Operación y Mantenimiento de Transformadores Eléctricos de Distribución.

Instituto Tecnológico de Nuevo Laredo.

Dpto. Ing. Eléctrica. Proyecto de Investigación. Operación y Mantenimiento de Transformadores Eléctricos de Distribución.

Nuevo Laredo, Tamps., México. A 23 de Noviembre del 2012.

Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución.

Índice. Introducción. .................................................................................................................. 5 1. Tema de investigación. ........................................................................................... 6 2. Enunciado del Problema. ........................................................................................ 6 3. Formulación del problema. ..................................................................................... 6 4. Objetivo de la investigación. .................................................................................. 7 4.1.

Objetivo general......................................................................................................... 7

4.2.

Objetivos específicos.................................................................................................. 7

5. Justificación ............................................................................................................ 7 5.1.

Justificación teórica .................................................................................................... 7

5.2.

Justificación practica. ................................................................................................. 7

5.3.

Justificación metodológica. ........................................................................................ 8

6. Alcances o limitaciones de la investigación. .......................................................... 8 7. Marco de Teórico.................................................................................................... 9 7.1.

Antecedentes. ............................................................................................................ 9

7.1.1.

Distribución. ....................................................................................................... 9

7.1.2.

Clasificación de transformadores..................................................................... 11

7.1.3.

Breve descripción de la construcción del transformador. ............................... 14

7.1.4.

Refrigeración o enfriamiento de transformadores. ......................................... 19

7.1.5.

Transformadores con circulación forzada de aceite. ....................................... 20

7.1.6.

Fallas en transformadores. .............................................................................. 22

7.1.7.

Operación de un Transformador de Distribución. ........................................... 24

7.2.

Tipos de Mantenimiento a Transformadores: ......................................................... 28

7.3.

Normas y Leyes a seguir para el manejo de transformadores. ............................... 30

8. Hipótesis ............................................................................................................... 32 8.1.

Variables independientes. ....................................................................................... 32

8.2.

Variable dependiente............................................................................................... 32

8.3.

Variables intervinientes. .......................................................................................... 32

9. Diseño del estudio................................................................................................. 33 9.1.

Selección de métodos. ............................................................................................. 33

9.2.

Técnicas. ................................................................................................................... 33

9.3.

Población.................................................................................................................. 33 2

Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución. 9.4.

Instrumentos. ........................................................................................................... 33

10.

Recopilación y procesamiento de la información, planeación.......................... 34

11.

Cronograma de actividades. .............................................................................. 36

12.

Presupuesto de la investigación. ....................................................................... 37

13.

Operación y Mantenimiento a Transformadores Eléctricos ............................. 38

13.1.

Principio de Operación a Transformador............................................................. 38

13.2.

Medición de resistencia en devanados del transformador y reacciones de

voltaje.

41

13.2.1. 13.3. 13.3.1. 13.3.2. 13.4.

14.

Resultados. ....................................................................................................... 42 Pruebas de corto circuito y circuito abierto......................................................... 45 Resultados. ....................................................................................................... 46 Resultados obtenidos....................................................................................... 49 Puesta en operación a un transformador tipo pedestal de 1500

KVA. ............. 50

Mantenimiento a una Subestación. ................................................................... 53

14.1.

Mantenimiento Preventivo. ................................................................................. 53

14.2.

Mantenimiento Correctivo. ................................................................................. 53

14.2.1.

Fallas en los devanados.................................................................................... 53

14.2.2.

Conexiones Flojas. ............................................................................................ 53

14.2.3.

Sobre tensiones................................................................................................ 53

14.2.4.

Sobrecargas. ..................................................................................................... 53

14.3.

Mantenimiento a Transformador tipo pedestal de 1500 KVA. ............................ 54

14.4.

Mantenimiento a un transformador tipo costa de 45 KVA. ................................ 78

14.4.1.

Prueba de TTR (Relación de Transformación).................................................. 78

14.4.2.

Prueba del Megger (valor de resistencia de aislaciones)................................. 81

14.4.3.

Prueba básica de aceite. .................................................................................. 83

15.

Resultados. ........................................................................................................ 88

16.

Conclusiones. .................................................................................................... 93

16.1.

Conclusiones personales. ..................................................................................... 93

16.2.

Conclusión de las hipótesis. ................................................................................. 93

16.3.

Conclusiones generales del tema......................................................................... 95

Bibliografía. ................................................................................................................. 96

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Prólogo. En este trabajo de investigación usted encontrara la información necesaria sobre operación y mantenimiento, y los diferentes procesos para mantener su transformador en un buen estado. En las primeras páginas se encontrara con la teoría básica de un trasformador su funcionamiento, características y tipos de transformadores, escrito por estudiantes de la carrera de eléctrica quienes llevaron el trabajo acabo. Luego una serie de prácticas realizadas para comprobar dicha investigación, que verdaderamente le ayudaran a entender los puntos fundamentales de la operación y el mantenimiento de un transformado de distribución. Por último pero no menos importante, usted encontrara una serie de conclusiones (interpretación de resultados) para comprender todos los pasos que tiene que hacer para mantener su trasformador en buen estado. El presente volumen se presenta así: teoría de los transformadores sobre sus funcionamientos, fundamentos, tipos y características e impacto ecológico. Luego sigue: un par de prácticas realizadas para demostrar las diferentes formas de realizar un mantenimiento preventivo a su transformador. Por último: los resultados obtenidos interpretando un conocimiento sobre el proyecto. También podrá encontrar una bibliografía muy útil donde podrá encontrar información de calidad. El objetivo más importante de los escritores del la presente investigación, es compartir sus experiencias para que por medio de él usted logre fácilmente lo que a todos ellos les ha costado tanto: exponer de una manera sencilla la mayor información sobre transformadores de distribución para que pueda ser capaz de operarlo de una manera eficiente y tener éxito. Además usted contará con una bitácora electrónica que le ayudara a encontrar más información sobre el proyecto. También contiene un tabla en echa en Excel para el presupuesto con las cosas más demandantes durante la operación y mantenimiento de un trasformador para que usted se de una idea de que productos o servicios le convienen. Para realizar este trabajo se realizo un gran esfuerzo se tocaron puertas con diferentes expertos en el tema. Esperamos que esta investigación le agrade y que los temas vistos pronto le sean de utilidad para su conocimiento académico o en el área laboral.

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Introducción. Esta investigación se hizo con el fin de crear una guía o manual acerca de Operación y Mantenimiento a Transformadores Eléctricos de Distribución, esto para que sirva de ayuda a personas interesada en el tema. El propósito fue formar un pequeño libro en el cual se puedan observar lo primordial en la operación y mantenimiento a un transformador eléctrico de distribución. Regresando un poco a la historia del transformador. Este fue construido por Faraday cuando realizó los experimentos en los que descubrió la inducción electromagnética; entre 1884 y 1885, los ingenieros húngaros Zipernowsky, Bláthy y Deri de la compañía Ganz crearon en Budapest elmodelo “ZBD” de transformador de corriente alterna y el primer sistema comercial de corriente alterna con fines de distribución de la energía eléctrica que usaba transformadores se puso en operación en 1886 en Great Barington, Massachusetts.

Los transformadores son esenciales en el mundo, estos realizan la función de reducir el voltaje, en el caso de las residencias, en las cuales se encuentran electrodomésticos y aparatos electrónicos que solo necesitan un voltaje de 115-220vac, las líneas de voltaje no pueden entrar directamente porque se encuentran líneas de 13,200 vac, si este voltaje entra directo a una residencia descompondrá todo aparato que ocupe energía eléctrica, por esto es necesario el transformador para la reducción de dicho voltaje a un voltaje adecuado, pero para un buen funcionamiento del transformador es necesario una correcta operación y un cuidadoso mantenimiento, por ello aquí podrá encontrar información para llevar a cabo lo antes mencionado. En esta investigación se mencionan temas como lo son: operación de un transformador y las consideraciones que se deben tener en cuenta para con seguridad decir que es operable, las condiciones básicas de carga, condiciones de sobreexcitación, etc. También podrá encontrar temas acerca del mantenimiento, pruebas de resistencia en los devanados, de relación de transformación y de resistencia en los cables, prueba básica al aceite dieléctrico y el como se lleva a cabo el mantenimiento a una subestación. Al inicio encontrara el como se llevo a cabo la investigación, con temas como: Objetivo, justificación, hipótesis, etc., en el marco teórico se menciona acerca de la construcción del transformador, las partes principales que lo constituyen, tipos de enfriamiento, etc., estos temas son de vital importancia para conocer un poco mas a fondo esta maquina eléctrica. El transformador no es solo un objeto mas de la tecnología, porque si no fuese por este nos seria difícil distribuir la energía eléctrica a las distancias a las que hoy en la actualidad y gracias a esta maquina eléctrica podemos hacer llegar. El transformador es un beneficio, siempre y cuando se tenga conocimiento acerca de este y se le de un cuidado programado para evitar fallas y con esto su deterioro. 5


1. Tema de investigación. Operación y Mantenimiento de Transformadores Eléctricos de Distribución.2.Enunciado y formulación del problema.

2. Enunciado del Problema. En el mundo los transformadores son esenciales en la distribución de la energía eléctrica, sin ellos seria una gran problema, por el hecho que seria una gran dificultad suministrar la energía a una casa o residencia ubicada a distancias considerables a la subestación o por el hecho que no habría manera de elevar o disminuir el voltaje dependiendo del uso para el cual se requiera esta energía. Gracias a su existencia podemos gozar de un buen servicio de energía eléctrica, sin embargo estos también necesitan de mantenimiento y buena operación para un correcto funcionamiento a largo tiempo. Citando varios tipos de manuales de instrucciones como es el llamado “Instrucciones para Transformadores de Distribución”, nos hablan de las instrucciones de seguridad

que debemos tomar en cuenta al dar mantenimiento, operación, al efectuar la conexión e incluso habla de los lugares en que no se deben ubicar los transformadores, por el hecho de que si no se siguen las instrucciones optimas, estos pueden provocar lesiones graves, daños a la propiedad en la cual se le ubicará e incluso la muerte. Por ello es que se debe estar enterado del correcto mantenimiento y operación a un transformador, pero no solo de ello, sino también del peligro al que se enfrenta al estar efectuando este tipo de trabajo. “Los transformadores son uno de los principales elementos que se encuentran

invariablemente en un sistema Eléctrico por grande o pequeño que este sea, son estos equipos los que han permitido el desarrollo de la industria Eléctrica hasta las magnitudes en que actualmente se encuentra, pues debido a que es posible la transformación de los parámetros, voltaje y corriente; se tiene la posibilidad de transmitir a grandes distancias bloques de energía por alejadas que estas se encuentren de los centros de consumo. Son también las maquinas mas eficientes que se conocen, pues al no tener partes en movimiento no existen pérdidas por fricción o rozamiento y por otra parte la calidad de los materiales ferromagnéticos que componen el núcleo ha ido en aumento, lo cual permite que las eficiencias de estos equipos sean del orden del 99%.”¹

3. Formulación del problema. ¿Hay un seguimiento paso a paso para efectuar un correcto mantenimiento y operación a un transformador de distribución? ¿Existen manuales que, a parte del mantenimiento y operación, contengan temas acerca de los riesgos que se corren al efectuar el mismo? 6


¿Hay errores que cometa la persona en la operación de los transformadores de distribución y lo cual provoque un daño en los mismos?

4. Objetivo de la investigación. 4.1. Objetivo general. Analizar la operación y mantenimiento de un transformador eléctrico de distribución y evaluar los pasos para su mantenimiento. 4.2. Objetivos específicos. 1. Estudiar y analizar la correcta operación de un transformador de distribución. 2. Estudiar la incidencia que tiene la temperatura en la operación de los transformadores de distribución. 3. Verificar como se lleva a cabo la operación de sobrecarga en transformadores de distribución. 4. Elaborar un marco teórico de las posibles fallas en la operación en un transformador de distribución. 5. Corroborar los tipos de mantenimiento de los transformadores de distribución. 6. Formular un análisis de errores que se pueden ocasionar al dar mantenimiento a transformadores de distribución. 7. Plantear la secuencia para que la persona realice un buen mantenimiento a transformadores de distribución.

5. Justificación 5.1. Justificación teórica La presente investigación tiene como objetivo suministrar los elementos fundamentales de información existente en diversas investigaciones, manuales, prácticas y experiencias. Para facilitar que el ingeniero de campo pueda interpretar fácilmente todo el conocimiento generando una mayor eficiencia a la hora de instalar operar y mantener en perfecto funcionamiento al mismo, principalmente al tener bajo su cargo la operación y mantenimiento del equipo instalado en las subestaciones requiere de un mayor conocimiento. Así como también realizar aportaciones para el personal bajo su mando ya que cotidianamente se encuentran con diversos problemas en el desempeño de sus labores y al no tener el conocimiento de un ingeniero se cometen errores que pueden causar problemas económicos, físicos y daños materiales. Por lo tanto se presenta una investigación detallada con conceptos susceptibles para analizar tanto el ingeniero como el técnico u operador. 5.2. Justificación practica. La necesidad del mantenimiento en los transformadores eléctricos, tanto en los de alta, media y baja tensión se multiplica en función de los daños que podría ocasionar su parada por avería, lo cual generaría elevados costos de su revisión. Esto debe efectuarse con la periodicidad establecida en su proyecto de instalación, adecuado en

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todo momento a las características de cada transformador tomando en cuenta su utilización, ubicación, etc. En esta investigación se utilizaron los procedimientos actuales y experiencias aprobadas en su estudio así aprovechando sus ventajas.

5.3. Justificación metodológica. Para lograr el cumplimiento de los objetivos se utilizo como instrumento la observación que ayudo a visualizar el como se lleva a cabo el mantenimiento, y gracias a ello se pudieron deducir las causas por las cuales ocurren fallas. Se hicieron entrevistas acerca del tema para entenderlo un poco más a fondo, para con esto saber hacia donde nos dirigimos en la investigación. Nunca existe un conocimiento nuevo porque día a día estos van cambiando, puede ser en porciones pequeñas, pero al fin de cuentas cambian, por ello siempre hay que estar al día con la tecnología para que la mañana siguiente no quedarse varado en la tecnología del pasado. Al conocer las diferentes técnicas de operación y mantenimiento del transformador, este trabajo puede ser factible para que el lector pueda asimilar las conclusiones ya que es una recopilación de procesos para determinar un mismo punto generando una idea principal.

6. Alcances o limitaciones de la investigación . El presente trabajo pretende utilizar información actual comparada con experiencias obtenidas en diversos trabajos relacionados en el tema. Generando un conocimiento propio y óptimo del mismo, serán propuestos los tipos de transformadores de distribución con capacidades de 25 hasta 1500 kVA y tensiones primarias de 13.2, 15, 25, 33 y 35 kV. También es una investigación basada en los transformadores más comúnmente utilizados en los últimos 10 años por las industrias mexicanas profundizando en la zona norte del país, asimilando también un posible cambio de tecnologías dependiendo la vanguardia, el estudio y su posible crecimiento tecnológico en el país. La duración de la investigación fue sometida a criterio del asesor para su evaluación pero se tuvo formulado realizar dos faces. 1. Duración semestral (tiempo en clase asignado por el asesor) 2. Duración secundaria (en dado caso que la investigación sea factible para ser publicada se tomaron en cuenta diversos aspectos para concluir el trabajo en tiempo extra destinado) En esta investigación se invirtió un aproximado de $ 4,000.00 M.N.

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7. Marco de Teórico. 7.1. Antecedentes. Los transformadores en general son esenciales en todo el mundo, pero en este caso nos enfocaremos a los transformadores de distribución. “El primer transformador fue, de hecho, construido por Faraday cuando realizó los experimentos en los que descubrió la inducción electromagnética. El aparato que usó fueron dos bobinas enrolladas una encima de la otra. Al variar la corriente que circulaba por una de ellas, cerrando o abriendo el interruptor, el flujo magnético a través de la otra bobina variaba y se inducía una corriente eléctrica en la segunda bobina. Pues bien, este dispositivo es precisamente un transformador”, “entre 1884 y 1885, los ingenieros húngaros Zipernowsky, Bláthy y Deri de la compañía Ganz crearon en Budapest elmodelo “ZBD” de transformador de corriente alterna, basado en un diseño de Gaulard y Gibbs (Gaulard y Gibbs sólo diseñaron un modelo de núcleo abierto) ”1; “el primer

sistema comercial de corriente alterna con fines de distribución de la energía eléctrica que usaba transformadores se puso en operación en 1886 en Great Barington, Massachusetts, en los Estados Unidos de América. ”2

7.1.1. Distribución. que la energía llega a los centros poblados, se debe hacer una transformación de la misma, de su potencia srcinal a los niveles de consumo de usuarios. Adicionalmente, luego de que se lleva la energía a un centro poblado, es necesario hacerla llegar a distintas ubicaciones en las cuales se hace uso, es decir, realizar las “Luego

acometidas hacia las casas, comercios, industrias, etc, en los cuales se utiliza diariamente. Esto se logra a través de redes de distribución, que se componen por redes aéreas y redes subterráneas, que a continuación explicamos brevemente.

7.1.1.1. Redes aéreas. Las redes aéreas consisten en distribuir la energía eléctrica a través de postes o tendidos eléctricos ubicados en postes con cierta altura, en los cuales se instalan equipos y accesorios que permiten el manejo y transporte de la energía a niveles inferiores a los de las redes de transmisión. Las redes de distribución suelen llevar energía de alta potencia y tensión, pero en ciertos puntos en los cuales se hacen las derivaciones hacia los usuarios, se le instala transformadores de energía que llevan la tensión y la potencia a niveles normales de uso (120V / 220V). De igual forma estas redes se basan en principios básicos de seguridad como son el aislamiento, seccionamiento y corte, que requiere que en cada tramo se utilicen equipos como aisladores, cortacircuitos, seccionadores, etc, facilitando y controlando el flujo de energía. Todos estos equipos y accesorios son instalados utilizando herrajes específicos.

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7.1.1.2. Redes subterráneas: El precepto básico es el mismo, hacer llegar la energía a los usuarios en niveles seguros. Pero en este caso las redes de distribución están instaladas en túneles bajo tierra, que permiten un mejor equilibrio ecológico y/o armónico con el ambiente. Este tipo de red de distribución es bastante exigente, ya que requiere de ciertas terminaciones y equipos determinados que habitualmente están bajo condiciones que no permiten una simple inspección. Una vez que la energía esta disponible a nivel de usuarios, hay que hacer las derivaciones que lleguen hasta un punto de control y medición del flujo de energía y que permitan individualizar según el cliente o usuario la utilización de energía, a fin de dar paso a la ultima área que es la Comercialización." “En tal equipo eléctrico, una bobina o un conjunto de bobinas se conecta directamente

a una alimentación de corriente alterna tal que la corriente y el flujo resultante cambian periódica y automáticamente en magnitud y dirección; entonces, cambia el flujo que eslabona a las bobinas y se induce un voltaje en la segunda bobina por la acción transformadora. Si no hay movimiento relativo entre las bobinas, la frecuencia del voltaje inducido en la segunda bobina es exactamente la misma que la frecuencia en la primera. Si ahora conectamos una carga eléctrica a la segunda bobina, la corriente circulara, por tanto, se transferirá energía de un circuito a otro por la acción transformadora, sin tener conexión eléctrica en los circuitos, por acción electromagnética. El dispositivo que más comúnmente emplea el principio de acción transformadora es el transformador estático, que puede definirse como: Un transformador es un dispositivo que: a) Transfiere energía eléctrica de un circuito a otro sin cambio de frecuencia. b) Lo hace bajo el principio de inducción electromagnética. c) Tiene circuitos eléctricos aislados entre si, que son eslabonados por un circuito magnético común.”3 “Hoy en día en que se requiere transportar grandes cantidades de flujo eléctrico desde

las fuentes de generación hasta los centros de consumo, no seria concebible sin el desarrollo de ciertos equipos eléctricos como es el caso de los transformadores. Conforme la demanda eléctrica iba en aumento, la industria eléctrica, también fue teniendo un mayor crecimiento; la dificultad de trasladar este tipo de energía de un lugar a otro, fue haciéndose mas evidente, pues en sus principios se generaba corriente directa a baja tensión en los centros de generación para llevar a cabo la transmisión de energía y reducirlos al llegar al centro de carga o de consumo. Para esto llego el transformador, el cual cambio el uso de corriente directa a corriente 10


alterna. Las grandes plantas de generación o estaciones centrales, generan energía en forma masiva, la cual es luego transmitida a subestaciones en puntos cercanos a los sitios donde será utilizada. La energía es distribuida desde dichas subestaciones hasta los usuarios. Para poder llevar la energía a los centros de consumo desde las fuentes de generación, es necesario el uso de cuando menos cuatro transformadores, los cuales tienen una función determinada.”4

su sistema de aislamiento, el cual esta formado a su vez por la combinación de diferentes materiales aislantes. Las características de un sistema de aislamiento son afectadas por la geometría de los electrodos, composición de los materiales dieléctricos y los gradientes de temperatura, por tanto, la selección de los materiales aislantes se requiere de una confirmación experimental; para que el sistema de aislamiento diseñado dé como resultado factores de seguridad, que sean satisfactorios para garantizar la confiabilidad del equipo o maquina. “La vida útil de estas maquinas eléctricas depende principalmente de

Los materiales usados como aislantes en un transformador son básicamente aceite y papel aislante, de altas características de rigidez dieléctrica; además, aunque en menor porción, se utilizan otros materiales como la madera, el vidrio, la porcelana, el silicón y el hexafluoruro de azufre. Uno de los criterios mas utilizados para clasificar los materiales aislantes es el que hace referencia a la temperatura máxima de funcionamiento continuo que puede alcanzar un material aislante determinado.”5

7.1.2. Clasificación de transformadores. Por su utilización. De acuerdo a la posición que ocupa dentro del sistema: Transformador para generador: Son transformadores de potencia que van conectados a la salida del generador. Proporcionan la energía a la línea de transmisión. Transformadores de subestación: Los transformadores de potencia que se conectan al final de la línea de transmisión para reducir la tensión a nivel de subestación. Transformadores de distribución: Reduce la tensión de sub transmisión a tensiones aplicables en zonas de consumo. Transformadores especiales: Son transformadores de potencia diseñados para aplicaciones no incluidas en los anteriores y que pueden ser; reguladoras de tensión, transformadores para rectificador, transformadores para horno de arco eléctrico, transformadores defasadores y muchos mas. Transformadores de instrumentos: Son transformadores de potencial y transformadores de corriente que son usados en la medición, en la protección y en el control. 11


Por la construcción o forma del núcleo. De acuerdo con la posición que existe entre la colocación de las bobinas y el núcleo, se conocen dos tipos: Núcleo acorazado. También llamado tipo “Shell”, es aquel en el cual el núcleo se

encuentra cubriendo los devanados de baja y alta tensión. Núcleo no acorazado. También conocido como tipo columna o “core”, es aquel el cual las bobinas abarcan una parte considerable del circuito magnético.

Figura 7.1.- Núcleo

Fi ura 7.2.- Núcleo ti o columnas.

Fi ura 7 .3.- Formas del núcleo del

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Fi ura 7 .4.- Formas constructivas del núcleo. En función de las condiciones de servicio:  

Para uso interior. Para uso a la intemperie.

En función de los lugares de instalación:    

Tipo poste. Tipo subestación. Tipo pedestal. Tipo bóveda o sumergida.

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Transformadores.

Fi ura 7.5.- Transformador trifásico ti o subestación de distribución.

Figura 7.6.- Transformador trifásico de gran potencia. 7.1.3. Breve descripción de la construcción del transformador. Un transformador consta de numerosas partes; las principales son las siguientes: A. Núcleo magnético. B. Bobinado primario, secundario, terciario, etc. 14


Las partes auxiliares son: a. b. c. d. e. A.

Tanque, recipiente o cubierta. Boquillas terminales. Medio refrigerante. Conmutadores y auxiliares. Indicadores. El núcleo constituye el circuito magnético que transfiere energía de un circuito a otro y su función principal es la de conducir el flujo activo.

B. Los bobinados constituyen los circuitos de alimentación y carga; pueden ser de una, dos o tres fases, y por la corriente y numero de espiras, pueden ser de alambre delgado, grueso o de barra.

Fi ura 7 .7.- Ti os de embobinado.

Figura 7.8 y 7.9.- Base para embobinado y transformador tipo

Fi ura 7.10.- Transformadores ti o acorazado

15


Fi ura 7.11.

Fi ura 7.12.

Figura 7.13.

Fi ura 7.14.

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a. Tanque. El tanque o recipiente es un elemento indispensable en aquellos transformadores cuyo medio de refrigeración no es el aire, sin embargo pueden prescindirse de el en casos especiales.

Figura 7.15. b. Boquilla. La boquilla permite el paso de la corriente a través del transformador y evita que haya un escape indebido de corriente y con la protección contra flameo.

Figura 7.16.- Boquilla de transformador con papel impregnado de 17


c. Medio refrigerante. Debe ser buen conductor de calor; puede ser líquido, sólido o semisólido. d. Conmutadores y auxiliares. Son órganos destinados a cambiar la relación de voltaje de entrada y salida, con objeto de regular el potencial de un sistema a la transferencia de energía activa o reactiva entre los sistemas interconectados.

Figura 7.17.- Detalles del ensamble de un transformador trifásico. e. Indicadores. Son aparatos que nos señalan el estado del transformador.

Figura 7.18.

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Figura 7.19.- Detalle de introducción del transformador al tanque. 7.1.4. Refrigeración o enfriamiento de t ransformadores. En la auto refrigeración de transformadores, la evacuación de calor producido se efectúa por radiación y convección naturales. Por su sencillez, es el sistema mas generalizado y se emplea en transformadores hasta potencias de 30MVA. Los transformadores de muy pequeñas potencias se montan directamente al aire, sin caja protectora y sin aceite.

Figura 7.20.- Enfriamiento del núcleo y bobina por circulación de aceite (tipo OA).

Figura 7.21.- Tipo OA. Es un transformador sumergido en aceite con enfriamiento natural.

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Figura 7.22.- Tipo OW. Sumergido en aceite, con enfriamiento por agua. Para potencias superiores a los 20 MVA, ya resulta difícil montar en el contorno de la cuba o tanque los suficientes radiadores para disparar de forma natural el calor producido por las perdidas de energía. En estos casos, es de empleo general el soplado de los radiadores mediante ventiladores adosados, que envía el aire refrigerante a través de dichos radiadores. 7.1.5. Transformadores con circulación forzada de aceite. Esto se aplica en transformadores de potencias muy elevadas. La circulación forzada favorece la evacuación del calor, puede reducir las dimensiones generales del transformador, lo que resulta una ventaja para su transporte, instalación y espacio ocupado.

delaceite. núcleo y bobinas por circulación Figura 7.23.- Enfriamientode Transformadores con circulación forzada de aceite y aire. La capacidad de refrigeración es de 75 a 100 k W por ventilador, por lo tanto, el numero de elementos refrigerantes que se ha de instalar, es función de las pérdidas y depende de la potencia del transformador. 20


Figura 7.24.- Tipo OA/FA. Sumergido en aceite con enfriamiento a base de aire forzado. Transformadores con circulación forzada de aceite y agua. Este tipo de refrigeración presenta ventajas en lo que se refiere a costo de adquisición y peso por unidad de potencia. Este sistema puede emplearse ya en forma rentable, para potencias superiores a 6 MVA. En algunas centrales eléctricas subterráneas, este es el único sistema de refrigeración que puede aplicarse.

Figura 7.25.- tipos de enfriamiento de transformadores que toman como referencia al ti o OA.

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7.1.6. Fallas en transformadores. Tomamos como referencia las siguientes fallas que se presentan en transformadores de potencia. Los transformadores de potencia, como parte de los sistemas eléctricos, se encuentran dispuestos a distintos tipos de fallas, estos tipos y las causas mas frecuentes que las producen se indican en la siguiente tabla.

Estas fallas se pueden agrupar: I. II.

Fallas internas. Fallas externas.

Las fallas internas pueden ser sub-divididas en dos grupos: a) Fallas incipientes. b) Fallas eléctricas. a) Fallas incipientes. Estas en su etapa inicial no son severas, pero pueden dar lugar a fallas mayores si no son liberadas lo más rápido posible. Dentro de esta categoría, se pueden presentar las siguientes:    

Falla de aislamiento en los tornillos de sujeción de las laminaciones de los núcleos y del aislamiento que lo recubre. Puntos calientes por conexión de alta resistencia o conexiones defectuosas en las bobinas. Arcos eléctricos entre los devanados y el núcleo o al tanque, debido a sobre-tenciones por descargas atmosféricas. Fallas en el sistema de enfriamiento, como puede ser nivel bajo de aceite, o bien obstrucción del flujo de aceite. 22


b) Fallas eléctricas. Las fallas mas severas son las siguientes:  Fallas en los contactos de los cambiadores de derivación que produce puntos calientes, o bien, cortocircuito entre derivaciones.  Arqueo entre un devanado y el núcleo o tanque, debido a sobretensiones causadas por descargas atmosféricas, fallas externas o maniobras en el switcheo en el sistema.  Arqueo entre devanados o entre espiras contiguas de capas diferentes de un mismo devanado, debido a la misma causa anterior o por movimiento de los devanados bajo la acción de fuerzas electromagnéticas durante cortocircuito externo. Las fallas externas son fallas que se presentan de las terminales del transformador hacia el sistema, pudiendo ser las siguientes: a). Sobre-corrientes, debidas a sobre-recargas o corto circuitos. b). sobre-tensiones. Las sobrecargas, si se presentan excesivamente producen deterioros en los aislamientos y fallas subsecuentes, por lo que es necesario tener indicadores de temperatura con alarma, para que indiquen cuando los niveles se estén excediendo. Los cortocircuitos están limitados por la impedancia, un valor pequeño de esta, puede ocasionar que la corriente de cortocircuito resulte excesiva, produciendo esfuerzos mecánicos srcinando desplazamiento en las bobinas o fallas en las conexiones. Las sobretensiones a que puede estar sometido un transformador son ocasionadas por descargas atmosféricas. En estos casos, las sobretensiones que se presentan son mayores cuando hay rencendido intermitente del arco dentro de un interruptor, alcanzándose valores hasta el orden de seis veces el valor de cresta del voltaje nominal, dependiendo de las características del sistema. Todos los transformadores requieren de cierto mantenimiento, pero los transformadores que son operados en áreas donde se tiene atmosferas corrosivas y polvos eléctricamente conductivos, requieren de frecuentes inspecciones. La humedad, la elevación de temperatura y los ambientes corrosivos y contaminados, son los primeros enemigos que pueden afectar a un transformador. Aun los transformadores de tipo seco que están herméticamente sellados, requieren de inspecciones frecuentes. Los registros para el mantenimiento de un transformado, se inician cuando el transformador es instalado. Los datos concernientes con la operación del aparato se deben registrar cuando el transformador se pone en servicio y opera normalmente. 23


Esto podría incluir: el voltaje presente, los KVA entregados a la carga y las lecturas de temperatura apropiadas para el tipo de enfriamiento del transformador. Se puede incluir otra información de algunas pruebas de puesta en servicio, tales como: alto potencial, rigidez dieléctrica del aceite. Esta información sirve como base para comparar los datos obtenidos durante la rutina de mantenimiento y para determinar cambios en las condiciones que pueden llevar a daños en el transformador. Es útil también para localizar las fallas en el sistema cuando éstas ocurren. Cuando unatancompañía lleva un se buen registro de las el fallas, este puede proveer una guíao sobre que frecuentemente debe programar mantenimiento. Esto refuerza apoya a las recomendaciones de los fabricantes, sobre cuando comenzar con el mantenimiento de las distintas partes o componentes que deben ser considerados.

Figura 7.26.- Vista de un transformador de potencia y alta tensión. 7.1.7. Operación de un Transformador de Distribución. Se parte desde luego que para considerar operable con seguridad un transformador dentro de su capacidad deberá cerciorarse de lo siguiente: a) Que los auxiliares para enfriamiento forzado de aceite, ventiladores y motores de las bombas de aceite operan satisfactoriamente. Esto es recomendable asegurarlo mediante un mantenimiento preventivo regular que incluya su sistema de control y arrancadores; una vigilancia rutinaria en subestaciones atendidas y no atendidas. En este caso la pérdida de un enfriador por falla disminuirá la capacidad del 24


transformador en el porcentaje que determine el fabricante del equipo. b) Que los enfriadores y radiadores se encuentren razonablemente limpios y sus ductos por donde circula el aire libre de obstrucciones. Esto se deberá de asegurar mediante limpieza periódica. c) Que sus instrumentos indicadores de temperatura aceite y devanados estén bien calibrados. Que sus alarmas de alta temperatura funcionen adecuadamente, por lo que deberán probarse durante la puesta a servicio y en las revisiones de bianuales del transformador. d) Que sus conexiones y cables de conexión sean apropiados para la máxima capacidad que en un momento se pueda transmitir el transformador; se encuentren apretadas y con buen contacto. e) Que sus demás instrumentos de indicación de nivel y protecciones estén conectadas y debidamente verificadas.

Figura 7.27.- Transformador trifásico tipo subestación de distribución. Considerando que se cumple lo anterior se aclara que las recomendaciones siguientes son aplicables únicamente a transformadores inmersos en aceite con aislamiento. Deberá partir del hecho que ninguna carga superior a la capacidad nominal de un transformador deberá aplicarse sin hacer un estudio de completo de otras limitaciones prácticas que pueden estar involucradas; un como son la expansión del aceite, presión en unidades selladas, capacidad de boquillas, conectores conexiones soldadas, transformadores de corriente, capacidad de interruptores, cables y cuchillas. Estos pueden incluir un límite práctico para la disponibilidad de transmisión. La capacidad real que puede transmitir en un momento dado en servicio sin deterioro de su aislamiento puede ser un poco más o un poco menos de su capacidad nominal 25


dependiendo de la temperatura ambiente y de las condiciones previas.

7.1.7.1. Condiciones Básicas de Carga: La vida esperada de un transformador se fija bajo las condiciones siguientes: carga continúa a su capacidad y voltajes nominales, temperatura ambiente promedio de 30°C. Para transformadores con enfriamiento de agua la temperatura ambiental será de 30°C como máximo y mínimo 25°C en promedio. Para los transformadores considera la máxima temperatura de cobre como 95°C sin embargo con la experiencia ha demostrado que el límite máximo es de 5°C. Las recomendaciones dadas se basan en que la vida esperada del aislamiento del transformador es afectada por la temperatura de operación y la duración de la sobrecarga. La elevación de temperatura específica por el fabricante define la capacidad nominal del transformador y se basa en que: a) La vida del aislamiento es afectada por la temperatura de operación. b) La temperatura de operación se ve afectada por la temperatura ambiente. Operación de Sobrecarga con Vida normal Esperada del Transformador. Los transformadores pueden ser sobrecargados por un periodo de tiempo en tanto la temperatura del devanado no sea mayor de 105°C. Existen grandes variaciones de temperatura propia del aceite del transformador en la parte superior del tanque. Por esto la temperatura del aceite solo nos sirve como guía de la capacidad que puede llevar el transformador. La curva típica de demanda de cualquier transformador muestra dos picos cada 24 horas. Estos picos pueden representar sobrecarga del transformador por periodos relativamente cortos.

Figura 7.28.- Enfriamiento del núcleo y bobinas por circulación de aceite. 7.1.7.2.Sobrecargas con un Sacrificio de Vida Moderado. Auto-enfriado. Enfriado con Agua. Con aire forzado (para 133% o menos de los kva en OA). Con aire forzado (para 133% o más de los kva en OA).

26


Con aceite o aire forzado. En dos alternativas: para sobrecargas que siguen de operar al 50% de la carga y para sobre cargas que siguen después de operar a 100%. El usuario puede seleccionar la temperatura máxima del cobre en sobrecargas y la duración que sucedan después de operar al 50% y 100% de su capacidad nominal y para esto determinar el porciento de pérdida de vida en tal sobrecarga. O puede determinar la sobrecarga para un porcentaje seleccionado de pérdida de vida. Se considera que para condiciones de emergencia una pérdida de vida del 1% por año es razonable. Por consiguiente esta operación no debe considerarse normal o programarse tal que se sume más de 1% de pérdida de vida en un año. Se recomienda solo para condiciones de extrema emergencia tales como el disparo de otro banco en paralelo y solo durante el tiempo que se para reducir la carga o cuando existan disturbios graves en la red. La temperatura del aceite de la parte superior del tanque, cuando se conoce es un buen criterio de las condiciones al inicio para una carga dada, que las condiciones previas de carga, porque el aceite puede no haber alcanzado su máxima temperatura de la carga anterior.

7.1.7.3. Operación del transformador en vacío. Cuando el transformador no tiene carga conectada en su devanado secundario, la corriente en el devanado primario debe ser justamente necesaria para establecer el flujo magnético requerido para la acción transformadora y para alimentar las perdidas en el núcleo por histéresis y corrientes circulantes. vacío, nominal llamada también corriente de excitación, puede variar entre el Esta 1% ycorriente 2% de la de corriente para transformadores de potencia grandes y puede llegar tan alto como el 6% de la corriente nominal en los transformadores de distribución pequeños.

7.1.7.4. Variación de Voltaje y Frecuencia. Cuando el voltaje y/o la frecuencia varían del valor del régimen, el transformador puede operarse como siguiente: a) El transformador puede operarse continuamente a su potencia nominal o menor con un voltaje 5% más alto que el voltaje de régimen sobre el lado primario. b) El transformador puede operarse continuamente en vacío con un voltaje 10% mayor que el voltaje de régimen. c) El transformador puede operarse normalmente con una variación de frecuencia de más o menos 5%. d) Cuando el voltaje y frecuencia varían simultáneamente, la suma de cada variación deberá estar dentro de más o menos el 5% considerándose el aumento de voltaje y el decremento de frecuencia como positivo.

7.1.7.5. Condiciones de Sobre-excitación. En los transformadores de potencia existe el riesgo de sufrir una corriente de excitación excesiva que provoque un calentamiento elevado en el núcleo. 27


Esta situación se puede presentar por dos condiciones. a) Que la tensión de alimentación sea tan grande que provoque la saturación de núcleo. b) Que la tensión de alimentación sea normal en magnitud pero de una frecuencia baja. El primer caso puede suceder por condiciones anormales de la red el segundo por disparo de un generador de la red y que se puede excitado durante su pérdida de velocidad afectando a sus transformadores de maquinas y de auxiliares. Ambos casos deben ser previstos mediante protecciones para evitar daños al transformador. Un transformador de acuerdo a normas debe ser capaz de soportar: a) 105% del voltaje nominal secundario mientras envía su capacidad nominal de KVA a factor de potencia mayor o igual a 0.8. b) 110% del voltaje nominal secundario en vacío. Los límites se aplican a voltaje nominal y potencia normal de cualquier derivación pero a frecuencia nominal. Una medida común usada para evaluar el flujo en el núcleo es la excitación por unidad definida como en voltaje en p.u. entre frecuencia en p.u. o generalmente se considera los volts/hertz cuando un voltaje aplicado a un transformador tiene una frecuenciadel distinta a la nominal debemos cuidar que se mantengan los limites de volts/hertz transformador. El efecto principal de la sobre-excitación es la degradación térmica es el aislamiento, una severa sobre-excitación puede provocar una falla.

7.2. Tipos de Mantenimiento a Transformadores: Los Transformadores están expuestos a fallas, cuya ocurrencia y probabilidad depende en parte de las condiciones de sus aislamientos, los cuales son afectados por diversos factores, como son: diseño, fabricación, transporte, montaje, puesta en servicio, mantenimiento, operación y causas externas. Aun en condiciones optimas, los aislamientos tienen una vida finita por srcen organico de los materiales que los constituyen. Los tipos de mantenimiento son: a) Predictivo ó diagnostico. b) Preventivo. c) Correctivo El mantenimiento Predictivo o diagnostico se divide en tres pasos: 1. Inspección física tales como: fugas, porcelanas de boquillas rotas, suciedad, 28


contaminación, etc. 2. Pruebas eléctricas con transformador energizado tales como: prueba de aceite en campo y laboratorio, detección de puntos calientes, etc. 3. Pruebas eléctricas con transformador desenergizado tales como: aislamiento a devanados, boquillas, aceite y operación en general. La periodicidad para este mantenimiento se basara de acuerdo a: recomendaciones del fabricante, sobre voltajes, numero de fallas de corto circuito por alimentadores y sobre cargas. En el mantenimiento preventivo, prácticamente son las acciones que se toman al analizar los resultados obtenidos en el mantenimiento predictivo, como bien pudiera ser: secado al transformador, recirculación del aceite a través de una desgasificadora, cambio de boquillas, revisión y mantenimiento al cambiador de derivaciones, etc. Para evitar que el equipo falle o se envejezca más rápidamente, acortándose con ello su vida útil. El mantenimiento correctivo, es donde se tiene que efectuar reparaciones, sustitución o reparación de partes dañadas, y necesariamente con equipo dessernegizado. Generalmente estas reparaciones pueden ser menores ó mayores, dependiendo la magnitud del daño. Pruebas: Las pruebas normalizadas que se aplican a los transformadores para vigilar su comportamiento y condiciones de operación son: 1. Prueba de Resistencia de Aislamiento. 2. Prueba de Factor de Potencia de Aislamiento. 3. Pruebas de Aceite Aislante. De Factor de Potencia, Resistividad, Rigidez dieléctrica. Control de Laboratorio incluyendo cromatografía. 4. Pruebas de Corriente de Excitación. 5. Pruebas de Relación de Transformación y Polaridad (T.T.R.). 6. Resistencia Óhmica de Devanados. Prueba de resistencia de aislamiento de los devanados. Esta prueba tiene como finalidad verificar el estado y comportamiento de los aislamientos durante su vida en operación o su puesta en servicio. La instrucción de realizarla y el registro de resultado así como preparación del equipo se encuentran en el procedimiento. Prueba de Factor de Potencia. Esta tiene como finalidad verificar el estado y comportamiento de los aislamientos, su degradación, contaminación y envejecimiento. La instrucción de realizar y registro de acuerdo de resultado así como la preparación del equipo se encuentran en el procedimiento. Pruebas de Aceite Aislante. Esta prueba tiene como finalidad verificar su estado, 29


degradación, contaminación y envejecimiento. Además de las pruebas de MEGGER se deberán realizar las pruebas de Cromatografía y Análisis físico-químico. Pruebas de Corriente de Excitación. Esta prueba tiene como finalidad detectar fallas incipientes tales como pérdida parcial de aislamiento entre espiras, núcleo desplazado, laminación floja, falsos contactos y desplazamientos de bobinas, esta prueba deberá realizarse por el método directo cruzado en todo los TAP´S. Pruebas de Relación de Transformación y Polaridad (T.T.R.). Esta prueba tiene como finalidad verificar la relación de transformación, polarida y coto circuito entre espiras de los devanados y falsos contactos. Resistencia Óhmica de Devanados. Esta prueba tiene como fin verificar la resistencia óhmica de los devanados. Con su aplicación se encuentran los falsos contactos y espiras en corto circuito al compararse con los datos anteriores, en caso de no tenerlos considerar como iníciales.

7.3. Normas y Leyes a seguir para el manejo de transformadores. ANSI. (American National Standard Institute). C57.12.00 Requisitos generales para la distribución, potencia y la regulación de transformadores. C57.12.00 a, b Corto circuito termal y suplemento requisito de ANSI C57.12.00. C57.12.10 Requerimientos para transformadores de 230000 voltios, y por debajo de 833/958 a través de 83333/10417 kVA, monofásicos y 750/862 por 60000/80000/100000 kVA, trifásico. C57.12.90 Código de ensayo para la distribución, transformadores de potencia y de regulación. C57.13 Requerimientos para transformadores de medida. C62.1 Pararrayos y el código de prueba para bujes aparatos al aire libre. C76.2 Eléctricos requisitos dimensionales y afines para los bujes aparatos al aire libre. NMX-J-351. Transformadores de distribución y potencia tipo seco. NMX-J-169. Métodos de prueba para transformadores de distribución y potencia. NMX-J-409. Guía de carga para transformadores de distribución y de potencia  







  

 



  

 

sumergidos en aceite. NOM-008-SCFI. Sistema general de unidades medidas. NOM-001-SEDE. Instalaciones eléctricas. NOM-024-SCFI. Información general para empaques, instructivos y garantías de los productos electrónicos, eléctricos y electrodomésticos. NOM-002-SEDE-1999. NOM-133-SEMARNAT -2000. 30


Secretaría de Energía Norma Oficial Mexicana NOM-002-SEDE-1999, Requisitos de seguridad y eficiencia energética para transformadores de distribución. NMX-J-116-ANCE Productos eléctricos-Transformadores-Transformadores distribución tipo poste y tipo subestación-Especificaciones.

de

NMX-J-169-ANCE Productos eléctricos. Transformadores y autotransformadores de distribución y potencia. Métodos de prueba.

5.1.2 Condiciones del líquido aislante. El líquido aislante utilizado en los transformadores objeto de esta Norma debe cumplir con lo siguiente: No tóxico. Biodegradable. Adecuarse a la normativa mexicana vigente relativa a los bifenilos policlorados (BPC). 





5.1.3 Preservación del líquido aislante (Hermeticidad). El transformador debe ser construido con un tanque hermético con objeto de preservar el líquido aislante. Esta condición debe determinarse con el método de prueba establecido en el inciso 6.1 de la presente Norma. NMX-J-287-ANCE-1998 Productos eléctricos-Transformadores de distribución tipo sumergible, monofásicos y trifásicos para distribución subterránea-Especificaciones. NMX-J-285-ANCE-1996 Productos eléctricos-Transformadores de distribución tipo pedestal, monofásicos y trifásicos para distribución subterránea-Especificaciones.

Norma Oficial Mexicana NOM-133-ECOL-2000, Protección ambiental-Bifenilos policlorados (BPC´s)-Especificaciones de manejo. 6.7. Los transformadores en operación fabricados con BPC´s deben inspeccionarse cada tres meses para detección de fugas, goteos, filtraciones o derrames de fluidos. En caso de detectarse algún derrame, se deberá dar aviso inmediato de los hechos y las acciones a la secretaria y deberá ser ratificada por escrito dentro de los tres días siguientes al día en que ocurran los hechos con base a lo establecido en el artículo 42 del Reglamento de la Ley en Materia de Residuos Peligrosos. En caso necesario se reprogramara la desincorporación de ese equipo tomando las medidas de seguridad necesarias para las actividades de limpieza correspondientes que eviten la contaminación de la instalación.

31


8. Hipótesis En muchos casos no existen manuales que contengan la información clara acerca de la operación y el mantenimiento de un transformador de distribución, por lo tanto no se identifican las causas que provocan fallas en el mismo. Comúnmente tampoco se cuenta con un sistema optimo para las mediciones de su comportamiento, por lo tanto hay errores que el usuario comete ya que no planea ni cuenta con medios para medir,noesto conlleva a la horapaso de a realizar el mantenimiento al transformador se cuenta con aunque seguimiento paso para efectuarlo de forma correcta. La mayoría de las veces el operador comete errores al no conocer los instrumentos de medición ni mucho menos la operación del transformador. El problema principal es que ya instalado el transformador no se realiza el mantenimiento hasta presentar fallas ya que no se cuenta con una bitácora del comportamiento ni se planea un mantenimiento previo. Para ello esta investigación buscó presentarle al lector diferentes métodos y procedimientos que ayuden a facilitar el proceso de operación y mantenimiento presentando resúmenes o citas de manuales, investigaciones así como también apoyándonos en diversos libros de operación. Mientras que en mantenimiento se realizo un seguimiento paso a paso y diferentes pruebas (MEGGER, TTR, pruebas de aceite, transformador en corto circuito y circuito abierto) para analizar su comportamiento y su funcionamiento.

8.1. Variables independientes. Experiencias y manuales. Al no tener conocimiento o experiencias previas difícilmente se identifico los problemas que presenta el transformador.

8.2. Variable dependiente. Buena operación y mantenimiento constante al trasformador. Cuanto tiempo de vida sele reduce al transformador al no realizarle mantenimiento previo. Leyes, normas, medio ambiente, economía y 8.3.temporadas Variables del intervinientes. año. Al operar el transformador y dar mantenimiento es necesario conocer las leyes para distribuir energía tanto enforna económica como también en forma ambiental. Tener presente la variable de la temporada del año para no afectar ni excedernos en el uso de la energía, costos al seleccionarlo.

32


9. Diseño del estudio. 9.1. Selección de métodos. Se llevo a cabo un estudio experimental en el cual influyen dos cuestiones, la operación y el mantenimiento a transformadores eléctricos de distribución. Se analizo cada cuestión con ayuda de personal experto o capacitado, porque de esta forma, con el paso de la investigación se fue creando un manual o guía, que incluye factores principales y de vital importancia en la realización de la operación y mantenimiento. Se algunoslastipos de transformadores distribución porque, conseleccionaron estos, se verificaron diferencias y semejanzaseléctricos entre unode y otro, esto de acuerdo a las formas de operación y al tipo de mantenimiento que se les realiza.

9.2. Técnicas. 1. En primer lugar se identificaron los tipos de transformadores eléctricos de distribución objeto de estudio que se llevaron a cabo en la investigación. 2. Una vez detectados los transformadores, se prosiguió a la selección de uno de ellos poniéndolo en funcionamiento para primeramente analizar su operación, a lo cual conllevo también verificar posibles fallas al momento de estar operando. 3. Habiendo terminado con el análisis operario, se continúo con el análisis del mantenimiento, en el cual conlleva también los posibles peligros que existen al estar efectuando el mismo. 4. Es considerarpor quelohay responsabilidad manejar este tipo de importante maquinas eléctricas, queuna la gran investigación se hizo alcon gran seriedad, respetando las precauciones para que no se presentaran accidentes.

9.3. Población. Los transformadores eléctricos de distribución de acuerdo a las limitaciones, los cuales están comprendidos entre las capacidades de 25 a 1500 KVA y tensiones primarias de 13.2, 15, 25, 33 y 35 kV. 9.4. Instrumentos.  Medidor de aceite dieléctrico. (Incluido en el transformador)  Medidor de voltaje.  Medidor de corriente.  Medidor de temperatura. (Incluido en el Transformador)  Inspección de fugas de aceite.  Pruebas de rigidez dieléctrica.  Prueba de MEGGER.  Prueba de TTR.  Análisis al aceite dieléctrico.

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10. Recopilación y procesamiento de la información, planeación. Para los datos que se obtuvieron en la investigación de acuerdo al tema “Operación y Mantenimiento de Transformadores Eléctricos de Distri bución”, fueron

principalmente el Megger, el cual es una herramienta sofisticada que sirvió para medir la resistencia de aislamiento; el TTR, con el cual se realizaron las pruebas de relación de transformación en los taps; medidores de temperatura y de nivel de aceite, estos generalmente vienen incluidos en el transformador, y medidores de voltaje y corriente. Para el entendimiento de estos datos se acudió con personas expertas en el tema (ingenieros), las cuales nos ofrecieran información acerca de estas herramientas de medición así como también se acudió a libros los cuales ayudaron para la interpretación y confirmación de lo dicho por estas personas. Al llevar a cabo la investigación en el campo, se utilizo como método la observación, por el hecho que se manejaron maquinas eléctricas de gran voltaje como lo son los transformadores y para protección se acudió a expertos los cuales explicaron el procedimiento que ellos llevaban a cabo en el manejo de estos, y para ello se hizo una invitación a una subestación; después se acudió a libros para corroborar lo observado. Se utilizaron dos transformadores de distintos valores de KVA, uno en funcionamiento y otro que no se ha puesto en operación pero que esta ubicado en una subestación, esto entre para uno comparar aceite dieléctrico y otro. valores en la medición y para saber el estado del En este caso para procesar los datos se utilizaron tablas las cuales se obtuvieron gracias un Ingeniero entrevistado que nos facilito el formato y nos hizo una breve explicación de esta y para la corroboración se acudió a libros, así como también se utilizaron graficas para la interpretación de estas. Para recolectar los datos de las mediciones se utilizo la siguiente tabla, para la cual se utiliza el instrumento de medición TTR para la relación de transformación en cada TAP. TAP

FASE A

FASE B

FASE C

NOMINAL

VOLTAJE

LIMITES Max. Min. +0.5% -0.5%

1 2 3 4 5

Tabla 10.1.- Demostración del formato. 34


El siguiente formato se utiliza para el análisis del aceite dieléctrico, en este se mencionan las distintas pruebas que se le realiza. Tipo de prueba. Rigidez dieléctrica. Rigidez dieléctrica. Resistividad. Factor de potencia. Tensión interfacial.

ASTM

Limite

Resultado

Unidad

Anterior

Acidez. Color. Apariencia.

Tabla 10.2.- Demostración del formato.

35


11. Cronograma de actividades.

Tabla 11.1. 36


12. Presupuesto de la investigación. Este presupuesto fue basado en los alcances como alumno y enfocado solamente en los gastos del proyecto. Por tal motivo no hay honorarios o ganancias para el equipo ya que solo son los gastos con los que se presento el trabajo. Este presupuesto simula un trabajo profesional de mantenimiento en cantidades reales tomando en cuenta los gastos generados para el trabajo de investigación. ..\3.5.-Material\Presupuesto..xlsx

Nota: El presupuesto del proyecto se encuentra ubicado en un archivo Excel. Dar “Ctrl+clic” en el vínculo.

Tabla 12.1.- Presupuesto.

37


13. Operación y Mantenimiento a Transformadores Eléctricos 13.1. Principio de Operación a Transformador. Se realizo la práctica de mediciones en primario y en secundario a un trasformador utilizando un transformador, dos multímetros y una fuente de 220 VCA. Primero empezamos por el chequeo de continuidad en el transformador el cual encontramos en los componentes A A’ del devanado primario, después conectamos a

estos la fuente de alimentación que es de 226 VCA de acuerdo a la lectura del multímetro digital.

Figura 13.1.- Medición de voltaje en el secundario. Enseguida al tener ya la fuente de 226 VCA conectada a los edvanados A A’ primarios, se hizo una serie de mediciones a los devanados primarios restantes y consiguientes a los devanados secundarios, a lo que se obtuvo las siguientes lecturas: Primario

Voltaje (C.A.)

Secundario

Voltaje (C.A.)

A A’ (Fuente de

226

A A’

68

C C’

157

C C’

47.2

B B’

66.7

B B’

20

alimentación)

Tabla 13.1. Primario

Voltaje (C.A.)

Secundario

Voltaje (C.A.)

B B’ (Fuente de

226

B B’

67.1

A A’

66

A A’

19.9

C C’

158.9

C C’

47.4

alimentación)

Tabla 13.2. 38


Primario

Voltaje (C.A.)

Secundario

Voltaje (C.A.)

C C’(Fuente de

226

C C’

68

A A’

112.5

A A’

33.7

B B’

113.3

B B’

34

alimentación)

Tabla 13.3. Para finalizar se hizo una serie de conexiones, la fuente de alimentación se conecto en el primario y de ahí se “puenteo” (conecto) al secundario para sacar los siguientes valores de voltajes obtenidos con el multímetro: Primario

Puenteo

Voltaje (A.C.)

A A’ (Fuente

de alimentación)

A’ prim. con A sec.

294.5

Los valores se sumaron (observe la tabla 1).

A A’ (Fuente de

A’ prim. con A’ sec.

158.4

Los valores se restaron (observe la tabla 1).

alimentación)

Observación

Tabla 13.4. Primario B B’ (Fuente de

Puenteo

Voltaje (A.C.)

B’ prim. con B’ sec.

158


B’ prim. con B sec.

295


alimentación) B B’ (Fuente de

Observación

alimentación)

Tabla 13.5. Primario C C’ (Fuente de

Puenteo

Voltaje (A.C.)

C’ prim. con C sec.

294


C’ prim. con C´ sec.

158


alimentación) C C’ (Fuente de

Observación

alimentación)

Tabla 13.6. 39


Conclusiones. Esta práctica se llevo a cabo de manera satisfactoria, no hubo complicaciones y se pudieron sacar las mediciones de los voltajes sin ningún problema, lo que se logro captar en esta práctica es que al sacar las mediciones de voltaje notamos que variaban al medir tanto en el devanado primario como en el secundario, al realizar esta practica se empezó a familiarizarnos con el transformador, pero poco a poco se fue conociendo mas de este.

40


13.2. Medición de resistencia en devanados del transformador y reacciones de voltaje. Se realizo la práctica para Determinar los valores de resistencia de los devanados de transformadores mediante el método de voltaje aplicado. Se utilizo un transformador trifásico, un reóstato 500homs, tres multímetros y un analizador trifásico. Esta práctica tuvo el fin de mostrar la importancia que tiene la medición de resistencia de bobinado de transformadores con fines de: 1. Cálculos del componente I²R en pérdidas del conductor. 2. Cálculo de temperatura de Bobinado al finalizar un ciclo de prueba de temperatura. 3. Como base para asesorar posible daño en el campo. Procedimiento.

Figura 13.2.- Conexión de resistencias en

Figura 13.3.- conexión de transformador en relación de 1 a 1.

41


Figura 13.4.- Medición de corriente. 13.2.1. Resultados. Voltajes en primarios y secundarios.

V1 V2 V3

230v 230v 220v Tabla 13.7. Transformador monofásico.

secundario

162hms

primario

158.7hms Tabla 13.8. Primera medición.

Amp. .2

Primario 201.5

secundario 205

Tabla 13.9.

Segunda medición.

Amp. .23

Primario

secundario

205.3

205

Tabla 13.10.

42


Tercera medición.

Amp. .21

Primario 211.4

secundario 216

Tabla 13.11.

Cuarta medición.

Amp. .24

Primario 213.4

secundario 218.5

Tabla 13.12.

Quinta medición.

Amp. 2.27

Primario 221

secundario 226

Tabla 13.13.

Sexta medición.

Amp. .29

Primario 226

secundario 230

Tabla 13.14. Transformador trifásico. Mediaciones 50.

A 28v 57.6v 86.6v .32A

B 28.8v 59.1v 88.5v .11A

C 28.8v 57.9v 87.8v .21ª

Tabla 13.15.

43


115.47V

A 115V 70.1V 1.5A

B 116V 70.3V .57A

C 116V 70V .55ª

Tabla 13.16. Conclusiones. El regulador de corriente incrementó la velocidad y la exactitud de las lecturas esta prueba nos mostro que el transformador con resistencia funciona correctamente.

44


13.3. Pruebas de corto circuito y circuito abierto. Esta práctica se realizó para mostrar la correcta operación (funcionamiento) realizando dos pruebas corto circuito y circuito abierto. Para llevarla acabo se utilizo un transformador trifásico un amperímetro de gancho, AMPROBE DM-II PRO DATA Logger Recoder y regulador de corriente. Transformador monofásico. La práctica se realizó en dos partes, la primera parte fue realizada con un transformador monofásico y la segunda parte consistió en realizar la práctica con un transformador trifásico.

Transformador Monofásico. Prueba de circuito abierto.

Figura 13.5.- Medición de Potencia real en prueba de circuito abierto. Se utilizo un wattmetro el cual tiene un espejo justamente en la parte de atrás de la aguja y esta ubicado a lo largo de la escala del mismo, este espejo sirve para evitar el paralaje, esto se refiere a que si al momento de hacer la medición la aguja no se ve en el espejo, significa que se esta haciendo una correcta medición, pero si de lo contrario la aguja se ve a través del espejo, esto significa que se esta llevando a cabo una medición incorrecta.

45


Figura 13.6.- Diagrama de conexión del Wattmetro. 13.3.1. Resultados. El voltímetro se conecta a la salida del transformador. Vs= 243 v AC Vp= 234v AC Lectura del wattmetro P= 3 (x10) W Lectura del amperímetro I= 0.37 A Prueba de corto circuito. En la prueba de corto circuito se hicieron las mismas mediciones, solo que esta se detiene en el valor de la corriente nominal que es 5 A. Para esta se utilizo el regulador de voltaje.

46


Figura 13.7.- Mediciones en prueba de cortocircuito. Resultados V= 22v AC Is= 4.2 A Ip= 4.8 A P= 11.5 (x10) W

Transformador trifásico. Conexión para circuito abierto.

Figura 13.8.- Conexión de circuito abierto en transformador trifásico.

47


En este caso se hicieron las mediciones a un transformador trifásico el cual se encuentra ubicado en una subestación del ITNL. Para llevar a cabo las mediciones, se utilizo el AMPROBE, un instrumento de medición que nos facilita las conexiones que se deben llevar a cabo para ofrecer una correcta lectura y poder tener, si no los datos correctos pero si los aproximados.

Figura 13.9.- Conexión del AMPROBE al regulador de voltaje para su respectiva medición. También se utilizo un regulador de voltaje para empezar la practica desde 0 v y así ir variando esta a tal voltaje que en el instrumento nos diera una lectura de cierta corriente tanto en circuito abierto como en corto circuito. El regulador se puenteo a 220v como se puede ver en la imagen y sus salidas al lado de baja del transformado conectando respectivamente a tierra.

48


Conexión en circuito cerrado.

Figura 13.11.- Conexión en cortocircuito. Lado de baja cortocircuitado y lado de alta (en el cual se hizo la medición) conectado al regulador; en el lado de baja se coloco un amperímetro de gancho solo para cerciorarse de que la medición de la corriente va de acuerdo al AMPROBE.

13.3.2. Resultados obtenidos. Circuito abierto. A B V= 127 V rms I= 1.3 A rms S= 161 VA P= 86.7 W Q= 126 VAR PF= 0.53 LAG

Circuito cerrado. C V= 125 V rms I= 990 m A rms S= 124 VA P= 93 W Q= 62 VAR PF= 0.75 LAG

Tabla 13.17. Conclusiones. Las pruebas de circuito-abierto y corto-circuito dan las constantes para el circuito equivalente. La admitancia de excitación se obtiene de la prueba de circuito-abierto que, en el caso de transformadores de distribución o transformadores de voltaje constante operando a una frecuencia específica, consiste en la aplicación del voltaje nominal a frecuencia nominal, usualmente por razones de conveniencia, al embobinado de bajo voltaje con el circuito del embobinado de alto voltaje abierto.

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13.4. Puesta en operación a un transformador tipo pedestal de 1500 KVA. Una vez efectuadas todas las pruebas y verificada la instalación del transformador, se procede a la puesta en operación. Para esto se debe tomar en cuenta algunas precauciones y seguir el paso que se indican a continuación antes de energizar. 1. Verificar que el transformador este conectado en la posición requerida en base a la tensión suministrada por el proveedor de energía eléctrica, esto es en el cambiador de derivaciones (tap’s) del devanado primario. Si no esta en la tensión correcta realizar el cambio en base a lo indicado en el diagrama anexo de cambiador de derivaciones. Para ello se afloja las tuercas de sujeción de cada uno de los puentes de conexión del tablero o cambiador de derivaciones y se conectan según la tensión deseada.

Figura 13.12.- Conexión de terminales en el lado de baja. Una vez conectado el cambiador en las tres fases en la tensión deseada se verifica que quede bien apretadas las tuercas para evitar posibles falsos contactos 2. El transformador debe ser energizado solamente por el personal calificado y autorizado para esta operación. Una vez energizado el transformador se recomienda tomar lecturas de la tensión secundaria para comprobar que sea la adecuada utilizando un multímetro. Si la tensión secundaria no es la adecuada se ajusta con el cambiador de derivaciones, el cual es operación. 3. Periódicamente en un transformador se verifica su nivel de temperatura, pues las lecturas registradas dan una idea del comportamiento del nivel de carga o bien de alguna situación anormal como la falta de ventilación, calentamiento por falsos contactos, etc. Para ello importante monitorear las lecturas que se registran en el termómetro provisto (cuando el transformador cuente con este 50


aditamento) o bien con un termómetro de luz infrarroja se puede obtener una referencia.

Figura 13.13.- Indicador de temperatura del transformador. Para transformadores diseñador para 150 ºC de elevación de temperatura registrada por operación con carga no debe sobre pasar los 170 ºC. Cuando la temperatura ambiente sea de 20 ºC para los diseñados a 80 ºC no debe rebasar los 100ºC. Un estudio adicional del comportamiento registrado en cada alimentador, que puede ayudar a determinar los días y horas de mayor intensidad de carga, lo cual permite localizar instalaciones saturadas o con sobrecargas , falsos contactos, regulación deficiente, fallas, etc. Estos datos son utilizados para hacer los programas de mantenimiento preventivo.

Figura 13.14.- Conexión completa y correcta de las terminales. Para las pruebas anteriores se utiliza multímetro de gancho, de carga, micro-óhmetros, etc. NOTA: Operación de accesorios. Para el caso del termómetro digital cuando viene provisto (solicitado por el cliente) se debe configurar en base a lo indicado en el instructivo anexo TSW. Cuando llevan sistema de aire forzado (ventiladores) se conectan en el tablero en base a lo indicado en el diagrama nº. AF-1 51


Resultado y comentarios. Al realizar el mantenimiento a este transformador se observo q los manómetros de mediciones de nivel de aceite y de temperatura estaban funcionando de manera in correcta y para la operación básica del transformador es fundamental contar con estos instrumentos de medición para realizar la bitácora de mediciones. Para ello se tuvo q resetear los manómetros. Ya con una lectura correcta se procedió a mirar los niveles de temperatura tanto como de aceite dando como resultado una lectura correcta obteniendo una temperatura de 40ºC con el transformador apagado y ya en funcionamiento 95ºC. El nivel de aceite estaba en nivel adecuado según el indicador. No se realizo medición de carga para seleccionar el (tap) ya que según el transformador estaba operando debido ala carga que el cliente especificaba se dejo en la misma posición que ya tenia el transformador antes de su mantenimiento. Para finalizar todo el proceso solo se verifica todas las conexiones sean correctas antes de energizar para que el transformador empiece a operar.

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14. Mantenimiento a una Subestación. 14.1. Mantenimiento Preventivo. Revisar que no tengan flojos los tacones (separadores entre herrajes y bobinas). Reapriete la tornillería en general del conjunto de núcleo-bobinas. Desempolvada o limpieza general. Preferentemente revisar estas actividades una vez al año.

14.2. Mantenimiento Correctivo. Las fallas que pueden ocurrir a un transformador pueden calificarse como sigue:   

Fallas en los devanados. Conexiones flojas. Sobrecargas.

14.2.1. Fallas en los devanados. Estas se pueden presentar debido a rupturas dieléctricas por aislamientos deteriorados por tensiones de impulso, arqueos por falla de espira a espira. Para la reparación de este tipo de fallas, es de suma importancia que sean realizadas por personal capacitado en este tipo de actividades o bien por personal técnico de nuestra planta. 14.2.2. Conexiones Flojas. Un falso contacto pro conexiones flojas que puede provocar calentamientos. Cuando el calentamiento es excesivo, puede dañar el asilamiento. Para revisar que no existan conexiones flojas es indispensable que el transformador este desernegizado . Los falsos contactos se pueden detectar con un microhometro (Ducter) para medir resistencias.

14.2.3. Sobre tensiones. En ocasiones son generadas por descargas atmosféricas, por mal diseño o calculo de los circuitos de distribución de carga, por falta de equipo de protección (Apartarrayos) Las sobre tensiones puede provocar un exceso de tensión en cada una de las espiras del principio o del final del devanado produciendo arqueo. Es importante revisar siempre los sistemas de protección de los equipos, su adecuado mantenimiento y verificar que las cargas sean correspondientes a la capacidad del transformar. Sobrecargas. La 14.2.4. sobrecarga en un transformador provoca también elevación excesiva de temperatura en los devanados y por consecuencia un deterioro prematuro de los aislamientos. Las consecuencias pueden llegar desde un sobrecalentamiento constante hasta un corto circuito en la parte viva (conjunta núcleo-bobinas). Verifique que no se rebase el nivel máximo permitido de carga, según la capacidad del transformador. 53


14.3. Mantenimiento a Transformador tipo pedestal de 1500 KVA. Se dio mantenimiento a una subestación en la cual se encontraba un transformador tipo pedestal de 1500 KVA, este se llevo a cabo en una empresa privada en Nuevo Laredo, Tamaulipas, y se logro llevar a cabo gracias a la invitación que nos hizo una empresa de la misma ciudad. Para poder empezar con el mantenimiento, lo primero que se hizo fue des energizar la subestación.

Figura 14.1.- Desconexión de cuchillas en líneas de poste que alimentan la subestación. Las cuchillas en la posición que se encuentran en la imagen, indica circuito cerrado, lo que quiere decir que esta permitiendo el paso de la corriente eléctrica a la subestación. Para desconectar las cuchillas se utilizo una pértiga, guantes especiales para alto voltaje y un casco especial con careta, este último por si se genera algún corto circuito, para la protección del rostro y en específico para proteger los ojos.

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Figura 14.2 y 14.3.- Material de protección: 1. Pértiga. 2. Guantes resistentes a alto voltaje. 3. Careta para la protección del

Figura 14.4.- Las cuchillas desconectadas o abiertas (mostrados en la imagen) indican circuito abierto, lo que significa que se suspendió el paso de corriente eléctrica a la subestación. 55


Al desconectar estas cuchillas, se des energizo la subestación, lo que indica que se puede proceder al mantenimiento. Hubo otros dos postes a los cuales se tuvo que des energizar porque también se le da mantenimiento a los componentes eléctricos que se encuentran en el poste principal utilizado para brindar la energía eléctrica a la subestación.

Figura 14.5 y 14.6.- Segundo poste des energizado. Se puedo observar que en este segundo poste hay un apartarrayos dañado, pero la empresa de mantenimiento no puede repararlo porque solo se solicito su servicio para la subestación.

Figura 14.7.- Apartarrayos dañado.

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Figura 14.8 y 14.9.- Tercer poste des energizado. Después de haber des energizado la subestación, se procedió al mantenimiento. En consiguiente se muestra el mantenimiento a los componentes eléctricos que se encuentran en el poste que alimenta a la subestación. Antes de subir al poste se conecto un conductor a tierra, esto para prevenir cualquier posible accidente.

Figura 14.10.- Varilla insertada a tierra soportando un carrete de bronce con cable de cobre.

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Ya hecha la conexión anterior, se procede al chequeo de los componentes del poste.

Figura 14.11.- Chequeo de componentes en busca de alguna avería. En el chequeo de los componentes se presentaron dos cuchillas averiadas, una de ellas tenia el resorte totalmente trozado, este se encarga de que al momento de cerrar la cuchilla se genere una fuerza opuesta, para al momento de presentarse un corto circuito se habrá con facilidad; la otra cuchilla solo tenia una pequeña abertura en el lado que soporta la pieza aislante de cerámica, pero se procedió a cambiarla por el hecho que con el tiempo la pequeña avería podría llegar a mayores.

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Después de el chequeo a los componentes y sustituidos los averiados por unos nuevos, se dio limpieza a cada uno de ellos, esto se llevo a cabo con un liquido dieléctrico especial para los conductores y los componentes eléctricos.

Figura 14.12.- Limpieza de los componentes eléctricos.

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Terminado el mantenimiento al poste, se procedió al mantenimiento a la subestación, primero se le da limpieza a los alrededores de la subestación (corte de hierba a orillas o dentro de la subestación) y limpieza al transformador (retiro de tierra o polvo que se encuentre en el interior de la caja de conexión o encima del transformador). Primero se abre la caja de conexión para desconectar el cableado del lado de alta así como el del lado de baja tensión en el transformador.

Figura 14.13 y 14.14.- Desconexión del lado de alta y desconexión del lado de baja. En la desconexión en el lado de alta se utilizo una pértiga especial, esto por el hecho de que los conductores están conectados a presión y es muy difícil desconectarlos con las manos, para esto se utiliza esta herramienta.

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Al desconectar los conductores del lado de alta, se conectaron otros conductores similares para hacer las mediciones de TTR y MEGGER.

Figura 14.15 y 14.16.-desconexión de terminales del lado de alta utilizando una pértiga. Después de esto se prosiguió con la limpieza al transformador.

Figura 14.17.- Limpieza en el lado de baja tensión.

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Figura 14.18.- Limpieza a los conductores del lado de baja.

Figura 14.19.- Limpieza del lado de alta. 62


Enseguida se procede a realizar las mediciones, primero se llevo a cabo la medición de TTR (Transformer Turns Ratio). –Sin imágenesPara realizar las mediciones se utilizo equipo de protección, porque se manejaron altos voltajes en el orden de los KV. Después de a ver realizado las mediciones de TTR, se procedió a realizar me ediciones de MEGGER (Resistencia de aislamiento). Los valores de las mediciones se dieron en el intervalo de los Gigaohms. Para realizar estas mediciones se conecto en corto circuito el lado de alta y el lado de baja.

Figura 14.20 y 14.21.-Lado de alta y lado de baja en corto circuito. La primera medición fue la de alta contra baja (H X) suministrando un voltaje de 5000 VDC y un tiempo de 10 min. Los valores se tomaron por minuto (de uno en uno hasta el minuto 10), solo el primer valor se tomo a los 0.5 min.

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Figura 14.22 y 14.23.- Conexión alta contra baja. (El voltaje suministrado por medio de la línea roja, por ello se denomina de esta manera).

Figura 14.24, 14.25 y 14.26.- Lectura en la conexión de alta contra baja. Conexión alta contra baja aterrizada (H-XT). En la medición con esta conexión se suministro voltaje de 5000 VDC con un tiempo de 10 minutos.

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Figura 14.27 y 14.28.- Lado de baja conectado a tierra. (Izq) Conexión baja contra alta aterrizada (X-HT). En la medición con esta conexión se suministro un voltaje de 500 VDC con un tiempo de 10 minutos.

Figura 14.29 y 14.30.- Baja contra alta aterrizada (X-HT). (El lado de alta se conecta a tierra) Después de esta medición se prosiguió con la medición denominada “Meggear los cables”, los conductores que se utilizan para esta prueba son los del lado de alta.

Primero se conecto una terminal a tierra y la otra se conecto al electrodo de cada conductor para obtener la resistencia de cada uno, para esta prueba se suministro un voltaje de 15 KV DC y los valores obtenidos estuvieron comprendidos en el rango de los Megaohms. 65


La segunda prueba se realizo conectando la línea 1 con la línea 2 (1-2) y luego se prosiguió a la medición.

Figura 14.31.- Conexión línea 1 con línea 2.

Figura 14.32.- Medición con un Megaohmetro Analógico con capacidad de 15 KV.

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Enseguida la línea 1 con línea 3 (1-3) y por último la línea 2 con línea 3 (2-3).

Figura 14.33.- Línea 2 con línea 3.

Figura 14.34.- Medición.

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Siendo esta la ultima prueba, se prosiguió a desconectar y guardar el equipo de medición.

Figura 14.35.- Desconexión de los cables con su debida precaución. Al terminar las mediciones al transformador, se prosiguió a la conexión de las líneas del lado de alta, para esto se le aplica una grasa dieléctrica a los conectores, para que las líneas entren con mas facilidad.

Figura 14.36.- Grasa dieléctrica aplicada a las terminales del lado de alta para la correcta y fácil conexión de las líneas. 68


Figura 14.37 y 14.38.-Conexión del lado de alta con ayuda de la pértiga.

Figura 14.39.- Conexión finalizada y correcta. Antes de conectar las líneas del lado de baja, primero se extrajo una prueba de aceite dieléctrico del interior del transformador, para poder hacer esto se utilizo una reducción de ½“ ,conectada a la válvula de muestreo de aceite, con una manguera pequeña transparente, y así extraer el aceite poco a poco para no derramarlo.

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Para poder extraer la muestra, primero se acciono la valvula de alivio para liberar la presion en el interior del transformador.

Figura 14.40.- Válvula de alivio.

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Realizado esto, se procedió a la extracción del aceite, se utilizo una botella cualquiera (no se requiere algún tipo) para limpiar la manguera con la primera extracción de aceite.

Figura 14.41, 14.42 y 14.43.- Extracción de aceite en un recipiente cualquiera para la limpieza de la manguera. Al haber realizado esto se procede a la extracción del aceite en un recipiente limpio. Este aceite extraído, se tapa muy bien porque fue enviado a monterrey para realizarle un análisis físico-químico, esto para saber si esta el aceite en condiciones de operación.

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Figura 14.44, 14.45, 14.46 y 14.47.- La extracción de aceite en un recipiente limpio de al menos 2 Lts de capacidad.

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Y por ultimo se conectaron las líneas del lado de baja.

Figura 14.48, 14.49 y 14.50.- Conexión de las terminales del lado de baja.

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Para terminar con el transformador, se hacen unas últimas inspecciones.

Figura 14.51.- Inspección final. Ya hecha la última inspección para asegurarse que todo haya salido bien, y terminada la limpieza, el transformador quedo de la siguiente forma.

Figura 14.52.- Mantenimiento terminado al transformador.

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En el mantenimiento también se pintaron las cajas de control así como también el transformador, en este caso la pintura del transformador estaba en buenas condiciones, así que solo se le dio pintura a la caja.

Figura 14.53 y 14.54.- Mantenimiento a la caja de control.

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Al realizar el mantenimiento se percato que el sistema de tierras estaba en malas condiciones; la varilla estaba deteriorada, muy delgada y con menos de 1 metro de largo, lo cual indicaba que la profundidad a la que llegaba era corta. Para esto se sustituyo por una varilla de cobre, gruesa y con más de 2 metros.

Figura 14.55.- Extracción del sistema de tierras deteriorado. Para la sustitución de la varilla, se utilizo agua para ablandar el suelo y poder enterrar la varilla de cobre.

Figura 14.56.- Nuevo sistema de tierras colocando varillaje nuevo de 2 a 3 m de largo.

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Ya terminado el sistema de tierras, se hizo una medición de resistencia.

Figura 14.57 y 14.58.- Medición del sistema de tierras de la subestación. Terminado el mantenimiento se procedió a la reconexión las cuchillas para energizar nuevamente la subestación y ponerla en funcionamiento. Solo por ultimo se verifico que el transformador funcionara de manera satisfactoria.

Figura 14.59.- Mantenimiento terminado sin problemas.

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14.4. Mantenimiento a un transformador tipo costa de 45 KVA. Para realizar la comprobación de nuestra hipótesis realizamos la siguiente práctica de campo. Se dio mantenimiento a un transformador de distribución tipo costa de 45 KVA, este se llevo a cabo en el Instituto Tecnológico de Nuevo Laredo, y se logro llevar a cabo gracias al apoyo de los maestros de eléctrica mediante asesorías y al proporciona miento de los instrumentos de medición . La practica consistió en simular el mantenimiento del transformador y ala vez realizar las mediciones pertinentes para ello. Fue dividido en tres principios básicos del mantenimiento de transformadores; 1. Prueba de TTR (relación de espiras del transformador). 2. Prueba del Megger (valor de resistencia de aislaciones). 3. Prueba de aceite.

14.4.1. Prueba de TTR (Relación de Transformación). Para realizar la prueba del TTR no hubo la necesidad de des energizar el transformador ya que ya había sido des energizado lo que si tuvimos que hacer fue programar el TTR con los siguientes pasos. 1. 2. 3. 4.

Prendes el quipo Seleccionamos análisis básico trifásico De acuerdo con el diagrama seleccionamos el tipo (delta, estrella)

Figura 14.60.- Medición TTR

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Para realizar la primera medición se conectaba H1 con H0 las cuales representan alta y en baja se conecto X0 con X1 se tomo la medición y se paso a guardar en la memoria del TTR.

Figura 14.61 y 14.62.- Medición TTR. Para la segunda medición se pasó a cambiar las pinzas que teníamos en alta colocando H2 (TTR) con H3 (transformador), H1 (TTR) con H2 (transformador) y en baja X2 (TTR) con X0 (transformador), X1 (TTR) con X2 (transformador) se realiz la medición y después de unos segundos nos dio el resultado el cual se guarda en la memoria al termino de la ultima fase.

Figura 14.63 Y 14.64.- Medición TTR

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Para realizar la tercera medición básicamente son los mismos pasos, el mismo TTR menciona las combinaciones H2 con H1 y a X0 (de transformador) se le conecto la punta X2 del TTR esta básicamente es la única que no cambia de lugar, la punta X1, de acuerdo a las tres fases, se conectaron a X1, X2 y X3 del transformador de acuerdo a lo que se indico en el instrumento TTR.

Figura 14.65 y 14.66.- Medición TTR. De esta manera se obtuvo el TAP 1, ya que el transformador cuenta con cinco TAP se realizo el mismo procedimiento cinco veces y por cada TAP hay tres fases a lo cual se realizo un proceso por cada fase lo que a fin de cuentas se realiza 15 veces el proceso de relación de transformación, los suficiente para memorizar y asimilar lo que se está haciendo; se realizo por fase y por TAP el mismo procedimiento, después se pasa a tomar los datos de la memoria, a calcular los valores nominales o teóricos y a calcular los limites para comparar con las mediciones que se obtuvieron.

Figura 14.67.- Medición TTR.

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Alguna dificulta que se nos presentaron a menudo es la adaptación (familiarización) con el instrumento de medición.

14.4.2. Prueba del Megger (valor de resistencia de aislaciones). Para realizar esta prueba el transformador se coloco en corto circuito tanto en baja como en alta.

Figura 14.68.- Conexión en cortocircuito en el lado de alta y de baja para la prueba de MEGGER. El segundo paso fue conectar el instrumento de medición ala fuente, colocarle sus puntas y calibrarlo.

Figura 14.69.- Medición de resistencia en los devanados. Ya con el equipo listo se pasa a realizar la primera medición alta contra baja (H-T), se coloca el neutro en el lado de baja y la fase en el lado de alta aplicándole 5000 Volts durante minuto. 10 minutos en ese tiempo tomando las variaciones de resistencia a cada

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Figura 14.70 y 14.71.-Conexión alta contra baja aterrizada. La segunda medición fue alta contra baja a tierra (H-XT) básicamente fue la misma medición solo que el lado de baja se aterrizo a tierra, se aplica voltaje en el lado de alta y el neutro en el lado de baja. También se procedió aplicarle 5000 Volts. Durante 10 minutos tomando lecturas a cada minuto.

Figura 14.72.- Línea de tierra del MEGGER conectada a tierra para evitar posibles fallas. La tercera medición fue baja contra alta a tierra (X-HT) en esta medición la tierra se conecto en el lado de alta y así se le aplica un voltaje en baja y el neutro en alta, en esta medición solo sele aplico 500 Volts con un tiempo de 10 minutos.

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Aquí se mira como se conecto para realizar baja contra alta a tierra (X-HT).

Figura 14.73.- Baja contra alta a tierra.

Figura 14.74.- Cable de alta puesto a tierra. Mediciones en Megaohms.

Figura 14.75.- escala de medición del MEGGER, desde KΩ hasta el orden de los GΩ 14.4.3. Prueba básica de aceite. Se realizo esta prueba para calcular acides y contaminación del aceite dieléctrico del transformador.

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Se utilizo un kit de prueba que debe de contener. 1. Tubo # 1 - Un tubo de plástico con una tapa dispensadora negro que contenía una ampolla de gris (arriba) y una ampolla de color azul-punto (parte inferior). 2. Tubo # 2 - un tubo blanco con tapón de prueba de plástico que contenía 7 ml de solución tampón, una ampolla de color verde-punto (parte inferior) y una ampolla de color rojo-verde (parte superior). 3. Una pipeta de plástico. 4. Una ampolla de vidrio contenida en un tubo de cartón y plástico designado como "ampolla eliminación".

Figura 14.76.- Prueba de aceite. 1. Se retiro aceite del transformador utilizando guantes y un recipiente lo mas limpio posible para evitar la alteración de las propiedades del aceite y con ello la prueba de este.

Figura 14.77 y 14.78.- Prueba de aceite.

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2. Des-enrosque la tapa negra del tubo # 1. Y utilizando la pipeta de plástico se coloco exactamente 5 ml (hasta la línea) de aceite del transformador y se volvió a colocar la tapa negra. Se quiebro la parte inferior (incoloro, azul-punto) ampolla en el tubo comprimiendo el lado del tubo y se mezcla bien durante 10 segundos, se realizo el mismo procedimiento con la segunda ampolleta se quiebro y se agito durante 1 minuto.

Figura 14.79.- Prueba de aceite. 3. Se retira las tapas de los dos tubos y se vierte la solución tampón claro tubo # 2 (tapón blanco) en el Tubo # 1. Volva a colocar la tapa dispensadora firmemente en el tubo # 1 y agitar enérgicamente durante unos 10 segundos. Se Purgar el tubo con cuidado por parte de desenroscar el tapón de dispensación. Cerrar y agitar bien durante 10 segundos. Purgar de nuevo, apriete la tapa del tubo y de pie en posición invertida sobre su tapa. La mezcla de aceite ya no se miro gris. Se dejo quieto durante un total de dos minutos.


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4. Se coloco el Tubo # 1 sobre la parte superior de tubo # 2 y la boquilla abierta sobre el negro tapa dispensadora. se asegura de apuntar la boquilla estuvieran completamente abierta echamos 5 ml de la solución clara en el Tubo # 2 (hasta la línea 5ml ) apretando los lados de tubo # 1 permitir que la mezcla de aceite entre bien en el segundo tubo. Después romper la parte inferior (incoloro, verde-punto) ampolla y se agito durante 10 segundos. Romper la ampolla superior (rojo-verde) y agite durante 10 segundos.

Figura 14.82 y 14.83.- Prueba de aceite. 5. Se observo el color resultante inmediatamente y se comparo con el manual de instrucciones.


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Dibujo de los pasos.

Figura 14.86.- Pasos básicos para hacer pruebas al aceite dieléctrico.

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15. Resultados. Prueba de TTR (Relación de Transformación). TAP FACE A 1 2 3 4 5

110.21 106.16 104.19 101.56 98.971

FACE FACE NOMINAL VOLTAJE LIMITES B C MAXIMO MINIMO + 0.5% - 0.5% 109.85 109.35 109.13 13860 109.675 108.584 106.78 106.84 106.55 13530 107.0626 106.002 104.78 104.21 103.93 13200 104.449 103.410 101.63 101.61 101.33 12870 101.8366 100.823 98.980 98.985 98.740 12540 99.2337 98.246 Tabla 15.1.

TTR (Relacion d e Transformación) 112 110 108 106 je 104 ta l 102 o V 100

98 96 94 92 FASEA

FACEB

FASEC

NOMINAL

MAX+0.5%

MIN-0.5%

Tabla 15.2. En esta práctica se puede observar que los valores no están dentro de su rango, lo que indica que existe una falla en el transformador.

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Prueba de Megger (valor de resistencia de aislamiento). Prueba alta contra baja (H-X) VOLTAJE 5000V

G Homs. 39

MINUTOS 30 seg.

77.46 135 175 203 225 241 259 265 274 281

12 3 4 5 6 7 8 9 10

Tabla 15.3.

H-X con 5000v 300 250 ) Ω

200 G ( a i c 150 n e ts is e 100 R

Resistencia (GΩ)

50 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Tiempo

Tabla 15.4.

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Operación y Mantenimiento de Transformadores de Distribución. Alta contra baja a tierra (H-XT).

VOLTAJE 5000V

G Homs. 1.85 1.95 2.27 1.70 1.63 1.66 1.67

MINUTOS 30 seg. 1 2 3 4 5 6

1.66 1.70 1.59 1.47

7 8 9 10

Tabla 15.5.

H-XT con 5000v 2,5 )

2 (G ia 1,5 c n e t 1 Ω

si e R0,5

Resistencia (GΩ)

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Tiempo

Tabla 15.6. Prueba baja contra alta a tierra (X-HT) VOLTAJE 500V

M Homs. 149 139 157

MINUTOS 30 seg. 1 2

149 143 167 162 163 175 174 155

34 5 6 7 8 9 10

Tabla 15.7. 90


X-HT con 500v 200 180 160 ) 140 Ω M ( 120 a i c 100 n e ts 80 i sR 60 e

Resistencia (MΩ)

40 20 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Tiempo

Tabla 15.8. Prueba básica de aceite. La prueba de aceite se baso en dos resultados básicos e inmediatos. 1. La prueba de aceite estaba por encima de la capa de agua así q se pudo continuar el segunda ensayo. etapa. Dando por concluida la primera etapa de la prueba y así pasando ala 2. Siguiendo los pasos para la segunda etapa determino que la solución aparece de color púrpura, la muestra de aceite contiene menos de 50 ppm.

Conclusiones de los resultados del transformador. TRANSFORMADOR PRUEBA 45 KVA MEGGER TTR ACEITE

RESULTADO SATISFACTORIO

COMENTARIO Su aislamiento esta en buenas condiciones. DOS VALORES Posible falla en el FUERA DEL transformador. RANGO. MENOR 50 PPM Mandar prueba al laboratorio.

Tabla 15.9.

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Comentarios. El transformador puede operar, pero a futuro presentara fallas de acuerdo a los valores obtenidos con el instrumento TTR, también se recomienda realizar pruebas físicoquímicas al aceite, esto en un laboratorio especial, ya que de acuerdo a las pruebas básicas este está próximo a sobrepasar los 50 ppm.

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16. Conclusiones. 16.1. Conclusiones personales. Al realizar la investigación el objetivo principal fue mostrarlos pasos a seguir para realizar la operación y el mantenimiento a un transformador mas sin embargo poco a poco nos dimos cuenta que realmente existe demasiada información sobre el proyecto de investigación pero ala ora de leerlo te quedabas con tantas ideas al aire a veces nada concreto y otras veces demasiado técnico matemático. no existía nada concreto y cada manual de operación y mantenimiento daba su manera de realizarlo siguiendo sus propios pasos resolviendo su propio problema o los tipos de transformadores que ellos comúnmente utilizan, mas sin embargo buscamos la manera de estandarizar la manera de realizar un trabajo que no solo se basa en un tipo de transformador si no de varios tipos realizando las mismas pruebas, pruebas que comúnmente se pueden realizar a cualquier tipo de transformador tomando en cuenta que cada transformador es diferente y puede cambiar los tipos de conexiones pero el principio básico la esencia del problema a resolver es la misma. En todo momento se busca que este trabajo sea útil ya que costo demasiado esfuerzo, trabajo, empeño pero sobretodo dinero. Por lo tanto no puede quedar al aire libre siendo un conocimiento obsoleto. Para nosotros como futuros ing. Eléctricos puede ser una herramienta básica para conocer más sobre transformadores y sus principios no matemáticamente como común mente suele pasar en las aulas sino prácticamente en base ala teoría conocida. También puede ser utilizada para que el alumno (estudiante profesional) entienda primero que es el transformador su operación su mantenimiento y su funcionamiento ya ambientado con el tema podrá asimilar mas rápidamente lo que le enseñan en la aula. Por experiencia propia se puede decir que desde el momento que nos enfocamos a conocer del tema se facilito mas entender la materia de transformadores no tanto por conocer las formulas sino por que ala hora de realizar un calculo ya conocíamos la parte y su funcionamiento. Para nosotros creadores de este proyecto fue satisfactorio conocer mas sobre el tema y cumple nuestras expectativas personales dejando plasmado de una manera sencilla básica el como y el por que realizar una buena operación y un mantenimiento preventivo. En todo momento se busco que el lector no conocedor del tema comprenda y asimile cada paso pero también dejando en claro que hay cosas que debe ser realizada por un conocedor o bien en compañía del mismo.

16.2. Conclusión de las hipótesis. De acuerdo al tema de Mantenimiento y Operación a Transformadores de Distribución, la primera hipótesis se cumplió tanto en mantenimiento como en 93


operación, tal vez por el momento no se lograron identificar todas las causas que provoquen fallas en este, mas sin embargo se logro captar las causas principales. En la segunda hipótesis podemos decir que si se logro, de acuerdo a los dos mantenimientos que se lograron realizar, se pudieron ver las precauciones que se deben llevar a cabo al dar mantenimiento a un transformador, y las mediciones que se deben seguir para poder definir si está en condiciones de operación, en este caso se pudieron observar los pasos que se siguen antes y durante el mantenimiento, desde desconectar las cuchillas hasta la limpieza en la subestación. La tercera hipótesis también podemos decir que se logro porque se logro captar que en realidad cualquier persona puede utilizar un instrumento de medición, pero no cualquiera puede interpretar los resultados, en este caso se aprendió a utilizar el MEGGER y el TTR, instrumentos importantes para las mediciones a un transformador. Para la cuarta hipótesis se puede decir que si se logro, aunque se observaron dos cosas, la primera es que al dar mantenimiento a un transformador, gracias a la invitación de una empresa local, se observo que ese era un mantenimiento programado, por el hecho que en el transformador esta colocada una etiqueta en la cual dice que se le debe dar mantenimiento a ese transformador cada 12 meses, y así se le estaba haciendo, porque tenia como dato que el ultimo mantenimiento fue el año pasado y el antepasado, agregándole también este ultimo realizado hace una semana, eso quiere decir si existen que sea cabo, cuentapero connounesta mantenimiento programado y unaque bitácora de los casos que seenhanlosllevado de mas decir que también hicimos pruebas a un transformador al cual no se le programa un mantenimiento previo, esto se supo porque al realizarle una prueba básica de aceite se observo que esta cerca de los niveles altos de contaminación por PCB, y además por el hecho de que se presento un caso de un transformador quemado por lo mismo que no se programa un mantenimiento; por ello nos dimos cuenta que en realidad existen los dos, tanto mantenimiento programado como mantenimiento no programado, aunque este ultimo no favorece a la vida del transformador. En la quinta hipótesis se logro solo en el mantenimiento, pero en un 50 %, por el hecho que se presentaron solo procedimientos mas no métodos y la prueba de aceite solo fue básica, mas sin embargo nos dice si el aceite esta contaminado o no, se sabe que para las pruebas al aceite son varias pero esas si no estaban a nuestro alcance, por ello solo hicimos la prueba básica y fue satisfactoria. Por el momento no se logro la operación a un transformador, pero se busca la manera de cumplir con ello, en la practica nos dimos cuenta que operar un transformador no esta muy al alcance de cualquier persona, pero se tiene pensado llevarlo a cabo porque es de gran importancia saber acerca de cómo operar un transformador.

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16.3. Conclusiones generales del tema. La operación de un transformador es fundamental ya que para la empresa es mas rentable el prevenir el problema que el solucionarlo por lo tanto se dio a conocer los principios básicos de puesta en operación dando ‘‘tips’’ y conocimiento sobre como

realizar la prevención de una posible fallas. Pero la operación se complementa con un buen mantenimiento preventivo y el mantenimiento es complemento de la operación por lo tanto son dos principios básicos que se plasman en el trabajo. La investigación es mui recomendable ya que el conocimiento de estos dos funcionamientos será capas de ahorrarle ala empresa muchísimo dinero no solo porque el transformador pueda quedar obsoleto sino por que la empresa dejaría de producir generando así perdidas millonarias en dado caso de que la empresa no cuente con un sistema de coberturas de fallas. Para ello esta investigación puede ser utilizada en las empresas para capacitar a sus ingenieros ahorrando así también el pago a una empresa privada para la realización de estos trabajos siendo sus ingenieros capas llevar bitácoras de mediciones y solo contratar a una empresa privada en casos muy extremos o específicos.

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Bibliografía. G. Enríquez Harper, Curso de Transformadores y Motores de Inducción, México: Limusa, 2005, Capitulo 2, http://books.google.com.mx/books?id=IBS13ls30R8C&printsec=frontcover&hl=es&s ource=gbs_ge_summary_r&cad=0#v=onepage&q&f=false G. Enríquez Harper, Pruebas y Mantenimiento a Equipos Eléctricos., México: Limusa, 2009, Capitulo 3, http://books.google.com.mx/books?id=2UiPfOS5m6cC&printsec=frontcover&hl=es& source=gbs_ge_summary_r&cad=0#v=onepage&q&f=false http://es.wikipedia.org/wiki/Transformador, transformador.

3.2 El

nacimiento

del

primer

http://es.wikipedia.org/wiki/Transformador, 4 Otra información de interés. Manual de Instrucciones para transformadores de distribución. Manual de manejo, instalación, operación y servicio para transformadores eléctricos sumergidos en líquido aislante, tipo pedestal para distribución subterránea. Manual de Operación y Mantenimiento de C.F.E. NOM001-SEDE-2005 NOM-002-SEDE-1999. NOM-133-SEMARNAT -2000. P. Avelino Pérez, Transformadores de Distribución, Reverte Ediciones, S.A. de C.V., 2ª Edición 2001, Capitulo 1 y 2, http://books.google.com.mx/books?id=_m_INT38_UC&printsec=frontcover&hl=es&source=gbs_ge_summary_r&cad=0#v=onep age&q&f=false

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Operación y Mantenimiento de Transformadores Eléctricos de Distribución.

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