CURSO TRANSFORMADORES

Dirección de Operación

Diagnóstico de fallas en Transformadores de Distribución

Nombre del participante: _____________________________________________________________________________

Facilitadores: Ing. Ernesto Rincón Hernández Francisco Javier Tovar dueñas

Realizado: Del 05 de Junio al 09 de Noviembre 2007. Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 1

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Objetivo Al termino del curso los participantes comprenderán y aplicaran de manera correcta los conocimientos básicos para el diagnostico de los transformadores de distribución que se dañan en operación.

Contenido 1.- Introducción ...............................................................................................................................3 2.- Objetivos ....................................................................................................................................4 3.- Normas aplicables......................................................................................................................4 4.- Analisis de datos en campo ......................................................................................................5 5.- Control sistematizado de transformadores de distribución.........................................................6 6.- Detección de transformadores averiados...................................................................................6 7.- Analisis en patios de distribución ...............................................................................................8 8.- Pruebas a transformadores de distribución..............................................................................10 9.- Descripción de la prueba de rigidez dielectrica del aceite .......................................................10 10.- Descripción de la prueba de resistencia de aislamiento .........................................................12 11- Descripción de la prueba de relacion de transformación ........................................................16 12.- Tipos de transformadores de distribución ................................................................................19 13.- Determinación de causas de fallas en transformadores de distribución .................................36 14.- Cortocircuito en secundario .....................................................................................................37 15.- Impulso por rayo o maniobra....................................................................................................39 16.- Humedad en el aceite (Hermeticidad Defectuosa) ..................................................................41 17.- Protección inadecuada.............................................................................................................42 18.- Sobrecarga...............................................................................................................................44 19.- Defecto de fabricación .............................................................................................................46 20.- Defecto de reparación ..............................................................................................................47 21.- Vandalismo ó daños por terceros.............................................................................................49 22.- Otras causas ............................................................................................................................51 23.- Recomendaciones para reducir su incidencia..........................................................................52 24.- Averías de importancia en transformadores ............................................................................55 25.- Recepción de transformadores ................................................................................................57 25.- ANEXOS ..................................................................................................................................58

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1.- Introducción Se presenta este curso para el personal de distribución, con la finalidad de que les permita establecer con relativa facilidad y certeza, las causas de falla en transformadores de distribución. Se pretende con lo anterior mejorar en la confiabilidad de las estadísticas que se tiene respecto a las causas de falla y con ello hacer más efectivas las medidas y acciones que se implementen para su control. El método se basa en tres actividades principales: A) Analizar las circunstancias que se observaron previamente o durante la falla en el campo. B) Analizar las condiciones físicas, mecánicas y eléctricas en los patios de distribución. C) Conjuntar los resultados de los análisis anteriores obteniendo las conclusiones definitivas. Se pretende que con la aplicación de esta guía se mejore la confiabilidad de las estadísticas que se tiene respecto a las causas de falla en transformadores y con ellos hacer más efectivas las medidas y acciones que se implementen para su control. Con objeto de determinar las causas de falla en transformadores de distribución se requiere contar con una metodología que en forma sistemática nos proporcione información con el máximo de confiabilidad posible, relacionada con los daños sufridos por los transformadores, este aspecto es de vital importancia para Comisión Federal de Electricidad, ya que en función de las fallas más frecuentes, se implementan acciones para reducir su incidencia. La Comisión Federal de Electricidad a través de sus divisiones de distribución tiene establecido un control estadístico denominado "Sistema Estadístico de Transformadores Dañados" (SETRAD), que representa el primer paso para disponer de una estadística que ha permitido tomar las acciones necesarias para la reducción del índice de falla.

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Analizando en taller un conjunto de transformadores dañados se observó que existen desviaciones entre las causas de falla reportadas en campo y las determinadas al realizar la inspección minuciosa en taller. Por lo expresado anteriormente se ve la necesidad de que el origen de los datos que son suministrados al "SETRAD" cuente con una metodología más sistemática que permita optimizar los resultados.

2.- objetivos 2.1 Establecer un procedimiento que contribuya a diagnosticar correctamente la causa de falla en transformadores de distribución. 2.2 Contar con datos estadísticos confiables que nos permitan tomar acciones para reducir la incidencia de falla. 2.3 Este procedimiento pretende orientar al personal que interviene en forma directa en la operación y mantenimiento de los transformadores de distribución para que tenga a mano la mayor información con el fin de optimizar sus recursos materiales y humanos y poder proporcionar una mayor confiabilidad en el suministro de energía eléctrica.

3.- Normas aplicables Las normas principales que el personal involucrado en la determinación de causas de fallas en transformadores de distribución debe aplicar son las siguientes: Norma de construcción para líneas aéreas Norma de construcción para sistemas subterráneos Norma de protección al medio ambiente NRF-025-CFE-2002

Transformadores de distribución tipo poste

K0000-04

Transformadores monofásicos residencial subterránea

K0000-05

Transformadores trifásicos comercial subterránea.

K0000-07

Transformadores trifásicos tipo pedestal para distribución comercial subterránea.

K0000-08

Transformadores trifásicos tipo pedestal para distribución residencial subterránea.

K0000-12

Recepción puesta en servicio de transformadores de distribución.

K0000-14

Recepción de transformadores de distribución tipo poste reparados.

NMX-J-116-ANCE-2005

Transformadores de distribución tipo poste y tipo subestación.

tipo

tipo

pedestal

para

distribución

sumergible

para

distribución

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NMX-J-169-ANCE-2004

Transformadores y autotransformadores de distribución y potencia, métodos de prueba.

4.- Análisis de datos en campo El primer paso para determinar la causa de falla de un transformador lo constituye, sin duda alguna, el control que del mismo se debe de tener este control se refiere a su:

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Lugar de instalación, Datos característicos (marca, número de serie, parámetros eléctricos, etc.) Y el comportamiento durante su operación.

5.- Control Sistematizado de Transformadores de Distribución El control estadístico detallado de los transformadores de distribución con que cuentan las divisiones de CFE, permite obtener información, entre otras cosas, sobre las características de los transformadores fallados en un período determinado en ocasiones esta información se remite a un dato común (marca, capacidad, tensión y ubicación) de los transformadores que con mayor frecuencia están fallando en una área determinada.

Para que un control sistematizado funcione se requieren fuentes de información confiables y oportunas, para lo cual se necesita que en forma periódica se alimente al sistema de control con los cambios, altas y bajas del equipo que haya registrado movimiento.

6.- Detección de transformadores averiados Con estos antecedentes, en el momento en que se detecta un transformador dañado se debe iniciar el seguimiento de este equipo hasta su reparación o dictamen de baja.

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Las primeras causas posibles de falla que se pueden establecer son aquellas de origen externo que resulten obvias al realizar una primera inspección (como pudiera ser actos vandálicos o conductores de la red secundaria en cortocircuito), sin embargo es imprescindible continuar con todo el procedimiento que se propone en este trabajo. Es recomendable que el personal de distribución, responsable del área donde se detectó el transformador dañado, asigne el trabajo de reemplazo del equipo a una persona capacitada y con experiencia para que recabe la información solicitada en el reporte de campo y proporcione toda la información adicional que considere conveniente. 6.3 Reporte de campo de transformador dañado En el formato del reporte de campo mostrado en el Anexo No. 1, se indican los datos que se deberán recabar cuando se presente la falla de un transformador. 6.3.1 Llenado del formato El ingeniero de distribución es el responsable de la revisión externa e interna del transformador y de los datos de campo para dictaminar la causa del daño. A continuación se explica el llenado del formato: 1.- División: anotar la división de la que se trate. 2.- Zona: anotar la zona de la que se trate. 3.- Área: anotar el área de distribución que se trate. 4.- S.E. y Circuito: anotar la clave de la subestación y circuito. 5.- No. de banco: anotar el no. de red o banco que corresponda. 6.- Dirección: anotar el lugar donde se encuentra. 7.- Población: anotar el nombre de la población en donde se encuentra. 8.- Tipo: anotar tipo de transformador que se trate y si es nuevo o reparado. 9.- Marca: anotar la marca del transformador y si es reparado, anotar nombre del taller de reparación. 10.- No. económico: anotar el número de inventario de cfe. 11.- No. serie: anotar el asignado por el fabricante. 12.- Capacidad: anotar la capacidad en kva 13.- No. de fases: anotar 1 ó 3. 14.- % z: anotar la impedancia anotada en la placa. 15.- Fecha fabricación/reparación: anotar año y mes de fabricación o última reparación.

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16.- Voltaje alta .tensión: anotar los kv de operación. 17.- Voltaje baja tensión: anotar voltaje secundario. 18.- Fecha de falla: anotar año, mes y día en que ocurrió la falla. 19.- Fecha de instalación: anotar año, mes y día en que se instaló el transformador. 20.- Resistencia del sistema de tierras: anotar el valor obtenido en ohms después de la falla. 21.- Distancia del transformador al punto de falla: anotar en metros la distancia del transformador al punto de falla. 22.- Capacidad del fusible adecuada: anotar el valor en amperes adecuado a la capacidad del banco. 23.- Tipo de sistema: marcar el tipo de sistema existente. 24.- Protecciones operadas: marcar y anotar las protecciones que operaron, así como sus características. 25.- Estado de la red de baja tensión: anotar los datos y condiciones encontradas en la red de baja tensión. 26.- Neutro aterrizado en: marcar los puntos de la red aterrizados. 27. Condiciones ambientales: marcar las condiciones imperantes en el momento de la falla. 28.- Efectos visuales: marcar y anotar los daños visuales encontrados en el transformador. 29.- Condiciones de operación: anotar los valores de voltaje y amperes que registra el transformador de reemplazo a la misma hora de la falla. 30.- Medidas correctivas ejecutadas: marcar las medidas correctivas ejecutadas en la red. 31.- Comentarios de análisis: anotar la clave de la conexión a tierra encontrada y efectuar la corrección en caso de que no se tenga la conexión F. 32.-Clave de la avería: anotar la clave de la avería correspondiente establecida en el SETRAD después de su análisis.

7.- Análisis en patios de distribución Como todo equipo eléctrico los transformadores están expuestos a dañarse por diferentes causas o motivos; cuando se daña un transformador en el campo no se tienen, normalmente, todos los medios necesarios para determinar el origen de la falla, por lo que se hace necesario que estos equipos sean analizados en el patio de distribución donde se podrán revisar detalladamente los daños sufridos por el equipo. Además de contar con una estadística cada vez más completa y Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 8

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verídica se hace necesario registrar la información que se pueda obtener, del transformador dañado en él y asociarlo con el reporte de las condiciones del área al ocurrir el daño.

Se deberán anotar en formato o tarjeta las características principales del equipo a reparar, como son: zona a la que pertenece, número económico, marca, número de serie, capacidad (kVA), tensión de operación, número de fases, etc.

Se deberá revisar fundamentalmente el estado del tanque, observando pintura, abombamiento, golpes, oxidación y fugas de aceite. Se revisarán también el estado de las boquillas y conectores, que no vengan perforados, quebrados, sucios o que falte alguno de ellos.

Se deberá revisar el estado que guardan los empaques, nivel y estado del aceite, así como puntas o conexiones internas sueltas y el estado del cambiador de derivaciones.

A continuación se procederá a efectuar las pruebas eléctricas para verificar el daño. Salvo que el equipo presente falla franca en su totalidad.

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8- Pruebas a transformadores de distribución Las pruebas mencionadas son las siguientes: Prueba de relación de transformación. Medición de resistencia de aislamiento. Prueba de rigidez dieléctrica del aceite. Después de haber revisado el equipo se llenará un informe del estado que guarde el mismo (Anexo No. 2). Finalmente con los valores de prueba obtenidos y la observación física del equipo se procederá a diagnosticar la causa de falla ordenándose el tipo de reparación que se realizará. Las pruebas que a continuación se mencionan son las mínimas indispensables para poder saber en que condiciones se encuentra un transformador de distribución. Existen otras pruebas más completas entre las cuales se encuentran: Prueba de impulso, Prueba de potencial aplicado, Prueba de inducido, Prueba de temperatura, Prueba de corto circuito, Prueba de pérdidas y eficiencia, Etc. Las pruebas que analizaremos son las siguientes: A) Rigidez dieléctrica del aceite. B) Resistencia de aislamiento. C) Relación de transformación.

9.- Descripción de la prueba de rigidez dieléctrica del aceite

A) Rigidez dieléctrica del aceite Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 10

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Esta prueba al aceite es una de las más frecuentes, ya que al conocer la tensión de ruptura que un aceite soporta es mucho más valioso, además, esta prueba revela cualitativamente la resistencia momentánea de la muestra del aceite al paso de la corriente y el grado de humedad, suciedad y sólidos conductores en suspensión. Como es sabido en los transformadores sumergidos en aceite, éste hace dos funciones: de refrigerante y de aislante. En cuanto a la función de aislante, es necesario determinar la rigidez dieléctrica del aceite, para lo cual se emplea un equipo probador que se le conoce como probeta y que en cuyo interior tiene dos electrodos calibrados, a los cuales se les aplica un potencial variable que provoca que al llegar a cierto valor dicho potencial se rompa el dieléctrico del aceite y se registre dicho valor de tensión aplicada. La prueba se puede realizar con electrodos planos o semiesféricos y cuyo diámetro y separación esta normalizado de acuerdo al tipo de prueba. Para electrodos semiesféricos la separación es de 1.016 mm y para planos de 2.54 mm Los electrodos y la probeta deben limpiarse perfectamente de preferencia enjuagándolos con gasolina, bencina o algún solvente adecuado, libre de toda humedad. Hasta que se encuentren libres de fibras o bien deberá lavarse la copa previamente con el mismo aceite que se va a probar. El aceite se debe tomar de la parte inferior del transformador (ya que es la parte donde posiblemente tenga mayor número de impurezas el mismo). La evaporación de la gasolina de los electrodos puede enfriarlos lo suficiente para que haya una condensación de humedad en la superficie. Por esta razón después del enjuague final con gasolina, la copa debe llenarse inmediatamente con el aceite a probar. La temperatura de la copa de prueba y del aceite cuando se esté probando debe ser igual a la del ambiente, a fin de reducir al mínimo la absorción de humedad. La temperatura ambiente no debe ser menor de 20°C. La mayoría de los equipos que se tienen son de electrodos planos, por lo que la descripción se hará tomando de base este tipo de electrodos. Descripción de la prueba A. B. C. D. E.

Cerciórese que el control gradual de potencial esté en cero. Calibre los electrodos del probador a 2.5 mm. (0.1 pulg.). Conecte el probador a una fuente de alimentación de C.A. de 127 Volts. Limpie perfectamente la probeta y electrodos como se menciona anteriormente. Tome una muestra de aceite de la parte inferior del transformador y déjela en la probeta tres minutos hasta que esté en completo reposo y sin burbujas (debe tenerse cuidado que el aceite cubra los electrodos). F. Tape la probeta con el cristal protector para mayor seguridad. G. Mediante el control gradual de voltaje aplique tensión a razón de 3 kV por segundo, aproximadamente hasta lograr la ruptura del dieléctrico, registre la lectura correspondiente a la cual se rompió el dieléctrico. H. Deje reposar mínimo durante un minuto el aceite y aplique nuevamente potencial, repitiendo la operación anterior, registre nuevamente la lectura a que se rompió el dieléctrico. I. Repita una vez la operación del punto h). Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 11

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J. Registre la temperatura ambiente del lugar donde se esté haciendo la prueba. K. Vacié sus resultados obtenidos en el formato correspondiente. L. Calcule el valor promedio de tensión a que rompió el dieléctrico (ese promedio será representativo para esa primera muestra). M. Repita para otras dos muestras más el proceso de los puntos e, f, g, h, i, j, k, l. N. El promedio de cada muestra es valido siempre que ninguna prueba sea diferente en mas de 5 kV., si existe una variación mayor deberán efectuarse mas pruebas con nuevas muestras. O. Calcule el promedio total con la base del promedio de cada una de las tres muestras (ese promedio será el representativo de todo el aceite sujeto a prueba) y si el valor es 25 kV (mínimo), nos indicará que es de aceptarse su condición y por lo tanto se usará.

10.- Descripción de la prueba de resistencia de aislamiento

B) Resistencia de aislamiento Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 12

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La medición de la resistencia de aislamiento sirve para determinar el estado en que se encuentran los aislamientos, y con base en esto decidir si están en condiciones de soportar los esfuerzos dieléctricos originados al aplicar tensiones en prueba o trabajo.

El obtener valores bajos no indica en forma decisiva que el aislamiento sea deficiente (en su diseño o aplicación), sino que hay suciedad o humedad en los aislamientos y por ende limita la operación correcta del equipo.

La medición de la resistencia de aislamiento se efectúa con un aparato medidor de resistencia de aislamiento, conocido comúnmente como “Megger”, que consta básicamente de una fuente de C.D. y un indicador de Megohms. La capacidad de la fuente de C.D. generalmente es baja, ya que la finalidad es ver el estado en que se encuentra un aislamiento; es decir, esta es una prueba indicativa no destructiva, de tal forma que si un aislamiento está débil no lo agrave.

Descripción de la prueba a) Antes de iniciar la prueba deben observarse las precauciones siguientes: a.1) El transformador debe estar completamente desconectado de cualquier circuito. a.2) El Megger debe colocarse sobre una base firme y nivelada. Es muy conveniente, prevenir grandes masas de hierro y campos magnéticos en la vecindad del aparato, ya que esto puede ser causa de lecturas incorrectas. a.3) Se deberá verificar y calibrar el aparato, comprobando las posiciones de cero e infinito de la aguja. Para la verificación de infinito, basta con operar el megger durante un tiempo con sus terminales en circuito abierto. Hasta que la aguja tome su máxima posición, que debe ser infinito. En caso contrario, debe ajustarse a ese valor. La comprobación de cero se hace poniendo en corto circuito las terminales. En caso de no tomar la posición de cero, debe ajustarse. a.4) Tomar en cuenta que la terminal de prueba de línea principalmente, se encuentra en buen estado su forro para prevenir posibles fallas en la prueba y por seguridad del personal que la efectúe. b) Las resistencias de aislamiento a determinar en el transformador son: A.T. Contra B.T. A.T. Contra B.T + tanque a tierra A.T. + tanque a tierra contra B.T. B 1 – Prueba de alta tensión contra baja tensión 1.- Conectar en corto circuito todas boquillas de alta tensión. 2.- Conectar a una de las boquillas de alta tensión la terminal de línea de megger. 3.- Conectar en corto circuito todas las boquillas de baja tensión. 4.- Conectar a una de las boquillas de baja tensión la terminal de tierra del megger. 5.- Colocar el conmutador de tensión del megger de acuerdo a la tensión del devanado a Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 13

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probar, tomando en cuenta que el voltaje de prueba no debe exceder de voltaje de trabajo del devanado sujeto a prueba. 6.- Girar la palanca del megger a velocidad constante, (hasta llegar a unas tres revoluciones por segundo) durante aproximadamente 60 segundos, hasta que se estabilice la aguja y tomando dicha lectura, fijándose en qué escala del aparato se esta haciendo la prueba, en caso de que la escala utilizada no sea suficiente. Pasar a la escala de mayor rango. 7.- Anotar la lectura obtenida en el formato correspondiente. 8.- Anotar asimismo en el formato, en la segunda columna, la lectura multiplicada por la constante correspondiente a la escala de voltaje que se utilizó, dicho factor se encuentra en el selector de voltaje del aparato. 9.- Como la temperatura influye directamente en la resistencia de aislamiento, ésta deberá tomarse en cuenta al hacer la prueba y corregirse de acuerdo a los factores de corrección que se anexan en el formato correspondiente, o sea que la temperatura del transformador se deberá corregir a 75°C que sería la temperatura aproximada de trabajo. 10.- Anotar el factor de corrección en dicho formato y multiplicarlo por el valor multiplicado de resistencia, lo cual nos dará el dato de prueba. 11.- El valor obtenido deberá de cumplir con la regla empírica de un megohms por cada kilo Volts correspondiente a la tensión del transformador.

Por ejemplo, para un transformador de 23 kV primarios se deberá tener como mínimo una resistencia de aislamiento de 23 megohms referidos a 75°c

B 2- Prueba alta tensión contra baja Tensión + tanque a tierra

1.- Conectar en corto circuito todas las boquillas de alta tensión.

2.- Conectar la terminal de línea a unas boquillas de alta tensión. 3.- Conectar todas las boquillas de baja tensión en corto circuito y a tierra con el tanque del transformador.

4.- Conectar la terminal de tierra a unas boquillas de baja tensión.

5.- Seguir los pasos 5, 6, 7, 8, 9, 10 y 11 del punto b1.

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Diagramas ilustrativos para el ensayo de resistencia de aislamiento con megger.

Corrección por temperatura para resistencia de aislamiento en transformadores. a 75°c Temp. de transformador sin aceite clase a

factor de corrección

Temp. de transformador con aceite clase a

factor de corrección

20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60 62 64 66 68 70 72 74 75

0.013489 0.015776 0.018450 0.021577 0.025234 0.029512 0.034514 0.040365 0.047206 0.055207 0.064575 0.075509 0.088308 0.103276 0.120781 0.141254 0.165197 0.193197 0.225944 0.264241 0.309030 0.371640 0.422679 0.494311 0.578096 0.676083 0.790679 0.924698 1.0

20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60 62 64 66 68 70 72 74 75

0.022387 0.025704 0.029512 0.033884 0.038904 0.044668 0.051286 0.058884 0.067608 0.077624 0.089125 0.102329 0.117490 0.134896 0.154882 0.177828 0.204175 0.234423 0.269153 0.309030 0.354813 0.407380 0.467735 0.537032 0.616595 0.707947 0.812831 0.923255 1.0

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11.- Descripción de la prueba de relación de transformación

Relación de transformación (TTR) Para efectuar esta prueba se utiliza un probador de relación de transformación manual, pudiéndose utilizar también y con mejores resultados un equipo con transformador auxiliar. A la fecha ya existen equipos TTR digitales y ya no se requiere el auxiliar ya que se pueden medir relaciones de transformación muy altas. Antes de proceder a realizar la prueba es necesario efectuar lo siguiente. 1.- Se ajustan los valores a cero, se ponen en corto circuito las terminales H1 y H2 se aplica tensión por medio del generador manual, hasta tener una lectura de 8 Volts. En el voltímetro. Se observa el detector D, debiendo quedar su aguja exactamente al centro de la escala. Si no toma esta posición, debe ajustarse. 2.- Como las terminales H1 y H2 ya están en corto circuito, hay que hacer lo mismo con X1 Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 16

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y X2, las perillas también deben estar en cero. Nuevamente se generan 8 Volts observando ahora el galvanómetro, el cual debe medir cero, en caso contrario, se ajusta a cero por medio de la cuarta perilla. 3.- Conectar la terminal H1 (roja) con la X1 (roja) y la H2 (negra) con la X2 (negra), estando las perillas leyendo 1000. Se genera a 8 Volts, observando el galvanómetro, el cual debe medir cero, en caso contrario se ajusta la perilla cuarta hasta obtener el cero a 8 Volts. Si el cuarto volante lee menos de cero, para obtener la indicación cero del galvanómetro, se colocan todos los volantes en 0.9999 y nuevamente se ajusta con el cuarto volante. Asimismo debe asegurarse que el transformador por probar esté totalmente desconectado y desenergizado. Habiendo observado los ajustes y precauciones anteriores se procede a conectar el transformador de la siguiente forma. C1 Prueba a transformadores monofásicos de 13.2 kv/240/120 v o menor voltaje A. Las terminales de excitación del TTR X1 (roja) y X2 (negra) se conectan al devanado de baja tensión de los dos devanados a comprobar y la terminal H1 (roja del TTR a la correspondiente X1 (roja) la H2 (negra) se conecta a la otra toma del transformador B. Las perillas del TTR deben estar en cero y se da una vuelta a la manivela del generador; si el galvanómetro deflexiona hacia la izquierda, la conexión del transformador es sustractiva. En caso de flexionar hacia la derecha la aguja del galvanómetro, la conexión del transformador será aditiva. Con esto queda determinada la polaridad del transformador. Entonces las terminales del mismo color se conectan a las terminales de la misma polaridad. A. Calcular la relación aproximada del transformador, de acuerdo a los datos de placa, con la finalidad de colocar las perillas de dicho valor aproximadamente y facilitar y abreviar el tiempo de prueba. por ejemplo un transformador de 13.2 kV 220/127 V. su relación aproximada a voltaje nominal 13,200 V. será 103.93, con lo cual la primera perilla se pondrá en el valor de 1. B. Gire lentamente la manivela observando el galvanómetro, el cual debe deflexionar a la izquierda, también se observa el voltímetro. C. Deben seguirse dando pasos ascendentes al primer voltaje, sin dejar de accionar la manivela, hasta que la deflexión del galvanómetro sea a la derecha entonces se debe dejar en la posición anterior a que eso suceda la primer perilla, una vez que incrementadas las revoluciones de la manivela se logre alcanzar el valor de 8 Volts en el voltímetro. D. En caso de que al iniciar la prueba como se menciona en el punto d) y al girar la manivela tome mucha corriente de excitación y esta no se reduzca al bajar de posición la perilla,

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esto quiere decir que existe una falla en el devanado que se está probando, encontrándose éste abierto. E. Se procede a girar la manivela de nuevo para buscar la posición de la segunda perilla, siendo esto en igual forma que la primera perilla. F. Igualmente se debe hacer lo anterior para obtener las lecturas de la tercera y cuarta perilla, siendo la lectura sobre el panel la rotación de transformación buscada. G. Esta operación deberá efectuarse en cada una de las posiciones de los cambiadores de derivación para obtener la relación de transformación de cada una de dichas posiciones. H. Anotar los valores obtenidos de voltaje de placa del transformador. I.

Obténgase la relación de transformación de placa.

J. Colocar la diferencia en porciento de la relación de placa contra la relación obtenida por el TTR, tomando en cuenta que no deberá variar la primera en +- 0.5 % de los datos de placa. C” Prueba a transformador trifásico de 13.2 kv 220/127 o menor voltaje A. Las terminales de excitación del TTR X1 (roja y X2 (negra) se desconectan la primera al devanado a probar (X1, X2, X3) y la segunda al neutro (X0). y las terminales H1 (roja) y H2 (negra) se conectan respectivamente al devanado a comparar fase A y fase C. B. Para comparar devanado X2 y H2, se conecta el TTR en H2 (rojo) y H1 (negro) y X0 (negra), X2 (roja). C. D. Para comprobar devanados de X3 y H3, se conecta el TTR de la siguiente manera H3 (rojo) H2 (negro) y X0 (negro), X3 (rojo). E. Una vez conectado el transformador al TTR como se indicó para cada fase, se tomarán las lecturas con el procedimiento descrito en los puntos b, c, d, e, h, i, j, k, del inciso c1, para cada una de las posiciones de los cambiadores de derivación. C 3 Prueba a transformadores trifásicos de 23 kv 220/127 v o mayor voltaje. Si la prueba se realiza con un equipo TTR con auxiliar o es un equipo digital que puede medir relaciones altas, las conexiones serán semejantes a probar un transformador trifásico de voltaje de operación 13200-220/127 Volts. A. Para efectuar esta prueba con el equipo sin transformador auxiliar, es necesario tomar dos devanados de baja tensión contra un devanado de alta tensión, para que la relación de transformación sea de 1.2, con la finalidad de que se pueda obtener la lectura en el TTR, ya que este equipo solo puede dar una relación de 129.999, siendo mayor relación la de los transformadores con las características mencionadas. por lo tanto la lectura que se obtenga en el TTR se deberá multiplicar por dos para obtener la relación total. B. Conectar las terminales H1 (roja) y H2 (negra) a la fase A y B de A.T. respectivamente, puenteando las fases de AT. B y C, conectar las terminales del TTR X1 (roja) y X2 (negra) a la fase A y B de B. T. respectivamente. Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 18

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C. Para probar la fase B, conectar las terminales H2 (roja) y H3 (negra) a las fases B y C de A. T. respectivamente, puenteando las fases A y C de A. T., conectar las terminales del TTR X2 (roja) y X3 (negra) a la fase B y C de B. T. respectivamente. D. Para probar la fase C, conectar las terminales H3 (roja) y H1 (negra) a las fases C y A de A.T. respectivamente, puenteando las fases A y B de A.T., conectar las terminales del TTR X3 (roja) y X1 (negra) a la fase C y A de B.T. E. Una vez conectado el transformador al TTR como se indicó para cada fase se tomarán las lecturas con el procedimiento descrito en los puntos b, c, d, e, h, i, j, k, del inciso c1, para cada una de las posiciones de los cambiadores de derivación.

11.- Tipos de transformadores de distribución El transformador, es un dispositivo que no tiene partes móviles, el cual transfiere la Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 19

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energía eléctrica de un circuito u otro bajo el principio de inducción electromagnética. La transferencia de energía la hace por lo general con cambios en los valores de voltajes y corrientes.

Transformador de Distribución “Es aquel transformador que tiene una capacidad nominal desde 5 hasta 500 kVA y una tensión eléctrica nominal de hasta 34,500 Volts en el lado primario y hasta 15,000 Volts. Nominales en el lado secundario. Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 20

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Transformador tipo Poste “Es aquel transformador que por su configuración externa esta dispuesto en forma adecuada para sujetarse o instalarse en un poste o en alguna estructura similar.”

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A).- Tipo Normal •

Para operar a temperatura promedio del ambiente que no exceda de 30º C y la temperatura máxima no sea mayor de 40º C.

B.- Tipo Costa •

Para operar a temperatura del ambiente mayor de 40º C y la promedio del ambiente durante cualquier periodo de las 24 horas mayor de 30º C.

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C.- Transformadores Autoprotegidos Tipo normal Tipo costa

D.- Transformadores trifásicos Tipo normal Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 23

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Tipo costa

Transformador tipo Pedestal “Conjunto formado por un transformador de distribución con un gabinete integrado en el cual se incluyen accesorios para conectarse en sistemas de distribución subterránea; este conjunto esta destinado para instalarse en un pedestal y para servicio intemperie.”

Transformador tipo sumergible

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“Es aquel transformador que por su configuración externa esta dispuesto en forma adecuada para ser instalado en un pozo o bóveda y que estará expuesto a sufrir inundaciones.”

Transformador tipo subestación “Es aquel transformador que por su configuración externa esta dispuesto en forma adecuada para ser instalado en una plataforma, cimentación o estructura similar y su acceso esta limitado por un área restrictiva.”

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11.1 TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCION AUTOPROTEGIDO, CSP CSP es un sistema de protección para transformadores de distribución. El sistema de protección CSP protege al transformador contra rayos, fallas secundarias, sobrecargas severas y proporciona aviso visual de la existencia de condiciones antieconómicas de carga. El sistema de protección CSP también protege al sistema de distribución contra separación de línea en el caso de una falla del transformador. FILOSOFÍA DE LA PROTECCIÓN CSP 1.- El transformador de distribución debe de ser protegido contra fallas y sobrecarga que podrían reducir la vida del transformador. 2.- El sistema de distribución eléctrica debe ser protegido contra un transformador que ha fallado; de tal manera que la falla es aislada en el transformador fallado y afecta solamente a los clientes que son servidos por este transformador fallado. 3.- No es económico operar regularmente un transformador de distribución, en condiciones de sobrecarga. 4.- La protección contra sobretensiones es maximizada cuando el pararrayos esta montado directamente en el tanque del transformador reduciendo la impedancia de la conexión a tierra a un mínimo.

COMPONENTES DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN CSP Para crear un transformador CSP, Varios dispositivos de protección se aplican al transformador, cuando el transformador está siendo manufacturado. Estos dispositivos son: Un pararrayos de alta tensión, un fusible de expulsión de alta tensión y un interruptor de baja tensión. Para la protección contra sobretensiones, el pararrayos se monta directamente en el tanque del transformador y se conecta al aislador de alta tensión ya sea directamente o a través de una separación de aire. Para la protección contra la separación de la línea del sistema, el fusible de expulsión se monta dentro del transformador y se conecta entre el terminal interno del aislador y la salida de la bobina de alta tensión. Para protección contra fallas secundarias y sobrecargas, el interruptor se monta dentro del transformador y se conecta entre la bobina de baja tensión y los aisladores de baja tensión, del tal manera, que la corriente fluye a través de este interruptor. Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 26

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Para indicación visual de condiciones antieconómicas de carga, la luz de señal se monta en la pared exterior del tanque del transformador cerca de las manijas de operación del interruptor. La luz de señal esta conectada eléctricamente al circuito sensor de la luz de señal que esta dentro del transformador. Para conectar el transformador a la línea de distribución se usa un conector de línea viva. Este conector aunque no es parte del transformador CSP, se usa extensivamente para hacer la conexión entre la línea de distribución de alta tensión y el transformador. BENEFICIOS DE LA PROTECCIÓN CSP El uso del transformador de distribución CSP ofrece los siguientes beneficios cuando se comparan al uso del transformador de distribución que nos es CSP: 1.-Menor costo de instalación. 2.-Instalación simple y más fácil 3.-Operación más segura. 4.-Servicio más confiable. 5.-Provisión para administración automática del la carga. 6.-Menor costo de operación. 7.-Una apariencia más pulcra. DESCRPCIÓN DE COMPONENTES CSP El componente central de la protección CSP es el interruptor de baja tensión. Este interruptor es el que proporciona protección al transformador contra las sobrecargas. Para que se pueda cumplir con esta función critica de protección, las características térmicas del interruptor deben igualar a aquellas del transformador, pero también el tiempo de respuesta del interruptor a los cambios termales debe ser igualado al del transformador. Protección térmica del transformador. La temperatura media de la bobina del transformador en cualquier momento particular, está dada por la historia carga/tiempo del transformador hasta el momento de interés más el efecto térmico de la carga instantánea que está pasando dentro de la bobina en ese momento. El comportamiento térmico de un transformador sumergido en aceite es tal que se puede describir como sigue: La temperatura media de una bobina del transformador en cualquier momento está dada por la temperatura de la bobina debido a la corriente instantánea de carga. En general, va a haber un máximo valor de temperatura media de la bobina, la cual no debe de ser excedida si se desea que el transformador funcione satisfactoriamente durante su periodo normal de vida. Una de las funciones del interruptor es asegurarse de que no exceda este predeterminado valor de temperatura media de la bobina. Este valor de temperatura media de la bobina está determinado por el diseñador del transformador y la vida prevista para el transformador. La máxima temperatura media de la bobina no es necesariamente el único límite térmico que debe ser cumplido por el diseñador del transformador. Puede haber (y frecuentemente hay) otras restricciones térmicas las cuales deben ser cumplidas y cualquiera de estas restricciones pueden ser la que al final va a gobernar el máximo límite térmico. Un ejemplo de otra restricción térmica que frecuentemente se convierte en una restricción limitadora, es la temperatura máxima del aceite. En muchos casos, los límites de temperatura del aceite son establecidos reconociendo la inflamabilidad del aceite aislante y estos pueden convertirse en los parámetros limitadores térmicos ( en lugar de la temperatura media de la bobina ) en ciertos diseños de transformadores. Otro parámetro térmico que frecuentemente se encuentre es la temperatura de la superficie de la cubierta exterior. En ciertas instalaciones de transformadores, donde el público en general puede entrar en contacto con el tanque del transformador, la máxima temperatura permitida de la superficie del tanque puede volverse el parámetro térmico limitador.

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El interruptor CSP. El interruptor CSP, para poder ser aplicado universalmente a todos los transformadores y dentro de todas las restricciones térmicas, tiene características de protección que son sensibles a las mismas variaciones térmicas que las del transformador. Además, los principios de aplicación del interruptor son fácilmente entendibles y aplicables por los ingenieros diseñadores de transformadores para cumplir con las diferentes condiciones de diseño. Es importante la correcta aplicación del interruptor, no solamente para asegurarse que los límites térmicos especificados no son excedidos, pero también para asegurarse de que el transformador está sobreprotegido. Con todo lo que es capaz de hacer, el interruptor tiene una construcción relativamente simple. Es un dispositivo electromecánico con tres elementos principales. Estos elementos son: (1) Detección de temperatura, (2) Enganche y disparo; (3) Interruptor de corriente. La función de detección de temperatura es hecha a través del uso de cintas bimetálicas que son construidas dentro del interruptor de tal manera que la corriente de carga del transformador pasa a través de ellas. El interruptor se coloca dentro de transformador de tal manera que estas cintas bimetálicas están dentro de la capa superior del aceite del transformador. De esta forma, el modelo térmico crítico del transformador seguido por el interruptor es obtenido porque las cintas bimetálicas están respondiendo, térmicamente a la temperatura del aceite del transformador y también a los cambios de temperatura creados por el flujo de la corriente de carga que pasa a través de ellas. Por medio de una selección juiciosa de las características de respuesta térmica del material del bimetal, por el diseño adecuado del elemento bimetálico y por la integración mecánica y eléctrica del bimetal dentro del interruptor, se establece una familia de diseños de interruptores. Esta familia de diseños de interruptores es capaz de igualar térmicamente la mayoría de diseños de transformadores. Además, cada diseño particular de interruptor está disponible al fabricante de transformadores en una variedad de calibraciones preestablecidas para obtener un buen emparejamiento entre el transformador y el interruptor. Las funciones de enganche y apertura del interruptor son efectuadas dentro de un conjunto de partes bastante similar a aquellos usados en los interruptores en aire para uso industrial. El mecanismo de enganche y apertura mantiene los contactos después de que ha acontecido una predeterminada cantidad de movimientos de la cinta bimetálica. El interruptor también puede ser abierto y cerrado manualmente. Otras características que se pueden colocar dentro del mecanismo de enganche y apertura son el enganche para la luz de señal, el conjunto del control de emergencia y el dispositivo de apertura magnética. El último de los elementos principales del interruptor es el elemento de interrupción de corriente. El elemento de interrupción de corriente consiste de partes de cobre que conducen corriente a través de un juego de contactos interruptores de corriente hechos de cobretugnsteno. Una vez que el enganche “mantener-cerrar” es liberado, los contactos se abren e interrumpen el circuito. Se usan varias configuraciones de contactos dependiendo de la capacidad de interrupción y la cantidad continua de corriente del interruptor. Como fue mencionado previamente, el interruptor está disponible con otras varias características de operación las cuales no serán explicadas. La luz de señal: Instalada dentro del interruptor, a opción del cliente, es un juego de contactos auxiliares para operación de la luz de señal. Estos contactos normalmente abiertos, son parte del circuito de la luz de señal. El circuito de la luz de señal consiste de una bobina auxiliar (una o dos vueltas) la cual genera 4 voltios aproximadamente, del juego de contactos de la luz de señal dentro del interruptor y de la luz de señal la cual está montada en la pared del tanque del transformador. El muego de contactos de la luz de señal está conectado mecánicamente al sistema principal de enganche y del bimetal del interruptor. El mecanismo de la luz de señal se ajusta de tal manera que los contactos de la luz de señal se cerrarán en una condición térmica predeterminada, la cual ocurre antes de que el sistema principal de enganche abra los contactos principales. El resultado neto es una indicación visual externa, de que una presente condición de carga ha sido alcanzada por el transformador. El mecanismo de la luz de señal no se reengancha por si Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 28

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mismo cuando la carga disminuye; la luz de señal permanece encendida una vez que los contactos de la luz de señal se cierran y solamente pueden ser desconectados operando manualmente la manija exterior del interruptor. El control de emergencia: Este juego de enganches puede ser activado externamente para aumentar la cantidad de carga que el interruptor va a permitir que conduzca el transformador. Esto es hecho aumentando el acoplamiento de enganche principal y el de la luz de señal dentro del interruptor lo cual tiene el efecto de requerir mayor movimiento de la cinta bimetálica para abrir el interruptor ya que mayor movimiento del bimetal requiere una mayor temperatura. Apertura magnética: Ciertos interruptores están equipados con un elemento magnético para apertura instantánea además del elemento bimetálico térmico de apertura. El elemento de apertura magnética aumenta la velocidad de apertura del interruptor bajo condiciones de altas corrientes de falla. Este aumento de velocidad de apertura permite que el interruptor interrumpa mayores valores de corriente de falla de lo que sería normalmente posible. La reacción del interruptor a la actividad térmica no se cambia con la adición del elemento de apertura magnética. Operación del transformador CSP Para entender la fusión de todas las características del interruptor y como es que éstas trabajan en conjunto para dar protección CSP, va a ser examinada la operación del transformador CSP en una instalación particular. Asumiendo que tenemos una carga residencial típica en los Estados Unidos alimentada por un transformador de distribución CSP. La carga consiste de varias residencias con cantidades variables de carga. Un ciclo típico de carga residencial en los Estados Unidos contienen diferentes picos y depresiones durante cualquier periodo de 24 horas. Durante los meses de clima caliente, la carga pico ocurre al final de la tarde (4:00 P.M. a 6:00 P.M.) cuyo valor es aproximadamente dos veces la carga mínima, la cual ocurre en la mañana (aproximadamente 6:00 A.M.). Durante los meses de clima frío el ciclo típico de carga (asumiendo calefacción eléctrica) tiene dos picos mayores, el primero ocurre en la mañana (7:00 A.M. a 9:00 A.M.). Y el segundo ocurre al comenzar la noche (6:00 P.M. a 8:00 P.M.). Estos picos son aproximadamente tres veces mayor que la carga mínima que ocurre durante la madrugada (2:00 A.M. a 9:00 A.M.) debido a la naturaleza cíclica de la carga actual y a la relativa corta duración del pico, transformadores que son considerablemente menores que las cargas pico pueden ser instalados con seguridad, sin ninguna preocupación por una rápida perdida de la vida del transformador debido a la sobrecarga. El interruptor CSP va a permitir que el transformador funcione dentro de las cargas cíclicas de este tipo hasta el punto donde la cantidad y duración de la carga pico comienza a causar pérdidas significantes de la vida del transformador. Cuando se alcanza este punto, la luz de señal, se va a encender dando a la compañía de electricidad la primera indicación de que las cargas en este transformador particular han crecido hasta el punto donde puede ocurrir un significante deterioro del aislamiento. La luz de señal, como se mencionó anteriormente, permanece encendida una vez que ha sido accionada, a no ser que se reenganche manualmente la manija de operación del interruptor. La indicación de la luz de señal significa que por lo menos una vez, el transformador ha alcanzado un determinado nivel de sobrecarga y una determinada duración de sobrecarga. En este momento, diferentes alternativas están abiertas a la Compañía de Electricidad: Planificar el cambio de este transformador por un transformador de tamaño mayor en un futuro conveniente, o la luz de señal puede ser reenganchada para determinar si se va a encender de nuevo indicando que la condición de carga normal en este sitio y entonces planificar el cambio del transformador, o dejarlo como está y esperar para ver si el interruptor mismo va a abrir en alguna fecha futura. Si nada se hace y la carga continua creciendo en este lugar, va a ser alcanzada una condición de carga pico y de duración de carga, la cual causará que el interruptor se abra. En este momento, el electricista de la compañía de electricidad debe ser enviado al lugar donde está instalado el transformador para poder restituir el servicio eléctrico a estos clientes. De nuevo, hay Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 29

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diferentes cursos de acción a seguir. El transformador puede ser cambiado inmediatamente por otro de mayor tamaño, pero esto podía no ser fácil de hacerse dependiendo de la hora del día y de la disponibilidad del personal para hacer este cambio. Podía ser posible cerrar el interruptor manualmente y restituir el servicio y luego planear el cambio en un tiempo futuro, o no planear el cambio y esperar para ver si la carga alcanza estos niveles de nuevo y hace que interruptor se abra nuevamente. Finalmente, podía no ser posible cerrar el interruptor porque la carga no ha sido completamente reducida y el interruptor abriría tan pronto este sea cerrado. Para solucionar este problema y para permitir que la compañía de electricidad restituya el servicio sin tener que hacer un cambio inmediato del transformador, la mayoría de los transformadores CSP contiene un elemento de control de emergencia. El electricista puede activar la manija de control de emergencia y haciéndolo así, aumenta la capacidad de carga del interruptor de tal manera que el interruptor puede ser cerrado y el servicio puede ser restituido. Una vez que se vuelve necesario activar el control de emergencia, la compañía de electricidad debe planear el cambio del transformador por uno mayor tan pronto como sea posible. En resumen, el interruptor CSP proporciona otra función importante de protección – protección contra falla secundaria. El interruptor CSP va a abrirse como respuesta a las fallas secundarias externas al transformador y en muchos casos, esta acción va a prevenir que el transformador se dañe térmicamente. Esta característica es importante particularmente para aquellas instalaciones donde se utilizan conductores sin aislamiento para el servicio secundario, ya que este uso aumenta grandemente el riesgo de fallas en la línea especialmente en las áreas donde existe una gran cantidad de árboles u otra vegetación. Si el interruptor abre como respuesta a una falla secundaria temporaria, el servicio puede ser restituido fácilmente eliminando la falla y cerrando el interruptor. Cuando esta acción simple de cerrar el interruptor CSP se compara con aquellas acciones requeridas en el caso de un transformador que no es CSP donde ya sea un fusible primario y un fusible secundario debe ser cambiado, es aparente el beneficio de CSP. También en el caso del CSP, no hay necesidad de comprar un fusible de repuesto. Desempeño del transformador Cuando se usa el interruptor CSP en un transformador de distribución se crean diferentes zonas de capacidad de carga para el transformador. Primero, están aquellas combinaciones de carga y de duración de carga las cuales causarán que la luz de señal se encienda. También existe un juego de puntos de carga y de duración de carga los cuales hacen que el interruptor se abra, también otro juego el cual va a describir la capacidad de carga cuando se activa la función de control de emergencia. Históricamente, estas bandas de desempeño han sido representadas gráficamente por un juego de curvas llamadas “curvas de carga del transformador CSP versus tiempo”. En el eje vertical se coloca el porcentaje de corriente total de carga del transformador y en el eje horizontal se coloca la duración de carga en horas. Las tres curvas (una para la luz de señal, una para el interruptor y una parte para la operación de emergencia) muestran la duración, de tiempo que una carga particular puede ser soportada por el transformador CSP antes de que la señal encienda, o el interruptor abra bajo condiciones de calibración normal y de emergencia. Los datos para estas curvas son calculados por el ingeniero diseñador de transformadores basándose en las características térmicas de este diseño particular del transformador y las características del interruptor que ha escogido para este transformador. Es importante darse cuenta de que el interruptor no restringe extraordinariamente la capacidad de carga del transformador. Cuando el interruptor se aplica apropiadamente, va a permitir que el transformador entregue tanta carga como sea capaz sin dañar severamente su aislamiento o sin exceder alguna otra restricción térmica determinada por el diseño. Las curvas de tiempo carga generalmente cambian de transformador a transformador y de fabricante a fabricante. Mientras que las curvas carga-tiempo del transformador son un método conveniente para comparar un diseño de un transformador con otro, por lo general no dan una buena indicación del desempeño del transformador bajo condiciones reales de carga. Como se dijo previamente, la carga residencial normal (en los Estados Unidos) es cíclica con picos y depresiones mientras que Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 30

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la curva normal tiempo-carga supone que existe una carga constante hasta que ocurre la apertura del interruptor. El desempeño del transformador durante condiciones de carga cíclica puede ser calculada por un diseñador de transformadores con experiencia y luego obtener la resultante curva tiempo-carga cíclica; esto es un proceso que consume demasiado tiempo el cual es generalmente evitado por el diseñador del transformador. Westinghouse ha creado diferentes modelos de computación para el desempeño de transformador bajo condiciones de carga variable, lo cual ha permitido que, usando estas técnicas de computación, se ha vuelto mucho más fácil generar curvas tiempo-carga cíclica para transformadores. FUSIBLE DE PROTECCIÓN (FUSIBLE INTERNO PRIMARIO) Una parte de la protección del transformador CSP es el fusible de expulsión el cual está colocado en serie con la bobina primaria. Este fusible está montado dentro del aislador primario y está conectado por medio de un bloque terminal a la bobina de alta tensión. Protección del Sistema El fusible de expulsión primario CSP tiene solamente un propósito y es el de proteger la parte del sistema de distribución contra fallas que ocurren dentro del transformador de distribución. Si una falla ocurre dentro de las bobinas o en cualquier otra parte del transformador, esta va a ocasionar que altas corrientes fluyan y el flujo de estas corrientes van a causar que el fusible se funda y elimine al transformador del circuito. De esta forma, la falla está limitada solamente a aquellos clientes que son servidos por este transformador particular y el servicio se mantiene en el resto del sistema. Fusible primario versus Interruptor secundario. Una de las más importantes tareas de diseño que debe de ser hecha por el ingeniero diseñador del transformador CSP es la coordinación entre el fusible y el interruptor secundario. Al desempeñar esta tarea de coordinación, el ingeniero de diseño debe de utilizar la curva característica de tiempo mínimo de fusión versus corriente para el fusible primario de expulsión y la curva característica de tiempo medio de apertura versus corriente para el interruptor CSP: La coordinación debe de ser de tal forma de que el interruptor separe el circuito por cualquier falla en el lado de la carga antes de que se funda el fusible del lado primario. Para alcanzar esta coordinación, los cálculos son efectuados para el peor de los casos. La máxima corriente secundaria que puede fluir bajo cualquier condición de carga es aquella corriente creada por un corto circuito en los terminales secundarios del transformador. Usualmente, cuando se hace esta calculación, se asume barra infinita en el lado primario del transformador y la impedancia propia del transformador se toma como la única impedancia limitadora de corriente. La coordinación se alcanza al seleccionar la curva de mínima fusión del fusible de expulsión y la curva de apertura media del interruptor de tal manera que bajo esta situación de peor caso, el interruptor va a abrir el circuito sin que se funda el fusible de expulsión. Si la coordinación no es hecha apropiadamente, el fusible de expulsión se puede fundir cuando la falla ocurre en el lado secundario del transformador dejando así sin efecto la función protectora del interruptor. Cuando la coordinación es hecha apropiadamente, el fusible del lado primario, por lo general, se va a fundir solamente cuando ocurre una falla dentro del transformador. Cuando este tipo de falla existe, el transformador ya no se puede usar y debe de ser retirado del servicio y llevado a un taller de reparaciones. Si la falla ha sido en el lado de carga del transformador, el interruptor hubiera interrumpido el circuito. Por supuesto, cualquier falla delante del transformador no va a ser detectada por ninguno de los dispositivos de protección interna del transformador y tendrá que ser separada por algún otro dispositivo de protección que este más allá del transformador. PARARRAYOS PARA PROTECCIÓN CONTRA SOBRETENSIONES

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La protección para el transformador CSP generalmente incluye un pararrayos el cual está montado directamente en el tanque del transformador. El propósito del pararrayos es proteger el transformador de distribución contra daños del aislamiento causados por sobrecargas inducidas por rayos. Para proveer la protección contra sobretensiones, el pararrayos desvía el flujo de sobrecorriente hacia la tierra al cambiar su impedancia característica de alta resistencia para baja resistencia regresando a alta resistencia una vez de que la sobrecorriente ha sido desviada. El pararrayos, básicamente debe aparecer como un circuito abierto a las tensiones de frecuencia nominal y como un corto circuito a las sobretensiones. El tipo más simple de pararrayos es el espacio de aire que comúnmente existe entre la línea de alta tensión y tierra. Bajo condiciones normales de operación la presencia de este espacio de aire previene que la corriente de frecuencia nominal fluya hacia tierra. La corriente de frecuencia nominal también va a fluir a lo largo del camino creado por el aire ionizado durante la descarga y una ves que el flujo de la corriente de frecuencia nominal ha sido iniciado, no puede ser interrumpido por el espacio de aire, sino por algún dispositivo de interrupción. Un fusible o interruptor colocado delante del espacio de aire podría ser usado para proporcionar esta interrupción, pero por supuesto, esto sería impractico. Las características del pararrayos son de que no solamente puedan descargar la sobretensión hacia tierra, pero de que también puede interrumpir (o prevenir) el flujo de la corriente de frecuencia nominal una vez que la sobretensión ha sido desviada a tierra. Diseño del pararrayos. Un pararrayos básico esta compuesto de tres elementos principales, los cuales son: (1) La porcelana protectora contra intemperie y accesorios de montaje; (2) La disposición del espaciamiento interno y (3) Los bloques válvulas. Además de estos elementos principales, muchos pararrayos también constan un terminal desconector de tierra. Las funciones efectuadas por estos elementos son como siguen: Protección contra intemperie y accesorios de montaje: Los componentes internos del pararrayos son muy sensibles a la contaminación por humedad y por lo tanto, estos componentes internos deben ser sellados dentro de la porcelana. Esta porcelana no solamente protege contra la intemperie, pero también da suficiente distancia de descarga superficial para servir como un aislador efectivo entre la alta tensión y tierra. La porcelana contiene los terminales para hacer las conexiones eléctricas al pararrayos y los accesorios necesarios para hacer la conexión mecánica entre el pararrayos y el tanque del transformador. Disposición del espacio interno: las funciones del espacio interno son la de aislar los bloques válvula contra la tensión de frecuencia nominal, la de iniciar la descarga de la sobrecorriente por medio de una descarga cuando aparece la sobretensión y despues la de regresar a la condición de circuito abierto una vez que la sobretensión ha pasado. El diseño de la disposición de el espacio interno es complicado porque los niveles de sobretensión a los cuales debe ocurrir la descarga deben de ser precisos. Bloque válvula: El corazón del pararrayos de distribución es el bloque válvula. El bloque válvula se fabrica de carburo-silicio vitriticado para que sea semiconductor. El bloque de carburosilicio presenta muy alta resistencia a la corriente de frecuencia nominal y una muy baja resistencia a las corrientes causadas por sobretensiones. Esta propiedad de resistencia no lineal del carburo-silicio permite al pararrayos aparecer como un circuito abierto bajo condiciones normales y como un corto circuito a tierra bajo condiciones de sobretensión. Conexión al Transformador. Los pararrayos de distribución se conectan al transformador de distribución CSP en dos formas. Ellos pueden ser conectados directamente a la línea de alta tensión o usando un espacio de aire externo (al pararrayos) entre el pararrayos y la línea. Si se usa el espacio de aire, este debe ser precisamente determinado para el sistema particular de tensión de la instalación. El espacio de aire externo aumenta la tensión promedio de descarga del pararrayos y si es que no esta adecuadamente fijado, el voltaje de descarga podría Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 32

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ser muy alta y por lo tanto no proporciona una adecuada protección al transformador CSP, es el método de conexión directa. El pararrayos está conectado directamente al aislador de alta tensión del transformador y la conexión de la línea del sistema de distribución conectada ya sea al terminal del aislador de alta tensión o al terminal del pararrayos. Cuando se usa el método de conexión directa, el pararrayos debe de ser proveído con un desconector de tierra. El espacio de aire externo: Cuando un pararrayos falla, puede resultar el establecimiento de un camino permanente para la corriente, de baja resistencia hacia tierra a través del pararrayos. Si el pararrayos esta conectado al transformador por medio de un espacio de aire externo, este espacio va a aislar al pararrayos del sistema de distribución una vez que un dispositivo de protección que este colocado más adelante ha interrumpido el flujo de la corriente de frecuencia nominal a través del pararrayos que ahora esta fallado. Bajo esta condición, la integridad del sistema se mantiene y el sistema no es eliminado del servicio a un pararrayos fallado. Sin embargo, cuando el pararrayos falla de esta forma no da indicación externa de falla y consecuentemente es imposible localizarlo y reemplazarlo sin retirar de la línea y probar una gran cantidad de pararrayos. Cada vez que este pararrayos fallado descargue, va a causar de nuevo que opere un dispositivo de protección colocado más adelante. Conexión directa: Cuando un pararrayos, esta conectado directamente a la línea de alta tensión, no hay espacio de aire externo para proteger al sistema contra la separación de la línea. Si el pararrayos falla presentando un camino permanente de baja resistencia a la corriente de frecuencia nominal, la línea de distribución se separaría porque el transformador fallado aparecería como una falla permanente a tierra para prevenir que ocurra este juego de circunstancias se usa el terminal desconector de tierra. Este dispositivo esta construido dentro del pararrayos en el lado del terminal de tierra. La función del terminal desconector de tierra es la de detectar la presencia de una falla de baja impedancia a través del pararrayos y de desconectar el terminal desconector de tierra del pararrayos. La desconexión de la terminal de tierra da un espacio de aire necesario entre el pararrayos y el sistema de distribución y de este espacio va a desempeñar la misma función de aislamiento que el espacio externo que existe de un pararrayos normalmente con espacio externo. (El flujo inicial de la corriente de falla de frecuencia nominal debe de ser interrumpido por algún dispositivo de protección que esta más adelante tan igual que en el caso de un pararrayos con espacio de aire externo. El beneficio adicional de desconectar el terminal de tierra es el de proveer una indicación visual de la falla del pararrayos la cual puede ser descubierta y corregida durante una inspección de rutina del sistema de distribución. Impedancia de sobretensión. La conexión del terminal de tierra entre el pararrayos y el transformado, será tan pequeña como la distancia en la cual ha sido colocado el pararrayos con respecto al transformador. Mientras más pequeña sea esta conexión menos voltaje va a introducirse en las bobinas del transformador. Cuando el pararrayos esta montado directamente al tanque de el transformador (como en el caso del transformador CSP), la longitud del terminal de tierra es parcialmente cero y se obtiene una máxima protección del transformador. Cuando el pararrayos opere desvié la corriente de sobretensión hacia tierra una tensión llamada tensión de descarga del pararrayos aparece a través del pararrayos. La tensión que aparece a través del transformador cuando el pararrayos esta operando es la suma de tensión de descarga del pararrayos más la caída de tensión en la línea que conecta el pararrayos con el transformador. La caída de tensión el la conexión generalmente esta dada como 1.6 kilovoltios por pie de línea. Si por ejemplo, una línea de 10 pies de longitud existe entre el pararrayos y la conexión de tierra del transformador. Como se dijo previamente, esta tensión extra se limita cuando el pararrayos se monta directamente el transformador tal cual se hace en un transformador CSP. DISCUSIÓN DE LOS BENEFICIOS CSP Beneficio # 1: Menor costo de instalación. Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 33

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Cuando el costo de instalación de un transformador CSP se compara con el costo de instalación de un CSP será menor. El costo de instalación se toma como el precio de compra del transformador más el equipo que debe de ser añadido para completar esta instalación más la mano de obra para efectuar esta instalación. Debido a que los costos de equipo varían ampliamente por todo el mundo, estos equipos varían ampliamente por todo el mundo, estos costos serán examinados en una base unitaria con los valores relativos basados en costos típicos en los Estados Unidos. Ignorando el equipo separado y accesorios que son comunes a cualquier tipo de instalación (por ejemplo agarraderas de línea viva y poste) los siguientes costos relativos son típicos. Transformador 10 KVA

Transformador Seccionador fusible Pararrayos Crucetas Costo total material

Instalación Instalació CSP n no CSP 1.00 pu 0.84 pu 0.19

1.00 pu

0.05 0.05 1.14 pu

Transformador 25 KVA Instalación Instalació CSP n CSP Transformador 1.00 pu 0.88 pu Seccionador fusible 0.15 Pararrayos 0.04 Crucetas 0.04 Costo total 1.00 pu 1.10 pu materiales

Transformador 50 KVA Instalación Instalación CSP CSP Transformador 1.00 pu 0.88 pu Seccionador fusible 0.10 Pararrayos 0.02 Crucetas 0.03 Costo total 1.00 pu 1.03 pu materiales

El costo de una instalación de un transformador CSP es menor que el costo de la instalación de uno que no es CSP como se menciona encima sin considerar la reducida cantidad de tiempo de instalación para un CSP. Como de mano de obra: debido a las variaciones de costo de mano de obra, número de personal y método de instalación, costos de mano de obra son difíciles de comparar. En la instalación CSP solamente la pieza principal del equipo, el transformador, se instala en el poste y la única conexión de alta tensión para ser efectuada es la que se hace entre el transformador y la línea primaria. En el caso de una instalación no CSP se deben de instalar cuatro piezas principales del equipo: la cruceta, el pararrayos, el fusible y el transformador. Se tiene que hacer cuatro conexiones separadas en el lado primario: entre la línea primaria y el pararrayos, entre el Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 34

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pararrayos y el fusible, entre el fusible y el transformador y entre la tierra del pararrayos y la tierra del transformador. Frecuentemente se estima que el tiempo extra al efectuar una instalación no CSP es dos veces el tiempo que se demora hacer una instalación CSP. Beneficio # 2: Instalación simple y más fácil. La instalación CSP involucra solamente una pieza del equipo eléctrico, el transformador y solamente una simple conexión eléctrica de alta tensión a la línea de distribución, hay muy poca, si alguna, oportunidad de cometer un error de instalación. En el caso de una instalación que no es CSP, no solamente el transformador debe de ser montado, pero también las otras dos piezas principales de equipo eléctrico (pararrayos y fusible) deben ser montados también. Se debe de mantener un adecuado espacio eléctrico entre estas tres piezas separadas de equipo eléctrico y también de efectuarse una secuencia de conexiones eléctricas que sea apropiada. La complexidad de instalación del no CSP aumenta la posibilidad de cometer un error y quizá requiere personal de mayor habilidad. Beneficio # 3: Operación más segura. El transformador CSP proporciona un alto grado de seguridad personal bajo condiciones severas de sobrecarga. Cuando el transformador de distribución es sobrecargado severamente, la temperatura del aceite aislante se vuelve peligrosamente caliente. Un transformador que no es CSP el cual esta solamente protegido por fusibles puede alcanzar temperaturas excesivas en el aceite de que opere el fusible al flujo de sobrecorriente. Hasta el momento en que el fusible opera, no solamente el aceite esta muy caliente, sino que también el sistema de aislamiento sólido ha sido dañado severamente, cuando el fusible primario finalmente opera el servicio debe de ser restituido rápidamente y seguramente. Un procedimiento que usa comúnmente en los Estados Unidos (modificando significativamente en los últimos años) era enviar un electricista a donde estaba el transformador. El electricista inspeccionaba la instalación por cualquier falla secundaria obvia y si no encontraba ninguna el colocaba un nuevo fusible en reemplazo del quemado y efectuaba la conexión para continuar el servicio. Si el fusible se quemaba de nuevo, lo reemplazaba e intentaba de nuevo. En algunos casos hubo fallas que causaron daños a personas y a propiedades. Las posibilidades de este tipo de fallas pueden ser reducidas significativamente con un transformador CSP porque el interruptor de baja tensión proporciona el tipo de protección que va a prevenir excesivas temperaturas de aceite y/o daños severos al sistema de aislamiento del transformador. Cuando una falla severa ocurre dentro del transformador CSP, el fusible interno del primario opera, la operación de este fusible es una señal al electricista de que una falla severa ha tomado lugar y que el transformador debe ser reemplazado. En la instalación de un transformador CSP no ha sido previsto el cambio de cualquier fusible del lado primario porque una vez que el fusible opera significa que el transformador mismo ha sido dañado. Beneficio # 4: Servicio más confiable. La característica de aviso temprano del transformador CSP a través de la luz de señal de ayuda a la compañía de electricidad a aumentar la confiabilidad del servicio eléctrico que da a sus clientes. En el caso de una instalación de un transformador que nos es CSP, no hay aviso temprano de aumento de carga en un transformador particular. La carga va aumentar hasta que el transformador falla completamente o hasta que el fusible opera. Cuando esto sucede, el cliente se encuentra repentinamente sin servicio eléctrico, generalmente durante un periodo de carga pico y entonces un electricista debe ser enviado para comprobar y restituir el servicio. Si el transformador ha sido dañado severamente, el electricista debe llamar un equipo de servicio para remplazar el transformador lo cual va a crear una interrupción del servicio de varias horas de duración. El transformador CSP, en tanto la carga crece, va a encender la luz de señal y va a alertar a la compañía de electricidad del potencial problema de carga en la instalación. Como se dijo previamente, una vez que el potencial problema de carga ha sido identificado, este puede ser Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 35

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corregido en una forma planificada a través de un cambio planificado del transformador. Un cambio planificado del transformador crea mucho menos problemas para el cliente porque el cliente pude ser informado a tiempo de este cambio, el cliente estará sin servicio por un periodo mucho más corto y el cambio puede ser programado para una hora del día en la cual la demanda de servicio es mínima. Beneficio # 5: administración automática de carga. La luz de señal CSP colocada en cada transformador proporciona información acerca de las condiciones de carga. Esta información puede ser utilizada por la compañía de electricidad para administrar la carga de los transformadores para asegurarse del mejor uso económico de cada transformador esta siendo efectuado. Este concepto es explorado con más detalle bajo beneficio número seis. Beneficio # 6: menor costo de operación. Se consideran dos costos de operación cuando se compara un transformador CSP con uno que no es CSP. Primero esta el costo de la compañía de electricidad de proporcionar la energía para las perdidas sin carga del transformador y también esta el costo de sustitución del transformador cuando este ha fallado prematuramente debido a una sobrecarga. Hay algunas técnicas analíticas muy sofisticadas las cuales están disponibles para comparar el costo de operación de dos tamaños diferentes de transformadores con una curva dada de carga. En tanto la carga aumenta se alcanza un punto donde la mejor decisión económica es reemplazar el transformador de menor tamaño con el de mayor tamaño. El uso de este tipo de análisis requiere un conocimiento continuo de la carga en transformadores individuales y un conocimiento completo del sistema económico involucrado. El método del transformador CSP de optimizar la carga de transformadores individuales descansa sobre la información provista por la luz de señal. Normalmente, la luz de señal se calibra para operar cuando el efecto de temperatura de la corriente de carga instantánea más la temperatura del aceite en estado permanente es aproximadamente 80% del valor que haría abrir el interruptor de baja tensión. Beneficio # 7: apariencia más pulcra. Cuando se compara el impacto visual de un transformador CSP con una instalación que no es CSP la simplicidad del CSP presenta una apariencia mucho más limpia y ordenada. La instalación no CSP involucra muchas piezas de equipo con sus correspondientes accesorios de montaje más una cruce o cualquier otro soporte para el equipo de protección. Además, están las numerosas conexiones eléctricas que son requeridas entre todos los componentes. CSP es hermoso, en concepto y apariencia física.

12.- Determinación de causas de falla Con los reportes de campo y análisis en patios, el ingeniero de distribución ya está en condiciones de determinar la causa de falla de los transformadores; Estas causas de falla fueron clasificadas como: 12.1.1.-Corto circuito secundario 12.1.2.-Impulso por rayo ó maniobras 12.1.3.-Humedad en el aceite (hermeticidad. defectuosa). Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 36

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12.1.4. Protección inadecuada. 12.1.5.-Sobrecarga. 12.1.6.-Defecto de fabricación. 12.1.7.-Reparación defectuosa. 12.1.8.-Vandalismo o daños por terceros. 12.1.9.-Otras causas. Esta clasificación se obtuvo a través de muchos años de experiencia que asociada con el trabajo realizado durante 1988, consistente en el análisis de más de 500 transformadores, da como resultado la presente metodología que nos permite relacionar las causas externas observadas en campo con los daños internos detectados en patio. A continuación se establecen algunos criterios y observaciones que nos ayudan a determinar la causa de la falla:

13.- Corto circuito secundario

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El daño que presenta el transformador se debe a una corriente excesiva o de baja impedancia que circula a través de los devanados al realizar la inspección se observa lo siguiente: 13.1.1. Causas externas: Cortocircuito en acometidas Conductores recocidos o colgados Conductores rotos Conductores cruzados Vientos Mala calidad del fusible 13.2.1. Inspección exterior: 13.2.2- Tanque:

puede presentar abombamiento o ruptura.

13.2.3- Boquillas:

no se observa ningún daño.

13.3.1. Inspección interior: 13.3.2. Núcleo:

No presenta daño.

13.3.3-Herraje:

No presenta daño

13.3.4.-Devanados: Se presenta desplazamiento o telescopiado de las bobinas de A.T. y B.T., aislamiento carbonizado en mínima proporción, así como, residuos de conductor y aceite carbonizado.

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13.4.1 Pruebas. 13.4.2-Relación de transformación (TTR):

Puede resultar correcta (Si da relación).

13.4.3-Resistencia de aislamiento (MEGGER):

Puede resultar correcta.

13.4.4-Rigidez dieléctrica del aceite:

Puede resultar correcta.

14.- Impulso por rayo o maniobras

El daño que presenta el equipo se debe a un sobre voltaje en el devanado primario. al realizar la inspección se observa lo siguiente: 14.1.1. Inspección exterior: 14.2.2. Tanque:

No presenta daño aparente, pero si la descarga es muy cercana puede

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deformarlo (abombarlo). 14.2.3. Boquillas:

Pueden presentar flameo parcial o total e inclusive si la descarga es muy cercana al equipo, pueden presentarse destrucción de las mismas.

14.3.1. Inspección interior: 14.3.2. Aceite:

Se aprecian residuos de carbón y con olor a quemado.

14.3.3. Núcleo:

Generalmente no presenta daño, pero puede llegar a fundir parte del núcleo cuando no se aterriza correctamente.

14.3.4. Herraje:

No presenta daño.

14.4.3. Devanado:

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

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14.4 Pruebas. 14.4.1-Relación de transformación (TTR):

Normalmente marca "abierto", pero cuando el daño es muy severo puede marcar "corto circuito" entre capas

14.4.2-Resistencia de aislamiento (MEGGER):

Puede dar un valor bajo debido a la carbonización del aceite.

14.4.3-Rigidez dieléctrica del aceite:

Nos da un valor bajo que depende del grado de carbonización del aceite.

15.- Humedad en el aceite (Hermeticidad. Defectuosa)

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Esta falla se presenta por una mala hermeticidad de los empaques, o por cerrar mal el registro de mano; lo que ocasiona la disminución de la rigidez dieléctrica del aceite y demás aislamientos por la filtración de humedad. 15.1.1 Causas externas.

Empaques rotos. Boquillas rotas o fisuradas. Tortillería floja.

15.2.1. Inspección exterior.

15.2.2. Tanque:

Se aprecian manchas o escurrimientos de aceite, empaques agrietados o deformes o fugas en válvula de muestreo.

15.2.3. Boquillas:

Se pueden encontrar conectores flojos, boquillas flojas, fisuradas, o con empaque dañado.

15.3.1. Inspección interior. 15.3.2. Aceite:

Se puede apreciar mezclado con (emulsionado y formación de lodos).

15.3.3. Núcleo:

Se aprecia presencia de agua y óxido.

15.3.4. Herraje:

Se aprecia presencia de agua, óxido y lodos.

15.3.5. Devanados:

En aislamiento humedad.

se

aprecia

agua

indicios

de

15.4.1. Pruebas. 15.4.2-Relación de transformación (TTR):

Da en corto circuito o abierto.

15.4.3-Resistencia de aislamiento (MEGGER):

Da valores muy bajos y en casos extremos da un valor cero.

15.4.4-Rigidez dieléctrica del aceite:

Da valores demasiado bajos.

16.- Protección inadecuada En este grupo se clasifican los transformadores que se dañan por protección inadecuada y puede presentar características de una segunda causa, ya que el equipo esta expuesto a dañarse por no contar con protección. Para definir que un equipo se averió por esta causa únicamente será conociendo el estado real del sistema de protección, ya que de no contar o estar en malas condiciones, no podemos atribuirle a otra el origen de la falla. En ésta no es válida la inspección exterior ni la interior del equipo ya que puede presentar cualquier característica de falla que no fue protegida como puede ser: corto circuito, rayo, etc. por lo que solamente con el análisis detallado efectuado en el campo se puede clasificar en este grupo. Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 42

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16.1.1.-Causas externas: Fusibles de capacidad inadecuada. Sistemas de tierra inadecuados, rotos, falsos contactos, omisión de la misma. Apartarrayos inapropiados o dañados.

16.2.1. Pruebas. 16.2.2-Relación de transformación (TTR):

Puede resultar incorrecta

correcta

o

16.2.3-Resistencia de aislamiento (MEGGER):

Puede resultar incorrecta.

correcta

o

16.2.4-Rigidez dieléctrica del aceite:

Puede resultar incorrecta

correcta

o

17.- Sobrecarga

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Para esta causa es importante no confundirla con un corto circuito en secundario ó acometida lejana ó de alta impedancia. Ya que este daño es causado exclusivamente por un aumento anormal de la carga: 17.1.1 causas externas: Carga mayor al 120%. Desbalanceo entre fases. 17.2.1 Inspección exterior. 17.2.3. Tanque:

No presenta daño aparente.

17.2.4. Boquillas:

No presentan daño aparente.

17.3.1 Inspección interior. 17.3.2. Aceite:

Se aprecia una degradación acelerada del aceite con residuos de carbón y un olor ha quemado.

17.3.3-Núcleo

Puede presentar carbón en su laminación.

17.3.4. Herraje:

Presenta carbón.

17.3.5. Devanado:

Parcialmente presenta envejecimiento acelerado en el aislamiento (recalentado ó quemado) y residuos de carbón.

acumulación

de

17.4.1. Pruebas. 17.4.2. Relación de transformación (TTR):

Puede dar relación transformación correcta marcar "abierto".

17.4.3-Resistencia de aislamiento (MEGGER):

Da un valor bajo debido a la degradación acelerada del aceite provocada por alta temperatura.

17.4.4-Rigidez dDieléctrica del aceite:

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

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de ó

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18.- Defecto de fabricación

En esta clasificación se incluye los transformadores en los que el daño es originado por mala calidad de materiales y mano de obra, y no se puede atribuir a otras causas. 18.1.1. Causas externas:

Ninguna.

18.2.1. Inspección exterior: 18.2.2. Tanque:

No presenta daño aparente, pero puede tener tortillería floja o deterioro prematuro de la pintura.

18.2.3. Boquillas:

No presentan daño aparente, sin embargo pueden estar mal sujetadas.

18.2.4. Empaques:

Pueden ser de mala calidad y con colocación inadecuada

18.3.1. Inspección interior: 18.3.2. Aceite:

Puede presentar residuos de carbón, coloración obscura y olor ha quemado.

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18.3.3. Núcleo:

No presenta falla aparente, sin embargo puede no estar bien aterrizado.

18.3.4. Herraje

No presenta daño aparente, embargo puede estar flojo.

18.3.5. Devanados:

Por lo general no presenta daño en los devanados.

18.3.6. Conexiones:

Puntas mal soldadas, sueltas o aisladas inadecuadamente.

sin

18.4.1. Pruebas. 18.4.2.-Relación de transformación (TTR):

Puede marcar "corto circuito" ó "abierto".

18.4.3-Resistencia de aislamiento (MEGGER):

Da un valor bajo e inclusive da cero.

18.4.4-Rigidez dieléctrica del aceite:

Da un valor bajo menor de 30 kV.

19.- Defecto de reparación

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En esta clasificación se incluyen los transformadores reparados, en los que los daños pueden ser originados por la mala calidad de los materiales y la mano de obra, y no se pueden atribuir a otras causas. 19.1.1. Causas externas: Ninguna. 19.2.1. Inspección exterior: 19.2.2. Tanque: No presenta daño aparente, pero pueden tener tortillería floja. 19.2.3. Boquillas:

No presentan daño aparente, pero si mala sujeción.

19.2.4. Empaques:

Pueden ser de mala calidad y con colocación inadecuada.

19.3.1. Inspección interior: 19.3.2. Aceite:

Puede presentar residuos de carbón, coloración obscura y olor ha quemado.

19.3.3. Núcleo:

Mal ensamblado y sin aterrizar.

19.3.4. Herrajes:

No presentan daño aparente, pero puede presentar mala colocación y tortillería floja.

19.3.5. Devanados:

Dependiendo de la intensidad del daño puede variar desde una apertura ó falla entre espiras (bobina abierta); hasta un corto entre capas (Desfloramiento) del devanado de alta tensión.

19.3.6. Conexiones:

Punta mal soldada y aislada inadecuadamente. (puntas sueltas).

19.4.1. Pruebas: 19.4.2. Relación de transformación (TTR):

Puede marcar "abierto" o "corto circuito".

19.4.3-Resistencia de aislamiento (MEGGER):

Da un valor bajo o inclusive cero,

19.4.4-Rigidez dieléctrica del aceite:

Da un valor bajo o menor de 30 kV.

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20.- Vandalismo o danos por terceros

Esta causa se origina por terceras personas, y para tener la certeza es indispensable conocer las causas externas ya que únicamente con ello podemos clasificarlas en este grupo. Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 49

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20.1.1. Causas externas: A) Impactos de piedra o bala. B) Choques a postes o retenidas. C) Objetos extraños en la red secundaria. D) Acometida fraudulentas, etc. Al realizar la inspección se observa lo siguiente: 20.2.1. Inspección exterior: 20.2.2. Tanque:

Puede presentar impactos de bala o no presentar daño aparente.

20.2.3. Boquillas:

Puede presentar boquillas quebradas o no presentar daño aparente.

20.3.1. Inspección interior: 20.3.2. Aceite:

Puede encontrarse con residuos de carbón, coloración obscura, olor ha quemado, se aprecia mezclado con agua, emulsionado y con formación de lodos.

20.3.3. Núcleo:

No presenta daños.

20.3.4. Herraje:

No presenta daños aparentes.

20.3.5. Devanados:

Dependiendo de la intensidad del daño puede no presentar daño aparente, corto circuito en el devanado de alta tensión, impactos de bala o desplazamiento entre devanados.

20.4.1. Pruebas: 20.4.2. Relación de transformación (TTR):

Dependiendo de la magnitud del daño puede dar relación correcta, marcar "abierto" o "corto circuito".

20.4.3. Resistencia de aislamiento (MEGGER):

Da un valor bajo

20.4.4. Rigidez dieléctrica del aceite:

Da un valor menor de 30 kV.

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21.- Otras causas

En esta causa, se registran los equipos que fallen por causas conocidas que no se pueden incluir en ninguna de las clasificaciones anteriores, siendo las más comunes: 21.1.1. Causas externas: A) Falla en cambiador de derivaciones. B) Falsos contactos, en partes internas del transformador. C) Poste podrido o dañado. D) Corto circuito en alta tensión. E) Voltaje de alimentación incorrecta. F) Corrosión por contaminación salina o ambiental. 21.2.1. Inspección exterior: 21.2.2. Tanque:

Puede presentar daños como corrosiones y abombamiento.

abolladuras,

aberturas,

21.2.3. Boquillas:

Puede presentar boquillas quebradas o sin daño aparente, las porcelanas contaminadas o los conectores corroídos.

21.3.1. Inspección interior 21.3.2. Aceite:

Puede encontrarse con residuos de carbón, coloración obscura y un olor anormal (Quemado).

21.3.3. Núcleo:

Puede presentar residuos de carbón o laminación suelta.

21.3.4 Herrajes:

Pueden encontrase sueltos, doblados y con residuos de

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carbón. 21.3.5. Devanados:

Puede no presentar daño aparente o tener líneas reventadas, corto circuito en el devanado de alta tensión o recalentamiento de las terminales del devanado de baja tensión.

21.4.1. Pruebas: 21.4.2. Relación de transformación (TTR):

Dependiendo de la causa, puede dar relación correcta o marcar "abierto" o "corto circuito".

21.4.3-Resistencia de aislamiento (MEGGER):

Da un valor bajo.

21.4.4-Rigidez dieléctrica del aceite:

Da un valor bajo, menor de 30 kV.

22.- Recomendaciones para reducir su incidencia 22.1. Cortocircuito en secundario 1.- Reducir la longitud de los secundarios, evitando distancias mayores de 100 metros. 2.- Utilizar donde se justifique protección secundaria mediante la instalación de interruptores termos magnéticos. 3.- Instalar conductores adecuados a la carga. 4.- Revisar y aplicar debidamente las prácticas actuales de selección del fusible primario que protege al transformador. 5.- Tensionar conductores "colgados", o si se justifica instalar separadores, ó reemplazarlos si se encuentran dañados. 6.- En áreas arboladas cuando se instalen secundarios nuevos, utilizar conductores forrados y para los que están en operación se deberá cumplir con el programa de poda. 7.- Si es posible o se justifica Relocalizar las instalaciones problema o construir por zonas no arboladas. 8.- Retirar objetos extraños de las líneas. 9.- Llevar a cabo campañas publicitarias para evitar que arrojen objetos extraños a las líneas. 10.- Eliminar falsos contactos en las líneas y en la conexión de las acometidas, así como concientizar al personal (linieros e instaladores) de la importancia que tiene el efectuar las conexiones y los puentes correctamente. 11.- Si se tiene duda sobre fusibles que no estén operando satisfactoriamente, efectuar las pruebas correspondientes. 12.- Utilizar fusibles solamente con protocolo de prueba emitido por parte de LAPEM.

22.2 Impulso por rayo o maniobras 1.-Instalar Apartarrayos a todos los transformadores 2.- Seleccionar correctamente el Apartarrayos de acuerdo con la tabla siguiente:

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Voltaje nominal del apartarrayo SISTEMA Voltaje nominal del sistema kV.

3F-3H

13.2 24.0 34.5

12 kV 21 kV 30 kV

3F-4H 10 kV 18 kV 27 kV

3.- Conectar los Apartarrayos lo más cercano al transformador. 4.- Interconectar el bajante a tierra de los Apartarrayos, con el neutro y tanque del transformador. 5.- La resistencia del electrodo de tierra deberá ser como máximo de 20 ohms en época de estiaje y 10 ohms en época de lluvias. 6.- Reemplazar Apartarrayos de manera que el transformador tenga siempre su protección completa. 7.- Concientizar al personal que efectúa las revisiones de los circuitos de la importancia que tiene el reportar: Apartarrayos dañados, faltantes, bajantes de tierra rotos, Apartarrayos desconectados y mal conectados. 8.- En base al punto anterior programar los trabajos de mantenimiento necesarios. 9.- Si se tiene duda sobre Apartarrayos que no estén operando correctamente efectuar las pruebas correspondientes.

22.3 humedad en el aceite (Hermeticidad Defectuosa) 1.- Verificar que los empaques de tapas y boquillas cumplan la norma de referencia NRF-025CFE-2002. 2.- Instruir al personal que hace maniobras de transformadores, que las efectúen adecuadamente, ya que de no hacerlo pueden deformar el tanque, rompiéndose el empaque y boquillas. 3.- Mantenimiento preventivo al transformador, cuando en inspecciones rutinarias se detecten fugas de aceite. 4.- Evitar en lo posible abrir el registro de mano para el cambio de TAP´s, si no fuera posible, que el empaque del registro de mano selle adecuadamente. 5.- Es necesario que todos los transformadores de distribución, nuevos y reparados, se les realice la prueba de hermeticidad.

22.4 Protección Inadecuada 1.- Seleccionar adecuadamente el fusible de acuerdo a la capacidad del transformador. 2.- Inspección periódica de Apartarrayos. 3.- Programas de revisión a los sistemas de tierras. 4.- Concientizar al personal de la importancia que tiene que el equipo de protección quede instalado correctamente

22.5 Sobrecarga 1.- Cumplir con el programa de lecturas de carga y voltaje de transformadores. 2.- Derivado del análisis de los resultados del punto anterior, corregir: A) Desbalanceo entre fases. B) Sobrecarga de fases. Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 53

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3.- Revisar las solicitudes de servicios para comprobar, si existe capacidad disponible en el transformador. 4.- Evitar secundarios mayores de 100 metros y emplear conductores de calibres adecuados. 5.- Seleccionar adecuadamente el fusible de protección primario. 6.- Analizar debidamente las solicitudes de cargas temporales. 7.- Vigilar y eliminar acometidas de servicios fraudulentos. En áreas donde predomine este tipo de ilícitos se debe emplear protección secundaria a base de interruptor termo magnético. 8.- Hacer campañas de revisión y corrección de las protecciones de los servicios domiciliarios 9.- Eliminar falsos contactos. 10.- Completar en áreas secundarias el número de fases necesarias para facilitar el balanceo de carga

22.6 Defecto de Fabricación) 1.- Utilizar el reporte de investigación de la causa de daño del equipo, en el cual se registran los datos de: marca, parte que falló y las condiciones que existían al ocurrir la falla, tanto de las instalaciones como climatológicas. 2.- Este reporte, nos auxiliará para determinar si los daños son repetitivos por cada marca, es decir, si un equipo de una marca determinada tiene la misma incidencia de falla. 3.- Con la información anterior, hacer intervenir a los fabricantes en la solución a la problemática particular que se presenta.

22.7 Reparación Defectuosa) 1.- Seleccionar talleres de reparación que cuenten con una calificación emitida por Lapem, de confiable2.- Supervisar que se utilicen en la reparación los materiales adecuados y la calidad de reparación ofrecida. 3.- Realizar las pruebas de recepción establecidas en forma estricta y a cada uno de los transformadores. 4.- La reparación se deberá efectuar por piernas completas y si es económico, de preferencia por el total de piernas. 5.- Llevar historial de los talleres de reparación para poder reunir elementos de juicio sobre la calidad de la reparación que efectúan cada uno de ellos. 6.- Con la información anterior, hacer intervenir a los talleres en la solución a la problemática particular que se presenta.

22.8 Vandalismo) 1.- En áreas donde se determine la mayor incidencia de actos de vandalismo, efectuar campañas de orientación al público por los medios de comunicación disponibles, para disminuir los daños a los transformadores

22. 9 Otras Causas) 1.- Cumplir con los programas de mantenimiento preventivos en las redes de distribución. 2.- Obtener la mayor información que permita analizar con detalle el origen de la falla, a fin de identificar la causa y poder aplicar las medidas correctivas procedentes. Curso: Principios Básicos de transformadores y Diagnostico de Fallas en Transformadores de Distribución Página 54

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3.- Verificar que se mantengan las separaciones y espaciamiento eléctricos en los secundarios, bajo condiciones de viento máximo. 4.- En las inspecciones detalladas, verificar cuidadosamente si hay: objetos no fácilmente visibles que hagan contacto eventual con la línea; contaminantes u otro tipo de material sobre los aisladores, que con una mayor humedad ocasional favorezcan el flameo del aislamiento.

23.- Averías distribución. Falta de voltaje

de

importancia

en

Calentamiento excesivo

transformadores Variación de voltaje

Falta de voltaje

1. 2. 3. 4.

Falta de tensión en la red alimentadora. Corto circuito con rotura de alambres en el devanado de baja tensión , Conexiones defectuosas o equivocadas que no permiten la excitación de los devanados, Terminales de alta tensión rotas

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de

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Calentamiento excesivo

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Humedad en los devanados... Cruzamiento del devanado secundario. Conexión interna defectuosa, Núcleo flojo, mal aislado o de mala calidad Diseño de fabrica defectuoso Voltaje de línea alimentadora superior al señalado en placa. Sobrecarga. Variación de voltaje

1. 2. 3. 4.

Corto circuito en el devanado de alta tensión. Corto circuito en el devanado de baja tensión. Conexiones inadecuadas, ya sea en alta o en baja tensión. Variación en la red alimentadora

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24. Recepción de transformadores de distribución por parte de las zonas 1. La capacidad indicada en una de las caras debe coincidir con la grabada en la placa. 2. Comprobar estado de las boquillas. 3. Revisar que no haya fugas o manchas de aceite en las uniones del tanque, en los cordones de soldadura o por los empaques. 4. Revise las juntas, si fuese necesario todas las tuercas, tornillos y pernos accesibles, deberán ser ajustados, procurando que quede su apriete uniforme. 5. Revisar los datos de placa cuidadosamente para que no se cometan errores en la instalación. 6. Verificar que estén completos los conectores. 7. Inspeccionar que los radiadores no presenten golpes o abolladuras. 8. Comprobar que no existan fugas o manchas de aceite en la válvula de drenaje. 9. Verificar que la identificación de las boquillas de alta y baja estén claramente impresas o rotuladas. 10. Las gasas o estrobos utilizados en el manejo deben ser los apropiados, tratando de que no hagan contacto con las boquillas. 11. Revisar la pintura, que no tenga partes oxidadas. 12. Es necesario que los cambiadores de derivación estén en la misma posición. 13. Verificar que el nivel de aceite se encuentre correcto... 14. Se deben realizar las pruebas mínimas indispensables para poder asegurarse que el Transformador se encuentre en buenas condiciones. : Rigidez dieléctrica del aceite, Resistencia de aislamiento, y Relación de transformación

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Anexo No. 2

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Anexo No. 3

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Anexo No. 4

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