Cur So Transform Adores

Determinación de causas de falla en transformadores de Distribución __________________________________ ____________________________________________________ _____________________________________ ________________________________ _____________

COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD

DIVISION CENTRO SUR

"DETERMINACION DE CAUSAS DE FALLA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION"

1


SUBGERENCIA DE DISTRIBUCION ABRIL

DEL 2001

INDICE 1. INTRODUCION. 1.1 OBJETIVOS

2. SISTEMAS DE DISTRIBUCION. 2.1. TENSIONES DE DISTRIBUCI ON 2

2.2.

CLASIFICACION DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION

3. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION. 3.1.

2


DESCRIPCI ON 3.2. 3.2.

3

CLAS CLASIF IFIC ICAC ACIO ION N DE LOS LOS TR TRAN ANSF SFOR ORMA MADO DORE RES S QUE QUE UT UTIL ILIZ IZA A

CFE 3 .3 .

COMPONENTES DISTRIBUCION

QUE

3 .4 .

FUNCIONAMIENTO

INTEGRAN

AL

TRANSFORMADOR

DE

4. EQUIPO DE PROTECCION. 4.1. SELECCION DE FUSIBLE EN MEDIA TENSION E INTE INTERR RRUP UPTO TOR R TERM TERMOM OMAG AGNE NETI TICO CO EN BAJA BAJA TENS TENSIO ION N PA PARA RA PROTECCION DEL TRANSFORMADOR 4.2. APARTARR AYOS (SELECCIO N Y APLICACIO N) 4.3. SISTEMA 3

Determinación de causas de falla en transformadores de Distribución ____________________________________________________________________________________

DE TIERRAS

5. INSPECCION EN CAMPO. 5.1. INSPECCIO N FISICA DE LA RED

5.2. REPORTE DE CAMPO

6.

PRUEBAS Y CRITERIOS PARA LA DETERMINACION DEL TIPO DE FALLA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION

6.1.

PRUEBAS DE RELACION DE TRANSFORMACION (TTR) 6.2. PRUEBA DE RESISTENC 4


IA DE AISLAMIENT O 6.3. PRUEBA DE RIGIDEZ DIELECTRIC A DEL ACEITE

7.

DETERMINACION DE CAUSAS DE FALLA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION. 7.1. CORTOCIR CUITO SECUNDARI O 7.2. SOBRECAR GA 7.3.

IMPULSO POR RAYO O 5


MANIOBRA

7.4.

HUMEDAD

7.5.

DEFECTO DE REPARACIÓ N

7.6.

DEFECTO DE FABRICACI ÓN

7.7. PROTECCIÓ N INADECUAD A 7.8. VANDALISM O 7.9.

OTRAS CAUSAS

6


DETERMINACION DE CAUSAS DE FALLA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

1. INTRODUCCIÓN Comisión Federal de Electricidad a través de sus divisiones de Distribución tiene establecido un control estadístico de transformadores denominado “Sistema Estadístico de Transformadores de Distribución” SETRAD que representa un primer paso para disponer de una estadística que permita tomar las acciones necesarias para la reducción del índice de fallas en transformadores de Distribución. Sin embargo se ha detectado que al analizar en taller un conjunto de transformadores dañados se observa que, existen desviaciones entre las causas de falla reportadas en campo y las determinadas al realizar la inspección minuciosa en taller. Debido a ello se ve la necesidad de capacitar al personal logrando que el origen de los datos que son suministrados al SETRAD cuenten con una metodología más sistemática que permita optimizar los resultados. En el presente curso se prepara al personal de Distribución para establecer con relativa facilidad y certeza las causas de falla en transformadores de Distribución.

1.2- OBJETIVOS A) Objetivo Terminal. 7


QUE LOS TRABAJADORES SELECCIONADOS PARA ESTE CURSO COMPRENDAN Y PUEDAN APLICAR EL PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR CAUSAS DE FALLA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN. B) Objetivos específicos B.1 Conocerá los diferentes tipos de sistemas de distribución. Objetivos Operacionales 1.1.- Conocerá las generalidades y características de los sistemas de Distribución con 3 fases 3 hilos en conexión estrella. 1.2.- Conocerá las generalidades y características de los sistemas de Distribución con 3 fases 3 hilos en conexión delta. 1.3.- Conocerá las generalidades y características de los sistemas de Distribución con 3 fases 4 hilos en conexión estrella.

B.2 Conocerá los diferentes tipos de transformadores de Distribución. Objetivos operacionales. 2.1.- Conocerá las características y funcionamiento del transformador monofásico tipo poste YT o retorno por tierra. 2.2.- Conocerá las características y funcionamiento del transformador monofásico tipo poste normal. 2.3.- Conocerá las características y funcionamiento del transformador trifásico. 8


2.4.- Conocerá las características y funcionamiento del transformador autoprotegido. 2.5.- Conocerá los accesorios para los transformadores y su aplicación.

B.3 Comprenderá los aspectos a revisar en las redes de Distribución y la utilización del reporte de campo. Objetivos operacionales 3.1.- Reconocerá los aspectos que se inspeccionan en una red de Distribución. 3.2.- Reafirmará la importancia e influencia del bajante de tierra. 3.3.- Revisará y hará pruebas a un sistema de tierras. 3.4.- Aplicará un reporte de campo y la guía de llenado.

B.4 Determinará las causas de falla en transformadores dañados. Objetivos operacionales 4.1.- Analizar e identificar las fallas a causa de cortocircuito secundario. 4.2.- Analizar e identificar las fallas a causa de sobrecarga. 4.3.- Analizar e identificar las fallas a causa de impulso por rayo o maniobra. 9


4.4.- Analizar e identificar las fallas a causa de humedad en el aceite. 4.5.- Analizar e identificar las fallas a causa de defecto de reparación. 4.6.- Analizar e identificar las fallas a causa de defecto de fabricación. 4.7.- Analizar e identificar las fallas a causa de vandalismo. 4.8.- Analizar e identificar las fallas a causa de choque o golpe. 4.9.- Analizar las causa de fallas a causa de protección inadecuada. 4.10.- Analizar e identificar las fallas debido a otras causas-

B5.- realizar pruebas electricas a transformadores dañados Objetivos Operacionales. 5.1.- Efectuar la revisión interna de un transformador dañado. 5.2.- Realizar las pruebas de relación de transformación. 5.3.- Realizar las pruebas de resistencia de aislamiento. 5.4.- Realizar las pruebas de rigidez dieléctrica del aceite.

B6.- interpretar los resultados y reconocer las recomendaciones para reducir la incidencia de falla

10


Objetivos Operacionales. 6.1.- Determinar las causa de falla en base al análisis de resultados. 6.2.- Describir y conocer las recomendaciones para reducir la incidencia de fallas en transformadores de Distribución.

B7.- reafirmar los conocimientos para la selección y aplicación de equipos de proteccion. Objetivos Operacionales. 7.1.- Conocer como seleccionar y aplicar los apartarrayos. 7.2.- Conocer como medir la resistencia del bajante de tierra. 7.3.- Conocer como seleccionar el fusible en alta tensión. 7.4.- Conocer como seleccionar el interruptor termomagnètico. 7.5.- Conocer como coordinar la protección fusible-ITM. B8.- aplicar el procedimiento para la toma de decisiones para la reparación de transformadores de distribución. Objetivos Operacionales. 8.1.- Utilizar el procedimiento para la toma de decisiones para la reparación de transformadores de Distribución.

11


2.- SISTEMAS DE DISTRIBUCION 2.1.- TENSIONES DE DISTRIBUCION Los sistemas de Distribución en nuestro país están normalizados de acuerdo a tres niveles de voltaje que son: a).- Clase 15 kv b).- Clase 25 kv c).- Clase 33 kv

Esta clasificación se observa en la siguiente tabla: TRANSFORMADORES

TRIFASICO S

TENSIONES PRIMARIAS Kv

TENSIONES SECUNDARIAS

13,2

220Y/127

23

220Y/127

33

220Y/127

13,2YT/7,62

120/240

12


MONOFASICOS

13,2

120/240

22,86YT/13,2

120/240

23

120/240

33YT/19,05

120/240

33

120/240

2.2.- CLASIFICACION DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION SE CLASIFICAN DE ACUERDO A LA TABLA SIGUIENTE:

NORMAS DE DISTRIBUCION - CONSTRUCCION - LINEAS El voltaje nominal entre fases de los sistemasAEREAS de Distribución primarios es de 13,2, 23 y 33 kv, mientras que en las barrasCONDICIONES de la subestaciónDE los DISEÑO voltajes son de 13,8, 24 y 34,5 kv. En lo sucesivo cuando se indique 13, 23 ó 33 kv se estará refiriendo a las tensiones DESCRIPCION TIPO DE GENERAL GRAFICA SISTEMA eléctricas Dnominales E S C R Idel P circuito, C I O Nes decir REPRESENTACION 13,2, 23 y 33 kv respectivamente. (No- DE HILOS) A

Conexión estrella, con el neutro

Lasólidamente aplicaciónconectado de estas normas de Distribución es obligatoria en la construcción de a tierra en 3F 4H la subestacion; neutro corrido desde B todas las líneas para servicio público de energía eléctrica que proporciona Comisión la subestacion y multiaterrizado. C Federal de Electricidad. A Conexión estrella, con3.el neutro TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION sólidamente conectado a tierra en B 3 F - 3 H* la subestacion; neutro corrido desde

A B

la subestacion.

C

3.1 Descripción.

A

Conexión estrella, con el neutro conectado a tierra a través de reactor en la subestacion.

C

3F - 3H C Por las condiciones climatológicas en que operan los transformadores de Distribución B

13

D

Conexión Delta.

A B

3F

C

EL SISTEMA DE RETORNO POR TIERRA ES UN SISTEMA B CON UNA SOLA FASE.

-

3H


se clasifican en: a).- Transformadores tipo normal Valores de diseño clase A 65 Para operar a temperatura promedio del ambiente que no exceda de 30 grados celsius y la temperatura máxima no sea mayor de 40 grados celsius.

b).- Transformadores tipo costa Valores de diseño clase A 55 Estos considerados para operar bajo condiciones de clima cálido (temperatura máxima del ambiente mayor de 40 grados Celsius) y la promedio del ambiente durante cualquier periódo de las 24 horas mayor de 30 grados Celsius.

3.2-CLASIFICACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION UTILIZADOS EN C.F.E.

1.-

MONOFASICOS (YT)

2.-

MONOFASICOS (2 BOQUILLAS)

3.-

TRIFASICOS

4.-

TRIFASICO CONEXIÓN T-T

5.-

AUTOPROTEGIDOS 14


3.3.- COMPONENTES QUE INTEGRAN AL TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCION

Las partes que componen un transformador de distribución son las siguientes:

1.-

TANQUE

2.-

BOQUILLA DE ALTA TENSIÓN

3.-

BOQUILLA DE BAJA TENSIÓN

4.-

NÚCLEO

5.-

DEVANADO DE ALTA TENSIÓN

6.-

DEVANADO DE BAJA TENSIÓN

7.-

ACEITE

8.-

CAMBIADORES DE TAPS

9.-

HERRAJES

10.-

VÁLVULA DE MUESTREO

11.-

VÁLVULA DE SOBREPRESIóN

12.-

NIPLE PARA PRUEBA DE HERMETICIDAD

15


13.-

PLACA DE DATOS

14.-

CONECTOR PARA ATERRIZAR EL TANQUE

15.-

CONECTOR DE LA BAJA TENSIÓN A TIERRA

El tanque es un recipiente de fierro laminado con tapa y registro hermético que no permite la introducción de aire y humedad al interior del transformador. Las boquillas son de un material cerámico o porcelana y su finalidad es aislar las terminales de las bobinas del transformador y el tanque. La conexión a tierra, consiste en un conector dispuesto en el exterior del tanque para conectarlo a tierra y desviar las posibles corrientes de fuga por falla de aislamiento del transformador. El núcleo es de un material especial laminado (acero al silicio) aislado entre sí y sirve para canalizar y aumentar la intensidad del campo magnético. Las bobinas generalmente están hechas de cobre magneto y superpuestas en varias capas en espiral. El cambiador de derivaciones puede ser de tipo interno o externo y es el mecanismo por el cual se puede cambiar de posición en las diferentes posiciones de voltaje de acuerdo a los datos de placa variando el numero de vueltas del devanado primario en pasos hacia arriba y hacia debajo en un 2.5% del voltaje nominal.

3.4.-FUNCIONAMIENTO: La bobina primaria en el transformador se alimenta con una corriente alterna la cual produce un campo magnético, el cual se dispersa en el espacio. Figura 1

16


Para poder aprovechar este campo magnético de la bobina se introduce un núcleo para canalizar todas las líneas de fuerza conocidas. Figura 2

Estas líneas de fuerza son aprovechadas para inducir en la bobina secundaria un voltaje en los extremos con capacidad para producir trabajo eléctrico. Figura 3

6

6

0

0

0

0

17


RELACION DE TRANSFORMACION La tensión de entrada con respecto a la tensión de salida del transformador dependerá del numero de vueltas que tenga cada bobina. Si la bobina secundaria posee menos vueltas que la bobina primaria, la tensión secundaria será menor que la primaria. De tal forma que: Ejemplificando: 100 vueltas (primario) ------------------------------- = Relación de transf. Es de = uno a uno 100 vueltas (secundario)

300 vueltas(primario) ------------------------------- = Relación de transf. es de dos a uno 150 vueltas (secundario)

CONEXIONES INTERNAS Los transformadores de distribución normalmente son trifasicos, para obtener de ellos el mayor aprovechamiento en cuanto a los servicios de fuerza y alumbrado. La 18


conexión mas común en estos es delta en el primario estrella en el secundario. En este tipo de conexión podemos obtener del transformador 2 voltajes de diferentes valores aplicables a la red de Distribución (220/127). La conexión estrella se distingue de la conexión delta ya que nos proporciona un circuito con tres fases, cuatro hilos, uno de ellos común a las tres fases llamado neutro. CARACTERISTICAS DE LA PLACA Todos los transformadores están provistos exteriormente con una placa de características, siendo las de mayor importancia las siguientes: -Capacidad -Voltaje -Porciento de impedancia -Altitud (msnm) -Serie -Diagrama fasorial -Tabla de derivaciones.

EL TRANSFORMADOR AUTOPROTEGIDO CUENTA ADEMAS DE LO ANTERIOR CON LO SIGUIENTE. -

APARTARRAYOS POR CADA BOQUILLA DE ALTA TENSIÓN

-

FUSIBLE POR CADA BOQUILLA DE ALTA TENSIÓN

-

INTERRUPTOR TÉRMICO O TERMOMAGNETICO, EN BAJA TENSIÓN

-

LUZ INDICADORA DE SOBRECARGA

-

DISPOSITIVO PARA SOBRECARGA DE EMERGENCIA 19


4.- EQUIPO DE PROTECCION

4.1 SELECCIÓN DE FUSIBLE DE MEDIA TENSION E INTERRUPTOR TERMOMAGNETICO EN BAJA TENSION PARA PROTECCION DEL TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCION. El fusible de distribución es un filamento de tungsteno que se funde por la circulacion de una corriente de 2 veces la corriente nominal y este puede ser del tipo k, s o t de acuerdo a su velocidad de fusión en una gráfica tiempo-corriente del fabricante. El interruptor termomagnetico es un dispositivo de proteccion contra sobrecorriente. Para seleccionar el fusible de proteccion en media tension para un transformador Im t

1000 * kVA =

3 * kVp

trifásico se calcula la corriente nominal en el devanado primario mediante la siguiente expresión:

EJEMPLO 1 Un transformador de Distribucion de 30 kva 13200/220 volts

20


La corriente nominal en el lado de 13200 volts sera:

Im t

1000 * 30 =

=

3 * 13200

1.314 Amp

El fusible que se selecciona es de 1 A Para el caso de la baja tensión la corriente nominal se calcula de acuerdo con la siguiente formula:

Ibt

1000 * kVA =

3 * Vbt

Para el mismo ejemplo de un transformador de 30 KVA la corriente será:

Ibt

1000 * 30 =

3 * 220

=

78 .82 A

El interruptor termomagnetico seleccionado sera de 70 A. Ver norma 08 TR 04. Para seleccionar el fusible de proteccion en media tension de un transformador monofasico tipo YT o de una sola boquilla se utiliza la siguiente expresión.

Im t

1000 * KVA =

KVf

21


EJEMPLO 2 Un transformador de Distribución de 25 KVA conectado a un sistema de 7620 V de fase. Im t

1000 * 25 =

7620

=

3.28 A

Por lo que el fusible que se selecciona es de 3 A.

Para calcular la corriente nominal en baja tension de un transformador de este tipo se utiliza la siguiente expresion:

Ibt

1000 * KVA =

Vlbt

Siguiendo con el ejemplo del transformador de 25 kva la corriente será:

Ibt

1000 * 25 =

240

=

104 A

Por lo que el interruptor termomagnetico utilizado será de 100 A. Ver norma 08 TR 04. Para el caso de un transformador de dos boquillas la expresion para calcular la corriente nominal en el lado de media tension es :

22


I

1000 * KVA =

KV 1

EJEMPLO 3 Para el caso de un transformador de 37.5 KVA conectado a un sistema de 13200 Volts entre fases la corriente nominal será:

Ibt

1000 * 37.5 =

13200

=

2.84 A

Por lo que el fusible que se selecciona es de 3 A.

Para calcular la corriente nominal en el lado de baja tensión se utiliza la siguiente

Ibt

1000 * KVA =

KVIbt

expresión: Siguiendo con el ejemplo del transformador de 37.5 KVA, la corriente será:

Ibt

1000 * 37.5 =

240

=

156.5 A

El interruptor termomagnético requerido es de 150 A. Ver norma 08 TR 04.

23


4.2 SELECCIÓN DE APARTARRAYOS. La selección del apartarrayo esta en función del voltaje de línea a tierra y del tipo de sistema. Los tipos de sistema de Distribución se indican en la norma 01 00 03.

VOLTAJE ENTRE FASES 13200 23000 33000

A 9/10 15 27

SELECCIÓN DE APARTARRAYOS TENSION DE DESIGNACION (KV) TIPOS DE SISTEMA B (3) C 12 * 18 * 30 *

D 15 25 37

Este sistema supone una reactancia del neutro del transformador de la subestacion a tierra, por lo que se requiere de un calculo especial. No se utiliza en CFE como sistema de Distribución.

Se utilizaran apartarrayos de oxidos metalicos tipo distribucion. Es conveniente aclarar que un aspecto muy importante en la adecuada operación de un apartarrayo de oxidos metalicos es la correcta selección del mismo, considerando tanto el tipo de sistema como las sobretensiones temporales que se esperan en el mismo. La selección de un apartarrayos debe considerar: a).- La selección de voltaje maximo de operación continuo (MCOV). MCOV = (voltaje entre fases / √3)* factor TOV TOV = Factor de aumento de tensión temporal. 24


Donde el factor TOV es el que considera el aumento de tensión temporal y de acuerdo a la norma ANSI C62.11-987, se toma como 1.06 b).- Factor de aterrizamiento del sistema (FA) Este factor considera el aumento transitorio de tension a que se someten las fases no falladas durante una falla a tierra y el cual depende del tipo de aterrizamiento del neutro del sistema. En un sistema con solidamente aterrizado a tierra este factor es de 1.3 a 1.4 La tension nominal del apartarrayos debe entonces seleccionarse como igual o mayor del producto de la tension maxima de operación MCOV y el factor de aterrizamiento. Tension nominal = (MCOV) * (FA) Por ejemplo. Para un sistema de 13.8 Kv con neutro solidamente aterrizado a tierra. MCOV = (13.8 / √3 )(1.06 ) = 8.44 Considerando un factor de aterrizamiento de 1.4. Tension nominal = (8.44) (1.4) = 11.82 kv lo que indica que el apartarrayos a seleccionar debe ser clase 12 Kv.

4.3.- SISTEMA DE TIERRAS La bajante de tierra esta compuesta por conductor de cobre conectado a uno o varios electrodos de tierra interconectados. Estos electrodos pueden estar formados por una o mas varillas para tierra o por conductores de tierra enterrados y conectados a una varilla de tierra. En conjunto, el sistema de tierra debe tener una resistencia máxima de 25 ohms en tiempo de estiaje y de 10 ohms con el terreno húmedo. Si la resistencia es mayor de estos valores,

25


Se aplicará la norma de Distribución - construcción de líneas aéreas 09 00 05 en terreno duro o rocoso y la norma 09 00 04 en terreno normal o blando. Los materiales típicos para una bajante de tierra en condiciones normales son:

LISTA DE MATERIALES NO DE PAG

UNIDAD

DESCRIPCION

NEUTRO

BANCOS

(1)

(2)

4004A2

Kg

ALAMBRE CU 4

2

3

2091A2

pz

VARILLA DE TIERRA ACS 5/8

1

1

306200

pz

CONECTOR PARA VARILLA DE TIERRA

1

1

3014A3

pz

CONECTOR DE COBRE TIPO C

1

1

26


NOTAS (1)

NEUTRO.- La cantidad indicada es la mínima para bajantes de tierra de línea secundaria y neutro corrido en postes de 9 y 12 m respectivamente.

(2)

BANCO.- La cantidad indicada es la mínima para la conexión de los apartarrayos y del tanque o bastidor del equipo. En el caso de capacitores se instalarán dos varillas interconectadas entre sí con una separación mínima de 6 m.

La bajante de tierra en postes de concreto se hace por el interior del poste (vea norma 04 C0 02) con alambre de cobre desnudo N4 awg. La bajante de tierra debe ser solo una, es decir, un solo conductor de una pieza (sin empalmes) al cual se conectarán las terminales de tierra de los apartarrayos. Por medio de la cruceta, pantallas metálicas de cables para alta tensión, el tanque de los transformadores, etc. El orificio del ducto para la bajante en el poste se ubica a 1.80 m del extremo Superior y otro a 1.50 m de la Base. La bajante se instalará en el poste antes de hincarlo en la cepa, dejando suficiente conductor libre para las conexiones. El extremo superior de la bajante de tierra se debe conectar directamente en la cruceta de fijación de los apartarrayos sujeta y oprima por la tuerca de la abrazadera "U" de la cruceta. En el caso de hilo de guarda se debe conectar directamente a el.

27


ALAMBRE COBRE No. 4 AWG

La varilla para tierra es u na varilla de acero recubierto con cobre soldado (ACS) -16mm de diámetro por 3.0m de longitud que se clava en el suelo para operar como un electrodo de puesta a tierra de un sistema eléctrico.

NIVEL DE DIAGRAMA ESQUEMATICO DE UNA BAJANTE DE PISO TIERRA

CO 2 FASE

A

5 cm. CONECTOR PARA VARILLA DE TIERRA

VARILLA PARA TIERRA CONEXION DEL EQUIPO AL TANQUE

La resistencia máxima de un sistema de tierra en el área de distribución no debe exceder de 25 en tiempo de estiaje FASEel terreno seco) FASE (con

B

C

APARTARRAY OS

En caso de que se requiera instalar mas de una varilla, estas se distanciarán 6m como mínimo unas de otras en línea CONECTADOR BIPARTIDO DE COBRE recta y se interconectarán hasta obtener S4 el valor deseado. CONEXIÓN AL NEUTRO DEL SISTEMA

Otro método para minimizar el valor de la resistencia de tierra es por medio de contraantenas, cuya aplicación e instalación se indica en laCONECTADOR norma 09 PARA 00 04. VARILLA En caso de que se requiera mejorar la resistividad delVARILLA terreno se puede optar por DE TIERRA utilizar bentonita. Vea norma 09 00 05. Al clavar la varilla es necesario utilizar como guía un tubo en el cual se inserte la varilla para que al golpear no se flexione. En áreas urbanizadas la varilla debe quedar al nivel de piso. En áreas rurales (en La conexión de lacasos bajante de despoblado), debe quedar a 20 cm de profundidad. En ambos se debe colocar tierra al neutro o hilo de guarda frente al orificio para la bajante de tierra del poste.de ACSR o ACS se debe hacer con conectador de compresión Vea norma 07 CO 02.

CONDUCTOR NEUTRO O HILO DE GUARDA

28

La bajante de tierra se debe entorchar directamente a un hilo de guarda o neutro de cobre o ACS O utilizar tornillo bipartido de cobre.

De existir "puente" en la estructura, la conexión se hará en un "puente", no en la línea con tensión mecánica.


MEDICIÓN Y PRUEBA DEL SISTEMA DE TIERRAS Los sistemas de tierras como elementos de un banco de transformación, deben inspeccionarse y recibir mantenimiento. El objeto de una conexión a tierra es facilitar el paso de corriente del sistema de potencia a tierra en caso de falla; la oposición que se presenta a la circulación de esta corriente se llama resistencia de tierra. Las características de una conexión a tierra, varían con la composición y el estado físico del terreno, así como de la extensión y configuración de la malla de tierras. El terreno puede estar formado por combinaciones de materiales naturales de diferentes resistividad, puede ser homogéneo y en algunos casos estar formado por granito, arena o roca; materiales de alta resistividad. Consecuentemente, las características de una conexión a tierra (resistencia óhmica), varían con las estaciones del año, y producen por cambios en la temperatura, contenido de humedad y composición del terreno. La construcción de redes de tierra tiene por objeto reducir, la resistencia de tierra. Las funciones de la red de tierras son las siguientes:

a)

Conducir o drenar a tierra las corrientes producidas por sobretensiones.

b)

Evitar sobrevoltaje peligroso que pongan en riesgo la seguridad del personal.

c)

Brindar una referencia de potencial "cero" durante la operación del sistema eléctrico, como lo hace para las conexiones de los neutros de equipos eléctrico conformados por devanados, evitando sobrevoltajes que pudieran resultar peligrosos para los mismos y para el personal. 29


d)

Conexiones a tierra que se realicen temporalmente durante maniobras o mantenimiento de la instalación.

e)

La disponibilidad de una conexión a tierra para protección contra descargas atmosféricas.

MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE TIERRA CON ELECTRODO MÚLTIPLE.

El medidor de uso común para la prueba de resistencia de tierra es el óhmetro de tierras que utiliza por lo regular el método de caída de potencial; éste método involucra la utilización de dos electrodos auxiliares uno de potencial y otro de corriente. El electrodo de corriente se usa para hacer circular una corriente a través del sistema de tierras a medir. El medidor consta de 4 terminales (C1, C2, P1 y P2). La prueba se efectúa mediante la técnica de los tres puntos en línea recta; en el cual dos terminales (P1 C1) del aparato de prueba se puentean para conectarse directamente al electrodo de la red de tierras que se pretende probar. La terminal de potencia (P2) se conecta al electrodo de potencial P2 y la terminal de corriente (C2) al electrodo de corriente C2 (ver figura No. 1). Las varillas de prueba P2, C2 deberán clavarse a una profundidad de 50 a 60 cm. aproximadamente. La distancia (d) del electrodo bajo prueba de la red de tierras al electrodo de potencial (P2) será de 1m. 30


La distancia (L) a la que se clavará el electrodo de corriente (C2) es igual a 4m.

MEDICION DE RESISTENCIA DE TIERRA CON ELECTRODOS MULTIPLES (MALLA) P 1

C 2

P 1

P 2

ELECTRODO DE POTENCIAL P2 ELECTRODO BAJO TIERRA DEL SISTEMA DE TIERRAS

ELECTRODO DE CORRIENTE C2

5.- INSPECCIÓN DE CAMPO 1 M

4 M

5.1.-INSPECCIÓN FÍSICA DE LA RED RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. El primer para determinar causa de la falla de un transformador Antes paso de realizar la pruebalaes necesario comprobar la correctalo constituye, sinoperación duda algunadel la inspección física de lalas red.siguientes actividades: equipo, realizando a)

Ajustes del cero

b)

Comprobación de batería

c)

Ajuste eléctrico del cero

d)

Comprobación de sensibilidad

31


Las primeras causas posibles de falla que se pueden establecer son aquellas de origen externo que resulten obvias al realizar una primera inspección (como pudiera ser actos vandálicos o conductores de la red secundaria cortocircuitados), sin embargo es imprescindible continuar con todo el procedimiento que se propone en este trabajo. Es recomendable que el personal de Distribución, responsable del área donde se detectó el transformador dañado, asigne el trabajo del reemplazo del equipo a una persona capacitada y con experiencia para que recabe la información solicitada en el reporte de campo y proporcione toda la información adicional que considere conveniente.

5.2.- REPORTE DE CAMPO En el formato del reporte de campo mostrado en el Anexo 1 se indica los datos que se deberán recabar cuando se presente la falla de un transformador.

LLENADO DE FORMATO El ingeniero de Distribución es el responsable de la revisión externa e interna del transformador y de los datos de campo para dictaminar la causa del daño. A continuación se explica el llenado del formato:

1.-

DIVISION: Anotar la división de la que se trate. 2.-

ZONA:

Anotar la zona de la que se trate.

3.-

AREA:

Anotar el área de Distribución que se trate. 32


4.-

S.E. Y CIRCUITO: Anotar la clave de S.E. y circuito.

5.-

No. DE BANCO: Anotar el No. De Red o banco que corresponda.

6.-

DIRECCIÓN: Anotar el lugar donde se encuentra.

7.-

POBLACIÓN: Anotar el nombre de la población en donde se encuentra.

8.- TIPO: Anotar tipo de transformador que se trate autoprotegido o convencional y si es nuevo o reparado. 9.MARCA: Anotar la marca del transformador y si es reparado, anotar nombre del taller de reparación. 10.-

No. ECONÓMICO: Anotar el número de inventario de C.F.E.

11.-

No. SERIE: Anotar el asignado por el fabricante.

12.-

CAPACIDAD: Anotar la capacidad en KVA.

13.-

No. de FASES: Anotar 1 ó 3.

14.-

% Z: Anotar la impedancia anotada en la placa.

15.-

FECHA DE FABRICACIÓN/REPARACION: Anotar año y mes de fabricación o última reparación.

16.-

VOLTAJE PRIMARIO: Anotar los kv de operación.

17.-

VOLTAJE SECUNDARIO: Anotar voltaje secundario.

33


18.-

FECHA DE FALLA: Anotar año, mes y día en que ocurrió la falla.

19.-

FECHA DE INSTALACIÓN: Anotar año, mes y día en que se instaló el transformador.

20.-

RESISTENCIA DEL SISTEMA DE TIERRAS: Anotar el valor obtenido en OHMS antes y después de la falla.

21.- DISTANCIA DEL TRANSFORMADOR AL PUNTO DE FALLA: Anotar en metros la distancia del transformador al punto de falla. 22.-

TIPO DE SISTEMA: Marca el tipo de sistema existente.

23.-

PROTECCIONES OPERADAS: Marcar y anotar las protecciones que operan, así como sus características.

24.-

INDICAR CLASE Y TIPO DE APARTARRAYO ENCONTRADO.

25.-

CONDICIONES DE LA RED DE BAJA TENSIÓN: Anotar los datos y condiciones encontradas en la red de B.T.

26.-

NEUTRO ATERRIZADO EN: Marcar los puntos de la red aterrizados.

27.-

CONDICIONES AMBIENTALES: Marcar las condiciones imperantes en el momento de la falla.

28.-

EFECTOS VISUALES: Marcar y anotar los daños visuales encontrados en el transformador.

29.-

DIAGRAMA DE CONEXIÓN DEL TRANSFORMADOR: Anotar la clave de la conexión a tierra encontrado y efectuar la corrección en caso de que no se tenga la conexión A O H. (Autoprotegido). 34


30.-

CAUSA DEL DAÑO: Anotar la causa de la avería correspondiente establecida en el SETRAD después de sus análisis.

35


6.- PRUEBAS Y CRITERIOS PARA LA DETERMINACION DEL TIPO DE FALLA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION.

6.1- REVISIÓN INTERNA DEL TRANSFORMADOR 36


Como todo equipo eléctrico están expuestos a dañarse por diferentes causas o motivos; cuando se daña un transformador en el campo no se tienen, normalmente, todos los elementos para determinar el origen de la falla, por lo que se hace necesario que estos equipos sean analizados en el patio de Distribución donde se podrán revisar detalladamente los daños sufridos por el equipo. Además de contar con una estadística cada vez más completa y verídica se hace necesario registrar la información que se pueda obtener, del transformador dañado en él y asociarlo con el reporte del área al ocurrir el daño. se deberá revisar fundamentalmente el estado del tanque, observando pintura, abombamiento, golpes, oxidación y fugas de aceite. Se revisarán también el estado de las boquillas y conectores, que no vengan perforados, quebrados, sucios o que falte alguno de ellos.

Se deberá revisar el estado que guardan los empaques, nivel y estado de aceite, así como puntas o conexiones internas sueltas y el estado del cambiador de derivaciones. A continuación se procederá a efectuar las pruebas eléctricas para verificar el daño, salvo que el equipo presenta falla franca en su totalidad. Las pruebas mencionadas son las siguientes: PRUEBAS DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN (TTR). MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. PRUEBA DE RIGIDEZ DIELECTRICA DEL ACEITE.

37


Después de haber revisado el equipo se llenará un informe del estado que guarde el mismo. Finalmente con los valores de prueba obtenidos y la observación física del equipo se procederá a diagnosticar la causa de falla ordenándose el tipo de reparación que se realizará.

6.2- PRUEBA DE RELACION DE TRANSFORMACION (TTR) La relacion de transformacion medida en vacio, (sin carga), es la relacion de tensiones de un devanado con respecto a otro devanado. Esta prueba se realiza con el TTR (transformer Turn Ratio), equipo que mide directamente la relacion de transformación verificando que los devanados tengan el numero correcto de espiras. Las mediciones se realizan en cada una de las fases del transformador y en todas las posiciones del cambiador de derivaciones. Para calcular la diferencia entre el valor real (medido) y el valor teorico (calculado), se divide el valor real entre el teorico y a este resultado se le resta la unidad, esta diferencia se multiplica por cien para obtener el resultado en porciento. Este resultado es satisfactorio cuando la difrencia esta dentro del intervalo ± 0,5 % Transformadores trifasicos. Para transformadores trifasicos conexión Delta-Estrella, la prueba se efectua de acuerdo al diagrama vectorial de la placa de datos:

H1 X2

X1 H2

H3 38 X3


Fase 1 Se conectan las terminales (caimanes) del TTR al devanado primario H3 y H1 y las terminales (prensas) al devanado secundario X0 y H1, tomandose la primera lectura en la posicion numero 1 del cambiador de derivaciones. La segunda lectura se toma en la posicion numero 2, y asi sucesivamente hasta tomar las lecturas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones.

Fase 2 Se conectan las terminales (caimanes) del TTR al devanado primario H1 y H2 y las terminales (prensas) al devanado secundario X0 y X2, toamndose las lecturas como se indico en el parrafo anterior.

Fase 3 Se conectan las terminales (caimanes) del TTR al devanado primario H2 y H3 y las terminales (prensas) al devanado secundario X0 y X3, tomandose las lecturas como se indico en el parrafo anterior.

Transformadores monofasicos. Conexión YT Para transformadores monofasicos conexión YT, la prueba se realiza de la siguiente manera: 39


Prueba numero 1 Se conecta una de las terminales (caimanes) del TRR al devanado primario H1 y la otra terminal (caiman) al tanque. Las terminales (prensas) se conectan al devanado secundario X1 y X2 tomandose la primera lectura en la posicion numero 1 del cambiador de derivaciones. Prueba numero 2 Sin desconectar las terminales (caimanes) del devenado primario, las terminales (prensas) se conectaran al devanado secundario X1 y X3, tomandose las lecturas como se indico en el parrafo anterior. Prueba numero 3 Sin desconectar las terminales (caimanes) del devanado primario, las terminales (prensas) e conectan al devanado secundario X2 y X3, tomándose las lecturas como en el párrafo anterior. 6.3- PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO La prueba de resistencia de aislamiento se hace con el fin de determinar el grado que guardan los aislamientos en cuianto a contenido de humedad y grado de contaminacion. La prueba se mide entre devanados y entre devanados y tierra. Para la realizacion de esta prueba, el transformador debe tener:

- Todos los devanados sumergidos en aceite. - Las terminales de cada devanado cortocircuitadas. - Todas las boquillas colocadas en su lugar. - La temperatura de los devanados y el aceite, cercana a la temperatura de referencia de 20 grados C El equipo de medicion recomendado para la medicion de la resistencia de aislamiento 40


es el megaohmetro.

La tension de corriente ditrecta aplicada para la medicion de resietncia de aislamiento a tierra, no debe exceder del valor de la tension correspondiente a la prueba de tension aplicada a 60 Hz. La prueba se hace cortocircuitando todos los devanados de la misma tension, midiendo de la siguiente forma: -

Alta tension contra Baja tension + Tanque a tierra

-

Baja tension contra Alta tension + tanque a tierra

-

Alta tension contra baja tension.

Los valores de resistencia de aislamiemto medidos a 60 segundos se corrigen a la temperatura de referencia de 20 grados Celsius, aplicando los factores de correccion indicados en la tabla siguiente:

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Temperatura Del transf. Grados C. 55 50 40 35 30 25

Factor de Correccion 8.1 6.0 4.5 3.3 1.8 1.3

Temperatura Del transf. 20 15 10 5 0 -5 -10

Factor de Correccion 1.00 0.73 0.54 0.40 0.30 0.22 0.16

Donde resistencia de aislamiento a 20 grados C. = Resistencia de aislamiento a temperatura amb. X FC El valor minimo aceptable de resistencia de aislamiento debe ser de 500 Mohms / kV

6.4- PRUEBA DE RIGIDEZ DIELECTRICA DEL ACEITE La prueba de la rigidez dielectrica del aceite se realiza con el fin de obtener el valor de la tension de ruptura del liquido aislante. La prueba es capaz de revelar la resistencia momentanea de una muestra de aceite al paso de la corriente y la cantidad de agua, polvo, lodos o cualquier particula conductora que este presente en la muestra. Se utiliza una copa con electrodos semiesfericos de 2.54 cm de diametro, separados 2.54 mm, aplicando 3 kV por segundo. La prueba se efectua sobre una muestra de aceite de acuerdo a la siguiente secuencia de pruebas: 42


Prueba numero 1 Dejar reposar la muestra 5 minutos. Prueba numero 2 Dejar reposar la prueba 1 minuto El valor minimo aceptable para el promedio de las dos muestras debe ser 30 kV.

7.- DETERMINACION DE CAUSAS DE FALLA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION

DETERMINACION DE CAUSAS DE FALLA. Con los reportes de campo y Taller el ingeniero de Distribución ya está en condiciones de determinar la causa de falla de los transformadores; estas causas de falla fueron clasificadas como: 1.- Cortocircuito Secundario 2.- Sobrecarga 3.- Impulso por Rayo o Maniobras 4.- Humedad en el Aceite (Hermeticidad Defectuosa) 5.- Defecto de reparación

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6.- Defecto de Fabricación 7.- Vandalismo 8.- Usos Ilícitos 9.- Choque o Golpe 10- Protección Inadecuada 11- Otros

Esta clasificación se obtuvo a través de muchos años de experiencia que asociada con el trabajo realizado durante 1988, consistente en el análisis de más de 500 transformadores, da como resultado la presente metodología que nos permite relacionar las causas externas observadas en campo con los daños internos detectados en patio. A continuación se establecen algunos criterios y observaciones que nos ayuda a determinar la causa de la falla.

7.1.- CORTO CIRCUITO SECUNDARIO. El daño que presenta el transformador se debe a una corriente excesiva o de baja impedancia que circula a través de los devanados. Al realizar la inspección se observa lo siguiente: CAUSAS EXTERNAS: cortocircuito en acometidas 44


conductores recocidos o colgados conductores rotos conductores cruzados vientos mala operación del fusible selección inadecuada del fusible INSPECCIÓN EXTERIOR: Tanque: generalmente no presenta evidencias de daño. Boquillas: No se observa ningún daño. DAÑOS INTERNOS: Bobina telescopiada (desplazamiento de los devanados). Aislamiento carbonizado en poca proporción. Aislamiento dañado o envejecido. INSPECCIÓN INTERIOR: Núcleo: No presenta daño. Herraje: No presenta daño Devanados: Se presenta desplazamiento o telescopiado de las bobinas de A.T. y B.T. pero sin 45


presentar corto circuito entre espiras ni capas. PRUEBAS. Relación de Transformación (TTR): Puede resultar correcta (si da relación). Resistencia de aislamiento (megger): Puede resultar correcta. Rigidez Diélectrica del Aceite: Puede resultar correcta. RECOMENDACIONES PARA REDUCIR SU INCIDENCIA 1.- Reducir la longitud de los secundarios, evitando distancias mayores de 200 metros. 2.- Utilizar donde se justifique protección secundaria mediante la instalación de interruptores termomagnéticos. 3.- Instalar conductores adecuados a la carga. 4.- Revisar y aplicar debidamente las prácticas actuales de selección primario que protege al transformador.

del

fusible

5.- Tensionar conductores "colgados", o si se justifica instalar separadores. 6.- En áreas arboladas cuando se instalen secundarios nuevos utilizar Conductores forrados y para los que están en operación se deberá cumplir con el programa de poda. 7.- Si es posible o se justifica relocalizar las instalaciones problema o construir por zonas no arboladas. 46


8.- Retirar objetos extraños de las líneas. 9.- Llevar a cabo campañas publicitarias para evitar que arrojen objetos extraños a las líneas. 10.- Eliminar falsos contactos en las líneas y en la conexión de las acometidas, así como concientizar al personal (linieros e instaladores) de la importancia que tiene el efectuar las conexiones y los puentes correctamente.

11.- Si se tiene la duda de la mala operación de los fusibles se debe solicitar a LAPEM que efectúe pruebas, para confirmar la mala calidad y hacer la reclamación al fabricante. 12.- Utilizar fusibles solamente con protocolo de prueba por parte de LAPEM.

7.2.- S O B R E C A R G A Para esta causa es importante no confundirla con un corto circuito en secundario ó acometida lejana o de alta impedancia. Ya que este daño es causado exclusivamente por un aumento anormal de la carga: - Causa mayor al 120% - Desbalanceo fuerte en los devanados.

INSPECCIÓN EXTERIOR. Tanque: 47


No presenta daño aparente. Boquillas: No presentan daño aparente. INSPECCIÓN INTERIOR. Aceite: Se aprecia un deterioro acelerado del aceite con residuos de carbón y un olor fuerte a combustión. Núcleo Puede presentar envejecimiento y resquebrajamiento por sobrecalentamiento, además de carbón en su parte externa. Herraje: Presenta acumulación de carbón. Devanado: Parcialmente presenta envejecimiento acelerado de el aislamiento (recalentado ó quemado) y residuos de carbón tanto en el interior como en el de los devanados. PRUEBAS. Relación de Transformadores (T.T.R.): Puede dar relación de transformación correcta ó marcar "abierto". Resistencia de Aislamiento (Megger): Da un valor bajo debido a la degradación acelerada del aceite provocada por alta temperatura. Rigidez Dieléctrica del aceite: 48


Da un valor bajo que depende del grado de carbonización del aceite.

RECOMENDACIONES PARA REDUCIR SU INCIDENCIA. Cumplir con el programa de lecturas de carga y voltaje de transformadores. Derivado del análisis de los resultados del punto anterior, corregir:

a) desbalances de fases. b) Sobrecargas de fases.

Revisar las solicitudes de servicios de fuerza para comprobar, si existe capacidad disponible en el transformador. Evitar secundarios mayores de 200 metros y emplear conductores de calibres adecuados. Seleccionar adecuadamente el fusible de protección primario. Analizar debidamente las solicitudes de cargas temporales. Vigilar y eliminar acometidas de servicios fraudulentos que se localizan en determinadas horas del día. En áreas donde predomine este tipo de ilícitos se debe emplear protección secundaria a base de interruptores termomagnéticos. Hacer campañas de revisión y corrección de las protecciones de los servicios domiciliarios. Eliminar falsos contactos. Completar en áreas secundarias el número de fases necesarias para facilitar el balanceo de carga. 49


7.3.- IMPULSO POR RAYO O MANIOBRA. El daño que presenta el equipo se debe a un sobre voltaje en el devanado primario. Al realizar la inspección se observa los siguiente: INSPECCIÓN EXTERIOR: Tanque: No presenta daño aparente, pero si la descarga es muy cercana puede deformarlo (abombarlo). Boquillas: Presentan flameo parcial o total e inclusive si la descarga es muy cercana al equipo, puede presentarse destrucción de las mismas.

INSPECCIÓN INTERIOR: Aceite: Se aprecian residuos de carbón y con olor anormal (quemado). Núcleo: Generalmente no presenta daño, pero puede llegar a fundir parte del núcleo cuando no se aterriza correctamente. Herraje: No presenta daño. Devanado: 50


Dependiendo de la intensidad del sobre voltaje, varia desde un "piquete" entre espiras (bobina abierta)- hasta un corto circuito entre capas "desfloramiento" del devanado de alta tensión.

PRUEBAS: Relación de transformación (T.T.R.) Normalmente marca "abierto", pero cuando el daño es muy severo puede marcar "corto circuito" entre capas. Resistencia de aislamiento (Megger). Puede dar un valor bajo debido a la carbonización del aceite. Rigidez Dieléctrica del aceite: Nos da un valor bajo que depende del grado de carbonización del aceite, el cual a su vez depende de la cercanía de la descarga del equipo.

RECOMENDACIONES PARA REDUCIR SU INCIDENCIA: Instalar apartarrayos a todos los transformadores.

Seleccionar correctamente el apartarrayo de acuerdo con la tabla siguiente: VOLTAJE NOMINAL DEL APARTARRAYO SISTEMA Voltaje nominal 51


del sistema KV.

3F-3H

3F-4H

13.2 24.0 34.5

12 KV 21 KV 30 KV

1 0 KV 1 8 KV 2 7 KV

Conectar los apartarrayos lo más cercano al transformador. Interc Intercone onecta ctarr el bajant bajantee a tierr tierraa de los aparta apartarra rrayos, yos, con el neutro neutro y tanque tanque del transformador.

La resistencia del electrodo de tierra deberá ser como máximo de 20 ohms en época de estiaje y 10 ohms en época de lluvias. Reem Reempl plaza azarr apart apartar arra rayos yos de mane manera ra que que el tran transf sfor orma mado dorr teng tengaa su prot protecc ecció iónn completa. Concientizar al personal que efectúa las revisiones de los circuitos de la importancia que que tien tienee el repo report rtar ar:: apar aparta tarr rray ayos os dañad dañados os,, falt faltan ante tes, s, bajant bajantes es de tier tierra ra roto rotos, s, apartarrayos desconectados y mal conectados. En base al punto anterior programar los trabajos de mantenimiento necesarios. Si se tiene duda sobre apartarrayos que no esten operando correctamente efectuar las pruebas correspondientes.

7.4.- H U M E D A D.

52


Esta falla se presenta por una mala hermeticidad de los empaques, o por cerrar mal el registro de mano; lo que ocasiona la disminución de la rigidez dieléctrica del aceite y demás aislamientos por la infiltración de humedad. Causas externas: empaques rotos, boquillas rotas o fisuradas, tornilleria floja.

INSPECCIÓN EXTERIOR. Tanque: Se aprecian manchas o escurrimientos de aceite, empaques dañados en tapas y en algunos casos, perforaciones o grietas. Boquillas: Se pueden encontrar clemas o bornes y boquillas flojas o con empaque dañado y boquillas fisuradas o despostilladas. INSPECCIÓN INTERIOR. Aceite: Se puede apreciar mezclado con agua (emulsionado y formación de lodos). Núcleo: Se aprecia presencia de agua y óxido. Herraje: Se aprecia presencia de agua, óxido y lodos. Devanados: En aislamiento se aprecia indicios de humedad. PRUEBAS.

53


Relación de Transformación (T.T.R.): Da en corto circuito o abierto. Resistencia de aislamiento (Megger): Da valores muy bajos y en casos extremos da un valor cero. Rigidez Dieléctrica del aceite: Da valores demasiado bajos.

RECOMENDACIONES PARA REDUCIR INCIDENCIA. Verificar que los empaques de tapas y boquillas cumplan la especificación CFE-K000001. Instruir al personal que hace maniobras de transformadores, que las efectúen adecuadamente, ya que de no hacerlo pueden deformar el tanque, rompiéndose el empaque y boquillas. Mantenimiento preventivo al Transformador, cuando en las inspecciones rutinarias se detecten fugas de aceite.

Evitar en lo posible abrir el registro de mano, para el cambio de taps, si no fuera posible, que el empaque y el registro de mano se apriete adecuadamente. Es necesario que todos los transformadores de Distribución, nuevos y reparados, se les realice la prueba de hermeticidad.

7.5.- DEFECTO DE REPARACION.

54


En esta clasificación se incluyen los transformadores reparados, en los que los daños pueden ser originados por la mala calidad de los materiales y la mano de obra, y no se pueden atribuir a otras causas. Causas externas: ninguna.

INSPECCIÓN EXTERIOR:

Tanque: No presenta daño aparente. Boquillas: No presentan daño aparente.

INSPECCIÓN INTERIOR:

Aceite: Puede presentar residuos de carbón, coloración obscura y olor anormal (quemado). Núcleo: Si la falla del aislamiento es entre el devanado o líneas y el núcleo, o por distancia menor a la especificada entre ellos puede presentar inclusive perforaciones en el mismo. Herrajes: No presentan daño aparente. 55


Devanados: Dependiendo de la intensidad del daño puede variar desde una apretura o falla entre espiras (bobina abierta); hasta un corto entre capas (desfloramiento) del devanado de alta tensión. PRUEBAS:

Relación de transformación (T.T.R.): Puede marcar "abierto" o "corto circuito". Resistencia de aislamiento (Megger): Da un valor bajo o inclusive cero,. Rigidez dieléctrica del aceite: Da un valor bajo o menor de 30 KV.

RECOMENDACIONES PARA REDUCIR SU INCIDENCIA. Seleccionar talleres de reparación que cuenten con una calificación emitida por LAPEM, mínimo confiable condicionado. Supervisar que se utilicen en la reparación los materiales adecuados y la calidad de reparación ofrecida. Realizar las pruebas de recepción establecidas en forma estricta y a cada uno de los transformadores. La reparación se deberá efectuar por piernas completas y si es económico, de 56


preferencia por el total de piernas. Llevar historial de los talleres de reparación para poder reunir elementos de juicio sobre la calidad de la reparación que efectúan cada uno de ellos. Con la información anterior, hacer intervenir a los talleres en la solución a la problemática particular que se presenta.

7.6.- DEFECTO DE FABRICACION. En esta clasificación se incluyen los transformadores en los que el daño es originado por mala calidad de materiales y mano de obra, y no se puede atribuir a otras causas. Causas externas: ninguna. INSPECCIÓN EXTERIOR: Tanque: No presenta daño aparente. Boquillas: No presentan daño aparente. INSPECCIÓN INTERIOR: Puede presentar residuos de carbón, coloración obscura y olor anormal (quemado). Núcleo: Si la falla del aislamiento es entre el devanado o líneas y el núcleo, o por distancia menor a la especificada entre ellos, puede presentar inclusive perforaciones en el mismo. 57


Herraje: No presenta daño aparente. Devanados: Por lo general no presenta daños en los devanados, puntas a los conectores degollados o puntas del cambiador desconectadas. PRUEBAS: Relación de transformación (T.T.R.): Puede marcar "corto circuito" ó "abierto". Resistencia de aislamiento (Megger): Da un valor bajo e inclusive da cero. Rigidez Dieléctrica del aceite: Da un valor bajo menor de 30 KV.

RECOMENDACIONES PARA REDUCIR SU INCIDENCIA:

Utilizar el reporte de investigación de la causa de daño del equipo, en el cual se registran los datos de: marca, parte que falló y las condiciones que existían al ocurrir la falla, tanto de las instalaciones como climatológicas. Este reporte, nos auxiliará para determinar si los daños son repetitivos por cada marca, es decir, si un equipo de una marca determinada falla siempre en la misma parte, o cuales son las partes que más fallan. Con la información anterior, hacer intervenir a los fabricantes en la solución a la 58


problemática particular que se presenta.

7.7.- PROTECCION INADECUADA En este grupo se clasifican los transformadores que se dañan por protección inadecuada.

CAUSAS EXTERNAS: Fusibles inadecuados. Sistemas de tierra inadecuados, rotos, falsos contactos, omisión de la misma. Apartarrayos inapropiados o dañados. INSPECCION EXTERIOR Tanque: Generalmente no presenta evidencias de daño. Boquillas. No se observa ningún daño. INSPECCION INTERIOR. Núcleo: No presenta daño. Herraje: 59


No presenta daño. Devanados: Se presenta desplazamiento o telescopiado de las bobinas de A.T. Y B.T., pero sin presentar corto circuito entre espiras ni capas. PRUEBAS: Relación de Transformación (T.T.R.). Puede resultar correcta (si da relación). Resistencia de aislamiento (Megger). Puede resultar correcta. Rigidez dieléctrica del Aceite: Puede resultar correcta. RECOMENDACIONES PARA REDUCIR SU INCIDENCIA: Seleccionar adecuadamente el fusible de acuerdo a la capacidad del transformador.

Inspección periódica de apartarrayos. Programas de revisión a los sistemas de tierras. Concientizar al personal de la importancia que tiene que el equipo de protección quede instalado correctamente.

7.8.- VANDALISMO O DAÑOS POR TERCEROS 60


Esta causa se origina por terceras personas. Causas externas: a) Impactos de piedra o bala. b) Choques a postes o retenidas. c) Objetos extraños en la red secundaria. d) Acometida fraudulentas, etc. Por lo que al realizar la inspección se observa lo siguiente: INSPECCIÓN EXTERIOR: Tanque: Puede presentar impactos de bala o no presentar daño aparente. Boquillas: Puede presentar boquillas quebradas o no presentar daño aparente. INSPECCIÓN INTERIOR: Aceite: Puede encontrarse con residuos de carbón, coloración obscura, olor anormal (quemado), se aprecia mezclado con agua, emulsionado y formación de lodos. Núcleo: No presenta daños. Herraje: No presenta daños aparentes. Devanados: Dependiendo de la intensidad del daño puede no presentar daño aparente, como también corto circuito en el devanado de alta tensión, impactos de bala o 61


desplazamiento entre devanados. PRUEBAS: Relación de transformación (T.T.R.): Dependiendo de la magnitud del daño puede dar relación correcta, marcar "abierto" o "corto circuito". Resistencia de aislamiento (Megger): Da un valor bajo. Rigidez Dieléctrica del aceite: Da un valor bajo, menos de 30 KV. RECOMENDACIONES PARA REDUCIR SU INCIDENCIA. En áreas donde se determine la mayor incidencia de actos de vandalismo, efectuar campañas de orientación al público por los medios de comunicación disponibles, para disminuir los daños a los transformadores. 7.10.- OTRAS CAUSAS En esta causa, se registran los equipos que fallen por causas conocidas que no se pueden incluir en ninguna de las clasificaciones anteriores, siendo las más comunes: a) Falla en cambiador de derivaciones. b) Falsos contactos, en partes internas del transformador. c) Poste podrido o caído. d) Corto circuito en alta tensión. e) Voltaje de alimentación incorrecta. f) Corrosión por contaminación salina o ambiental. 62


INSPECCIÓN EXTERIOR: Tanque: Puede presentar daños como abolladuras, aberturas, corrosiones y abombamiento. Boquillas: Puede presentar boquillas quebradas o sin daño aparente, las porcelanas contaminadas o los conectores corroídos.

INSPECCIÓN INTERIOR: Aceite: Puede encontrarse con residuos de carbón, coloración obscura y un olor anormal (quemado). Núcleo: Puede presentar residuos de carbón o laminación suelta. Herrajes: Pueden encontrase sueltos, doblados y con residuos de carbón. Devanados: Puede no presentar daño aparente o tener líneas reventadas, corto circuito en el devanado de alta tensión o recalentamiento de las terminales del devanado de baja tensión. PRUEBAS: Relación de transformación (T.T.R.): 63


Dependiendo de la causa, puede dar relación correcta o marcar "abierto" o "corto circuito". Resistencia de aislamiento (Megger): Da un valor bajo. Rigidez dieléctrica del aceite: Da un valor bajo, menor de 30 kv. RECOMENDACIONES PARA REDUCIR INCIDENCIA: Cumplir con los programas de mantenimiento preventivos en las redes de Distribución. Obtener la mayor información que permita analizar con detalle el origen de la falla, a fin de identificar la causa y poder aplicar las medidas correctivas procedentes. Verificar que se mantengan las separaciones y espaciamiento eléctricos en los secundarios, bajo condiciones de viento máximo. En las inspecciones detalladas, verificar cuidadosamente si hay: objetos no fácilmente visibles que hagan contacto eventual con la línea; contaminantes u otro tipo de material sobre los aisladores, que con una mayor humedad ocasional favorezcan el flameo del aislamiento.

REFERENCIAS: 1.-

"Lightning protection manual for rural electric systems", national Rural Electric Cooperative Asosiation, 1993.

2.-

"Distribution surge arrester application guide", Ramon T. Mancao, Power Technologies Inc. IEEE T&D Conference, 1991. 64

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