; el magnetismo es indeseable por dos
razones:
a) Al volver a conectar un transformador con magnetismo remanente, la corriente de
magnetización o de “arranque” (INRUSH), que súbitamente demanda el transformador,
aumenta considerablemente.
b) Puede originar valores anormales de corriente de excitación durante las pruebas, al
analizar condiciones de los devanados o alguno en especial.
41
Desafortunadamente no existe un método simple para medir el magnetismo remanente, ya que
el valor y polaridad cambian en virtud de que dependen del punto de la curva de histéresis, en el
cual la corriente se interrumpió.
El método más empleado para eliminar el magnetismo remanente es la aplicación de una
corriente directa, inversa al sentido del devanado. Este método se basa en utilizar corrientes altas,
las cuales pueden ser obtenidas por baterías, aprovechando la baja resistencia óhmica de los
devanados del transformador.
Los métodos de medición para esta prueba, en el caso de un transformador monofásico, bastará
conectar directamente un amperímetro en uno de los extremos del devanado energizado. En un
transformador trifásico conectado en estrella, la corriente de excitación puede medirse aplicando
voltaje independientemente a cada una de las fases y conectando un amperímetro en serie al
neutro.
3.5.2 Conexiones para realizar la prueba
Las figuras, de la 3.11 a la 3.14, se muestran la representación circuital y las conexiones de
prueba de corriente de excitación para transformadores de dos devanados con las conexiones en
delta y estrella; en la figura 3.15 se observa las conexiones de prueba para un transformador de
tres devanados.
Figura 3.11 Representación circuital de la prueba con el transformador conectado en delta [10]
42
Figura 3.12 Esquema circuital de la prueba en un transformador conectado en estrella [10]
Figura 3.13 Conexiones para transformador de dos devanados conectado en delta en A.T. [10]
43
Figura 3.14 Conexiones en transformador de dos devanados conectado en estrella en A.T. [10]
Figura 3.15 Conexiones de prueba para transformador de tres devanados [7]
44
3.5.3 Interpretación de resultados
CADAFE en su mayoría cuenta con transformadores y autotransformadores trifásicos con un
núcleo tipo columna (3 columnas), los cuales cuentan con un patrón de dos corrientes similares y
que serán mayores o menores que la corriente restante. Este comportamiento se debe básicamente
porque el flujo magnético de la columna central recorre un camino de menor reluctancia (camino
más corto) para energizarse, mientras que para las columnas externas ocurre lo contrario (ver
figura 3.14) [10], a mayor reluctancia, mayor será la corriente para crear el flujo magnético, por
lo tanto esperamos un patrón de 2 corrientes altas e iguales en las fases exteriores (A y C) y una
corriente menor en la fase del medio (B).
Figura 3.16 Distribución de los flujos magnéticos en núcleos de tres columnas [10]
Para los casos de núcleos de 4, 5 ó 7 secciones y para núcleos tipo coraza (“shell”), se da el
patrón de todas las corrientes iguales para las tres fases.
En transformadores de potencia con cambiadores de tomas, generalmente en el devanado de
alta tensión, es necesario realizar la prueba de corriente de excitación en cada una de sus
derivaciones.
Una evaluación rápida de estas lecturas toma el criterio de que a mayor voltaje de operación del
devanado de alta tensión se debe esperar menos corriente en la medición; es decir, al iniciar la
prueba en el toma número 1 se deben obtener valores cada vez mayores hasta llegar al toma
número 5, estos valores medidos de la corriente de excitación deben compararse con valores
obtenidos en pruebas efectuadas con anterioridad o de puesta en servicio.
Una corriente excesiva que supere a los valores de referencia de fabrica o del historial de
equipo puede deberse a un cortocircuito entre dos o varias espiras del devanado cuyo valor se
45
adiciona a la corriente normal de excitación. También el exceso de corriente puede ser atribuido a
defectos dentro del circuito magnético como: fallas en el aislamiento de los tornillos de sujeción
del núcleo o aislamiento entre laminaciones.
Se recomienda que los resultados se comparen entre unidades similares cuando se carezcan de
datos anteriores o de alguna estadística sobre el equipo bajo prueba, que permita efectuar dicha
comparación.
3.6 Prueba de relación de transformación
La relación de transformación se define como la relación de vueltas o de voltajes del primario
al secundario, o la relación de corrientes del secundario al primario en los transformadores.
Mediante la aplicación de esta prueba es posible determinar:
Las condiciones del transformador después de la operación de protecciones primarias
tales como: relé diferencial, relé Buchholz, fusibles de potencia, etc.
Identificación de espiras en cortocircuito
Investigación de problemas relacionados con corrientes circulantes y distribución de carga
en transformadores en paralelo.
Cantidad de espiras en bobinas de transformadores.
Circuitos abiertos (espiras, cambiadores, conexiones hacia los pasatapas, etc.).
Se debe realizar la prueba de relación de transformación en todas las posiciones del cambiador
de tomas antes de la puesta en servicio del transformador. Para transformadores en servicio,
efectuar la prueba en la posición de operación o cuando se lleva a cabo un cambio en la
derivación.
También se realiza cada vez que las conexiones internas son removidas debido a la reparación
de los devanados, reemplazo de bushings, mantenimiento al cambiador de tomas, etc. Para
determinar el grupo de conexión y poder realizar la prueba de relación de transformación en
transformadores trifásicos se puede utilizar el método del reloj.
46
3.6.1 Métodos de prueba e interpretación de resultados
En la tabla 3.9 obtenemos una comparación entre los métodos del voltímetro y de puente, las
cuales pueden ser aplicados por los equipos de medición para realizar esta prueba.
Tabla 3.9 Comparación entre el método del voltímetro y el método puente
Para calcular la diferencia entre la relación teórica y la relación medida se usa la fórmula 3.3.
x 100 3.3
Donde,
% Desv: es la desviación de la medición en porcentaje.
Vteó: es el valor teórico o de placa.
Vmed: es el valor medido en la prueba.
47
La diferencia máxima permitida por los fabricantes y usada por las empresas de mantenimiento
es del 0,5%. Las normativas internacionales no poseen criterios de evaluación, solo
procedimientos para garantizar la seguridad durante las pruebas.
Si en el transformador trifásico bajo prueba, no se logra obtener resultados similares en las tres
fases, el problema puede considerarse como un cortocircuito o un circuito abierto en los
devanados; una corriente excesiva de excitación y voltaje pequeño, son indicativos de un
cortocircuito en uno de los devanados.
3.7 Prueba de Resistencia Óhmica a Devanados
Esta prueba es utilizada para conocer el valor de la resistencia óhmica de los devanados de un
transformador cuando es sometida a una corriente continua. Es auxiliar para conocer el valor de
las pérdidas en el cobre (I2R) y detectar falsos contactos en conexiones de bushings, cambiadores
de tomas, soldaduras deficientes y hasta alguna falla inicial en los devanados.
La corriente empleada en la medición no debe exceder el 15 % del valor nominal del devanado,
ya que con valores mayores pueden obtenerse resultados inexactos causados por variación en la
resistencia debido al calentamiento del devanado.
Los factores que afectan la prueba son: cables inapropiados, suciedad en los terminales del
equipo bajo prueba y contactos mal hechos que generan puntos de alta resistencia
3.7.1 Métodos de Medición
Debido a que la resistencia de un circuito es la relación entre la diferencia de potencial aplicado
entre sus extremos y la intensidad de la corriente resultante. Un método es utilizar un medidor de
indicación directa llamado óhmetro, su principio de operación es el mismo del voltímetro y
amperímetro con una fuente de corriente directa integrada en el medidor.
El segundo método para medir resistencia de un circuito, es conectarlo a una fuente de corriente
directa tal como un batería y medir la intensidad de corriente por medio de un amperímetro como
se muestra en la figura 3.17.
48
Figura 3.17 Medición de la resistencia de arrollado por el método voltiamperimétrico
Para las mediciones de resistencia óhmica, existen equipos de prueba específicamente
diseñados para ello, como son los puentes de Weatstone y Kelvin, estos puentes son utilizados
para devanados con corriente nominal menor a 1A. Al medir las resistencias de los devanados
con corriente directa (DC), es necesario esperar un tiempo para que la inductancia se cargué y su
valor se estabilice para permitir una lectura exacta, este hecho está relacionado con la constante
de tiempo que posee el propio devanado [13].
Los principios de operación para ambos equipos, se basan en la medición de una corriente
resultante del desequilibrio entre las tensiones presentadas en un circuito formado por resistencias
de valor conocido, y por una resistencia de valor por determinar (que corresponde a la del
devanado por medir). Lo anterior se efectúa mediante una fuente incorporada al equipo,
circulando por tanto una corriente a través del circuito, cuyo valor es registrado por el
galvanómetro.
3.7.2 Conexiones para realizar la prueba
En las figuras 3.18 a 3.20, se ilustran las conexiones de los circuitos de prueba de resistencia
óhmica de los devanados paras transformadores de dos y tres devanados.
49
Figura 3.18 Prueba de resistencia óhmica, transformadores de dos devanados [7]
Figura 3.19 Prueba de resistencia óhmica. Transformadores de dos devanados [7]
50
Figura 3.20 Conexión prueba de resistencia óhmica, transformador de tres devanados [7]
3.7.3 Interpretación de Resultados
En conexión delta de transformadores como se muestra en la figura 3.21, el valor de la
resistencia implica la medición de una fase en paralelo con la resistencia en serie de las otras dos
fases, el valor resultante es el equivalente de las tres fases, que resulta ser dos tercios de la
impedancia de cada fase. Por lo anterior al realizar la medición, en las tres fases se obtienen
valores similares. De la ecuación 3.3 podemos encontrar el valor de resistencia de cada fase.
Figura 3.21 Conexión de los devanados en delta [17]
51
Rph-ph =
Rph 3.3
Donde:
Rph-ph: resistencia equivalente en conexión delta entre terminales
Rph: resistencia por fase.
Para transformadores cuya configuración es estrella, el resultado de la medición se puede dar
por fase en el caso de que se tenga acceso al terminal neutro, en caso contrario, se puede obtener
la medida entre terminales de línea siendo el resultado de la suma de la resistencia de dos fases
como se observa en la ecuación 3.4.
Figura 3.22 Conexión de los devanados en estrella [17]
Rph-ph= 2Rph 3.4
Donde:
Rph-ph: resistencia equivalente en conexión estrella entre terminales
Rph: resistencia por fase.
De la expresión 3.5 se puede ver que la resistencia de cualquier material (Cu ó Al) de los
devanados, es un factor que se ve afectado por la temperatura.
3.5
Donde:
R2 = valor de resistencia deseada corregida a T2
52
R1 = valor de resistencia medida a la temperatura T1
T2 = temperatura a la cual se desea corregir la R1
T1 = temperatura a la cual se midió la R1
C = constante del material (en las normas IEC es 235 para el cobre y 225 para el aluminio)
Es recomendable que los valores de puesta en servicio se tengan como referencia para
comparaciones con pruebas posteriores.
3.8 Prueba de rigidez dieléctrica del aceite
La rigidez dieléctrica es el valor de la diferencia de potencial máxima aplicada entre dos
electrodos sumergidos en aceite, separados a una distancia determinada antes de que ocurra un
arco eléctrico entre ellos.
Esta prueba refleja la resistencia del aceite al paso de una corriente eléctrica, es decir su
capacidad como aislante. Indica la presencia de partículas polares conductoras y especialmente la
presencia de agua disuelta en el aceite.
Entre los factores que afectan la rigidez dieléctrica, tenemos:
a. Presencia de compuestos polares:
Agua disuelta.
Contaminantes orgánicos.
Productos de la degradación del aceite.
b. Presencia de partículas sólidas:
Contaminantes sólidos: polvo, partículas metálicas.
Lodos provenientes de la degradación del aceite
Aditivos sólidos en exceso.
c. Presencia de gases disueltos:
Aire disuelto durante el manejo del aceite.
Gases emitidos por el transformador.
53
De acuerdo con la ASTM existen dos métodos para las pruebas de rigidez dieléctrica: el
establecido por la norma D-877 y la D-1816. El aparato utilizado de acuerdo a la norma D-877-
ASTM, consiste en un equipo integrado con: un transformador, un regulador de voltaje, un
interruptor, un voltímetro y una copa de pruebas que contiene dos electrodos separados a una
distancia de 2.54 mm para la norma (D-877) y 1mm para la norma (D-1816).
A continuación se presenta la tabla 3.10 con las características principales de cada norma
Tabla 3.10 Características principales de las normas D-877 y D 1816
Norma Electrodos Separación Voltios/segundos kV mínimos
D-877 Planos 2.54 mm 3000 > 30 kV
D-1816 Semi- esféricos 1 mm 500 > 50 kV
3.8.1 Procedimiento de prueba
En la figura 3.21, podemos apreciar el equipo de prueba Hipotronic para la prueba de la rigidez
eléctrica del aceite y a continuación se explica el procedimiento para la realización de la misma.
Figura 3.23 Equipo de prueba Hipotronics para la prueba de rigidez dieléctrica
a) Revisar el distanciamiento o abertura entre los electrodos con un calibrador circular de
diámetro que posee el aparato para realizar la prueba.
54
b) Tanto los electrodos como la copa deben lavarse con aceite aislante en buenas
condiciones o con el aceite a probar. Evitar el contacto con los electrodos después de
haberlos limpiado para no producir posibles contaminaciones.
c) Limpiar y drenar previamente la válvula de muestreo, esperar que el aceite que sale por la
válvula estabilice y tenga la mínima cantidad de burbujas de aire. La temperatura del
aceite al momento de realizar la prueba deberá ser a la temperatura ambiente, pero nunca
inferior a los 20 ºC y la humedad relativa deberá ser mayor de 75%
d) Llenar la copa de muestra con el aceite y dejarlo reposar en la cámara de pruebas durante
10 minutos.
e) Aplicar un voltaje de pruebas de 3000 voltios por segundo para la prueba con electrodos
planos o 500 voltios por segundo, si los electrodos son semiesféricos. Anotar el valor de
ruptura del aceite registrado en el voltímetro.
f) Repetir el paso anterior 5 veces con intervalos de separación de 1 minuto entre cada
prueba para obtener un valor promedio.
g) El criterio de análisis es satisfactorio si el resultado es mayor o igual a 50 kV, dudoso de
30 kV a 50 kV y no satisfactorio si el resultado es menor a 30 kV
3.9 Pruebas Especiales realizadas en el Centro Nacional de Reparación de Transformadores
3.9.1 Ensayo de tensión Inducida
El objetivo de esta prueba es verificar el aislamiento entre espiras, secciones de la bobina y
entre devanados de diferentes fases a frecuencia superiores a la nominal para evitar la saturación
del núcleo al ser sometido a tensiones superiores. La prueba debe realizarse según lo establecido
en la norma IEC 60076-3: 2000, cláusula 12, subcláusula 12.2 para aislamiento uniforme y
subcláusula 12.3 y 12.4 para aislamiento no uniforme [18].
La forma de voltaje deberá ser lo más cercana a una onda sinusoidal y su frecuencia
suficientemente por encima de la frecuencia nominal. Al final de la prueba el voltaje debe ser
reducido rápidamente a un valor menor del valor de prueba.
55
Según [19] la duración de las pruebas a frecuencias superiores a la frecuencia nominal (60Hz)
deberá ser de 60 segundos hasta alcanzar el valor de dos veces la frecuencia nominal. Para
valores de frecuencia mayores (120Hz) el tiempo de prueba se calcula usando la siguiente
expresión 3.7.
120 seg 3.7
Donde:
t: tiempo de duracion de la prueba
fnom: freuencia nominal del transformador
fens: frecuencia del ensayo
Pero no debe ser menor a 15 segundos. Para la medición de descargas parciales el ensayo posee
dos modalidades que se efectuaran sobre el aislamiento no uniforme, prueba de tensión inducida
corta duración (PTICD) y prueba de tensión inducida larga duración (PTILD), ésta última sólo si
es necesario.
En la figura 3.24 se puede observar el circuito electrico para la realizacion del ensayo de
tension inducida.
Figura 3.24 Circuito eléctrico para la prueba de tensión inducida [17]
56
3.9.2 Prueba de Impedancia de Cortocircuito a Tensión Reducida
El objetivo de esta prueba es verificar que los valores de impedancia cumplen con los de diseño
y de forma indirecta verificar el cambiador de tomas.
Los valores de impedancia de cortocircuito son de gran utilidad ya que es el parámetro que
determina la capacidad de cortocircuito de un equipo en condiciones de falla, así como la puesta
en servicio de equipos similares en paralelo.
Ya que es una prueba especial dentro del taller, el mismo no cuenta con una fuente variable
alterna capaz de suministrar la corriente nominal del transformador, por lo que se realizo a
tensión reducida con una fuente de voltaje alterna trifásica de valor fijo, para aquellos pasos del
cambiador de tomas con información del valor de la impedancia de cortocircuito en la placa;
mediante el método voltiamperimétrico. En la figura 3.25 se muestra el circuito eléctrico para
realizar esta prueba.
Figura 3.25 Circuito eléctrico para la prueba de impedancia de cortocircuito
CAPÍTULO IV
PRUEBAS REALIZADAS EN EL CENTRO NACIONAL DE REPARACIÓN DE
TRANSFORMADORES
La logística de trabajo de las pruebas a los transformadores de potencia en el taller consistía en
que el pasante se unía a uno o más ingenieros junto a personal técnico y obrero para planificar el
ensayo, los materiales, herramientas y equipos necesarios para la prueba, así como también las
conexiones de los equipos en cada prueba y la secuencia de la mismas. Una vez con los
resultados de la prueba, dependiendo de la diagnóstico de cada prueba se procedía al
desencubado de la parte activa para una inspección visual de la parte interna del transformador;
búsqueda de deformaciones en los arrollados por esfuerzos electromecánicos, se evalúa las
condiciones de los aislamientos sólidos (papel, cartón, tela, etc.), la presencia de restos de carbón
puede dar indicios de en cuál o cuáles arrollados ocurrió la falla, se revisa la condición del
cambiador de tomas bajo carga y por último los demás accesorios.
En las primeras semanas de las pasantías se inicio la capacitación del pasante mediante la
lectura de información técnica como: manuales de los transformadores, de las subestaciones
móviles, familiarización de las áreas de trabajo, posteriormente se comenzó con la observación
de la ejecución de pruebas eléctricas, manejo de los equipos de medición. Los datos a registrar en
cada prueba, así como los criterios de evaluación.
Durante las pasantías se tuvo la oportunidad de observar el proceso de desencubado del
transformador, ensamblaje de las piezas, inspección del núcleo, cambiador de tomas bajo carga,
58
revisión de los tableros de control del cambiador de tomas bajo carga así como también la
reparación de un tablero de control de las protecciones.
Una vez realizado las reparaciones correspondientes a la parte interna del transformador, se
realizaba el secado de la parte activa si era necesario junto al tratamiento del aceite.
Posteriormente se realizan las pruebas eléctricas de diagnostico para verificar el estado del
transformador después de la reparación y si cumple con los estándares adecuados para poder ser
puesto de nuevo en funcionamiento.
A continuación se presentan algunos de los resultados de las pruebas eléctricas realizadas a
transformadores de potencia durante la pasantía. Los formatos para presentar los resultados de las
pruebas eléctricas de rutina fueron suministrados por la empresa así como las principales
características de los equipos de prueba se pueden encontrar en los apéndices A y D.
4.1 Pruebas realizadas al Transformador Siemens serial 311509
Las pruebas fueron realizadas el día 4 de octubre de 2011 a un transformador nuevo de dos
devanados, marca Siemens de 10 MVA con tensión nominal de 34,5kV/14,1kV, con conexión
Dyn5, cuenta con un cambiador de tomas bajo carga de 17 posiciones con la máxima regulación
de 36,225 kV y mínima de 29,325 kV. La parte activa se encontraba sin aceite y el motivo por el
que se encontraba en el taller era por reparaciones y cableado en el tablero de control del
cambiador de tomas bajo carga, esta unidad es nueva y nunca se ha puesto en servicio, su año de
fabricación fue el 2010. Las pruebas realizadas fueron: relación de transformación, factor de
potencia, y medición de la impedancia de cortocircuito.
4.1.1 Prueba de factor de potencia
La prueba se realizó con el equipo marca Megger CB-100, que tiene la particularidad de
trabajar a tensión reducida de unos 28V con una frecuencia de 100 Hz. El aumento de frecuencia
compensa la reducción de tensión. La temperatura ambiental durante la prueba fue de 26,4 ºC y la
humedad relativa durante la prueba fue de un 73,2 %.
59
Las mediciones de capacitancia y factor de potencia de la prueba, se presenta en la tabla 4.1,
donde las capacitancias H, L, y G representan Alta (High), Baja (Low) y Tierra (Ground)
respectivamente. Las tres primeras mediciones simbolizan las capacitancias medidas entre cada
una de estas, mientras que las dos últimas sirven como comprobación algebraica de que se ha
tomado bien los datos al ser la suma de las dos primeras mediciones.
Tabla 4.1 Resultados de la prueba de factor de potencia Transformador SIEMENS 311509
Conexiones LECTURA DE CAPACITANCIA FACTOR DE POTENCIA
Mediciones MULT SWITCH CAP SW+DIAL TOTAL (pF) RANGO (%) LECTURA (DIAL) TOTAL (%)
CAP H-L 500pF 6,446 3223 0-10 25 0,25
CAP H-G 100pF 9,989 998,9 0-10 24 0,24
CAP L-G 500pF 6,313 3156,5 0-10 25 0,25
CAP H-L+H-G 500pF 8,442 4221 0-10 24 0,24
CAP L-H+L-G 0,001uF 6,378 6378 0-10 25 0,25
A pesar de que la temperatura ambiental fue de 26,4 ºC, no se puede realizar la corrección del
factor de potencia a 20ºC debido a que la parte activa no se encuentra inmerso en aceite, sino en
el aire por lo que no existe una tabla de corrección de temperatura, sin embargo podemos notar
que el máximo porcentaje obtenido en esta prueba fue del 0,25 % < 0,5% que es el criterio
máximo de factor de potencia corregido a 20 ºC utilizado por la empresa con el cual podemos
emitir el criterio de que el aislamiento se encuentra en buenas condiciones de la tabla 3.6,
presentada en el capitulo anterior. Las normas internacionales IEC no establecen criterios de
evaluación de las pruebas, solo ofrecen recomendaciones de cómo realizar los ensayos de forma
más segura con el fin de proteger a las personas encargadas de realizar las pruebas.
4.1.2 Prueba de Impedancia de Cortocircuito a tensión reducida
Esta prueba se realizó con el objetivo de tener un valor de referencia de la impedancia de
cortocircuito, cabe destacar que según las normativa internacional esta prueba se debería realizar
a corriente nominal del transformador, y con un vatímetro capaz de medir la potencia activa y
reactiva que consume el transformador durante esta prueba y así ser capaz de poder separar la
impedancia de cortocircuito en una componente resistiva y una componente reactiva.
El taller al no disponer de una fuente de energía capaz de suministrar la potencia necesaria para
suministrar la corriente nominal del transformador ni vatímetros trifásicos, realizo la prueba para
60
obtener unos valores de referencia de la impedancia de cortocircuito utilizando una fuente de
tensión alterna fija y mediante el método voltiamperimétrico se obtuvo el modulo de la
impedancia de cortocircuito.
La fuente de tensión trifásica alterna utilizada fue de 208V. Se midieron voltajes y corrientes de
cada una de las fases y se promediaron para obtener una impedancia promedio para las posiciones
del cambiador de tomas 1, 5 y 17, que fueron los valores de impedancia suministrados por el
fabricante en la placa. Con esta prueba se verifica indirectamente el funcionamiento del
cambiador de tomas bajo carga que fue sincronizado recientemente con su tablero de control
producto de su reciente reparación.
La impedancia base del transformador se calcula como:
Tabla 4.2 Resultados de la prueba de Zcc, Transformador Siemens 311509
Pos. TAP Van AT (V) Vbn AT (V) Vcn AT (V) Ia AT (A) Ib AT (A) Ic AT (A)
1 122 123 122 10,1 9,9 10
5 122 123 122 11,6 11,6 11,4
17 121 122 121 17 17 17
Tabla 4.3 Desviación de la Zcc obtenido durante la prueba, Transformador Siemens 311509
Pos Tap Z placa (%) Zcc placa AT (Ω) Zcc prueba AT (Ω) Desv (%)
1 9,04 10,759 12,233 13,69
5 8,79 10,462 10,609 1,4
17 8,24 9,807 7,137 27,23
Con esta prueba hemos podido comprobar que los valores de la impedancia de cortocircuito del
transformador se encuentra fuera de los valores de desviación esperados, con errores para el tap 1
de 13.69% y 27,23% para el tap 17, esto se debe a que la corriente de cortocircuito en la prueba
fue apenas el 6.9 % de la corriente nominal para el tap 5, mientras que para el tap 1 y 17 fue del
6.29% y 8.63%, valores que no cumplen con las exigencias de las normas internaciones para la
determinación de la impedancia de cortocircuito al ser diferentes a la corriente nominal.
61
4.1.3 Prueba de relación de transformación
El puente de relación es trifásico y pide como datos: los valores nominales de tensión, el
número de pasos del cambiador de tomas, tipo de conexión entre los devanados del transformador
y una relación de pasos que se calcula por la expresión 4.1.
Donde:
Vmayor: voltaje mayor que puede llevar el cambiador de tomas
V menor: voltaje menor que puede llevar el cambiador de tomas
Vnominal: voltaje nominal o paso intermedio del cambiador de tomas
#TAP’s: numero de pasos del cambiador de tomas
Para este caso, se tiene que los valores nominales de tensión son: 34,5 kV/14,1 kV, el número
de tomas es 17, el valor máximo y mínimo del cambiador de tomas en alta tensión es 36,225 kV y
29,225 kV, por lo que aplicando la ecuación 4.1, resulta:
62
Phase
U
V
W
Phase Pass
Phase Prim Sec H X Y H X Y Calc Meas % Iexc or
Amps Amps Volts Volts Volts Ratio Ratio Dev mA Fail
U - - 36225 14100 - 1 N - 4,4499 4,4582 0,19 -0,5 1,16 Pass
V - - 36225 14100 - 1 N - 4,4499 4,4574 0,17 -0,55 0,88 Pass
W - - 36225 14100 - 1 N - 4,4499 4,4577 0,17 -0,6 1,14 Pass
U - - 35794 14100 - 2 N - 4,3970 4,4043 0,17 -0,50 1,19 Pass
V - - 35794 14100 - 2 N - 4,3970 4,4043 0,17 -0,55 0,91 Pass
W - - 35794 14100 - 2 N - 4,3970 4,4038 0,16 -0,59 1,16 Pass
U - - 35363 14100 - 3 N - 4,3440 4,3509 0,16 -0,49 1,22 Pass
V - - 35363 14100 - 3 N - 4,3440 4,3508 0,16 -0,54 0,93 Pass
W - - 35363 14100 - 3 N - 4,3440 4,3507 0,16 -0,59 1,19 Pass
U - - 34931 14100 - 4 N - 4,2909 4,2967 0,13 -0,49 1,23 Pass
V - - 34931 14100 - 4 N - 4,2909 4,2966 0,13 -0,54 0,92 Pass
W - - 34931 14100 - 4 N - 4,2909 4,2966 0,13 -0,58 1,22 Pass
U - - 34500 14100 - 5 N - 4,2380 4,2420 0,09 -0,49 1,26 Pass
V - - 34500 14100 - 5 N - 4,2380 4,2417 0,09 -0,53 0,97 Pass
W - - 34500 14100 - 5 N - 4,2380 4,2418 0,09 -0,58 1,25 Pass
U - - 34069 14100 - 6 N - 4,1851 4,1872 0,05 -0,48 1,28 Pass
V - - 34069 14100 - 6 N - 4,1851 4,1871 0,05 -0,53 1 Pass
W - - 34069 14100 - 6 N - 4,1851 4,1870 0,05 -0,57 1,28 Pass
U - - 33638 14100 - 7 N - 4,1321 4,1343 0,05 -0,47 1,32 Pass
V - - 33638 14100 - 7 N - 4,1321 4,1340 0,05 -0,52 1 Pass
W - - 33638 14100 - 7 N - 4,1321 4,1342 0,05 -0,56 1,30 Pass
U - - 33206 14100 - 8 N - 4,0790 4,0794 0,01 -0,47 1,35 Pass
V - - 33206 14100 - 8 N - 4,0790 4,0797 0,01 -0,51 1,04 Pass
W - - 33206 14100 - 8 N - 4,0790 4,0792 0,00 -0,56 1,34 Pass
U - - 32775 14100 - 9 N - 4,0261 4,052 -0,02 -0,47 1,38 Pass
V - - 32775 14100 - 9 N - 4,0261 4,0254 -0,02 -0,51 1,07 Pass
W - - 32775 14100 - 9 N - 4,0261 4,0251 -0,03 -0,55 1,37 Pass
U - - 32344 14100 - 10 N - 3,9732 3,9716 -0,04 -0,46 1,41 Pass
V - - 32344 14100 - 10 N - 3,9732 3,9716 -0,04 -0,50 1,10 Pass
W - - 32344 14100 - 10 N - 3,9732 3,9714 -0,04 -0,55 1,40 Pass
U - - 31913 14100 - 11 N - 3,9202 3,9164 -0,10 -0,46 1,43 Pass
V - - 31913 14100 - 11 N - 3,9202 3,9166 -0,09 -0,50 1,12 Pass
W - - 31913 14100 - 11 N - 3,9202 3,9166 -0,09 -0,54 1,44 Pass
U - - 31481 14100 - 12 N - 3,8671 3,8629 -0,11 -0,45 1,47 Pass
V - - 31481 14100 - 12 N - 3,8671 3,8626 -0,12 -0,49 1,15 Pass
W - - 31481 14100 - 12 N - 3,8671 3,8626 -0,12 -0,53 1,48 Pass
U - - 31050 14100 - 13 N - 3,8142 3,8087 -0,14 -0,44 1,51 Pass
V - - 31050 14100 - 13 N - 3,8142 3,8084 -0,15 -0,49 1,18 Pass
W - - 31050 14100 - 13 N - 3,8142 3,8087 -0,14 -0,53 1,52 Pass
U - - 30619 14100 - 14 N - 3,7613 3,7544 -0,18 -0,44 1,54 Pass
V - - 30619 14100 - 14 N - 3,7613 3,7537 -0,20 -0,48 1,18 Pass
W - - 30619 14100 - 14 N - 3,7613 3,7539 -0,20 -0,52 1,54 Pass
U - - 30188 14100 - 15 N - 3,7083 3,6998 -0,23 -0,43 1,58 Pass
V - - 30188 14100 - 15 N - 3,7083 3,6999 -0,23 -0,47 1,24 Pass
W - - 30188 14100 - 15 N - 3,7083 3,6995 -0,24 -0,51 1,58 Pass
U - - 29756 14100 - 16 N - 3,6552 3,6450 -0,28 -0,43 1,61 Pass
V - - 29756 14100 - 16 N - 3,6552 3,6451 -0,28 -0,47 1,27 Pass
W - - 29756 14100 - 16 N - 3,6552 3,6452 -028 -0,51 1,63 Pass
U - - 29325 14100 - 17 N - 3,6023 3,5920 -0,29 -0,42 1,64 Pass
V - - 29325 14100 - 17 N - 3,6023 3,5916 -0,30 -0,46 1,27 Pass
W - - 29325 14100 - 17 N - 3,6023 3,5919 -0,29 -0,50 1,63 Pass
Megger
Automatic Transformer Turn-Ratio Tester
-
-
- -
Comments / Notes
Transformer designation: PRUEBA DE PROTOCOLO ANTES DE ENERGIZACION
H-X H-Y
Connections
Primary Nameplate, V(L-L): 34500 Secondary Nameplate, V(L-L): 14100
Max. % Ratio Deviation Permitted: 0.50
TTR S/N: 9912152
Date of Report: 06/10/2011
Operator:TEC. LUIS PACHECO
Phasors: Dyn5
Tertiary Nameplate, V(L-L):
Manufacturer: SIEMENS
Transformer Rating: 10 MVA
CT Nameplate voltage Taps Ratio
CT
-
-
1V-1U, 2U-n
1W-1V, 2V-n
1U-1W, 2W-n
63
En la hoja de resultados presentados en la página anterior podemos observar las tensiones
medidas en cada fase para cada una de las posiciones del cambiador de tomas, la corriente de
excitación y el ángulo de desfasaje en radianes para cada prueba, así como la relación de
transformación teórica y la obtenida de la prueba con su respectivo porcentaje de desviación.
El máximo porcentaje de desviación permitida entre el valor de relación de trasformación entre
los arrollados medidos durante el ensayo y el valor teórico o de placa es del 0,5 % según los
estándares utilizados por el CNRT y el fabricante, por lo tanto el transformador supera la prueba.
Con las pruebas realizadas al transformador Siemens serial 311509 se evaluó el sistema de
aislamiento, el funcionamiento del cambiador de tomas bajo carga y las relaciones de vueltas
entre los arrollados obteniéndose resultados dentro del rango de tolerancia permitidos para cada
ensayo. Por lo tanto, podemos concluir que el sistema de aislamiento de éste equipo se encuentra
en condiciones adecuadas para la puesta en servicio.
Mientras que para la prueba de impedancia de cortocircuito a tensión reducida, el
procedimiento utilizado por el taller no cumple con las exigencias mínimas exigidas en las
normas internacionales para la determinación del parámetro de la impedancia de cortocircuito,
básicamente debido a que la corriente y la impedancia exhiben una pequeña característica no
lineal, y de ahí la exigencia de las diversas normas de que la corriente de cortocircuito se haga
coincidir con la nominal o de plena carga.
4.2 Transformador BBC serial GM-94608
Este transformador es de dos devanados de 65 MVA conexión Ynd de relación 120,75 kV por
el lado de alta y 16 kV por el lado de baja, pertenece a la subestación Planta Páez en el estado
Barinas con un sistema de refrigeración OFWF (Aceite forzado, Agua forzada) a través de
bombas eléctricas e intercambiadores de calor. El transformador llego al taller CNRT, producto
de un cortocircuito franco entre devanados causado por una ruptura en una de las tuberías de agua
del intercambiador de calor que causo que ésta se mezclara con el aceite en la cuba.
64
Por lo que a su llegada al taller, presentaba grandes problemas de humedad en la parte activa
debido al contacto con el agua por la falla en el sistema de refrigeración, así como la presencia de
partículas de carbón producto del quemado del aislamiento de papel. El transformador es del tipo
elevador y pertenece a la una unidad generadora hidráulica en la subestación Planta Páez por lo
que su recuperación era de suma importancia. En la figura 4.1 podemos observar el proceso de
desencubado de la parte activa con un puente grúa, para la introducción al horno de inducción.
Figura 4.1 Desencubado de la parte activa de transformador BBC-GM-94608
En la figura 4.2 se aprecia la parte activa del transformador BBC, una vez dentro del horno de
inducción para iniciar el proceso de secado de los aislantes sólidos. El proceso combina secado
por temperatura y aplicación de vacío para extraer la humedad del papel.
65
Figura 4.2 Parte activa del transformador BBC dentro del horno de inducción
Se debe tener acceso a los terminales de alta tensión que en este transformador derivan de
forma no convencional al ser en forma lateral. Para ello se debe drenar el aceite de las botellas del
pasatapas, que es una cámara que actúa de forma independiente a la cuba principal de
transformador al poseer una presión diferente con el objetivo de poder acceder a los terminales de
alta tensión sin tener que bajar el nivel de aceite del transformador.
A continuación se presentan algunas pruebas después del proceso de secado de la parte activa
como parte del protocolo para la finalización de la reparación y preparación para la puesta en
servicio.
4.2.1 Prueba de Aislamiento de los devanados del transformador
A continuación se presentan los resultados de la prueba de aislamiento para la parte activa del
transformador antes de introducirlo al horno de inducción. La parte activa se encuentra sin aceite
y la temperatura ambiente fue de 28 °C, sin embargo no existe un factor de corrección para referir
estos valores a 20°C, ya que la parte activa no está inmersa en aceite.
66
Tabla 4.4 Medición de la resistencia de aislamiento. Transformador BBC-GM-94608 kV Energizado Aterrado MΩ (30seg) MΩ (60seg) MΩ (10min) IA IP
1 AT BT 107 108 141 1.01 1.31
1 BT AT 147 156 273 1.06 1.75
1 AT –BT - 541 586 868 1.08 1.48
Una vez que es finalizado el proceso de secado en el horno de inducción, se realizó otra prueba
a la parte activa inyectando 500 V de tensión continua energizando el devanado de alta tensión y
aterrando el de baja, los resultados se perciben en la tabla 4.5. Los índices de absorción y
polarización obtenidos fueron de 1.20 y 1.19.
De estos dos ensayos podemos notar el aumento de la resistencia del aislamiento de los mega
ohmios que obteníamos en el primer ensayo a tener valores en Giga ohmios gracias a la
extracción de humedad durante el proceso de secado. Los índices de polarización y absorción son
aceptables al ser mayores a 1 y estar comprendido entre los valores de 1,1 y 1,3 para aislamiento
del tipo sólido según los criterios usados por el CNRT.
Según [17], el índice de polarización no es útil en transformadores con aceite aislante, ya que el
efecto de la alineación de las moléculas polarizadas dentro de un campo eléctrico no se produce
de manera notoria en los líquidos, pues en estos se formas corrientes de convección que
ocasionan remolinos en el aceite y dificultan la alineación de las moléculas.
Tabla 4.5 Megado después del proceso de secado. Transformador BBC-GM-94608
Tiempo Resistencia
30 s 3.89 GΩ
60 s 4.68 GΩ
10 min. 5.55 GΩ
Con los resultados de las pruebas eléctricas al transformador BBC-GM-94608 se concluye que
el proceso de secado en el horno de inducción acelera el tiempo de secado de la parte activa de un
transformador que utilizando el método convencional de recirculación de aceite caliente, cabe
destacar que esté transformador fue el primero en introducirse al horno de inducción
implementado por el CNRT
67
4.3 Transformador Caivet serial 2402207
Este transformador trifásico es de 5MVA, tensión nominal de 34,5/13,8kV con un cambiador
de tomas sin carga de 5 posiciones en el lado de alta tensión y presenta conexión entre los
arrollados Dyn5. Su año de fabricación es 1988 y posee un sistema de refrigeración ONAN
(Aceite Natural, Aire Natural).
4.3.1 Pruebas de corriente de excitación
4.3.1.1 Prueba de corriente de Excitación después del Secado de la Parte Activa en el Horno
de Inducción (con la parte activa sin aceite)
Esta prueba se realizo con la parte activa sin aceite y después del proceso de secado de los
aislamientos sólidos en el horno de inducción, el transformador posee un cambiador de tomas sin
cargas de 5 posiciones y el esquema de conexión del transformador es Dyn5. La inyección de
corriente para la prueba se realiza por el lado de alta tensión. Como el transformador posee un
núcleo tipo columna se puede observar la distribución de las corriente de excitación en 2
corrientes iguales para las columnas externas y una corriente menor para el devanado de la fase
central debido a que el flujo magnético recorre un camino de menor reluctancia por la geometría
del núcleo.
68
4.3.1.2 Prueba Final de Corriente de Excitación
Se realizó posteriormente al encubado y llenado de aceite del transformador, se aumento el
nivel de tensión de la prueba a 10 kV, en esta prueba podemos observar que las corrientes de
excitación disminuyen respecto a la prueba anterior por la presencia del aceite como dieléctrico,
al igual que la prueba presentada en el inciso anterior muestra los mismos patrones de
distribución de la corriente de excitación, el cual es un criterio suficiente para la empresa de que
la unidad ha superado las prueba.
En ambas pruebas presentadas anteriormente se puede observar el aumento de la corriente de
excitación a medida que aumentamos los pasos del cambiador de tomas, con lo que se comprueba
el funcionamiento del mismo al cumplir con el criterio de que a mayor voltaje de operación del
devanado de alta tensión se debe esperar menos corriente en la medición, siendo los pasos del
cambiador de tomas: 36225V(1), 35362V(2), 34500V(3), 33638V(4) y 32775V(5).
4.3.2 Pruebas de Factor de potencia
4.3.2.1 Prueba de Factor de Potencia después del tratamiento de la parte activa mediante
inyección de corriente y antes de introducirlo al horno de inducción
Esta prueba se realizo previo a la llegada del pasante y sirve como referencia para comparar las
condiciones de aislamiento que poseía el transformador antes de iniciar el secado de la parte
activa mediante el método antiguo de secado donde solo se inyectaba corriente a los arrollados
para incrementar la temperatura de los mismos y de esa forma ir evaporando la humedad con la
recirculación del aire caliente. Se puede apreciar el alto factor de potencia que posee la unidad,
69
por el orden del 19% y el valor de la capacitancia por el orden de los 4000μF para CL
(Capacitancia de Baja Tensión).
4.3.2.2 Prueba de Factor de Potencia después del secado de la parte activa en el horno de
inducción
La prueba se realizó solo con la parte activa sin la presencia de aceite dieléctrico, una vez
finalizado el proceso de secado, para ello se tuvo que sacar del horno de inducción. En el horno
70
también se encontraba la parte activa de un transformador Mitsubishi de 10 MVA de 34,5/13,8
kV al que se le estaba haciendo el secado simultáneamente como podemos apreciar en la figura
4.3.
Los puentes realizados a los bushings de cada transformador son para conectarlos a los
terminales de salida del horno y así tener la posibilidad de realizar pruebas de resistencia de
arrollado y factor de potencia durante el proceso de secado y monitorear la temperatura y la
humedad de los aislamientos de los devanados.
Figura 4.3 Transformadores Caivet y Mitsubishi (amarillo) en el horno de inducción
En la prueba presentada a continuación podemos observar la disminución del factor de potencia
de la unidad, al disminuir %FPCH de 19,86% a 0,81% y %FPCL de 18,97 a 0,53, producto del
proceso de secado de la parte activa, igualmente ocurre con los valores de capacitancia.
71
72
4.3.2.3 Prueba final de Factor de Potencia después del tratamiento de aislantes sólidos
Las pruebas finales se realizaron una vez culminado el proceso de secado de la parte activa en el
horno de inducción, con la parte activa del transformador Caivet en su propia cuba, lleno con su
aceite tratado y ya completamente armado con todos sus accesorios. En estas pruebas podemos
observar que los resultados de la prueba de factor de potencia ya cumplen con los estándares
exigidos por el CNRT y los fabricantes al poseer un valor cercano a 0,5% para un transformador
con años en servicio.
73
Con las pruebas tomadas con 17 días de diferencia, se puede observar como el valor de
%FPCH=19,86 disminuye a %FPCH=1,02 y realizando la corrección a temperatura de 20°C
resulta %FPCH=0,81 que es un valor aceptable para un trasformador con años de servicio.
Resultando de vital importancia el proceso de secado de la parte activa del transformador ya que
nos permite recuperar las unidades transformadoras y reincorporarlas al sistema eléctrico.
4.3.3 Prueba de Tensión Inducida
Con esta prueba se verifico que los aislamientos entre espiras al aplicarle una tensión de 1.6
veces la tensión nominal, la frecuencia se incrementa a 210 Hz para evitar la saturación del
núcleo. El tiempo de duración de la prueba se calculo con la ecuación 3.7
x120 seg = 34.28 seg
74
La prueba fue exitosa al soportar el transformador la sobretension inyectada por el intervalo de
tiempo antes calculado. Y permitió comprobar el aislamiento entre espiras de un mismo
arrollado, entre los arrollados, entre éstos y la cuba del transformador y cualquier otro elemento
puesto a tierra.
4.3.4 Prueba de Relación de Transformación
Los valores nominales de tensión son: 34.5kV/13.8kV, el número de tomas es 5 y el valor
mayor y menor del cambiador de tomas en alta tensión es 36,225 kV y 32,275 kV, por lo que
aplicando la ecuación 4.1, resulta:
El máximo porcentaje de desviación obtenida en la prueba fue de 0.12 %, cumpliéndose que
este fuese inferior a la máxima desviación permitida de ±0.5 % según los criterios usados por los
fabricantes y el taller CNRT.
Phase
A
B
C
Phase Pass
Phase Prim Sec H X Y H X Y Calc Meas % Iexc Prim Sec or
Amps Amps Volts Volts Volts Ratio Ratio Dev mA Ohms Ohms Fail
A - - 36225 13800 - 1 N - 4.5466 4.5501 0.07 -1.03c 0.987 - - Pass
B - - 36225 13800 - 1 N - 4.5466 4.5491 0.05 -0.91c 0.950 - - Pass
C - - 36225 13800 - 1 N - 4.5466 4.5501 0.08 -0.95c 0.615 - - Pass
A - - 35362 13800 - 2 N - 4.4383 4.4420 0.08 -1.01c 1.040 - - Pass
B - - 35362 13800 - 2 N - 4.4383 4.4416 0.07 -0.88c 1.002 - - Pass
C - - 35362 13800 - 2 N - 4.4383 4.4415 0.07 -0.93c 0.654 - - Pass
A - - 34500 13800 - 3 N - 4.3301 4.3340 0.09 -0.98c 1.096 - - Pass
B - - 34500 13800 - 3 N - 4.3301 4.3337 0.08 -0.86c 1.055 - - Pass
C - - 34500 13800 - 3 N - 4.3301 4.3339 0.09 -0.90c 0.680 - - Pass
A - - 33638 13800 - 4 N - 4.2219 4.2258 0.09 -0.96c 1.152 - - Pass
B - - 33638 13800 - 4 N - 4.2219 4.2256 0.09 -0.84c 1.110 - - Pass
C - - 33638 13800 - 4 N - 4.2219 4.2258 0.09 -0.88c 0.726 - - Pass
A - - 32775 13800 - 5 N - 4.1136 4.1182 0.11 -0.94c 1.214 - - Pass
B - - 32775 13800 - 5 N - 4.1136 4.1180 0.11 -0.82c 1.171 - - Pass
C - - 32775 13800 - 5 N - 4.1136 4.1185 0.12 -0.86c 0.771 - - Pass
Phasors: Dyn5
Tertiary Nameplate, V(L-L):
-
CT Nameplate voltage Taps Ratio
CT
-
-
Transformer Test Report
Date of Test: 10/27/2011 09:54:00 - 09:58:00
Substation: TALLER
Test Voltage: 80V
Ambient Temperature: 26ºC
Transformer S/N: 2402207
Manufacturer: CAIVET
Transformer Rating: 34,5/13,8 KV
Primary Nameplate, V(L-L): Secondary Nameplate, V(L-L):
Max. % Ratio Deviation Permitted: 0.50
-
-
-
Relative Humidity: 72%
TTR S/N: 9912152
Date of Report: 10/27/2011
Operator (S): ING CARTA
Winding
ShortedH-X H-Y
Connections
H1-H3, X3-X0
H2-H1, X1-X0
H3-H2, X2-X0
-
Automatic Transformer Turn-Ratio Tester
Megger
- -
Resistance
Comments / Notes
Transformer designation:
75
4.4 Pruebas eléctricas a Subestaciones Móviles IEM, serial 26-1737
Estas pruebas fueron realizadas como parte de las pruebas finales para la entrega de las
subestaciones móviles a la empresa CORPOELEC de parte de la empresa mexicana IEM. En la
figura podemos observar la subestación móvil antes de realizarle las pruebas. Los datos de placa
de este transformador de tres devanados de esta subestación móvil son las siguientes: 115/13,8/8
kV, conexión Ynynd, marca IEM como podemos observar en la figura 4.4.
Figura 4.4 Subestación Móvil IEM serial 26-1737
4.4.1 Prueba de factor de Potencia S/E móvil IEM
Para la realización de esta prueba se al tener el transformador de la S/E móvil un tercer
devanado de servicios auxiliares en conexión delta puesto a tierra y como sólo se tenía acceso a
un punto de la conexión delta que era el que estaba conectado a tierra se tuvo que realizar la
prueba de factor de potencia quitando la conexión a tierra de este punto y dejándolo flotando ya
que no se podían cortocircuitar con los demás puntos del devanado terciario. La pruebas que
involucraran la devanado terciario se realizaron con un menor voltaje de prueba de 2.5 kV, esto
debido a que este devanado posee una tensión nominal de 8 kV y su aislamiento es menor al de
los demás arrollados
Durante la realización de esta prueba se observó la presencia de interferencia electrostática en
algunas de las mediciones, al hacer circular la corriente de prueba por un sentido, se obtenía un
valor de corriente con una polaridad distinta que al hacerla circular por el sentido opuesto. Por lo
tanto las pérdidas de la prueba se calculaban como la resta de las dos potencias obtenidas al
circular la corriente en ambos sentidos divididos entre dos. Para una información más detallada se
puede consultar el apéndice A.1.2.
76
Los resultados obtenidos fueron satisfactorios, los factores de potencia de CH, CL y CT
corregidos a 20°C fueron 0,19%, 0,11% y 0,06% y cumplen con ser menores que el factor de
potencia máximo permitido para equipos nuevos de 0,3%. También se realizaron pruebas de
factor de potencia a los pasatapas del lado de alta tensión de tipo capacitivos que poseían una
toma para la medición de la capacitancia, obteniéndose resultados aceptables al estar dentro del
rango de valores permitidos de 1% a 2% de los datos de placa del pasatapas de 355 nF.
77
4.4.2 Corriente de Excitación S/E móvil IEM
La prueba se realizo a 10 kV en las 5 posiciones del cambiador de tomas sin carga por el lado
de alta tensión que estaba en conexión delta. Los resultados obtenidos son aceptables, ya que se
observa la similitud entre las corrientes de las fases A y C que son los devanados externos,
mientras la corriente en la fase B, que es la fase central, es dos tercios de la corriente de las fases
externas. Esto se debe básicamente porque el flujo magnético de la columna central recorre un
camino de menor reluctancia al ser el transformador trifásico de tres columnas. En el ensayo se
aprecia el incremento y decremento de la corriente de excitación una vez que nos alejamos de la
toma nominal.
El transformador de la subestación móvil IEM aprobó con éxito las pruebas de factor de
potencia y corriente de excitación y además se comprobaron los valores de capacitancia de los
aisladores del devanado de alta tensión.
EXCITATION - CURRENT TEST
SINGLE PHASE
H1H2 or H0 H2 or HO H1 H0 A
H1 H2 H0 BH3 H0 C
THREE - PHASE DELTA
H1 UST PHASEH2 H2 A H1 H0X0 AH3 H3 B H2 H0X0 B
H1 C H3 H0X0 CMFR. efacec
SERIAL N°TAP CHANGER FOUND ON POSITION:
TEST VOLTAGE: 10KV
10
9
7
8
38,5038,006 28,20
36,50525,10 34,70
36,40 26,60
3
34,70433,00
31,40
SATISFACTORIOS
RESULTADOS2 31,40
24,00
MULTIP LIER MILI1 METER READING
22,80
33,00
METER READING MULTIP LIER MILI
REMARKPHASE B PHASE CMULTIP LIER MILI METER
READING
THREE - PHASE WYEENERGIZEUST PHASE ENERGIZE
26-1737
5
LINE N°ULTC
POSITION
THREE - PHASE WYEENERGIZEUST ENERGIZE UST PHASE
PHASE B
X XX X
78
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Las pruebas eléctricas de diagnóstico a los transformadores de potencia son muy importantes
debido a que ofrecen una serie de indicadores acerca de las condiciones internas en que se
encuentra el transformador de potencia, desde el sistema de aislamiento, las condiciones de los
arrollados, del núcleo, cambiadores de tomas, etc. Dependiendo del tipo de prueba realizada se
diagnostica la situación o tendencia de la parte interna a estudiar y permite al personal técnico
tomar acciones a futuro para la reparación, evaluación de una falla y mantenimiento del equipo.
Cuando los resultados de las pruebas de factor de potencia hechas al sistema aislante excedan
los valores limites establecidos por los fabricantes de transformadores de potencia es necesario
tomar acciones correctivas como el tratamiento del aceite y el secado de la parte activa, el
primero si la humedad reside principalmente en el aceite y el segundo si la mayor parte de la
humedad se encuentra en el aislamiento solido del transformador.
Para que un transformador de potencia sea puesto en servicio una de las condiciones más
importantes es aprobar las pruebas eléctricas de aislamiento. Entre los casos estudiados, el
transformador BBC serial GM-94608 ya fue puesto en servicio en la subestación Planta Páez y el
transformador Siemens serial 311509 esta en condiciones de ser puesto en servicio ya que aprobó
todas las pruebas eléctricas de aislamiento, sin embargo se encuentra en proceso de recableado
del tablero de control del cambiador de tomas. Mientras que el trasformador CAIVET serial
2402207 se encuentra en condiciones adecuadas para su puesta en servicio.
Cuando al aceite no se le ha hecho mantenimiento por largo tiempo y sus parámetros de
aceptación quedan por debajo de los valores mínimos permitidos por las normas ASTM D-877 y
la ASTM D-1816 se debe realizar un proceso de regeneración del aceite, este proceso consta
principalmente de tres etapas: la recirculación, el calentamiento y la filtración, que junto al
proceso de vacio permite remover partículas contaminantes, extraer la humedad, elevar la rigidez
dieléctrica y restablecer la propiedades aislantes del aceite.
Para los transformadores de potencia con núcleo tipo tres columnas, el criterio principal de
evaluación en la prueba de corriente de excitación es la distribución de las corrientes a través de
las fases, siendo las corrientes de las fases externas iguales y la corriente en la fase central menor,
79
debido a que el flujo magnético recorre un camino de menor reluctancia. En caso de un núcleo
tipo acorazado la distribución de las corrientes de excitación serian iguales para las 3 fases, sin
embargo este tipo de núcleo es poco encontrado en la práctica debido a su mayor coste
económico.
La realización de la pasantía y la dinámica de trabajo desarrollada en la empresa permitieron al
estudiante la familiarización con el esquema de trabajo, las normas de seguridad y la adquisición
de experiencia y conocimiento en el proceso de reparación de unidades transformadoras desde el
proceso de recepción del equipo y sus accesorios, desencubado de la parte activa y desmontaje de
las piezas hasta el funcionamiento de los elementos de protección y del cambiador de tomas bajo
carga. Además de poder tener la oportunidad de conocer el interior de la subestación La Horqueta
y una subestación móvil. Asimismo se adquirió conocimiento en otras áreas de la ingeniería
como los procesos de tratamiento y vacío del aceite.
Durante las pasantías la pruebas eléctricas de diagnóstico se utilizaron principalmente para
determinar la condición del sistema de aislamiento sólido de un transformador de potencia
durante el proceso de recuperación y reparación del mismo ya que este es el objetivo del taller
como tal, reutilizar las unidades transformadoras para colocarlas de nuevo en servicio; no
obstante dichas pruebas pueden ser aplicadas a transformadores en patios de subestaciones de
transmisión y subtransmisión, subestaciones móviles, e incluso transformadores con menores
niveles de tensión aplicando los ajustes debidos en los niveles de tensión y en los protocolos
ofrecidos por las normas.
El seguimiento de la evolución de los resultados de las pruebas diagnostico obtenidos durante
los sucesivos mantenimientos, permitirá realizar juicios y diagnósticos sobre qué es lo que
conviene hacer para prolongar la vida útil de la unidad transformadora, para así asegurar su
confiabilidad durante su futura operación.
Durante la ejecución de la pasantías se encontraron problemas con la apreciación de algunos de
los equipos de medición del taller tales como el DOBLE M2H-10 kV encargado de medir el
factor de potencia, por lo que se recomienda a la empresa el reemplazo o mantenimiento
respectivo a estos equipos así como también la inserción al taller de un organismo que ofrezca
servicios de metrología para la calibración de los equipos de medición.
80
Es recomendable que previo a la ejecución de las pruebas de diagnóstico, se revisen las
medidas de seguridad y recomendaciones de cada prueba con la finalidad de evitar daños en los
equipos de medición, en la unidad transformadora y prevenir futuros accidentes.
81
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Portal de CADAFE. Sección “Nuestra empresa”. Consultado el 15/01/2012. Disponible en: http://www.cadafe.com.ve/index.php?option=com_content&view=article&id=333&Itemid=420 [2] Norma DGE. Terminología en Electricidad, Parte II Equipamiento Eléctrico, Sección 10 Transformadores y Reactores de Potencia. [3] Chapman Stepheen. Maquinas eléctricas, 3ra edición, 2000. [4] Myers, Kelly, Parrish, Alexander y Griffith. “A guide to transformer maintenance”, 1981. [5] Puramín, “Mantenimiento preventivo de transformadores de potencia”, 1984 [6] Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia. Ing. J. R. Artero XIII ERIAC, Décimo tercer encuentro Regional Iberoamericano de CIGRÉ [7] Comisión Federal de Electricidad “Procedimientos de Prueba de campo para Mantenimiento Eléctrico en Subestaciones de Distribución” México, Año 2003. [8] Guillermo Aponte Mayor. “El transformador y las pruebas de mantenimiento y diagnostico”. MEGGER. Julio 2009. Pág. 34 [9] Dasgupta Indrajit. “Power Transformers Quality Assurance”. New age international publishers. 2009. [10] Doble Test Procedures. Doble Engineering Company. 2000. [11] IEEE Standards. “IEEE 62, Guide for Diagnostic Field Testing of Electric Power Apparatus-Part 1: Oil Filled Power Transformers, Regulators, and Reactors”. 1995. [12] Jones David; Jowerr Jeffrey; Thomson Graeme; Danner David. “Guía para pruebas de diagnóstico de aislamiento”. MEGGER. Segunda edición. 2002. [13] IEEE Standards. “IEEE Std C57.12.90, Standard Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformer”. 1999. [14] Comisión Técnica de la NETA (Internacional Electrical Testing Association) “Especificaciones de Pruebas Aceptadas para Sistemas y Equipos de Distribución de Potencia eléctrica”, 1995. [15] IEEE Standards. “IEEE Std C57.12.00, Standard General Requirements for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformer”. 2000. [16] International Standards. “IEC 60076-1, Power Transformers - Part 1: General”. 1999.
82
[17] Betancourt, Jaime. “Por que hacer pruebas a los Transformadores”. TRAFO Latina, Siemens. Febrero, 2011. [18] International Standards. “IEC 60076-3: 2000, cláusula 12, Induced AC voltage tests (ACSD, ACLD)” 1999.
[19] Marrull, Fernando. Operación y Mantenimiento de Transformadores de Potencia. Universidad Tecnológica Nacional. 2009.
83
APENDICE A
Características principales de los instrumentos de medición
A.1 Equipo de prueba de factor de potencia y capacitancia Doble M2H-10kV
Este equipo es un instrumento que trabaja con tensiones de prueba de 2.5, 5 o 10 kV, está
compuesto por: una unidad de potencia donde se encuentra un transformador regulable que es el
encargado de suministrar los kilovoltios necesarios para la prueba, el selector de los modos de
prueba y además se alojan los instrumentos de medición de corriente, tensión, potencia y
capacitancias; y una unidad de control que brinda al usuario la posibilidad de escoger la escala de
cada instrumento de medición y los controles para ir compensando el error a medida que se busca
el factor de potencia y la capacitancia. En el apéndice C se explica el uso de este instrumento.
Figura A.1 Doble M2H
A.2 Equipo de prueba de baja tensión de capacitancia y factor de potencia del aislamiento
(Megger CB-100)
El CB-100 es un instrumento auto-contenido para la medición precisa de características de
aislamiento eléctrico. Un conmutador selector de pruebas permite al usuario conducir hasta 5
pruebas tanto en configuración GST como en UST sin cambiar los cables de conexión al
espécimen.
84
Frecuencia de pruebas de 100 Hz y tensión de prueba de 28 voltios.
Lectura directa de capacitancia y factor de disipación
Ejecuta pruebas en configuración UST y GST
Figura A.2 Megger CB-100
A.3 Equipo de prueba de resistencia de arrollamientos y cambiador de derivaciones
(Ohmímetro de Transformadores)
La medición de resistencia de arrollamientos de transformadores de potencia en cada posición
del conmutador de tomas brinda la posición crítica sobre la condición de los arrollamientos y
conexiones internas. Y sirve para comprobar el funcionamiento de los conmutadores de toma en
carga. La medición precisa de resistencia se usa también para normalizar las perdidas con carga a
85 °F (30°C). Este instrumento único usa una técnica especial de saturación que resulta en una
reducción sustancial del tiempo de medición (tanto como un 70% en transformadores grandes de
potencia). El instrumento además descarga en forma segura y rápida la energía almacenada en el
transformador sin un cable de prueba es desconectado accidentalmente.
Figura A.3 Equipo para prueba de resistencia de arrollado
85
A.4 Equipo de prueba de relación de vueltas de transformador trifásico (Megger TTR
550503)
El probador TTR proporciona una serie de mediciones de los voltajes de entrada y salida y
calcula la relación de vueltas del transformador. El TTR también permite medir las corrientes de
excitación del transformador y la desviación de fase entre los arrollados primarios y secundarios
de un transformador. Esto indica rápidamente problemas como fallas de núcleo. Esto también es
útil para verificar errores de fase en todos los tipos de transformadores de potencial y de
corriente.
El TTR 550503 puede medir de forma simultánea la relación de vueltas de las tres fases en una
posición del cambiador de tomas. Ofrece una interfaz LCD del usuario fácil de leer y cuenta con
un software que permite al operador programar completamente una rutina de pruebas para un
transformador, grabarla bajo el número de identificación del transformador y luego recuperarla en
el futuro.
Figura A.4 Equipo TTR para medición de relación de transformación
A.5 Equipos de prueba de resistencia de aislamiento de 10 KV (Megger S0-1052/2)
El S0-1052/2 puede tomar lecturas efectivas en subestaciones y patios de maniobra de alta
tensión con un rechazo del ruido de 2mA a 200V y más. Posee las siguientes características:
Corriente alta de carga de 5 mA para probar generadores y cables.
Rango de medición de 35 TΩ.
Capacidad CAT IV 600 V
Capacidad de almacenamiento y descarga de datos.
Pruebas automáticas DAR, PI, SV y DD.
86
Figura A.5 Equipo de prueba de resistencia de aislamiento
87
APENDICE B
B.1 Recomendaciones para realizar la Prueba de Resistencia de Aislamiento
a) Considerar lo establecido en el punto 3.2 sobre recomendaciones generales para realizar
pruebas eléctricas al equipo primario.
b) Registrar el porcentaje de humedad relativa. Efectuar las pruebas cuando la humedad sea
menor del 75 % y registrar la temperatura del aceite.
c) Limpiar la porcelana de las bushings quitando el polvo, la suciedad, etc.
d) Desconectar los neutros de los devanados del sistema de tierra.
e) Colocar puentes entre las terminales de las boquillas de cada devanado: primario,
secundario y terciario, si éste es el caso.
f) Conectar adecuadamente las terminales de prueba al transformador que se va a probar,
girar el selector a la posición de prueba hasta el valor de voltaje preseleccionado y
encender el equipo.
g) Para cada prueba anotar las lecturas de 15, 30, 45 y 60 segundos, así como a 2, 3, 4, 5, 6,
7, 8, 9 y 10 minutos. En caso de que solo se quieran obtener los índices de polarización y
de absorción se tomaran solo las lecturas a 30 y 60 segundos así como a 10 minutos.
h) Al terminar la prueba, poner fuera de servicio el medidor, regresar el selector a la posición
de descarga manteniendo esta posición por 10 minutos.
B.2 Recomendaciones para realizar pruebas de Factor de Potencia del Aislamiento
a) Considerar los establecido en el punto 3.2 sobre recomendaciones generales para las
pruebas.
b) Colocar el instrumento de prueba sobre una base firme y nivelada a una distancia tal del
equipo a probar, que permita el buen manejo de los cables de prueba.
c) Conectar el medidor a la fuente de alimentación y verificar su correcto aterrizamiento.
hay que tener en cuenta que las tensiones inducidas pueden estar presentes sobre el equipo
bajo prueba, el cual debe ser aterrizado antes de realizar las conexiones para eliminar estar
cargas.
88
d) El transformador a probar debe aislarse totalmente de las barras, líneas y la superficie de
los bushings debe de estar limpia y seca.
e) Desconectar y retirar los conductores de todas las terminales de los bushings.
f) Desconectar los neutros de los devanados del sistema de tierra.
g) Colocar puentes entre los terminales de los bushings de cada devanado: primario,
secundario y terciario, si es éste el caso.
h) Los transformadores equipados con cambiadores de derivaciones para operar bajo carga
deben colocarse en la posición nominal.
i) Verifique todos los cables antes de conectarlos. Busque pequeños cortes en el aislamiento.
En caso de que los encuentre, realice pruebas de aislamiento de DC entre el conductor
principal contra sus apantallamientos. Se debe tener especial cuidado con el cable de alta
tensión por ser tipo coaxial, un movimiento brusco puede llegar a partirlo internamente.
j) Efectuar las pruebas cuando la humedad relativa del ambiente sea menor del 75 %.
k) Las pruebas de factor de potencia no son destructivas. No se debe usar una tensión
superior a la de diseño del sistema de aislamiento bajo prueba.
B.3 Recomendaciones para efectuar la prueba de corriente de excitación
a) Tomar en cuenta lo establecido en el punto 3.2, sobre recomendaciones generales de
prueba.
b) Retirar los conductores de llegada a los bushings.
c) Todas las pruebas de corriente de excitación deben efectuarse en el devanado de mayor
tensión, independientemente del tipo de transformador que se trate, ya sea elevador o
reductor; por exigir estos una menor corriente para alcanzar el mismo punto magnético
que si se realizase esta prueba en el lado de baja tensión.
d) Cada devanado debe medirse en dos direcciones, es decir, primero se energiza una
terminal, se registran sus lecturas y enseguida se energiza la otra terminal registrando
también sus lecturas; esto con la finalidad de verificar el devanado en sus extremos y
efectuar la medición en los dos sentidos de flujo magnético y así corroborar la
consistencia de la prueba.
e) En conexión estrella desconectar el neutro del devanado que se encuentre bajo prueba
debiendo permanecer aterrizado el neutro del devanado de menor tensión (caso estrella –
estrella).
89
f) Asegurar que los devanados no energizados en la prueba, estén libres de toda proximidad
de personal, cables, etc. En virtud de que al energizar el devanado bajo prueba se inducen
un potencial en el resto de los devanados.
g) El voltaje de prueba de los devanados conectados en estrella no debe excederse el voltaje
nominal de línea neutro del transformador. Un similar razonamiento debe aplicarse si el
transformador está conectado en delta, donde el voltaje de prueba no debe superar la
tensión línea- línea nominal del transformador.
h) Si al efectuar las mediciones se presentan problemas para obtener los valores esperados en
las pruebas, puede existir magnetismo remanente en el núcleo. Recomendándose
desmagnetizar este de acuerdo con el tipo de conexión que se tenga en el devanado
primario. Otra causa de inestabilidad en la aguja puede deberse a interferencia
electromagnética.
i) Se recomienda que para equipo nuevo o reparado que se prepara para la puesta en
servicio, debe efectuarse la prueba en todas las posiciones (tap’s) del cambiador de
derivaciones.
j) Debido al comportamiento no lineal de la corriente de excitación a bajos voltajes, es
importante que las pruebas se realicen registrando las lecturas de las mediciones con el
mayor número de cifras significativas en cuanto a voltaje y corrientes se refiere, para
poder comparar los resultados con pruebas anteriores.
B.4 Recomendaciones para la prueba de relación de transformación
a) Tomar en cuenta lo establecido en el punto 3.2, sobre recomendaciones generales de
prueba.
b) Colocar el medidor sobre una superficie firme y nivelada, tal que la manivela pueda ser
operada sin interrupciones y aterrizar el equipo.
c) Anotar los datos de placa y diagrama vectorial del equipo a probar. El diagrama vectorial
es la referencia para conectar el medidor adecuadamente.
d) Calcular la relación teórica, tomando en cuenta que la relación a medir es por fase
correspondiente de alta y baja tensión de los transformadores trifásicos.
90
B.5 Recomendaciones para realizar la prueba de resistencia óhmica de devanados
a) Considerar lo establecido en el punto 3.2, sobre las recomendaciones generales para
realizar pruebas.
b) Retirar los conductores de llegada a los bushings.
c) Desconectar los neutros del sistema de tierra en una conexión estrella.
d) Limpiar las terminales, a fin de que cuando se efectúe la conexión al medidor se asegure
un buen contacto.
e) Como no se conoce la resistencia óhmica del transformador bajo prueba, el multiplicador
y las perillas de medición (décadas) deben colocarse en su valor más alto.
f) Al circular corriente directa por el devanado bajo prueba, se origina un flujo magnético
que de acuerdo a la Ley de Lenz induce un potencial el cual produce flujos opuestos. Lo
anterior se refleja en el galvanómetro por la impedancia que tiene el devanado. Pasado un
cierto tiempo la aguja del galvanómetro se mueve hacia la izquierda, esto es debido a que
comienza a estabilizarse la corriente en la medición de la resistencia. A continuación es
necesario accionar primero el multiplicador del medidor y obtener la lectura de la
resistencia por medio de las perillas de medición hasta lograr que la aguja del
galvanómetro quede al centro de su caratula.
g) Medir la resistencia de cada devanado y en cada posición del cambiador de derivaciones,
registrando las lecturas en el formato de prueba.
91
APENDICE C
C.1.1 Procedimiento de la prueba de factor de potencia con el Medidor M2H de 10 kV
En las figuras A.1y A.2 se muestra la vista frontal del medidor Doble M2H, donde se puede
apreciar los controles que se mencionan en las siguientes recomendaciones de operación para
dicho equipo:
a) Colocar el medidor de factor de potencia sobre una base firme y nivelada, enseguida
conectar al medidor sus cables: tierra, HV y LV (roja y azul), verificar que el control de
voltaje se encuentre en cero. Insertar el cable de alimentación de corriente alterna y los
cables de seguridad manual.
b) Conectar el cable de alto voltaje (HV) a la terminal del equipo bajo prueba. Los anillos de
guarda y tierra del cable de alta tensión deben estar aislados de las superficies
energizadas.
c) Conectar la terminal de bajo voltaje (LV), el selector (LV) se coloca en posición deseada
(GROUND, GUARD o UST). Si la terminal de bajo voltaje (LV) no se va a usar, el
selector (LV) se coloca en GROUND.
Nota: Todos los cables, principalmente los cables de conexión a tierra y los de baja
tensión deben tener buen contacto metal – metal en un punto limpio sin oxidación,
pintura, u otra contaminación. Se debe raspar la superficie para penetrar el metal.
El instrumento Doble M2H debe estar aterrizado directamente al espécimen bajo
ensayo.
d) Colocar el selector de MILIAMPERES y MW en su posición central (CHECK) y el
selector de rango en su posición superior.
e) Seleccionar el máximo multiplicador de MILIAMPERES y MW.
f) Accionar el interruptor de encendido a la posición ON.
g) Colocar el interruptor inversor (REV. SWITCH) en cualquiera de las dos posiciones
(izquierda o derecha). La posición central es desconectado (OFF).
92
h) Activar los interruptores de seguridad del operador y el de extensión remota, con esto se
energiza un relé del equipo, la lámpara indicadora verde se apaga y enciende la lámpara
roja. Si esto no sucede, invertir la polaridad de la clavija del cable de la alimentación de
120 Volts, o bien, verificar el correcto aterrizamiento del equipo de prueba.
i) Incrementar lentamente el voltaje, girando hacia la derecha la perilla hasta que el
voltímetro indique 10 KV. Si durante el ajuste del voltaje, el indicador del medidor tiende
a sobrepasar su escala, ajustarlo girando hacia la izquierda la perrilla (METER ADJ.) de
modo que la aguja se mantenga dentro del rango.
Si el interruptor termo magnético se abre antes de alcanzar 2 KV, probablemente la
capacitancia del equipo bajo prueba es mayor al rango del medidor.
Si el disparo ocurre entre 2 y 10 KV la prueba debe hacerse a un voltaje menor de 10
KV.
j) Cuando se alcanza el voltaje de prueba de 10 KV, ajustar el medidor de MILIAMPERES
y MW en 100, girando la perilla de METER ADJ.
k) Cambiar el selector de la posición CHECK a la posición MILIAMPERES hacia el lado
izquierdo y seleccionar el multiplicador de corriente (CURRENT MULTIPLIER) a la
posición en la cual se produce la mayor deflexión sobre la escala y registrar la lectura en
el formato correspondiente.
l) Tomar la lectura para la otra posición del interruptor inverso con el mismo multiplicador.
Registrar el promedio de las lecturas, el multiplicador y su producto, en la hoja del
reporte.
NOTA: Ambos valores de corriente deben ser aproximados usando el mismo
multiplicador. Si no es así, significa que existe excesiva interferencia electrostática. Para
que no intervenga en la prueba seguir las instrucciones correspondientes en el instructivo
del medidor y que son mencionados más adelante.
m) Cambiar el interruptor SELECTOR a la posición CHECK para ajustar las 100 unidades
del medidor de los MILIAMPERES y MW, enseguida dejarlo en la posición MW, la
escala (HIGH, MED o LOW) no se debe mover del rango que se utilizo para obtener los
MILIAMPERES. El multiplicador de escala propia si se puede variar. Girar la perilla de
ajuste (MW ADJ) hasta que la lectura mínima sea obtenida, seleccionar el multiplicador
de MW menor que produzca la mayor deflexión medible en cada escala. Cada vez que el
multiplicador sea reducido, la lectura de los MW deberán ser ajustados a la mínima
deflexión de la aguja, con la perilla (MW ADJ.).
93
n) Registrar la lectura de MW y su multiplicador en el formato correspondiente.
o) Anotar el valor de la capacitancia indicada en la perilla (MW ADJ), obtenida en el ajuste
de los miliwatts (MW). La lectura se da directamente en picofaradios cuando se
multiplican por 1, 10 o 100 dependiendo del rango: LOW, MED o HIGH,
p) Colocar los controles en su posición inicial: el interruptor selector de MILIAMPERES y
MW en la posición CHECK, el control de voltaje en cero, los interruptores de seguridad
desactivados y el de encendido en posición (OFF); antes de desconectar los cables del
equipo bajo prueba.
q) El selector RANGE (HIGH, MED o LOW) y selectores de multiplicación para
MILIAMPERES y MW pueden ser colocados en su posición superior, o pueden dejarse
en su posición actual cuando se va a efectuar otra prueba similar.
Figura C.1 Panel de la unidad de medición y transformación de un medidor de factor de potencia.
Tabla C.1 Posiciones de los cables de baja tensión para el equipo Doble M2H
94
Figura C.2 Equipo de prueba M2H, panel de la unidad de potencia
C.1.2 Interferencia Electrostática
Al aplicar las pruebas a equipos expuestos a interferencias electrostáticas por su cercanía a
líneas de alta tensión, es necesario hacer dos lecturas de MVA, una para cada posición del
interruptor inversor (REV. SWITCH) y calcular su promedio para obtener la lectura final, la cual
se registra en la hoja de reporte. Cuando se cambie a la segunda posición, reajustar la perilla
(MW ADJ) para obtener la mínima deflexión del medidor, ambas lecturas deben ser leídas con el
mismo rango multiplicador para evitar errores de escala.
El promedio de MW de ambas lecturas debe ser registrado como lectura final en la hoja del
reporte. Cuando ambas lecturas son del mismo signo, el promedio se obtiene sumando las
lecturas y dividiendo entre dos el resultado. Si las lecturas son de signo diferente se restan y el
resultado se divide entre dos.
C.2 Procedimiento de prueba de relación de transformación con el puente TTR-550503
A continuación se muestra se explica el procedimiento de conexión para la prueba:
a) Conectar el terminal de tierra, del equipo de medición a la tierra del transformador que
deberá estar adecuadamente aterrizado con la tierra de la subestación.
95
b) Conectar los cables de prueba trifásicos a sus respectivas entradas, H y X en el equipo de
medición. Asegúrese de que la conexión se ha realizado de forma correcta ejecutando una
“prueba rápida” para medir la relación de transformación de los cables de prueba.
c) Conecte las pinzas de alta tensión marcadas como H0, H1, H2 y H3 del equipo de pruebas
a sus correspondientes terminales (arrollado de alta tensión) del transformador bajo
prueba.
d) Conecte las pinzas de baja tensión marcadas como X0, X1, X2 y X3 del equipo de
pruebas a sus correspondientes terminales (arrollado de baja tensión) del transformador
bajo prueba.
Figura C.3 Esquema de conexión con el puente de relación TTR-550503
Nunca intercambie las conexiones entre los terminales de alto y bajo voltaje. Las fallas entre las
conexiones pueden amenazar la seguridad y podría resultar en daños al equipo de prueba o al
transformador
Los terminales de H0 o XO deben ser aislados de conexión a tierra y del personal debido a que
podrían estar energizados durante la prueba. Con devanados conectados en delta, H0 o X0 no es
usado, por lo que debe mantenerse el terminal flotando para que no interfiera en la prueba.
96
APENDICE D
Formatos de las pruebas eléctricas de rutina suministrados por el CNRT
D.1 Formato de la prueba de relación de transformación
Phase
U
V
W
Phase Pass
Phase Prim Sec H X Y H X Y Calc Meas % Iexc Prim Sec or
Amps Amps Volts Volts Volts Ratio Ratio Dev mA Ohms Ohms Fail
U
V
W
U
V
W
U
V
W
U
V
W
U
V
W
U
V
W
U
V
W
U
V
W
U
V
W
U
V
W
U
V
W
U
V
W
U
V
W
U
V
W
1U-1W, 2W-n
-
Automatic Transformer Turn-Ratio Tester
Megger
- -
Resistance
Comments / Notes
Transformer designation:
-
-
Relative Humidity:
TTR S/N:
Date of Report:
Operator (S):
Winding
ShortedH-Y
Connections
Manufacturer:
Transformer Rating:
Primary Nameplate, V(L-L): Secondary Nameplate, V(L-L):
Max. % Ratio Deviation Permitted: 0.50
-
H-X
1V-1U, 2U-n
1W-1V, 2V-n
Transformer Test Report
Date of Test:
Substation:
Test Voltage:
Ambient Temperature:
Transformer S/N :
Phasors: Dyn5
Tertiary Nameplate, V(L-L):
-
CT Nameplate voltage Taps Ratio
CT
-
-
97
D.2 Formato de la prueba de factor de potencia
98
D.3 Formato de la prueba de corriente de excitación
H1 H2 or HO H1 H0 AH2 or H0 H1 H2 H0 B
H3 H0 C
UST PHASEH1 H2 A H1 H0X0 AH2 H3 B H2 H0X0 BH3 H1 C H3 H0X0 C
MFR. SERIAL N°
TAP CHANGER FOUND ON POSITION:
TEST VOLTAGE: KV
EXCITATION - CURRENT TESTSINGLE PHASE THREE - PHASE WYE
ENERGIZE UST ENERGIZE UST PHASE
THREE - PHASE DELTA THREE - PHASE WYEENERGIZE UST PHASE ENERGIZE
METER READING
METER READING
MULTIP LIERMICRO
AMPERES
LINE N° ULTC POSITION
MILLIAMPERESPHASE A (H1-H2) PHASE B (H2-H3)
MULTIP LIERMICRO
AMPERESMETER
READINGMULTIP LIER
MICRO AMPERES
REMARKPHASE C (H3-H1)
1
32
54
76
98
1110
1312
1514
1716
1918
2120
2322
2524
2726
2928
3130
3332