Tesis Hector

REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD BICENTENARIA DE ARAGUA VICERRECTORADO ACADEMICO FACULTAD DE INGENIERIA ESCUELA DE INGENIERIA ELECTRICA MARACAY - VENEZUELA

“PROPUESTA DE UN BANCO DE PRUEBA PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EN LA EMPRESA CORPOELEC REGION 4, EDO. ARAGUA, EN EL DEPARTAMENTO DE SECCION DE PRUEBA Y MANTENIMIENTO DE EQUIPOS”

Trabajo Especial de Grado para optar al título de Ingeniero Electricista

Autor: Héctor Antonio Olivares Pérez C.I: 18.388.920 E-Mail: [email protected] Tutor: Ing. Carlos Aguiar CI N° 5.278.333 CIV N° 42.921 San Joaquín de Turmero, Febrero de 2010

CERTIFICACION DEL TUTOR

En mi carácter de Tutor del Trabajo Especial de Grado presentado por el ciudadano Hector Antonio Olivares Pérez, para optar al Título de Ingeniero Electricista,

considero que dicho trabajo reúne los requerimientos y méritos

suficientes para ser sometido a la evaluación por parte del jurado examinador que se le designe.

En la Ciudad de Maracay, a los 1 días del mes de febrero de 2010

____________________________ Ing. Carlos Aguiar CI N° 5.278.333 CIV N° 42.921

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CERTIFICACIÓN DE REQUERIMIENTOS

Por medio de la presente, el Departamento de Mantenimiento Especializado de la Empresa Corpoelec CADAFE, certifica que los resultados obtenidos en el Trabajo Especial de Grado: “PROPUESTA DE UN BANCO DE PRUEBA PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EN LA EMPRESA CORPOELEC REGION 4 EDO. ARAGUA EN EL DEPARTAMENTO DE SECCION DE PRUEBA Y MANTENIMIENTO DE EQUIPOS” desarrollado por el ciudadano Héctor Antonio Olivares Pérez, C.I N°:18.388.920, cumple con los requerimientos establecidos al inicio de este proyecto.

Atentamente

______________________ Ing.: Maura Medina

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DEDICATORIA

Este logro va dedicado a todas las personas que me han demostrado su afecto y han compartiendo conmigo penas y alegrías en algún momento de mi vida. Pero en especial quiero dedicar este trabajo: A Dios por darme la vida y permitirme alcanzar una meta muy anhelada, por darme una familia maravillosa y guiar mis pasos día a día. A mi madre Elizabeth a quien le debo lo que soy, por su apoyo y amor incondicional, cariño, paciencia, pero sobre todo por ser mí amiga. A mi padre Jesús, quien me ha apoyado en todo momento, de quien he aprendido muchas cosas y por ser un gran ejemplo de trabajo, constancia y dedicación. A mi abuela que desde el cielo debe estar súper orgullosa al saber que su nieto está a punto de ser un profesional. A mi hermano Jesús, mis hermanas Yosmar y Laura, a quienes quiero mucho. A mi tío Douglas que siempre me ha apoyado y ha estado conmigo en todo momento. A mi tía Mercedes que me apoyo mucho y estuvo pendiente en todo momento de mi carrera. A mi novia Yannett, quien estuvo conmigo en todo momento brindándome su apoyo, cariño, comprensión y paciencia. A todos y cada una de las personas que conforman mi familia que de alguna manera estuvieron ahí cuando las necesite.

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AGRADECIMIENTOS

Los primeros agradecimientos de este trabajo van dirigidos a DIOS por darme la vida pero sobretodo por permitirme estar entre ustedes compartiendo mi satisfacción y alegría al culminar esta etapa de mi vida. Igualmente tengo que agradecerles a muchas personas que me ayudaron e impulsaron a ser una mejor persona. A mis padres por apoyarme, tenerme paciencia y ayudarme a cumplir este sueño, gracias ESTE TRIUNFO ES PARA USTEDES. Al Ing. Carlos Aguiar quien ha sido mi tutor y me guió durante el desarrollo de mi tesis. Al Ing. Alexis López por brindarme su colaboración y facilitarme valiosa información cuando la necesite. Al técnico Luis Izquiel por su valiosa colaboración y disposición. Al técnico Rubén Hernández por brindarme su apoyo y colaboración con mi trabajo de grado. Al señor Oswaldo Rivas, supervisor de planta de la empresa Caivet, por brindarme su colaboración y conocimientos relacionados con mi trabajo de grado. Al Ing. Gerardo Cortes y a la Lic. Cira, ambos de la empresa Caivet, por permitir mi ingreso a la planta y poder observar el proceso de construcción de los transformadores monofásicos incluyendo el control de calidad, que incluye las pruebas a realizar con mi propuesta. A la familia Morillo Piñuela, en especial a Diana y Euquedia quienes me recibieron y estuvieron pendientes de mí. A un amigo en

especial como lo fue Jhonnatthan Irausquin con quien

compartí y pase mi mayor tiempo y con quien realizaba mis trabajos, talleres y exposiciones donde quiera que estés GRACIAS y que DIOS TE BENDIGA INGENIERO. iv

A mis amigos y compañeros de estudio Ronald González, Kelvin Saureque, Mercedes Rojas, Vicente Figuera, Ernesto Zorrilla, Yamileth Solloum, Yosmer Quintero, Francis Rodríguez, Carlos Mujica, Anny Riera, Luis, Elkar González, Oswaldo Correa, Willian Rivero, Ever Izarra, Vicente landaeta, por todo lo que cada uno de ustedes ha hecho por mí. Al técnico Igor Palencia por toda su colaboración prestada en los laboratorios de eléctrica. Al personal de la empresa Corpoelec región 4, en especial al personal de mantenimiento especializado.

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INDICE GENERAL CONTENIDO CERTIFICACION DEL TUTOR.

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pp. i

CERTIFICACION DE REQUERIMIENTOS.

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DEDICATORIA.

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AGRADECIMIENTOS.

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INDICE GENERAL.

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LISTA DE FIGURAS.

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LISTA DE TABLAS .

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LISTA DE GRAFICOS.

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RESUMEN. .

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INTRODUCCION

1

CAPITULO I EL PROBLEMA. . . Planteamiento del Problema. Objetivos de la Investigación. Justificación de la Investigación. Alcance de la Investigación. Limitaciones de la Investigación.

. . . . . .

II MARCO TEORICO. . . Antecedentes de la Empresa. . Reseña Histórica de la Empresa. . Antecedentes de la Investigación. . Bases teóricas. . . . El Transformador de Distribución. Descripción del Transformador. . vi

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3 3 5 5 7 8

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9 9 9 16 18 18 19

Expresiones Temporales del Transformador de Distribución. . . Tipos de Transformadores. . . . . . . Característica de Construcción del Diseño del Transformador. . Característica de Diseño del Transformador. . . . . Dimensiones y Pesos para Transformadores de distribución Tipo Poste. Niveles de Aislamiento. . . . . . . . Funcionamiento de los Transformadores Durante los Cortocircuitos. . Factores que Afectan los Componentes de los Transformadores de Distribución. . . . . . . . . Corrientes de Cortocircuito. . . . . . . Efecto del Agua sobre el Sistema Aislante del Transformador. . Ensayo de Cortocircuito. . . . . . . . Ensayo en Vacio. . . . . . . . . Ensayo de Rutina. . . . . . . . TILT II. . . . . . . . . . Medidor del Factor de Potencia del Aislamiento. . . . Chispometro. . . . . . . . . Medidor de Resistencia del Aislamiento. . . . . III MARCO METODOLOGICO. . . . Tipo de Investigación. . . . . Área de la Investigación. . . . . Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos. Técnicas de Análisis de Datos. . . . Fases de la Investigación. . . . .

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21 22 25 28 34 34 35 36 46 48 52 56 59 74 76 77 78 80 80 81 81 82 83

IV SITUACION ACTUAL. . . . . . . . Análisis de la Situación Actual. . . . . . . Inspección y Ensayos de Rutina Actualmente Realizados por CADAFE. . Inspección de Equipos. . . . . . . . Ensayos. . . . . . . . . . Mantenimiento del Transformador. . . . . . . Ensayos Finales. . . . . . . . . Flujograma del Proceso. . . . . . . .

85 85 91 91 92 102 107 110

V LA PROPUESTA. . . . . . . . . Presentación de la Propuesta. . . . . . . Estructura. . . . . . . . . Fase I. . . . . . . . . . Ensayos de Tensión Aplicada. . . . . . Ensayos de Tensión Inducida. . . . . . Ensayo de Medida de las Pérdidas Debidas a la Carga y Cortocircuito.

111 111 112 112 113 114 116

vii

Ensayo de medida de las Perdidas y la Corriente en Vacio. Fase II. . . . . Aplicación de la Ingeniería Básica.

119

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120 120

Fase III. . . . . . Ensayo de Rutina. . . . . Generalidades. . . . . Información General. . . . Utilización del Banco. . . . Pérdidas Debido a la carga Nominal. . Perdidas en Vacio y Corriente de Excitación. Tensión Aplicada. . . . . Tensión Inducida. . . .

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122 122 122 122 123 123 127 128 132

Fase IV. . . . Análisis Costo – Beneficios. Retorno de la Inversión. .

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135 135 136

VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. . Conclusiones. . . . . . Recomendaciones. . . . . . Referencias Bibliográficas. . . . .

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139 139 141 142

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Anexos. . . . . Anexo “A” Glosario de Términos. . Anexos “B” formularios. . .

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144 145 150

Formulario 1. Inspecciones. .

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151

Formulario 2.Prueba de Relación de Transformación.

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153

Formulario 3. Prueba de Rigidez Eléctrica. .

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154

Formulario 4.prueba de Corriente de Vacio. .

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155

Formulario 5. Prueba de Aislamiento (MEGGER). .

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Anexos “C” Planos. .

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158

Plano B. Diagrama de Fuerza.

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159

Plano C. Diagrama de Control.

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160

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161

Plano A. Isometría.

Anexos “D” Planilla.

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Planilla.

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162

Anexos “F” Certificado de Calidad.

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163

Certificado de Calidad.

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164

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ix

LISTA DE FIGURAS

Figura N°

pp.

1. Transformar con núcleos.

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2. Transformadores monofásicos con los flujos concatenados.

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21

3. Transformador de distribución auto protegido.

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22

4. Transformador de distribución convencional.

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23

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24

5. Transformador de distribución completamente auto protegido.

6. Transformador de distribución completamente auto protegido trifásico.

25

7. Tipos de conexión de transformadores monofásicos.

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26

8. Tapa superior de seguridad. .

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29

9. Bobinas para transformadores de distribución.

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30

10. Núcleo y conjunto núcleo bobina.

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30

11. Bushings para alta tensión.

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31

12. Bushings para baja tensión. .

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32

13. Cambiadores de tono. .

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33

14. Switche de doble voltaje.

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33

15. Ondas típicas debido a descargas atmosféricas.

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40

16. Ondas de choque.

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41

17. Ondas transitorias de conexión.

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45

18. Interruptor de dos tiempos. .

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46

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47

20. Comportamiento del transformador antes transitorio.

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51

21. Modelo aproximado en vacio de transformador.

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53

22. Modelo real del transformador.

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56

23. Modelo aproximado en vacio del transformador.

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57

24. Diagrama para el ensayo tensión aplicada. .

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60

19. Tensiones normales de cortocircuito.

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x

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25. Diagrama de ensayo para medición de las perdidas debidos a la cargas.

63

26. Diagrama para el ensayo de medición de las perdidas y la corriente en vacio. . . . . . . . . .

66

27. Diagrama para el ensayo por tensión inducida.

70

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28. Diagrama de ensayo para la medición de la relación de vuelta de los transformadores. . . . . . . .

73

29. TILT II.

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93

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95

32. Conexiones del TTR al transformador para la relación 13800/120. .

96

33. Conexiones del TTR al transformador para la relación 13800/240. .

96

34. Toma de muestra de aceite. .

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99

35. Muestra de lista para el ensayo.

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99

36. Conexiones para corriente de vacío. .

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101

37. Ensayo de pérdida debido a la carga nominal.

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125

38. Ensayo de pérdida en vacio. .

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128

39. Ensayo de tensión aplicada para el lado de alta tensión.

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130

40. Ensayo de tensión aplicada para el lado de baja tensión.

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131

41. Ensayo de tensión inducida. .

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134

30. Conexiones del TILT II.

31. Conexiones de pinzas del TTR.

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xi

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LISTA DE TABLAS

Tabla N°

pp.

1.

Niveles de aislamiento según el voltaje de operaciones.

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2.

Dimensiones y peso para transformadores tipo postes.

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..

34

3.

Niveles de aislamiento para transformadores sumergidos en aceite. .

35

4.

Limites de sobre corriente aceptadas en transformadores de distribución.

35

5. Análisis de los gases producidos por las descargas eléctricas producidas en el seno del aceite. . . . . . . . .

51

6.

Medición de las pérdidas debido a la carga. .

7.

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65

Perdidas especificas por cadafe para el ensayo en vacio.

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67

8.

Pérdidas totales especificadas por cadafe.

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68

9.

Costo unitario de material utilizado en la recuperación de transformadores. 89

10.

Costo de KVA x Bsf. .

11.

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90

Relaciones de transformación preestablecida para 13800/120 v.

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97

12.

Relaciones de transformación preestablecida para 13800/240 v.

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97

13.

Conexiones del doble.

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101

14.

Corriente máximo en vacio en % de la corriente nominal. .

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102

15.

Factor de correcciones de temperatura de aislamiento.

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109

16.

Factor de correcciones de temperatura.

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126

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17. Tenciones de prueba para los devanados de acuerdo a los niveles de aislamiento y tensiones nominales. . . . . . .

132

18.

Inversión.

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137

19.

Beneficios.

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LISTA DE GRAFICOS

Grafico N°

pp.

1.

Curvas cortocircuito. .

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53

2.

Potencia plena carga. .

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55

3.

Corriente corto circuito.

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55

4.

Tensión primaria, flujo mutuo.

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5.

Registro mensual de los transformadores.

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87

6.

KVA recuperados.

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87

7.

Costo de material utilizado. .

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8.

Costo beneficio.

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90

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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD BICENTENARIA DE ARAGUA VICERRECTORADO ACADEMICO FACULTAD DE INGENIERIA ESCUELA DE INGENIERIA ELECTRICA MARACAY - VENEZUELA

“PROPUESTA DE UN BANCO DE PRUEBA PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EN LA EMPRESA CORPOELEC REGION 4, EDO. ARAGUA, EN EL DEPARTAMENTO DE SECCION DE PRUEBA Y MANTENIMIENTO DE EQUIPOS”

Autor: Héctor Antonio Olivares Pérez Tutor: Ing. Carlos Aguiar Año: 2010

RESUMEN

La finalidad de este trabajo de investigación es proponer a la empresa CORPOELEC el diseño de un BANCO DE PRUEBAS PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION, teniendo como objetivo principal garantizar el recambio de equipos oportunamente. Esto se logrará mediante la puesta en marcha de esta propuesta, ya que con los ensayos a realizar con el banco el cual está diseñado para realizar diferentes pruebas, además contando con un oportuno mantenimiento, se podrán detectar y corregir las fallas que presentan pudiendo ser recuperados y aptos para ser puestos en servicio. Esta propuesta, de ser desarrollada, redundaría en beneficios no solo a la empresa sino a los usuarios, ya que se podrá avalar que todos los transformadores que saldrán de la sección de prueba y mantenimiento de equipo se encuentran 100 % funcionales, sin referir que permitirá contar con un stock de transformadores recuperados y en buen estado que podrán ser incorporados rápidamente cuando el caso así lo requiera mejorando así la calidad del servicio que se les presta a los consumidores. Descriptores: Banco de Pruebas, recuperación, Transformadores de Distribución 9

INTRODUCCION

Los ingenieros en operación han reconocido los beneficios que se obtienen al inspeccionar los transformadores o efectuarles un control cada cierto tiempo, sobre todo en los actuales momentos que las compañías de servicio eléctrico se han visto afectadas con las fluctuaciones económicas y cambios climáticos. Estos acontecimientos impulsaron a la empresa CORPOELEC, región 4, a proponer el Diseño de un Banco de Prueba para Transformadores de Distribución y de esta manera involucrar a los estudiantes en la calidad, confiabilidad y ahorro. De alguna manera, este trabajo orienta tanto a la empresa como a todas aquellas personas interesadas

permitiéndoles obtener una base documentada que les ayude a

definir nuevos criterios para la recuperación de los transformadores; además de conocer los ensayos que se le aplican tanto a los transformadores nuevos como recuperados, esto con el fin de agotar todos los recursos antes de colocarlos fuera de servicio evitando así los inconvenientes que esto acarrea como paradas de planta, pérdidas del suministro eléctrico y el costo de un nuevo transformador. Para visualizar la construcción de un transformador fue necesaria la visita a la empresa CAIVET DE VENEZUELA donde se pudo observar la elaboración del transformador desde la fabricación del núcleo hasta el sellado de la cuba, pasando por los controles estrictos de calidad entre los cuales mencionamos: la tensión inducida, tensión aplicada en alta y baja, perdida en las cargas, corrientes de corto-circuito. Cabe destacar q esta visita fue de gran ayuda para la elaboración de este proyecto, debido al conocimiento adquirido con respecto a los ensayos que se le aplican a los transformadores de distribución, ya que sustento de gran manera la información teórica 10

permitiendo desarrollar así de manera más fácil el diseño y el manual de procedimiento para el banco de prueba. De esta manera el proyecto se presenta como una investigación bajo la modalidad de Proyecto Factible y apoyada en una revisión documental y de campo; ya que se elabora una propuesta con el fin de garantizar que los transformadores de distribución que ingresan al laboratorio de prueba salgan 100% operativos. Para llevar a cabo este proyecto de Investigación se han conformado seis capítulos, con la siguiente estructura: En el Capítulo I se da a conocer la problemática existente, los objetivos a lograr con el desarrollo de la investigación, la justificación y alcances. En el Capítulo II se enuncia la reseña histórica de la empresa, los antecedentes de la investigación y el marco teórico para reforzar el estudio. En el Capítulo III se presenta el marco metodológico como guía para el desarrollo del estudio, este se encuentra estructurado por el tipo de investigación, área de aplicación de la investigación, técnicas e instrumentos para la recolección de datos y las fases de la investigación. En el Capítulo IV se da a conocer la situación actual, donde se recopiló toda la información de cómo se elabora la recuperación de los transformadores de distribución monofásicos. En el Capitulo V se presenta la propuesta de esta investigación, se desarrollan las fases, se especifican los elementos, las dimensiones físicas y el plano de control y fuerza para el banco de prueba. Además se presenta un manual de las pruebas a realizar con el equipo y un análisis costo-beneficio para calcular el tiempo de recuperación de la inversión.

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En el Capítulo VI se presentan las conclusiones de la investigación así como las diversas recomendaciones que pueden hacerse como resultado de la presente investigación. Por último, se señalan las referencias bibliográficas que se emplearon durante la realización del proyecto, el glosario de términos y los anexos

CAPITULO II MARCO TEÓRICO

Antecedentes de la Empresa

Reseña Histórica de la Empresa

CADAFE, la empresa eléctrica del Estado Venezolano, es la más grande del país y suministra el servicio de electricidad a más de tres millones de usuarios. La Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico, CADAFE, fue creada en 1958 con el fin de optimizar la administración y la operación de las empresas de electricidad dependientes del Estado Venezolano que estaban repartidas en todo el país. Esta empresa ha electrificado casi la totalidad del territorio Nacional e inició la prestación del servicio de energía eléctrica en ciudades y zonas rurales. En 1990, como parte del proceso de reorganización, reestructuración y descentralización, CADAFE crea cinco (05) empresas filiales: Compañía Anónima Electricidad de Los Andes (CADELA), 12

Compañía Anónima Electricidad de Oriente (ELEORIENTE), Compañía Anónima Electricidad de Occidente (ELEOCCIDENTE), Compañía Anónima Electricidad del Centro (ELECENTRO) y Compañía Anónima Desarrollo del Uribante Caparo (DESURCA), en 1998 crea para efectos de privatización la Compañía Anónima Sistema Eléctrico de Monagas y Delta Amacuro (SEMDA).

CADAFE, a través de sus despachos de carga central, oriental y occidental, coordina la operación de sus sistemas de Generación y transmisión de energía eléctrica, lo que permite cumplir objetivos de seguridad y economía para garantizar:  Continuidad del servicio las 24 horas día.

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 Calidad del servicio, manteniendo los parámetros del sistema eléctrico de potencia dentro de las condiciones normales de operación.  Economía de operación, aplicando métodos y procedimientos de minimización de los costos de la energía.  Acciones correctivas en situaciones de emergencia La C.A. ELECTRICIDAD DEL CENTRO, ELECENTRO, fue creada el 22 de Febrero de 1991 como producto de la descentralización y regionalización de CADAFE, tiene su sede principal en Maracay Estado Aragua y es la responsable del suministro eléctrico a los estados Aragua, Miranda, Guárico, Apure y Amazonas. Aunque esta Empresa permanece como filial de CADAFE posee autonomía para dar atención directa y eficaz a las demandas de los suscriptores; de tal manera, que las ganancias generadas por la Empresa se utilizan para la ejecución de obras, proyectos e inversiones dentro de su propio ámbito geográfico, colaborando con el crecimiento económico de las regiones. La Visión de esta filial es “alcanzar posiciones de liderazgo dentro del sector eléctrico nacional y su Misión es proveer a la comunidad un servicio de suministro de energía eléctrica confiable, orientado hacia la excelencia, que impulse el desarrollo integral de la región, ofreciendo óptima atención con personal altamente capacitado y motivado para alcanzar una rentabilidad apropiada mejorando continuamente los procesos administrativos y técnicos”. Delega su funcionamiento operativo en el Estado Aragua en los distritos Maracay Norte, Maracay Sur, La Victoria, Cagua, Camatagua y La Villa. ELECENTRO opera y mantiene un total de seis (06) plantas de generación aisladas, ubicadas en zonas donde la transmisión de la energía es limitada por la geografía, atendiendo a un total de 14.719 80

clientes, localizados en las poblaciones de Manapiare, San Carlos de Río Negro, Maroa y San Fernando de Atabapo en el Estado Amazonas; en la población de Guadarrama en el Estado Barinas y en la población de Puerto Páez en el Estado Apure. Tiene la responsabilidad de mantener y operar el sistema de transmisión en 115 KV., Asociado a los estados Amazonas, Apure, Aragua, Guárico y Miranda; para ello se planifican, coordinan, dirigen y controlan las operaciones y mantenimientos de dicho sistema, cuya capacidad instalada es de 2.183,5 MVA y una longitud de línea de 3.377 KM. Gracias a su presencia a nivel nacional, se ha hecho posible el funcionamiento de empresas vitales y estratégicas para el país, como la industria siderúrgica, metalmecánica del aluminio, manufacturera, alimentos, petroquímica y telecomunicaciones, entre otras. Además, presta un servicio público, ya que suministra electricidad a hogares, hospitales, centros de enseñanzas, sistemas de protección, seguridad ciudadana, investigaciones científicas, entretenimiento y alumbrado público, garantizando la calidad de vida de los venezolanos. Prácticamente está presente en todas las actividades del ser humano. Enmarcado en el proceso revolucionario están en ejecución una serie de proyectos denominados “Plan de los 100 días” por un monto cercano a los mil millones de dólares, que permitirán incrementar la capacidad de transmisión y de transformación eléctrica, mejorando la confiabilidad y la calidad del servicio.

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En el mes de septiembre de 2005, la asamblea de accionistas de CADAFE acordó unificar la dirección funcional, administrativa y operativa de los entes de la Corporación, mediante la sustitución de los presidentes y juntas directivas de las filiales por el Presidente y Junta Directiva de CADAFE. En esa dirección, el Ejecutivo Nacional aprobó un Decreto que ordenó la fusión de CADAFE con sus filiales y dejó sin efecto el Decreto que disponía la privatización del Sistema Eléctrico de Monagas y Delta Amacuro. Al reunificarse CADAFE, se crearon nueve regiones para atender el servicio en todo el país, bajo un esquema de mayor flexibilidad operativa, desconcentración de su funcionamiento operativo y un control más eficiente. El Fortalecimiento es una meta que se espera alcanzar a través de varios proyectos que están en marcha, como son:

El programa de inversiones

Con el objetivo de ampliar la infraestructura de generación y mejorar las redes de transmisión y distribución.

El Plan de Cien Días:

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Ejecuta 176 proyectos a un costo de 97,4 millardos de bolívares con la finalidad de corregir problemas inmediatos en el sector que en la actualidad atiende más de 4,2 millones de suscriptores residenciales, comerciales e industriales. Este número crecerá 8% los próximos años.

El proyecto de telecomunicaciones para Venezuela, TICET:

Consiste en la instalación de una red de fibra óptica a nivel nacional, utilizando las redes de transmisión y distribución de CADAFE, que permitirá mejorar la gestión integral de CADAFE, así como ofrecer una plataforma de telecomunicaciones a los usuarios del servicio eléctrico.

Proyecto Participa:

Plantea la optimización de los procesos, mediante la implementación de tecnología informática para el control de gestión en Comercial, Distribución, Recursos Humanos, Finanzas y Logística.

CADAFE, a finales del 2007 pasó a convertirse en Filial de la Corporación Eléctrica Nacional, como es sabido, el Ejecutivo Nacional a través del Ministerio del 83

Poder Popular para la Energía y Petróleo (Menpet) resolvió reorganizar el territorio nacional para el ejercicio de la actividad de distribución de potencia y energía eléctrica, lo cual quedó establecido en la publicación de la Resolución 190 del Menpet, en la Gaceta Oficial Nº 38.785 del día 8 de octubre de 2007. A tales efectos se crean las siguientes regiones operativas: 1)

Región Noroeste que comprende los estados Zulia, Falcón, Lara y Yaracuy.

2)

Región Norcentral integrada por los estados Carabobo, Aragua, Miranda

Vargas y Distrito Capital.

3)

Región Oriental conformada por los estados Anzoátegui, Monagas, Sucre, Nueva Esparta y Delta Amacuro.

4)

Región Central que comprende los estados Guárico, Cojedes, Portuguesa, Barinas y Apure.

5)

Región Andina compuesta por los estados Mérida, Trujillo y Táchira.

6) Región Sur integrada por los estados Bolívar y Amazonas.

El artículo 6 de la Resolución señala que cuando por la naturaleza de las acciones a implementar sea requerida la participación de la Compañía Anónima de Distribución y

84

Fomento Eléctrico (Cadafe) ésta ejecutará las instrucciones del área a cargo del área respectiva. La Vice Ministra del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, ha hecho hincapié en que el proceso iniciado tiene como objetivo redistribuir las cargas de manera que cada empresa de la Corporación Eléctrica Nacional (ELECAR, EDELCA; ENELBAR Y CADAFE) asuman el liderazgo en función de su potencial y fortalezas. El objetivo es reagruparnos como equipos de gestión bajo una gran Corporación Eléctrica Nacional aprovechando los valiosos equipos existentes en cada región. Esto permitirá que cada una de las regiones tenga respuestas más rápidas a los problemas de servicio y se pueda organizar mejor el crecimiento de la infraestructura, en función de los requerimientos del servicio y sobretodo del pueblo de la República Bolivariana de Venezuela que merece ser iluminado con una Energía óptima que responda a sus intereses y necesidades.

Corporación Eléctrica Nacional

La Corporación Eléctrica Nacional, creada por el Gobierno, mediante decreto presidencial Nº 5.330, en julio de 2007. Es la encargada de la realización de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica, la misma tiene un plazo de tres años para fusionar a Cadafe, Edelca, Enelven, Enelco, Enelbar, Seneca y Enagen, en una persona jurídica única. 85

Por ser la calidad del servicio uno las de mayores inconvenientes, en la iniciativa se asignan 35 millardos y 20,9 millardos de bolívares a las regiones Oriental y Andina, respectivamente, seguidas por la Noroeste (15,4 millardos), Central (10,8 millardos), Norcentral (10,2 millardos) y Sur (4,8 millardos de bolívares). El Estado adquirió las compañías de La Electricidad de Caracas (Elecar), Yaracuy (Caley), Valencia (Eleval), Puerto Cabello (Calife) y Ciudad Bolívar (Elebol), así como el Sistema Eléctrico de Nueva Esparta (Seneca). Estas empresas se sumaron a las estatales: Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (Cadafe), Electrificación del Caroní (Edelca), Energía Eléctrica de Venezuela (Enelven) y de la Costa Oriental (Enelco), Energía Eléctrica de Barquisimeto (Enelbar) y Empresa Nacional de Generación (Enagen), esta última creada en noviembre de 2006. A partir del primero de enero del 2008, las compañías se fusionaron en seis: Elecar, Cadafe, Edelca, Enelven, Enelbar y Enagen. En 2009 se convertirán en las operadoras de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización. Cabe recordar que a través del Decreto Ley Nº 5.330 publicado en Gaceta Oficial Nº 38.736 el 31 de julio de 2007, el Presidente de la República, Hugo Chávez Frías, estableció la reorganización del sector eléctrico nacional con la finalidad de mejorar el servicio en todo el país.

86

En el Artículo 2º del documento se define a la Corporación Eléctrica Nacional como una empresa operadora estatal encargada de la realización de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica. Desde que se publicó el decreto de creación de La Corporación Eléctrica Nacional, todas las empresas del sector: EDELCA, La Nueva Electricidad de Caracas, ENELVEN, ENELCO, ENELBAR, CADAFE, GENEVAPCA, ELEBOL, ELEVAL, SENECA, ENAGEN, CALEY, CALIFE; vienen trabajando en sinergia para atender el servicio y avanzar en el proceso de integración que debe estar culminando en el año 2010, con la finalidad de garantizar y facilitar la transición armoniosa del sector.

Visión

“Ser una empresa estratégica posicionada en la prestación del servicio de energía eléctrica, con tecnología de punta y un personal calificado, comprometido con el desarrollo económico y social del país, ofreciendo servicios de calidad a sus usuarios, con una gestión transparente y una sostenibilidad financiera”.

Misión

87

“Prestar un servicio público de energía eléctrica de calidad, con un personal comprometido en la gestión productiva, para satisfacer necesidades de los usuarios, hacer uso eficiente de los recursos, en una Gestión que garantice ingresos suficientes, necesarios a la sostenibilidad financiera de la organización y en concordancia con un Proyecto País expresado en políticas sociales y de desarrollo”.

Antecedentes de la Investigación

Los antecedentes consultados se limitaron a investigaciones y/o proyectos relacionados con el estudio. 

Mota

y

Contreras (1985). En su tesis de grado: “Problemática de los

Transformadores Sumergidos en Aceite”.

De la Universidad de Carabobo. Plantean los

problemas que se presentan dentro de los transformadores, explicando de manera detallada los efectos sobre el sistema de aislamiento de estos equipos de distribución y especificando los materiales utilizados para tal fin. Su trabajo sirvió de guía para el establecimiento de las causas que afectan directamente al sistema de aislamiento sólido y líquido, resaltando la afinidad que presentan la celulosa, el papel y la madera a las moléculas de agua que se forman como resultado de las diferentes reacciones químicas que constantemente se producen dentro del transformador. Además muestran en su estudio las diferentes construcciones posibles con los sistemas primario y secundario, permitiendo establecer las características de cada combinación posible. 

Flores y González (1988). Con su estudio sobre “Pruebas y Controles que deben

realizarse a Transformadores de Distribución Monofásico Reconstruidos tipo Intemperie Sumergidos en Aceite”. Universidad de Carabobo. Hacen énfasis en los procedimientos 88

para diagnosticar fallas en los transformadores de distribución planteando de forma clara los diferentes ensayos que deben realizarse a éstos, con las respuestas esperadas, qué indica cada resultado y los valores considerados como aceptables. La información recopilada al respecto sirvió de guía en la selección de las pruebas adecuadas para determinar el estado de los transformadores probados y la interpretación de los resultados obtenidos. 

Villegas (1989).en su investigación abocada al “Diseño de un Banco de Pruebas para

Transformadores Monofásicos de Distribución”. Universidad de Carabobo. Plantea de forma clara los problemas más comunes en los transformadores de distribución, indicando de igual forma las características físicas de dichos equipos. Previo al diseño del banco de pruebas fue necesario explicar las características constructivas del transformador, contribuyendo de esta manera con el logro de uno de los objetivos específicos de esta investigación al establecer la topología del transformador existente. Sus planteamientos sobre

las

pruebas

aplicadas

a

transformadores

monofásicos

de

distribución

complementaron los criterios de selección de los ensayos aplicados para diagnosticar los equipos fallados en el laboratorio de pruebas de Elecentro, C.A. 

Díaz, E (2001). Desarrollo de soluciones dirigidas a la reducción de las fallas en los

transformadores de distribución en la empresa Eleocidente filial de Cadafe, Distrito técnico de punto fijo. Presentado en la instituto universitario politécnico de las fuerzas armadas nacionales, para optar al título de ingeniero Electricista. En este proyecto se detalla la importancia que representan los transformadores de distribución en lo que se refiere a confiabilidad, operatividad, mantenimiento y operación adecuada de los mismos; también detalla la ingeniería que se toma en cuenta para llevar a cabo las previsiones necesarias para su funcionamiento. Sus principales aporte para la propuesta son las características de los sistemas de distribución, tipos, causas de falla en los transformadores de distribución y la constitución de los transformadores de distribución.

Bases Teóricas. 89

El transformador de distribución:

Para cubrir todos los aspectos relevantes relacionados con el transformador de distribución aérea se deben abordar de forma concreta todos los aspectos teóricos y técnicos que faciliten la comprensión de la terminología utilizada, así como los principios y leyes que sustentan el funcionamiento y las pruebas aplicadas a los transformadores de distribución aérea. Comenzando por los conceptos básicos hasta llegar a las características y función de cada uno de sus componentes constructivos. Abarcando también de manera muy precisa los factores externos que pueden afectar el funcionamiento normal de estos equipos. El transformador estático es un aparato empleado para transferir la energía eléctrica de un circuito de corriente alterna a otro, sin variar la frecuencia. Esta transferencia va acompañada habitualmente, pero no siempre, de un cambio de tensión. Un transformador puede recibir energía y devolverla a una tensión más elevada, en cuyo caso se llama transformador elevador, o puede restituirla a una tensión más baja, en cuyo caso es un transformador reductor. En caso de reintegrar la energía con la misma tensión recibida se dirá que es un transformador con una relación de transformación igual a la unidad y es utilizado principalmente cuando se desea separar una red primaria y una secundaria en los mismos niveles de tensión, por ello se les denomina también transformadores de aislación. Son considerados transformadores de distribución aquellos cuya capacidad nominal varía entre tres (10) y quinientos (500) KVA, los de mayor capacidad se denominan transformadores de potencia. Los transformadores de distribución se pueden clasificar a la vez en transformadores de distribución de potencia y transformadores de distribución 90

propiamente dichos, encargados de reducir los niveles de tensión de la red de alto voltaje a los niveles normalizados utilizados por los usuarios. El transformador se fundamenta en que la transmisión de energía por inducción de un arrollamiento a otro, dispuestos en el mismo circuito magnético, puede realizarse con excelente rendimiento.

Las fuerzas electromotrices se inducen por la variación de la

magnitud del flujo magnético con el tiempo. El flujo común o mutuo (φ) al pasar por el circuito magnético constituido por el núcleo de hierro, no sólo lo abrazan las espiras del secundario, sino también las del primario, y por lo tanto, debe inducir una fuerza electromotriz en ambos arrollamientos que al producirse por un mismo flujo, dependerá del número de espiras que conforme cada arrollamiento, por ende la fuerza electromotriz total inducida en cada uno de los arrollamientos debe ser proporcional al número de espiras que lo componen; es decir: E1 = N1 E2

Siendo E1 y E2

N2

las fuerzas electromotrices inducidas en el primario y en el

secundario, y N1 y N2 los números de espiras en cada uno de ellos, respectivamente.

Descripción del transformador

Un transformador es una máquina eléctrica estática que transfiere energía eléctrica de un circuito a otro, transformando la tensión (u1) y la corriente (i1) del circuito llamado primario en la tensión (u2) y la corriente (i2) del circuito llamado secundario (Fig. 1ª). 91

Figura N°1

Fuente: Ernesto Meneses (2002)

Básicamente, un transformador son dos o más circuitos eléctricos acoplados magnéticamente mediante un flujo común, es decir, son dos o más bobinas acopladas. Cuando el transformador está formado por dos bobinas acopladas, como el de la figura a, se llama monofásico. Para conseguir que haya un flujo común entre las bobinas se puede utilizar un núcleo de aire, aunque resulta mucho más sencillo utilizar un núcleo de hierro u otro material ferromagnético (en este caso, el camino a través del aire también existe, aunque el flujo no es común a los dos devanados, y se llama flujo de dispersión). Para que un devanado

92

induzca tensión en el otro, el flujo común ha de ser variable y, para ello, también ha de serlo la corriente que lo cree (con corriente continua constante no se puede inducir tensión).

Una característica del transformador es su reversibilidad, lo cual quiere decir que también se puede alimentar por el lado u2, i2 y ceder energía al lado u1, i1.

Por economía, los transformadores reales se construyen de dimensiones mínimas para que se puedan colocar los devanados, como en las figuras 1b y 1c, en donde se ha realizado una sección a los mismos.

Expresiones temporales del transformador monofásico

Un transformador monofásico son dos bobinas acopladas. En el caso más general, las bobinas y el núcleo no serán ideales, como en el mostrado en la figura N° 2 La resistencia interna de los devanados está representada por R1 y R 2. Figura N° 2

93

Fuente: Ernesto Meneses (2002)

Los flujos concatenados por los devanados son:

Fuente: Ernesto Meneses (2002)

Tipos de transformadores. 94

Tipo convencional de poste: Los transformadores de este tipo (fig. 3) constan de núcleo y bobinas montados, de manera segura, en un tanque cargado con aceite; llevan hacia fuera las terminales necesarias que pasan a través de bujes apropiados.

Figura N° 3

Fuente: manual para transformadores de distribución, Cadafe 2000.

Los bujes de alto voltaje pueden ser dos, pero lo más común es usar un solo buje además de un terminal de tierra en la pared del tanque conectada al extremo de tierra del devanado de alto voltaje para usarse en circuitos de varias tierras. El tipo convencional incluye solo la estructura básica del transformador sin equipo de protección alguna. La protección deseada por sobre voltaje, sobrecarga y cortocircuito se obtiene usando apartarrayos e interrupciones primarias de fusibles montados separadamente en el poste o en la cruceta muy cerca del transformador. La interrupción primaria del fusible proporciona un medio para detectar a simple vista los fusibles quemados en el sistema primario, y sirve también 95

para sacar el transformador de la línea de alto voltaje, ya sea manual, cuando así se desee, o automáticamente en el caso de falla interna de las bobinas. Transformador autoprotegido:

El transformador autoprotegido (fig.4) tiene un cortocircuito secundario de protección por sobrecarga y cortocircuito, controlado térmicamente y montado en su interior; un eslabón protector de montaje interno conectado en serie con el devanado de alto voltaje para desconectar el transformador de la línea en caso de falla interna de las bobinas, y uno o más apartarrayos montados en forma integral en el exterior del tanque para protección por sobrevoltaje. En caso todos estos transformadores, excepto algunos con capacidad de 5KVA, el cortocircuito opera una lámpara de señal cuando se llega a una temperatura de devanado predeterminada, a manera de advertencia antes del disparo. Si no se atiende la señal y el cortocircuito dispara, puede restablecerse este y restaurarse la, carga por medio de una asa externa. Es común que esto se logre con el ajuste normal del cortocircuito, pero si la carga se ha sostenido por un tiempo prolongado tal que haya permitido al aceite alcanzar una temperatura elevada, el cortacircuito podrá dispararse de nuevo en breve o podrá ser imposible restablecerlo para que permanezca cerrado. En tales casos, puede ajustarse la temperatura de disparo por medio de un asa externa auxiliar de control para que pueda volverse a cerrar el cortocircuito por la emergencia hasta que pueda instalarse un transformador más grande. Figura N° 4

96

Fuente: manual para transformadores de distribución, Cadafe 2000. Transformador autoprotegido trifásicos.

Estos transformadores son similares a las unidades monofásicas, con la excepción de que emplea un cortocircuito de tres polos. El cortacircuito está dispuesto de manera que abra los tres polos en caso de una sobrecarga seria o de falla en alguna de las fases. (fig.5)

Figura N° 5

97

Fuente: manual para transformadores de distribución, Cadafe 2000.

Transformador autoprotegido para bancos de secundarios. Está en otra variante en la que se proporcionan los transformadores con los dos cortacircuitos secundarios paras seccionar los circuitos de bajo voltaje, confinar la salida de operación únicamente a la sección averiada o sobrecargada y dejar toda la capacidad del transformador disponible para alimentar las secciones restantes. Estos también se hacen para unidades monofásicas y trifásicas.

Transformadores de distribución del "tipo estación":

Estos transformadores tienen, por lo general, capacidad para 250,333 ó 500KVA. En la figura 6 se ilustra un transformador de distribución del tipo de poste/estación. Para la 98

distribución a redes de bajo voltaje de c.a. en áreas de alta densidad de carga, hay transformadores de red disponibles en capacidades aún mayores. Figura N°6

Fuente: manual para transformadores de distribución, Cadafe 2000.

Características de Construcción del Transformador de Distribución:

El núcleo está construido con láminas de acero al Silicio de imanes orientados, en el cual se encuentra el arrollado de alta encima del de baja, para economizar en aislación, disminuir la reactancia de fuga y la altura de construcción del transformador. El alimentador primario del transformador está protegido de fallas en el transformador o en los circuitos secundarios asociados, por fusibles, que a la vez limitan la severidad del daño al transformador en caso de falla interna. El sistema de enfriamiento utilizado es por circulación natural de aceite y la protección contra sobretensiones del lado de alta se basa en un pararrayos. 99

Los transformadores están equipados con un

regulador de tensión en vacío

(llamado también Intercambiador de tomas o de TAPs), el cual se opera manualmente, determinando su posición de acuerdo a la tensión existente en la línea. El arrollado de alta tensión (Primario) posee dos bushing de entrada y es un solo arrollado, mientras que el secundario consta de cuatro bushing de salida, dos por cada arrollado. Dependiendo de cómo se conecten los arrollados de baja tensión, se pueden obtener voltajes de 120 voltios, 240 voltios o ambos. Figura N° 7 Tipos de conexiones en transformadores monofásicos

Conexión Paralelo

120 V.

Conexión Serie 240 V.

Conexión 120 V.

Serie con 240 V.

Derivación 100

Fuente: Aguiar y Tirado (1984)

Generalmente, los transformadores de distribución son de tipo sumergido en aceite proveniente de la destilación del petróleo bruto, el cual sirve como aislador y refrigerante. Las características del transformador de distribución, desde el punto de vista constructivo según norma COVENIN 536 y 537 son: 

Potencia nominal entre 10 y 167.5 KVA.



Soportar intemperie.



Monofásicos.



Frecuencia de 60 Hz.



Dos entradas (bushing) de alta deben estar colocados en la tapa.



Cuatro (04) terminales de baja ubicadas en el tanque o cuba.



Dos (02) arrollados.



Auto refrigerado. Tipo de refrigeración ONAN



Tensiones nominales:







Devanado de alta: 13800 V.



Devanado de baja: 120/240 V.

Nivel de aislamiento: 

Tensión mayor del sistema: 15.5 KV (eficaz).



Tensión de ensayo por onda de choque: 95 KV (cresta).



Tensión de ensayo a frecuencia industrial: 38 KV (eficaz).

Cambiador de tomas en vacío colocado exteriormente al tanque con una gama de regulación +4%, -10%; con cinco pasos con tensiones de toma: 14400, 13800, 13200, 12870, 12540 V.



Poseer dos conexiones a tierra ubicadas en el tanque. 101



Poseer adaptador para sujeción al poste con abrazaderas, exceptuando los tanques para transformadores de 100 y 167.5 KVA.



Dos ganchos para el levantamiento del transformador.

Características de diseño de transformador.

Los transformadores monofásicos de distribución están diseñados para satisfacer las necesidades de las empresas de servicio público y privado, poseen los siguientes ratings: Desde 10 A 500 KVA 65° Temperatura Alto voltaje desde 2400 hasta 34.500 Bajo voltaje 120/ 240 – 240/ 480 – 254 – 277 Tabla N° 1 Niveles de Aislamiento según el Voltaje de operación RANGO

CLASE

NIVEL

VOLTAJE

AISLAM.

AISLAM.

480 – 600

1.2

30KV

2160 – 2400

5.0

60KV

4160 – 4800

8.7

75KV

102

7200 – 12470

15.0

95KV

13200 – 14400

18.0

125KV

19920 – 22900

25.0

150KV

34500

34.5

200KV

Fuente: Catálogo Transformadores tradesa

Tapa Superior de Seguridad

Posee un diseño que permite el alivio automático de las presiones estáticas y dinámicas que se generan dentro del transformador cumpliendo también con los requerimientos de las normas internacionales de hermeticidad. Así mismo, elimina la necesidad de utilizar mecanismos especiales de alivio de presión, como el riesgo de que la tapa salte al abrir el

transformador, tal

como sucede en los mecanismos

convencionales de sujeción, (CHIMERING), cuando el transformador se sobrecarga o cortocircuita. Este diseño fue incluido como mecanismo de alivio en la Norma ANSI C - 57 12 – 00 en el año 1.978. Ver figura N° 8.

Figura N° 8 Tapa superior de seguridad

103

Fuente: Catálogo Transformadores tradesa

Bobina de Alto Nivel de Aislamiento y Bajo Nivel de Ruido.

Fabricada bajo el diseño de capas superpuestas baja – alta – baja con papel especial diamantado de 0.125mm de espesor o 0.250mm según sea en caso, impregnado en resina epóxica. Este papel al ser sometido al proceso de cocción obliga a que las capas de papel se adhieran entre sí, formando un sólido conjunto de alta capacidad mecánica, térmica y eléctrica, capaz de soportar los grandes esfuerzos de cortocircuito de los sistemas de distribución modernos, impidiendo también la formación del efecto telescópico tan común en bobinas fabricadas con otros tipos de papel, además de obtener un aislamiento resultante que supera con holgura los requerimientos de las normas nacionales e internacionales. Ver figura N° 09. Figura N° 9 Bobinas para transformadores de distribución

104

Fuente: Catálogo Transformadores tradesa

Núcleo de Bajo Nivel de Perdidas

Diseñado bajo el sistema de arrollado con cortes escalonados, con los estrictos controles en la materia prima y en el proceso de corte utilizando un sistema computarizado térmico que permite obtener un bajo nivel de ruido y alta eficiencia que se traduce en perdidas en vacío bajas. Ver figura N° 10. Figura N° 10 Núcleo y conjunto Núcleo-Bobina

105

Fuente: Catálogo Transformadores tradesa

Diseños Adaptados a Condiciones Climáticas

Para la protección contra los elementos ambientales del trópico

se utilizan

avanzados procesos para la aplicación de los fondos y de las pinturas obteniendo así un acabado que supera las más exigentes pruebas de calidad.

Opciones y Accesorios

Los Bushings de alta tensión pueden ser de dos tipos: los SPIN TOP para montaje en las paredes del tanque y los Bushings CROWSHEAD/EYEBOLT para montaje en la tapa del tanque.

Los Bushings son fabricados de porcelana, mediante proceso húmedo.

Esto

permite que las superficies sean extremadamente lisas impidiendo la acumulación de sales y agentes conductores contaminantes. El estampado en el asiento del Bushing y el sistema de 106

ajuste conjuntamente con el empaque, dan como resultado un sellado perfecto. Ver figura N° 11. Figura N° 11 Bushings para A.T.

Fuente: Catálogo Transformadores tradesa Los Bushings de bajo voltaje presentan un pequeño corte en su parte externa, el cual impide la rotación al ser ajustado, la tuerca de resorte de diseño especial distribuye la presión sobre la superficie del empaque de manera uniforme, impidiendo la salida del aceite aún en condiciones de extrema carga. Ver figura N° 12. Figura N° 12 Bushing para Baja Tensión

107

Fuente: Catálogo Transformadores tradesa

Cambiadores de Tomas

Para compensar las caídas de tensión en el voltaje de línea se utilizan estos accesorios de los cuales existen dos modelos:

Cambiadores de Tomas Externo.

El cambiador de tomas de operación interna es también un dispositivo monofásico de 5 posiciones, diseñado para operación sin carga, tiene una manilla externa que permite la colocación en la toma deseada y luego fijarlo.

Cambiador de Tomas Interno.

El cambiador de tomas en forma interna es también un dispositivo monofásico de 5 posiciones para operación sin carga, su acceso es permitido mediante una tapa removible. 108

En la figura N° 13 se muestran ambos tipos de cambiadores de tomas. Figura N° 13 Cambiadores de tomas

Fuente: Catálogo Transformadores tradesa

Switches de Doble Voltaje.

Estos mecanismos permiten la doble utilización de un mismo transformador en varios sistemas de distribución de diferentes voltajes.

Su estructura es de operación

externa y sin carga no siendo necesario el tener que observar la placa de características ya que vienen provistos de indicaciones que determinan cual es la posición para el ajuste correcto. Estos mecanismos son útiles durante los cambios de Voltaje en los sistemas de distribución. Ver figura N° 14. Figura N° 14 Switche de Doble Voltaje

109

Fuente: Catálogo Transformadores tradesa Dimensiones y Pesos para Transformadores de Distribución Tipo Poste 1Ø, 60 HZ, ONAM, 60° de incremento de Temperatura Alto Voltaje = B 13.800 V. Ver tabla N° 2 Tabla N° 2 Dimensiones y pesos para transformadores de Distribución tipo Poste KVA

A

B

C

Peso Kgs.

Aceite Lts.

10

760

514

390

126

39

15

860

514

390

135

47

25

940

571

450

182

74

37,5

940

571

450

221

70

50

1020

635

508

291

108

110

75

1260

635

508

404

145

100

1157

795

508

457

137

167

1465

958

610

701

249

250

1465

1198

610

807

245

333

1465

1274

690

1075

323

500

1720

1246

690

1404

440

Fuente: Catálogo Transformadores Tradesa

En esta tabla se pueden observar las dimensiones y pesos de los transformadores clasificados según su capacidad, las dimensiones están dadas en milímetros. A: altura al extremo del Bushing de A.T., B: diámetro a los ganchos de sujeción, C: diámetro interno de la cuba.

Niveles de Aislamiento: Los niveles de aislamiento para transformadores sumergidos en aceite pueden observarse en la tabla N° 3.

Tabla N° 3 Niveles de aislamiento para transformadores sumergidos en aceite.

111

Tensión Mayor KV

Nivel básico de aislamiento

Tensión de ensayo KV a

(KV)

frecuencia industrial

eficaz del sistema 1,2

30

10

2.5

45

15

5,0

60

19

8,7

75

26

15,0

95

34

18,0

125

40

25,0

150

50

34,5

200

70

Fuente: Aguiar y Tirado (1984)

Funcionamiento de los Transformadores durante los Corto Circuitos. En transformadores con dos devanados, a menos que sean especificados de otra manera, no excederán los valores dados en la tabla N° 4 Tabla N° 4 Límites de Sobre corriente aceptada en transformadores de Distribución

112

Monofásico

Límite de sobre corriente (valor eficaz simétrico) expresada como un múltiplo de

KVA

corriente nominal.

5 – 25

40

37,5 – 100

35

167,5 – 500

25

Fuente: Aguiar y Tirado (1984)

Requisitos Mecánicos:

El transformador debe soportar sin dañarse, en cualquier toma y bajo condiciones de servicio, esfuerzos electromecánicos, producidos en caso de corto circuito y determinados por el valor de cresta asimétrico de la corriente de los devanados que no debe ser mayor de 2,55 (= 1,8 x √2) veces la sobre corriente determinada.

Requisitos Térmicos:

El transformador debe soportar sin dañarse, en cualquier toma y bajo condiciones de servicio, los efectos térmicos de un corto circuito en los terminales de cualquier devanado, durante los intervalos de tiempo siguientes:

113



Dos segundos cuando el valor eficaz de la corriente simétrica de corto circuito es mayor de 20 veces la normal.



Tres segundos, cuando el valor eficaz de la corriente simétrica de corto circuito es de 20 veces o menor de lo normal.

Factores que afectan los componentes de los Transformadores de Distribución

Efecto Corona.

Es un hilo fosforescente que se forma alrededor de conductores paralelos o concéntricos en los cuales se establece una diferencia de potencia, debido a la ionización del aire presente en la cercanía de estos. Es posible determinar si estamos ante un transformador que está dañado producto de una sobre tensión de origen atmosférico o de maniobra, si se observan las siguientes características generales: 

Se observa el aceite ennegrecido sin

llegar a estar quemado

completamente. 

Los terminales del cambiador de taps, se presentan generalmente en buen



Las salidas de alta y baja tensión presentan una coloración normal.



La bobina de alta tensión se presenta cortocircuitada. Este corto circuito

estado.

generalmente no trasciende de las tres (3) primeras capas o últimas capas, alcanzando generalmente la bobina de baja tensión. En el caso de transformadores de potencia se han

114

determinado dos consecuencias principales, daños al transformador y disparos falsos por parte de la protección diferencial. Las normas establecen que los transformadores deben ser capaces de operar al 5% de sobre tensión cuando están trabajando en condiciones de plena carga, y al 10% de sobre tensión cuando están trabajando en vacío, sin exceder la elevación de temperatura garantizada. Para valores más altos de sobre excitación, se obtiene una gran saturación en el núcleo, lo que se originan altas pérdidas por histéresis y “corrientes de eddy” en el núcleo, se origina un gran incremento en el flujo disperso del transformador. Este flujo disperso induce “corrientes de eddy” en miembros estructurales en el tanque, en partes conductoras no energizadas, y en porciones del arrollado cerca del núcleo saturado. Esas corrientes de eddy pueden ocasionar daños térmicos y deterioros en el aislamiento en intervalos de tiempo relativamente cortos. Cuando un transformador está fuertemente sobre – excitado circulará una corriente por el primario del mismo, de gran magnitud y forma de onda bastante distorsionada. Esto trae como consecuencia un calentamiento excesivo en los devanados, el núcleo y las partes metálicas estructurales del transformador y esto a su vez origina un envejecimiento del aislamiento y por ende reducción de la vida útil del transformador.

Corriente INRUSH.

Cuando un transformador se energiza por primera vez, circulará una corriente transitoria de excitación, para llenar el vacío existente desde el momento en que se energiza el transformador hasta las condiciones establecidas por los requerimientos del régimen estacionario. 115

A menudo la magnitud de esta corriente transitoria excede la corriente a plena carga, y puede alcanzar de 8 a 10 veces la corriente de plena carga. Esa alta corriente inrush es importante principalmente debido a su efecto en la operación de los relés utilizados para la protección diferencial del transformador. Las pérdidas son importantes en un transformador real debido a que ellas disminuyen la máxima corriente inrush. Las pérdidas a considerar son las pérdidas en la resistencia del circuito alimentador y las pérdidas en la resistencia del transformador. El fenómeno de la corriente inrush cobra importancia en la disminución neta de la vida útil del transformador, cada vez que un banco de transformador es energizado, bien sea por puesta inicial en servicio, o por la energización posterior a una interrupción temporal del servicio. Esta disminución neta de vida útil se debe básicamente al calentamiento excesivo de los devanados, el cual se debe a la alta magnitud de la corriente en el núcleo y partes metálicas estructurales originada por las altas pérdidas por histéresis y “corrientes de eddy”. El calentamiento propiamente dicho, causa efectos perniciosos en el aceite. El estudio de los fenómenos transitorios en transformadores eléctricos constituye una parte interesante de la electrotecnia que requiere de largos procesos matemáticos si se desea abordar con precisión. Es esta investigación se engloba básicamente dos tipos: las sobre tensiones y las sobrecargas, debido a su gran influencia sobre los transformadores de distribución aérea.

Sobre tensiones.

116

Un transformador puede estar sometido a fuertes sobre tensiones momentáneas que hagan saltar el aislamiento, aunque se halle ampliamente previsto para la tensión normal. Las causas son casi siempre “impactos” de voltaje equivalentes a ondas de elevada frecuencia, cuya propagación, por lo mismo es difícil a lo largo de los devanados, dando origen con ello a una concentración anormal de las diferencias de potencial sobre zonas determinadas. Estos impactos pueden proceder de la línea en servicio u originarse simplemente al conectar o desconectar el transformador.

Impactos Procedentes de la red.

Toda condición que produzca un cambio en las condiciones electrostáticas o electromagnéticas en algún punto de la línea se propaga a lo largo de esta con velocidad muy elevada, pero finita, en forma de onda de voltaje, hasta incidir finalmente sobre los devanados de los transformadores. La causa de aquella perturbación puede ser una descarga atmosférica, la interrupción de una sección importante de la línea, arcos a tierra, cortocircuitos; accidentes en líneas próximas, transmitidos por efecto inductivo o electrostático, etc. La clase de ondas vagabundas más perjudiciales las denominamos ondas de choque y poseen un crecimiento inicial rápido equivalente a una frecuencia muy elevada. La figura 15 nos muestra dos ondas típicas a y b, debidas a descargas atmosféricas. Sus valores de “cresta” son 750 y 1000kV, alcanzados en 5 y 2 microsegundos, respectivamente, y a razón de 183 kV por microsegundo la primera y 500 kV por microsegundo la última.

117

Figura 15 Ondas Típicas debido a Descargas Atmosféricas Kilovoltios

1400

1200

a 1000

b 0 10 20 30 40 50 60 70

microsegundos

800

Fuente: Corrales M., Juan. “Teoría, Cálculo y Construcción de Transformadores”. 600

La curva a de la figura40015 representa un impulso 5/40 de 750kV, y la curva b, otro 2/46 de 1000 kV, ambos positivos. 200

Para identificar la forma de estas ondas, se las designa, según las normas generales, con su valor de cresta y polaridad seguidos de dos números; el primero relacionado con el tiempo, en microsegundos, que tarda la onda en alcanzar su valor máximo o de cresta, y el segundo, con el que necesita para llegar a la mitad de dicho valor

118

en la zona descendente o “cola”, contados ambos desde un instante ligado al comienzo de la perturbación. La figura 16 muestra gráficamente las definiciones de los “tiempos de frente” Tf y los “tiempos de cola” Tc. Ucr indica el valor de cresta.

Figura 16 Onda de Choque

a 100%

80 Ucr

Tf

tc

Fuente: Corrales M., Juan.60“Teoría, Cálculo y Construcción de Transformadores”.

40

20

119

Con el propósito de poder comparar los resultados en la investigación experimental de esta clase de fenómenos, se recomienda el empleo preferente de ondas 1/5, 1/10 y 1/50 con tolerancias del ±50% para el tiempo de frente y ±10% para el de cola. Cuando un impacto de voltaje en forma de onda de choque incide sobre los terminales de un transformador, la diferencia de potencial a que se ven sometidos los devanados, no solamente es excesiva, sino que tampoco se distribuye uniformemente a lo largo del conductor. Cada elemento del mismo ha de recibir un cierto incremento de carga eléctrica antes de elevar su propio potencial, mediante el cual puede transmitirlo al elemento siguiente, y este, tras el mismo proceso, al sucesivo, y así hasta el extremo opuesto del arrollamiento. La propagación de la carga no es instantánea; contribuye a retrasarla la autoinducción de las espiras, y a acelerarla, la capacidad entre ellas, ya que estas funcionan entonces como condensadores, formados por cada dos elementos a potencial distinto, separados por el dieléctrico aislante del conductor, y los condensadores así formados se presentan en derivación sobre la inductancia de las espiras mismas, facilitando la propagación de las cargas eléctricas. Sin embargo, el retraso en la propagación de la onda de potencial es inevitable, y como consecuencia se acumula éste en las espiras de entrada, dando origen a una diferencia de potencial entre espiras, que excede en mucho (centenares e incluso millares de veces) a la normal; el aislamiento entre ellas, cuya rigidez dieléctrica es incomparablemente superior a la tensión de servicio por espira, resulta insuficiente bajo el efecto de estos impactos de voltaje, y se perfora, saltando la chispa, generalmente, entre capas adyacentes de la misma bobina o incluso entre espiras contiguas. No es solamente en las bobinas de entrada de línea donde se hace peligrosa la sobre tensión. La onda vagabunda “se refleja” en cualquier punto donde exista una discontinuidad de las características eléctricas o magnéticas, y, combinada con la onda 120

incidente que avanza, provoca nuevas elevaciones locales, particularmente en el extremo opuesto al de entrada, en el centro de la estrella, en las derivaciones interiores para las tomas de regulación, etc.

Sobre tensiones de cierre y abertura de circuito

Similar a la acción de una onda de voltaje propagada desde la línea, es la que se origina al conectar el transformador a la red.

La amplitud del impulso depende del

momento de cierre del interruptor o del de producción del arco al aproximarse las cuchillas. La onda reflejada se suma a la incidente, no pudiendo resultar, sin embargo, un potencial de cresta superior al doble del valor máximo de la tensión aplicada. La abertura del interruptor, al separar el transformador de circuito, da también origen a la aparición de sobre tensiones en los devanados por efectos de la energía magnética acumulada en el núcleo (autoinducción). El peligro es menor si la rotura se efectúa en carga, porque el secundario permanece cerrado sobre la red, y el régimen sobre extinción del flujo es menos rápido. Como conviene, por lo general, interrumpir antes el circuito secundario, puede disponerse transitoriamente una resistencia local que lo sustituya, aunque es raro que sea preciso acudir a precauciones de esta clase si el transformador está bien construido. Los interruptores automáticos en aceite tienen tendencia a extinguir el arco cuando la corriente pasa por cero. Si el factor de potencia es elevado, este instante está próximo al de fuerza electromotriz nula y, por tanto, al máximo flujo; las condiciones de sobre tensión se empeoran en consecuencia. En cambio, esta clase de interruptores, extinguiendo más rápidamente la chispa, disminuyen la otra causa de sobre tensiones

121

posibles, a saber: los fenómenos de resonancia, debido a las oscilaciones de frecuencia múltiple, como consecuencia de la inestabilidad del arco.

Sobrecargas.

Aparecen en el momento de cerrar el interruptor para conectar los transformadores a la red, incluso en vacío, y además, naturalmente, en casos de corto circuito.

Extracorrientes de conexión.

Pueden alcanzar valores transitorias tan fuertes que incluso hagan saltar el automático o los fusibles, y desde luego en la mayoría de los casos, el efecto es perceptible sobre las lámparas de incandescencia por la caída momentánea que provocan en las líneas. Ello se comprende perfectamente analizando la causa del fenómeno. Dos son los factores de los que depende la corriente transitoria de conexión: el valor instantáneo de la tensión, al cerrar el circuito, y el estado de inducción residual, en magnitud y signo, del núcleo del transformador.

Las condiciones más desfavorables

corresponden teóricamente al cierre del interruptor en el momento de tensión nula y con una inducción remanente igual al máximo normal en servicio, pero de signo contrario al que requeriría el sentido de variación de la fuerza electromotriz. Con diferencia de potencial igual a cero, se precisa que el flujo normal sea máximo en un sentido determinado (para que, reduciendo gradualmente su valor absoluto, engendre en cada instante una fuerza electromotriz casi igual y opuesta a la tensión 122

aplicada). Si la inducción es máxima para t = 0, pero de signo contrario al debido, se necesita una fuerte corriente magnetizante capaz de contrarrestar la acción desfavorable del flujo preexistente, y contribuye a aumentar la proporción enorme el estado de saturación que se produce en el núcleo. De aquí el golpe brusco de consumo que recibe la línea. La figura N° 17 aclara gráficamente el proceso citado. U es la curva de tensión aplicada, y será constantemente igual y contraria la fuerza electromotriz inducida, no mostrada en la figura. Para engendrar esta fuerza se precisa, en condiciones normales, una inducción senoidal representada por la curva B en retraso de π/2 respecto a U. Al instante inicial, si coinciden con la tensión nula (U = 0), le correspondería normalmente una inducción (-BM), de valor absoluto máximo y signo negativo. Suponiendo que el flujo remanente en el núcleo tenga, por el contrario, un valor máximo y positivo, dado por B M, el desarrollo de la fuerza electromotriz E durante el primer ciclo requerirá que el flujo varíe de todas formas, según la misma ley que la de la onda B normal; la onda efectiva B t, comenzará a producirse a partir del valor + BM, como si la curva B se hubiera simplemente desviado en sentido vertical. De este modo se llega a un valor de la inducción instantánea máxima B tM, triple del normal.

Figura N° 17: Ondas Transitorias de Conexión

123

Btm Bt 2 BM

3 BM

BM

U - BM

Fuente: Corrales M., Juan. “Teoría, Cálculo y Construcción de Transformadores”. B

La corriente inductiva que se requiere para ello, dada la forma de la característica magnética de cualquier chapa con las inducciones corrientes (alrededor de 17.000 gauss, valor máximo en régimen estable, o sea, teóricamente, 51.000 gauss necesarios en el momento de la puesta en marcha), excedería de cuanto se puede admitir en este aspecto. Contribuye a disminuir el valor práctico de la corriente de arranque, en primer lugar, el que la histéresis de las chapas aleadas es pequeña y el núcleo no conserva en ningún caso la inducción máxima como remanente. Además, la propia caída óhmica de tensión, que la corriente excesiva provoca en las líneas y en los devanados, disminuye la fuerza electromotriz a engendrar y es causa, a la vez, del decremento que aparece en seguida en los ciclos consecutivos, visible sobre la misma figura. Al cabo de unos cuantos períodos, la intensidad toma el valor normal de la corriente de vacío. Sin embargo, se han señalado casos de persistencia de este fenómeno transitorio, aunque atenuándose gradualmente, durante 30 min.

124

Si ello llegase a constituir alguna perturbación seria, lo que no es frecuente, pueden equiparse interruptores de doble cierre que, en la posición intermedia, intercalan unas resistencias de puesta en marcha y, al apretar las cuchillas a fondo, las ponen en corto circuito (figura 18). Esta resistencia basta que absorba, con la corriente normal de vacío, alrededor de un 5% de la tensión.

Figura 18 Interruptor de dos Tiempos

Fuente: Corrales M., Juan. “Teoría, Cálculo y Construcción de Transformadores”.

Corrientes de Corto Circuito

Cuando se produce un contacto directo entre dos conductores de línea secundarios, o entre uno de ellos y tierra, si la red lleva neutro de esta clase, la corriente toma un valor cuyos efectos pueden ser desastrosos para los devanados. Es cierto que la acción de los interruptores rápidos evita generalmente que el arrollamiento o los aislantes se quemen; pero los esfuerzos que se desarrollan entre las espiras crecen instantáneamente con el cuadrado de la intensidad, y los pocos periodos que tarda en romperse el corto circuito bastan para producir serias averías en el transformador. 125

En el caso extremo, actuará como limite exclusivo de la corriente la impedancia interna de los devanados. Si, con la intensidad de plena carga I PC

, la tensión de

impedancia o de corto circuito es uz en tanto por 100 de la tensión normal, la corriente de corto circuito que circulará será Icc: Icc = 100 IPC

(I)

uz Con una tensión uz del 5%, por ejemplo, la intensidad de corto circuito es 20 veces la de plena carga, y el esfuerzo entre espiras y bobinas, proporcional al cuadrado, ascenderá a 400 veces el normal. Con 2,5% de tensión de corto circuito los esfuerzos serían de 1600 veces los de plena carga. Se comprende cómo es fácil, en tales condiciones, llegar incluso a la rotura o al menos a la deformación permanente de las bobinas, no obstante carece de importancia alguna la acción mecánica entre las espiras en condiciones ordinarias. La protección contra la corriente de corto circuito obliga a no reducir demasiado las caídas internas en los transformadores. Prácticamente, no conviene que la tensión u z quede por debajo de los valores dados en las curvas de la figura 19.

Figura 19 Tensiones Normales de Cortocircuito

126

T e n s i ó n

11

10

25 Periodos

d e

9 c o r t o c i r c u it o

8 60 Periodos

7

900 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

6

KVA

U z

Fuente: Corrales M., Juan. “Teoría, Cálculo y Construcción de Transformadores”. 5

4

La ecuación (I) vale sólo para la corriente de corto circuito en régimen permanente, supuesto, desde luego, que la tensión primaria pueda mantenerse constante. 3

El valor instantáneo máximo en los primeros ciclos depende del de la diferencia de 2 potencial al iniciarse el corto circuito, siendo el momento más desfavorable para ello el que

coincide con un instante próximo al de fuerza electromotriz nula. La intensidad inicial 1

alcanza entonces una amplitud doble de la que le correspondería según la ecuación anterior. Ello da un esfuerzo de 1600 veces el normal, si la tensión de corto circuito es del 0

5%, y 6400 veces, si esta tensión fuera sólo del 2,5%. La causa de tal duplicación de la intensidad máxima inicial reside en que, siendo predominantemente reactiva la caída de impedancia interna del transformador, la corriente de corto circuito retrasa casi 90º respecto a la fuerza electromotriz. Al pasar ésta por cero, aquélla habría de pasar por un máximo para engendrar, con su variación durante el ciclo, una fuerza contra electromotriz de reactancia igual y opuesta a la inducida por el flujo principal. La intensidad, que, no 127

obstante, comienza siendo cero (prescindiendo de la que requiere la carga, a estos efectos despreciable), ha de efectuar su primer ciclo completo en un solo sentido y, por consiguiente, alcanzar un valor máximo doble del que le correspondería si la onda fuera simétrica.

Efectos del agua sobre el sistema aislante del transformador.

El agua presente en un transformador puede provenir de una o más de las siguientes fuentes: 

La humedad residual contenida en el sistema dieléctrico o de aislamiento.



La humedad absorbida por el aceite desde la atmósfera.



El agua que se produce durante las reacciones de oxidación del aceite

dieléctrico y la celulosa del papel aislante.

Formas en que se presenta el agua dentro del transformador.

El agua se encuentra presente en el transformador en las siguientes formas: 

Disuelta (molecular) en el seno del aceite del transformador. El aceite del

transformador disuelve pequeñas cantidades de agua cuya magnitud depende de la temperatura a la cual éste se encuentra sometido. Cabe indicar que el efecto del agua disuelta sobre la conductividad del aceite es relativamente moderado cuando se le compara con el efecto del agua suspendida en el aceite. 128



Suspendida en el aceite del transformador. Cuando un aceite de

transformador se encuentra saturado de agua a una cierta temperatura y se enfría, el exceso de agua que contenía a la temperatura mayor se condensa y queda suspendida en el seno del aceite en forma de pequeñas gotitas. Un aceite de transformador que contiene agua suspendida siempre mostrará una muy baja tensión de ruptura. 

Depositada en el fondo del transformador. Su presencia oxida el tanque del

transformador, contribuye a la degradación del aceite y propicia el crecimiento de bacterias que aceleran los procesos antes mencionados. 

Asociada a los ácidos orgánicos derivados de la descomposición del aceite.

Esta asociación ácido orgánico – agua es buena conductora de electricidad y por ello la presencia en los aceites para transformadores baja, aunque moderadamente, la tensión de ruptura de dichos aceites. 

Ocluida o absorbida en la celulosa del papel y la madera. La celulosa tiene

una afinidad por el agua que es entre 600 a 800 veces mayor que la correspondiente a la del aceite para transformadores. Esto significa que en las condiciones de equilibrio entre el contenido de humedad en la celulosa y del aceite para transformadores, el 99,75% de la humedad total del sistema está contenida en la celulosa y solo el 0,25% en el aceite. Como es posible tener con una apreciable cantidad de agua mientras su aceite se nos presenta relativamente seco y con una aceptable tensión de ruptura. Podemos decir entonces, que las pruebas de la constante dieléctrica del aceite con el Chispómetro no son suficientes ni concluyentes para determinar el estado del transformador, ni siquiera para el del aceite. Los transformadores de distribución se diseñan a unos KVA nominales que, según las normas, los transformadores pueden llevar continuamente sin exceder una elevación promedio de temperatura en el cobre de 65°C. Mediante la especificación de los KVA están garantizadas las pérdidas y la regulación que deberá encontrarse.

129

En servicio, sin embargo, raramente se carga un transformador de distribución a sus KVA nominales, pero sí a un ciclo de carga diario caracterizado por un pico de corta duración. Tanto los hidrocarburos, componentes de los aceites aislantes que entran a formar parte de los transformadores, sufren un proceso lento de descomposición cuando se encuentran en contacto con el agua y con los agentes atmosféricos: oxígeno y luz solar. Este proceso de descomposición se acelera considerablemente cuando los hidrocarburos y la celulosa son sometidos a moderadas y altas temperaturas. Los transformadores conectados a líneas aéreas están más expuestos que cualquier otra máquina a las sobre tensiones de choque que se manifiestan en las instalaciones, por efecto de fenómenos atmosféricos o de maniobras realizadas en las mismas. Cuando se manifiesta este fenómeno, la tensión de los hilos conectados a los bornes del transformador aumenta repentinamente en un tiempo del orden del microsegundo. El fenómeno actúa en mayor grado sobre las bobinas extremas, ya que la onda de choque se presenta como un fenómeno a muy alta frecuencia, frente al cual el circuito inductivo del transformador presenta una reactancia prácticamente infinita y no permite la circulación de una corriente que reparta la solicitación con caídas de tensión proporcionales al número de espiras.

A efectos del comportamiento ante estos transitorios, el

transformador actúa como una red en la que las inductancias “l”, las resistencias “r”, las capacidades Cs entre espiras y las capacidades de la forma indicada en la figura 20 y a la que la sobre tensión se aplica entre el borne M de la línea y el punto N conectado a tierra. Figura N° 20 Comportamiento del Transformador ante Transitorios

130

M

Cm

F

r,l

Cs

L

Fuente: Aguiar y Tirado (1984)

X

Las sobre tensiones pueden producir efectos característicos en los aceites aislantes para transformadores como la formación de gases, en los que predominan el hidrogeno. Ver tabla N° 05. Tabla N° 05 N

Análisis de los gases producidos por las descargas eléctricas en el seno del aceite. GASES

VOLUMEN (%)

Dióxido de carbono

1,17

Hidrocarburos pesados

4,86

Oxígeno

1,36

Monóxido de carbono

19,21

Hidrógeno

59,10

131

Nitrógeno

10,10

Metano

4,20

Fuente: Aguiar y Tirado (1984) Este análisis indica la presencia de una predominante cantidad de hidrógeno y una relativamente pequeña de hidrocarburos, producto de la circulación de energía eléctrica a través del aceite. El predominio de la cantidad de hidrógeno puede tener un efecto multiplicador en cuanto a fallas, ya que sí en un mismo recinto simultáneamente existe la presencia de hidrógeno, oxígeno y calor, ocurre una explosión, que entre otras cosas puede ocasionar el estallido del transformador.

Ensayo en Cortocircuito En el ensayo en cortocircuito un devanado del transformador, generalmente el del lado de baja tensión, se cortocircuita. En el otro extremo se aplica una tensión inferior a la nominal, tal que haga pasar por el devanado en cortocircuito la corriente nominal del mismo. La tensión que se aplica al devanado correspondiente, que será generalmente el de baja tensión, es del orden del 2 al 15 por ciento de la tensión nominal del transformador. Los porcentajes inferiores corresponden a los transformadores de mayor potencia. Dicha tensión recibe el nombre de tensión de cortocircuito, siendo un valor característico del transformador de tensión proporcionado por el fabricante y que se expresa en porcentaje respecto a la tensión nominal. 132

Si se tiene en cuenta que la tensión de cortocircuito suele ser pequeña comparada con la

nominal,

equivalente simplificarse

el

circuito puede

suponiendo

despreciable la corriente de excitación. Así el circuito equivalente para el ensayo en cortocircuito será el siguiente: Ver figura 21

Figura N°21 Modelo aproximado en vacío del Transformador.

Fuente: Pag web MONOGRAFIAS.COM

133

En el laboratorio realizamos dos mediciones una a corriente nominal en el secundario y la otra a una corriente del 120% de la nominal. Primero cortocircuitamos el devanado secundario y con un Variac alimentamos el primario hasta alcanzar la corriente nominal. Con las dos medidas del ensayo obtuvimos dos puntos de la curva de cortocircuito, los aproximamos por una recta y obtuvimos el siguiente grafico: Grafico N° 1 Curva de cortocircuito

Fuente: Pag web MONOGRAFIAS.COM

La pendiente de esta recta es el modulo de la Zcc.

En valores por unidad obtenemos que Zcc 2.64%

Luego para obtener la fase de Zcc usamos la potencia activa medida en el transformador.

134

Reemplazando los valores medidos en 6 obtenemos la fase de Zcc, lo que nos permite separar la Zcc en su parte real e imaginaria.

Utilizando las ecuaciones 5 y 6 obtenemos que las impedancias de cada devanado son:

Potencia Cortocircuito El ensayo en cortocircuito simula un funcionamiento a plena carga, con la ventaja de no manejar la potencia que en un ensayo a plena carga sería necesaria. La potencia involucrada en este ensayo es solo la de perdida en plena carga. Así pues si medimos el consumo de potencia medimos las pérdidas a plena carga. En siguiente grafico se muestra la potencia consumida por el transformador en cortocircuito en función del tiempo, que va a ser la potencia consumida a plena carga. Ver grafico n° 2 Grafico N° 2

135

Potencia plena carga Fuente: Pag web MONOGRAFIAS.COM

Corriente de Cortocircuito: ver grafico N°3 Grafica N°3

Fuente: Pag web MONOGRAFIAS.COM

Ensayo en Vacío

Se le realizara el ensayo en vacío al transformador con el fin de poder calcular 136

el brazo de magnetización, es decir calcular Lm y Rm de manera muy aproximada. El ensayo en vacío se alimenta al transformador desde su lado baja o alta tensión, sin conectar carga alguna al equipo en el otro lado; y se mide la corriente en vacío que suele estar entre 2 y 9 % de la nominal. Esa corriente de vacío I o contiene a la corriente de perdidas I p, y a la de magnetización Im, compuesta esta a su vez por aquella debido al entrehierro Iue y a la de magnetización del núcleo propiamente dicho Iufe . Es decir Im = Iue + Iufe y por supuesto

También se mide en este ensayo la perdida en vacío, que a la par de la corriente de vacío cuantifica la potencia activa (de perdidas) que toma el equipo para su magnetización (ciclo de histéresis y corrientes de Foucault), y lo hace de manera

permanente

independientemente de su carga. Esa pérdida es importante pues es determinan el valor de Rm. Ver figura 22. Figura N° 22 Modelo Real del transformador.

Fuente: Pag web MONOGRAFIAS.COM

137

Para el cálculo de los parámetros Rm y Lm utilizaremos el modelo aproximado: Figura N° 23 Modelo aproximado en vacío del Transformador.

Fuente: Pag web MONOGRAFIAS.COM

Relación Tensión aplicada y Flujo Mutuo

Se éxito el transformador del lado de alta con una tensión sinusoidal de 220 Volt rms. Si fijamos la tensión a una sinusoide y tenemos en cuenta la ecuación de Lenz, nos daremos cuenta que el flujo debe respetar de ser una Sinusoide.

Si tenemos en cuenta las ecuaciones que modelan al transformador podemos ver como calcular el Flujo de manera bastante exacta.

138

Como estamos haciendo el ensayo de vacío la corriente del secundario es cero por lo que el flujo lo podemos aproximas como la integral de la tensión del secundario. Para esto medidos la tensión del secundario con el osciloscopio que nos permite integral esta señal y obtener directamente el flujo. Producir este flujo senoidal crea que la corriente no lo sea, ya que como el material ferromagnético del núcleo no es lineal y se satura produce una corriente totalmente distorsionada como se verá en la corriente de magnetización. Ver grafica 4. Grafica N° 4 Tensión Primaria.

Flujo Mutuo.

Fuente: Pag web MONOGRAFIAS.COM

139

Protocolo de pruebas: Manual

de

ensayos

para

transformadores

de

distribución

monofásicas.

La verificación de las características técnicas de los transformadores, plantea la necesidad de

desarrollar

una

estrategia

especifica

con

el

fin

de:

1.- Garantizar que los transformadores cumplan con las especificaciones mínimas exigidas por partes de cadafe. 2.-minimizar las fallas en el sistema, cuando estos estén en servicio, lo cual redunda en beneficio

del

subscriptor

y

de

la

imagen

de

la

empresa.

Ensayos de rutina

Ensayo por tensión aplicada

Propósito

Mediante este se determina si se encuentra en perfecto estado el nivel de aislamiento de los devanados alta y baja tensión, entre éstos y el tanque o cualquier otro elemento puesto a tierra.

140

Objeto:

Comprobar si el sistema de aislamiento del transformador resiste el valor de tensión eléctrica especificado por las normas, con respecto a tierra.

Equipos requeridos:

Un autotransformador o transformador elevador. Un cronometro. Un kilo-voltímetro

Condiciones de ensayo

Ensayo del devanado de alta tensión Previo al ensayo se debe verificar El tanque del transformador a ensayar este debidamente colocado a tierra. Cortocircuitar y poner a tierra el devanado de baja tensión. La tensión de ensayo se aplica entre los terminales de alta tensión y tierra.

141

Ensayo del devanado de baja tensión Previo al ensayo se debe verificar El tanque del transformador a ensayar este debidamente colocado a tierra. Cortocircuitar y poner a tierra el devanado de alta tensión. La tensión de ensayo se aplica entre los terminales de baja tensión y tierra.

1.4 Esquema de conexión: ver figura 24 Figura N°24

142

Fuente: Cadafe 2000

Generalidades

La tensión a ser aplicada en el devanado de alta debe ser de 34KV y en lado de baja debe ser de 10KV. 143

La

duración

del

ensayo

es

de

60

seg.

Para

cada

devanado.

Si se realiza nuevamente ensayos de recepción por tensión aplicada o por tensión inducida en un transformador que ya ha satisfecho una vez estos ensayos de tensión aplicada en estos nuevos ensayos no deberá sobrepasar en un 75% de la tensión de ensayo original. El devanado no ensayado y el tanque se conecta a tierra.

Procedimiento:

Comenzar el ensayo con una tensión no mayor a 1/3 de valor especificado para el devanado que se está ensayando. Transcurrido el tiempo de ensayo se disminuye la tensión rápidamente momento menor a 1/3 de la tensión completa antes de la apertura del circuito de alimentación.

Criterio de aceptación:

Una vez finalizado el ensayo se considera satisfactorio si durante el tiempo de duración del mismo no se presentan anomalías dentro del transformador tales como: Ruido audible, Humo, Burbujas, Aumento súbito de la intensidad consumida. De suceder algunos de estos efectos, el ensayo de tensión aplicada no será aprobado. En caso que sea necesario realizar nuevamente este ensayo, la tensión a aplicar no debe exceder el 75% del valor nominal del ensayo.

144

Causas frecuentes de fallas

Durante el ensayo la corriente aumenta bruscamente a consecuencia de: Baja aislación entre las espiras, defecto del papel aislante, bajo nivel de aceite.

Medición de las pérdidas debido a la carga.

Propósito

Con este ensayo se obtienen las pérdidas de los devanados bajo condiciones de carga, las cuales comprenden las pérdidas por efecto joule, la tensión de cortocircuito y la impedancia de cortocircuito.

Objeto:

El ensayo de medición de pérdidas debido a la carga permite conocer las pérdidas por efecto joule a plena carga y por corrientes parásitas (Foucault) originado en los conductores por los flujos alternos que la atraviesan, así como, conocer los parámetros de la 145

tensión de cortocircuito o impedancia de cortocircuito del equipo y calcular la tensión de cortocircuito.

Equipos requeridos:

Un voltímetro Un amperímetro Un Vatímetro Un termómetro Un transformador de tensión variable.

Condiciones de ensayo

El transformador a ensayar debe estar a temperatura ambiente, sin excitación en un periodo de al menos tres (3) horas. Registrar la temperatura medida justo antes de iniciar el ensayo y la corriente nominal del transformador

Esquema de conexión: ver figura N°25

146

Figura N°25

Fuente: Cadafe 2000

Generalidades:

Determinar el valor de la corriente nominal: PP = VP *x IP Donde IP = VP VP: Tensión nominal del primario en voltios. PP: Potencia nominal en Voltamperios. IP: Corriente nominal del primario en amperios. 147

Cortocircuitar el lado de baja tensión. Leer la temperatura ambiente del aceite, calcular a continuación el factor de relación de temperatura: Para devanado de cobre: 234,5 + 85°C. F.r.t.=234,5 + T.A. (° C.)

Para devanado de aluminio: 225 + 85°C. F.r.t.=225 + T.A. (° C.)

Procedimiento:

Se aplica tensión al devanado de alta, hasta alcanzar la intensidad nominal de este devanado. Se registra la lectura en el vatímetro y voltímetro. Los valores obtenidos de potencia se multiplican por el factor de relación de temperatura a 85°C.

Calculo de la impedancia de cortocircuito: 148

Una vez obtenidas las perdidas a 85°C. Y la tensión de cortocircuito se determina la impedancia de cortocircuito en %: (Pcc 85°C.)2 – (Pcc A)2 (Vcc)2 Zcc%= 100 + (Pn)2 (Vnp)2 Pcc 85°C=Perdidas debidas a las cargas corregidas a 85°C. Pcc A= Perdidas debidas a las cargas a temperatura ambiente. Pn= Potencia nominal en VA: Vnp= Tensión nominal en el primario.

Criterio de aceptación:

Se utiliza la tabla N° 6 que se muestra a continuación: Perdidas especificadas por cadafe para el ensayo de medición de las pérdidas debidas a la carga Tabla N° 6 Medida de las pérdidas debidas a la carga especificadas por CADAFE. Potencia nominal (KVA)

10

15

25

149

37,5 50

Perdidas especificadas (Vatios)

165 260 360 400 490

Máximas(vatios)

188 296 410 457 560

Fuente: Cadafe 2000 Causas frecuentes de fallas:

Se producen pérdidas altas a consecuencias de: Cambiador de toma no está en posición nominal, conexiones internas flojas, sección insuficiente de los conductores utilizados para cortocircuitar el devanado de baja tensión. No se leen pérdidas como consecuencias de un circuito abierto en el devanado de baja tensión.

Ensayos de medición de las pérdidas y de la corriente en vacio.

Propósito

Este ensayo permite medir las perdidas por histéresis y las corrientes parasitas en el núcleo. Objeto:

150

Las pérdidas medidas en el ensayo de vacio representan las pérdidas por histéresis y corrientes parasitas en el núcleo. Estas pérdidas se consideran fijan, es decir, son independientes de la carga o de la temperatura.

Equipos requeridos:

Un amperímetro Un voltímetro Un Vatímetro Un transformador de tensión variable.

Esquema de conexión. Ver figura 26 Figura N° 26

Fuente: Cadafe 2000

151

Generalidades:

Calcular el valor teórico de la corriente de devanado de baja tensión para determinar el porcentaje de la corriente de vacío. Pns = Vns *x Ins Pns Donde Ins = Vns Vns: Tensión nominal del secundario en voltios. Ins: Corriente nominal del secundario en amperios. El cálculo del porcentaje de la corriente en vacío: Io1 Io% = x100 Ins Io% = Corriente en vacío en porcentaje. Io1 = Corriente en leída durante el ensayo en amperios.

Procedimiento:

152

Se aplica por las terminales X1 y X4, la tensión nominal del secundario. Se toman las lecturas del vatímetro y amperímetro. Luego se procede a calcular el porcentaje de la corriente en vacío.

Criterio de aceptación.

Se utiliza como criterio de aceptación la tabla N° 7 que se muestra a continuación. Tabla N°7 Perdidas especificadas por CADAFE para el ensayo en vacio. Potencia nominal (KVA)

10

15

25

37,5 50

Perdidas especificadas (Vatios)

60

80

112 150 180

Máximas(vatios)

69

91

128 171 206

Fuente: Cadafe 2000

Corriente en vacío no debe exceder en un 30% del valor especificado por el fabricante. Causas frecuentes de fallas: Se originan pérdidas altas en el núcleo y corriente de vacío alta a consecuencia de las láminas del núcleo flojas y corta exposición en el horno.

153

Cálculos de las pérdidas totales.

Objetos:

Determinación de las pérdidas totales en el transformador mediante la suma de las pérdidas en vacío y las pérdidas debido a la carga. Se utiliza como criterio de aceptación la tabla N° 8 que se muestra a continuación: Tabla N° 8 Pérdidas totales especificadas por CADAFE. Potencia nominal (KVA)

10

15

25

Perdidas especificadas (Vatios)

225 340 472 550 670

Máximas(vatios)

248 374 519 605 737

Fuente: Cadafe 2000

Ensayo por tensión inducida.

Propósito

154

37,5 50

El ensayo de tensión inducida permite conocer el estado de aislamiento entre las espiras de los devanados. Este ensayo se realiza a frecuencias superiores a la frecuencia industrial, lo cual evita que se sature el núcleo del transformador y que la corriente de excitación no sea tan alta con respecto a la corriente de excitación del transformador en vacio a tensión nominal.

Objeto:

Este ensayo nos permite comprobar el aislamiento entre espiras del devanado de baja tensión y aislación contra el tanque o cualquier elemento aterrado. Consiste en la aplicación de una tensión de ensayo que debe ser al doble de la tensión nominal a una frecuencia que sobrepasa suficientemente la secuencia nominal, a fin de evitar una corriente de excitación excesiva.

Equipos requeridos: Un amperímetro Un voltímetro. Un transformador de tensión variable. Un frecuencímetro. Un convertidor de frecuencia. Un cronometro.

155

Condiciones de ensayo

En esta prueba se conecta el transformador a ensayar al convertidor de frecuencia conectando el voltímetro y el frecuencímetro como se indica en la figura N° 27. Previo al ensayo se debe calcular el tiempo durante el cual se aplica el doble de la tensión nominal del transformador según la siguiente expresión. Te= 7200/ Fe Donde: Fe: frecuencia de ensayo (Hz) Te: tiempo de ensayo en (s)

La frecuencia mínima de ensayo será dada por la siguiente expresión Fe= (Ve * fn)/ (1.1 * Vn) Donde: Fe: frecuencia de ensayo (Hz) Fn: frecuencia nominal (Hz) Vn: tensión nominal (V) Ve: tensión de ensayo (V)

156

Esquemas de conexión. Ver figura 27 Figura N°27

Fuente: Cadafe 2000

Generalidades:

Conocer el valor de la frecuencia que se debe aplicar para el cálculo del tiempo: 120 Fn t= F Fn= frecuencia nominal en Hz F= frecuencia de ensayo en Hz T= tiempo de ensayo en segundos. 157

Procedimiento:

Se aplica por el devanado secundario una tensión igual al doble de la tensión nominal. La tensión se mantendrá por el tiempo determinado del presente ensayo.

Criterio de aceptación:

El ensayo se considera satisfactorio si no se presentan anomalías tales como: Ruidos audibles, Humo, Burbujas, Aumento brusco de la corriente de alimentación. Vibraciones fuertes, Ruidos anormales, excepto el ruido magnético que se genera por la sobre inducción a la que se somete el equipo.

Causas frecuentes de fallas:

Si durante el ensayo se observa un aumento súbito de la corriente de alimentación y simultáneamente se dispara la protección (fusible o disyuntor) es indicio de que ocurrió un cortocircuito que pueda estar localizado entre el devanado de baja tensión contra el núcleo o el devanado de alta tensión contra algún otro elemento conectado a tierra.

158

Ensayo de relación de transformación.

Objeto:

Este ensayo tiene por objeto determinar la polaridad y relación de transformación.

Principio de operación.

Esta basado en el método de comparación de tensión, este equipo incluye una fuente de alimentación a través de un transformador reductor, un transformador patrón y un instrumento que indica los voltajes en el devanado de alto voltaje (galvanómetro) cuando el transformador es excitado por el devanado de bajo voltaje, la relación de voltaje sin carga es aproximadamente igual a la relación de transformación. La diferencia entre las dos relaciones, se debe a la caída de tensión en el primario como resultado de la corriente de magnetización, fluyendo a través de este. El transformador a probar y el transformador de referencia o patrón (que es de relación variable), son excitados desde la misma fuente de voltaje. Los devanados secundarios están conectados en serie y en oposición a través del detector del nulo (galvanómetro), cuando la relación del transformador patrón se ajusta de manera tal, que no fluya corriente en el circuito detector nulo en el secundario, indica que las relaciones de voltaje de los dos transformadores son iguales, como la relación de voltaje del transformador patrón es conocida, la relación del voltaje del transformador bajo prueba también es conocida y la relación del transformador igualmente se conoce.

Equipos requeridos: 159

Un medidor de relación de transformación (T.T.R.)

Esquemas de conexión. Ver figura 28

Figura N°28

Fuente: Cadafe 2000

160

Generalidades.

Calcular el valor teórico de la relación de transformación a partir de la tensión del primario con respecto a la tensión del secundario. Tensión Primario 13800V Ejemplo: = 57,5 Tensión secundario 240V

Procedimiento.

En el equipo T.T.R. manual se activa la manivela del generador en el sentido de las agujas del reloj hasta que el voltímetro indique 8 voltios, para que el equipo electrónico pueda activar la perilla del regulador de tensión hasta alcanzar el valor antes indicado. Observar si la aguja del detector esta en cero, en caso contrario mover las perillas de selección hasta que dicho detector indique cero.

Dejar de girar las manillas del generador del equipo manual o regresar a poner la perilla del regulador de tensión en el equipo electrónico.

Criterio de aceptación:

161

Se considera satisfactorio el ensayo si el valor de la relación esta dentro del valor nominal especificado por CADAFE con una tolerancia del 0,5%.

Causas frecuentes de fallas.

Los terminales del equipo están invertidos. Uno de los terminales internos está descompuesto. Hay un corto en las espiras.

TILT II

El equipo denominado TILT, el cual es un equipo sencillo que mide las impedancia e inductancia de las bobinas del transformador, con esto se busca verificar su condición, para así descartar que las bobinas del equipo estén en cortocircuito o abiertas.

DESCRIPCION DEL TILT II

Es un instrumento versátil para las comprobaciones rápidas y fáciles de transformadores y las conexiones hechas a ellos. En el campo, el TILT II es usado para probar los lados primarios y secundarios de solo o tres instalaciones de transformador de 162

fase para cortocircuitos antes de la estimulación. En la tienda, el TILT II es usado para la selección rápida de transformadores entrantes y salientes tanto para cortos primarios como para secundarios o abre (incluyendo fusibles internos y olas grandes). Un imán está disponible para sostener el TILT II en el lugar probando. El TILT II también prueba condensadores de poder y bancos condensador. Las conexiones de transformador pueden incluir atado secundarios o un cable controlado del transformador al metro. En el campo, los probadores están acostumbrados para probar los lados primarios y secundarios de nuevo o adaptado, solo o tres instalaciones de transformador de fase. El TILT II también prueba bancos condensador para corto o abierto da la vuelta antes de la estimulación. En la tienda los probadores están acostumbrados para la selección rápida de transformadores entrantes y salientes (incluyendo sus fusibles internos y olas grandes). El equipo de medición de impedancia de transformadores tiene unas especificaciones la cuales son:

Figura N°29

163

Pinzas de conexión a transformadores o condensadores Led verde OK (Bobina en buen estado) Led rojo open

Led rojo short

(Bobina en abierto)

(Bobina en corto)

Fuente: Manual de funcionamiento del TILL II, 2009. DATOS ESPECÍFICOS: CORTOS: 10 ohm, varía con el voltaje de batería ABIERTO: 10 ohm, varía con el voltaje de batería TRANSFORMADOR en OK.: posee una inductancia mínima 800 μH H CONDENSADOR en OK.: La comprobación rápida sólo debe poseer La capacitancia mínima 0.5��f La capacitancia máxima 300��f

Medidor de factor de potencia del aislamiento (Doble Compañy)

164

Características del equipo.



Puede realizarse pruebas entre 1 – 12 kV.



Capacidad para operar cuando se usa en el campo bajo condiciones de inducción electrostáticas y magneticas.



Puede llevar a cabo pruebas sobre muestras aterradas y no aterradas



Tiene instrumentaciones las cuales permiten lecturas directas de voltaje de prueba, milivolt-amperios, pérdidas dieléctricas.



Esta previsto de un circuito guarda, el cual permite en el caso de transformadores mediciones directas de aislaciones individuales a tierra de los devanados y entre devanados.

Especificaciones: Voltaje de alimentación 100 – 125 voltios. Frecuencia:

60 Hz.

Voltaje de salida

0 – 12000 voltios.

Corriente de salida

0 – 40 mA.

Rangos de medidas: Voltaje: 1 – 12 kV. Corriente:

0 – 40 mA.

Perdidas

0 – 100 watts 165

Factor de potencia (calculado) 0 – 100%

Precisión: Capacitancia

± 1 pF

Factor de potencia (calculado) ± 0,1 %

El equipo de prueba consta de: _ La caja instrumental, constituida por un medidor de milivolts-amperios-milivatios, amplificador electrónico y otros componentes_ Un cable de prueba de alto voltaje (HV), que provee la necesaria protección de conexión de alto voltaje, entre el equipo de prueba y la muestra. _ Una caja de accesorios usada para transportar diversos conductores y accesorios, tales como: cable de alimentación de 120 voltios, cable de extensión del switch de seguridad, conductor de prueba de bajo voltaje (LV), cables de tierra y collares de goma conductora.

Chispometro

Instrucciones simplificadas de operación.

1. Llenar la celda de prueba, bien limpia, con el aceite a probar. 166

2. Poner la celda en la cámara respectiva. 3. Cerrar la tapa deslizadora. 4. Conectar el interruptor AC poner en ON. 5. Seleccionar rapidez subida de tensión, (ratel rise). 6. Pulsar botón STAR. 7. La unidad aplicará automáticamente la tensión de prueba y en el voltimetrro se indicara el valor de la perforación. 8. Pulsar el botón RESET y repetir la prueba como se indica en la norma.

Fuente: Pag web MONOGRAFIAS.COM

Medidor de resistencia de aislamiento (MEGGER) 167

MEGGER es un nombre registrado de un fabricante ingles, “J. Biddleco megger”, de un tipo especifico de medida de resistencia de aislamiento. Su finalidad primaria, es verificar el nivel de aislamiento eléctrico de la parte que esta eléctricamente aislada. Esta unida puede leer resistencia en el orden de 1010 de miles de megaohms, ellos están disponible en un rango de voltaje DC de 500, 1000. 1500, 2500, 5000 voltios. Este instrumento indica directamente sobre la escala el valor en megaohms, y de una fuente de voltaje, tal como una batería, rectificador o generador interno del aparato. Los voltajes de 500, 1000 y 1500 voltios, en el megger pueden ser producidos por un generador interno o batería, los voltajes de 2500 y 5000 voltios, en este modelo, sin embargo, se utiliza la energía eléctrica por medio de una fuente rectificadora.

CAPÍTULO III MARCO METODOLÓGICO

Tipo de Investigación

La investigación se realizo siguiendo los lineamientos metodológicos de un proyecto factible, basado en el estudio de campo de tipo descriptivo y sustentado en una revisión bibliográfica, al respecto El Manual de trabajos de Grado, Especialización y Maestría y Tesis Doctorales de la UPEL ( 2003 ) cita:

168

“El proyecto Factible consiste en la investigación, elaboración y desarrollo de una propuesta de un modelo operativo viable para solucionar problemas, requerimientos o necesidades de organizaciones o grupos sociales; puede referirse a la formulación de políticas, programas, tecnologías, métodos o procesos. El proyecto debe tener apoyo en una investigación de tipo Documental, de Campo o un diseño que incluya ambas modalidades”. De acuerdo al problema planteado, la investigación se adapto a un estudio de campo, ya que todos los datos necesarios para la realización del misma se obtuvo de forma directa de las instalaciones de la empresa Cadafe filial de Corpoelec, Región 4 Edo Aragua. En tal sentido el autor antes mencionado define la investigación de campo como: El análisis de los problemas con el propósito de describirlos, explicar sus causas y efectos, entendiendo su naturaleza y factores constituyentes o predecir su ocurrencia. Los datos de interés son recogidos en forma directa por el estudiante, en este sentido se trata de investigaciones a partir de datos originales o primarios. Así pues, en la investigación se recabó información sobre la realidad presente de las necesidades de la empresa, para identificar las posibles oportunidades de mejorar la calidad de servicio.

169

Del mismo modo, la investigación se sustento en una revisión de tipo bibliográfica y documental donde el autor realizara una revisión de libros, trabajos de grados, documentales, reportes, informes, entres otros; para ampliar y profundizar los conocimientos relacionados con el tema de estudio. Mediante este procedimiento se obtuvo todo lo relacionado con los antecedentes de la investigación, bases teóricas y la sustentación de determinados aspectos relacionados con el tema de investigación.

Área de la Investigación

La investigación se realizó en Corpoelec CADAFE REGION 4 ZONA ARAGUA, específicamente en el Departamento de Mantenimiento Especializado; en la sección de prueba y recuperación de equipos, esta empresa se encuentra ubicada en la Calle Mariño de la ciudad de Maracay. En este se realizo un análisis general de las necesidades de la empresa, para identificar las posibles oportunidades de mejorar el mantenimiento que se le realiza a los transformadores de distribución.

Técnicas e Instrumentos para la recolección de Datos

Según Sabino, las técnicas e instrumentos de recolección de datos se pueden definir como: “los recursos de los cuales se vale el investigador para estudiar los fenómenos y extraer de ellos información”. Estas técnicas permiten el levantamiento de los datos asociados a la investigación para su posterior tratamiento. 85

Las técnicas de recolección de datos utilizadas en la investigación son las siguientes: Inicialmente para obtener toda la información concerniente a la investigación se procedió a recolectar y revisar la información Bibliográfica, mediante la técnica de investigación documental, esta consiste en el análisis e interpretación de textos u otros trabajos relacionados con la investigación; seguidamente se realizará la revisión de registros donde fueron chequeados, normas de la empresa, reportes técnicos; entre otros, con el objetivo de recopilar toda la información necesaria para el desarrollo de la investigación. También se aplicó la Observación Directa, que según Sabino (1992) se define como: “El uso sistemático de nuestros sentidos orientados a la captación de la realidad que queremos estudiar” (P.132). Hernández, Fernández y baptista (1993) expresa que “la observación consiste en el registro sistemático, valido y confiable de comportamiento o conducta manifiesta. Puede utilizarse como instrumento de medición en diversas circunstancias” Rivas, M (1998), concluye que “consiste en escoger mediante la observación practica los propios lugares donde se quiere investigar” Con la aplicación de esta técnica, el investigador pudo ver claramente las deficiencias existentes en el proceso objeto de estudio, lo que le permitió obtener información sobre el tema de investigación.

86

Por último se aplicó la técnica de la entrevista, consistió en un acto de comunicación planificada con el propósito de adquirir una información veraz y objetiva del sistema a estudiar. Es considerada como la técnica más adecuada y aplicable para el proceso de recolección de datos; se realizará al personal relacionado al estudio, personal técnico, e ingeniería, con el fin de indagar y ampliar la información acerca del mantenimiento de los transformadores de distribución, así como la manera en que estos pueden fallar y los efectos de sus fallas.

Técnicas de Análisis de los Datos

Los datos e informaciones recopiladas de las estadísticas de la empresa sobre las transformaciones de distribución dañados se clasificaron por áreas de ubicación, permitiendo así un análisis más sectorizado de cada variable sin olvidar su intervención en cada tramo del sistema. Estos datos fueron analizados y evaluados tomando en cuenta los requerimientos de la empresa, teniendo presente los parámetros establecidos para lograr una buena calidad de servicio eléctrico.

Fases de la Investigación

Para apoyar el desarrollo de la investigación, se selecciono un procedimiento metodológico, donde se establece una serie de fases, donde se describen acciones que fueron ejecutadas durante la investigación. 87

Fase 1. Determinar el protocolo de prueba para los transformadores de distribución recuperados.

En esta fase se establecieron las pruebas recomendadas por la norma COVENIN 3540 acerca RECONSTRUCCION DE TRANSFORMADORES TIPOS INTERPERIE. 1ra REVISION.

Fase 2. Aplicación de la ingeniería básica para los modulos de pruebas de los transformadores de distribucion.

En esta etapa se realizó un análisis sobre los modulos de pruebas que se realizaran con la propuesta asi mismo se especificó los elementos que conforman el banco de prueba y las dimensiones físicas, como tambien el plano de control, de fuerza y la isometria del banco de prueba.

Fase 3. Elaboración de un manual de procedimientos y funcionamiento del banco de prueba para transformadores de distribución.

Una vez realizados los cálculos para el diseño del banco de prueba y definidos los requerimientos necesarios, se procedió a realizar un documento que contenga toda la información referente a las pruebas a realizar a los transformadores con el equipo propuesto.

88

Fase 4. Análisis Costo-Beneficio.

La implementación de esta propuesta se puede analizar de diferentes formas, ya sea necesidad de garantizar el buen funcionamiento del transformador después de su debido mantenimiento así como también el ahorro tanto de materiales como de tiempo al aplicarle las pruebas correspondientes para determinar si los transformadores cumplen con los valores establecidos según las normas correspondientes, por ello se procedió a realizar un estudio costo beneficio en lo que se determinara el costo del banco de prueba y de su equipos asociados y el tiempo de recuperación de ser implementado la propuesta.

CAPÍTULO IV ANALISIS DE LA SITUACION ACTUAL

Cadafe filial de CORPOELEC, empresa encargada de suministrar energía eléctrica al país, experimenta en la actualidad la necesidad de garantizar que los transformadores de distribución utilizados en las redes aéreas, salgan de la sección de prueba y mantenimientos de equipos en total operatividad, todo esto con el objeto de disminuir costos operativos, de reparación así como también de tiempo tanto para el personal que labora el dicha sección y los encargados de la instalar los transformadores. Fundamentado en lo expuesto se propone el estudio “propuesta de un banco de prueba para transformadores de distribución en la empresa CORPOELEC región 4 edo. Aragua en el departamento de sección de prueba y recuperación de equipos”. En este sentido y de acuerdo al diagnostico realizado, se obtuvieron los siguientes resultados: Al estudiar las características de diseño y funcionamiento del transformador de distribución utilizado por la empresa se observó: 89

Generalmente, los transformadores de distribución son de tipo sumergido en aceite proveniente de la destilación del petróleo bruto, el cual sirve como aislador y refrigerante. Las características del transformador de distribución, desde el punto de vista constructivo según normas COVENIN 536 y 537 son:  Potencia nominal entre 10 y 500 KVA.  Montaje Exterior.  Monofásicos.  Frecuencia de 60 Hz.

90

 Dos (02) entradas (bushing) de alta deben estar colocados en la tapa.  Tres (3) o Cuatro (04) terminales de baja ubicados en el tanque o cuba.  Dos (02) arrollados.  Auto refrigerado. Tipo de refrigerante ONAN  Tensiones nominales





Devanado de alta: 13800 V.



Devanado de baja: 120/240 V.

Nivel de aislamiento:  Tensión mayor del sistema: 15.5 kV (eficaz).  Tensión de ensayo por onda de choque: 95 kV (cresta).  Tensión de ensayo a frecuencia industrial: 38 kV (eficaz).



Cambiador de tomas en vacio colocado exteriormente al tanque con una gama de regulación +4%, -10%; con cinco (05) pasos con tensiones de toma: 14400, 13800, 13200, 12870,12540 V.



Poseer dos (02) conexiones a tierra ubicadas en el tanque.



Poseer adaptador para la sujeción al poste con abrazaderas, exceptuando los tanques para transformadores de 100 y 167,5 KVA.



D0s (02) ganchos para el levantamiento del transformador.

En el año 2009 según registros obtenidos por el departamento de Mantenimiento Especializado, se ha totalizado hasta el mes de octubre un total de 1102 transformadores de los cuales han sido recuperados 207 quedando así un total 895 no operativos o no recuperables por el personal del laboratorio de prueba. En el departamento se lleva un registro mensual de los equipos que llegan al laboratorio en la grafica N° 5 se puede observar detalladamente el ingreso de los transformadores y como son clasificados. 86

Grafico N° 5 Registro mensual de los transformadores

Fuente: CADAFE (2009) A su vez se registran los KVA recuperados esto para luego realizar un estudios costo/beneficio. En la grafica N° 6 se puede observar los KVA recuperados, perdidos y los que se encuentran en proceso de mantenimiento los mismo se muestra de manera mensual. Grafica N° 6 kVA recuperados

87

Fuente: CADAFE (2009) Antes de realizar el estudio costo/beneficio se lleva a cabo el costo del material utilizado en la recuperacion de los transformadores que se rige de la siquiente manera, ver tabla N° 9 donde se detalla mensualmente los materiales utilizados asi como tambien el costo por unidad, arrogando al final el costo total por la recuperacion de los transformadores que ingresan al departamento ver grafica N° 7.

88

Tabla N° 9

Fuente: CADAFE (2009) Grafica N° 07

Fuente: CADAFE (2009) 89

Por ultimo se realiza un amalisis costo/beneficio que se estima por los KVA recuperados, cabe destacar que el departamento tiene un precio estipulado para la reparacion o recuperacion de cada transformador que depende de su capacidad en KVA, ver tabla N° 10. Tabla N° 10 Costo de kVA * BsF

Fuente:

CADAFE

Kva

Costo Rep

15

1400

93.33

25

1850

74.00

37.5

2450

65.33

50

2950

59.00

75

4350

58.00

100

5400

54.00

167

7300

43.71

(2009)

El resultado obtenido fue de 63,91 kva por Bs, que es derivado de dividir el costo por repacion entre la capacidad en KvaxBs: 63.91 Kva, luego se suma los resultados de las diferentes capacidades y se dividen entre 7 que es los diferentes rango de capacidades que se reparan en el departamento. En la grafica N° 8 se muestra un detalle mensual un analisis mensual costo/ beneficio de los transformadores con respecto a los Kva recuperados, perdidos y los que se encontraban en mantenimiento en el periodo de enero hasta octubre del 2009. Grafica N°8

111

Fuente: Fuente: CADAFE (2009) 1

Inspección y Ensayos de Rutina Actualmente Realizados por CADAFE.

1.1.

INSPECCIÓN DEL EQUIPO.

Antes de realizar cualquier trabajo sobre el equipo, se debe tener una clara visión de lo que se va realizar, para ello se observa detenidamente el equipo que se le va a aplicar el mantenimiento, todo con la intención de poder obtener la información que sea necesaria para poder hacer una mejor planificación y así garantizar que la actividad se desarrolle de manera optima. La manera de obtener información es a través de la inspección del equipo, para esto es conveniente establecer unos pasos. Esta inspección debe llevarse a cabo en dos etapas: A. Inspección externa. B. Inspección interna.

1.1.1.

Inspección Externa. 112

En este punto de la inspección se observan todas las piezas externas del transformador para determinar el deterioro de las mismas, ésta se realizar dando respuesta a las preguntas del formulario 1 del anexo B.

1.1.2.

Inspección Interna.

Con ésta se busca verificar el deterioro interno que posee el transformador, para ello es necesario quitar la tapa del transformador y así poder observar. En esta etapa existe un punto importante, que es la apariencia del aceite, ésta según norma COVENIN 1404 debe ser clara y brillante tanto para aceites inhibidos como para los no inhibidos; teniendo en claro que para esto, es conveniente dar respuesta a las preguntas del formulario 1 anexo B.

1.1.3.

Procedimiento General.

La manera en que debe realizarse la inspección tanto externa como interna, es la siguiente: a.

Primero se ubican los equipos a inspeccionar.

b.

Se anotan los datos del mismo, tales como marca, serial, capacidad, procedencia del equipo, etc. Para esto se utiliza la hoja de recolección de datos del formulario 1 anexo B.

c.

Se realiza la inspección externa, se verifica y anotan las observaciones.

113

d.

Se realiza la inspección interna, en esta se debe contar con las herramientas necesarias para destapar la cuba y verificar el interior del transformador, tales como: d.1. Juego de destornilladores. d.2. Juego de llaves para tuercas. d.3. Alicates. d.4. Martillo.

e.

Con las observaciones realizadas se determina si es factible la recuperación del equipo, si lo es, se toma nota de los materiales que hagan falta para su restauración.

f.

Con estos requerimientos se elabora un plan de mantenimiento del transformador.

1.2.

ENSAYOS.

Para poder realizar el mantenimiento al transformador es necesario que este sea primero expuesto a ensayos de rutina que determinen si el transformador todavía posee sus parámetros dentro de las normativas y requerimientos de la compañía, que en este caso están contenidos en la norma COVENIN 3172. Existen muchas pruebas que se le realizan a los transformadores pero son cuatro (4) pruebas fundamentales las que deben ser aplicadas para dar la aprobación, como lo son:  Ensayo con el TILT con la finalidad de verificar la condición de la parte activa.  Ensayo de relación de transformación.  Ensayo de rigidez dieléctrica del aceite.  Ensayo de corriente de excitación.

114

1.2.1.

Ensayo con el TILT II (TRANSFORMER TESTER).

Este es un ensayo donde se utiliza un equipo denominado TILT, el cual es un equipo sencillo que mide las impedancia e inductancia de las bobinas del transformador, con esto se busca verificar su condición, para así descartar que las bobinas del equipo estén en cortocircuito o abiertas. La manera de conectar el equipo es la que se muestra en el figura 30.

Figura 30. Conexiones del TILT II.

Fuente: Pag Web MONOGRAFIAS.COM Los criterios de aprobación son los siguientes: a.

Si enciende la luz de indicación que dice “short”, quiere decir que la bobina esta en cortocircuito.

b.

Si enciende la luz de indicación que dice “open”, quiere decir que la bobina esta en condición abierta.

115

c.

Si enciende la luz indicativa que dice “OK”, quiere decir que la bobina se encuentra en buen estado.

1.2.2.

Ensayo de relación de transformación.

La finalidad de estas pruebas es determinar que las condiciones del transformador son adecuadas para que se le pueda recuperar, de no ser así este será enviado al almacén nodal a fin de ser recuperado a través de empresas externas. Ésta si se quiere es entonces la prueba principal que deben pasar los transformadores, con ella se determina si las condiciones para las que fue construido el transformador, es decir, sus relaciones de transformación para las distintas posiciones del TAP todavía están cumpliendo con lo que estipula el fabricante en la placa del equipo, además con esta prueba se puede determinar si la bobinas del transformador están en cortocircuito o abiertas. El cálculo teórico de la relación de transformación se hace a partir del valor de la tensión del primario con respecto a la tensión del secundario según característica de placa. TTR = Vp/Vs = Is/Ip =Np/Ns TTR=Voltaje del primario / Voltaje del secundario Ej.: 13800V/ 240V= 57.500

116

Esta prueba se realiza siguiendo pasos como los descritos a continuación. a.

Materiales: a.1. Medidor de relación de transformación (TTR). a.2. Destornilladores. a.3. Juego de llaves para tuercas. a.4. Alicates. a.5. Cable para realizar puente.

b.

Procedimiento: b.1. Lo primero es conectar el equipo TTR al Transformador a probar, (conexionado en los bushing de alta y de baja, de no ser posible la utilización de estos se debe destapar el transformador bien sea quitando la tapa de la cuba o la tapa de inspección si la tiene). b.2. Se procede a colocar las pinzas del TTR en los puntos seleccionados, teniendo un especial cuidado de que exista un buen contacto entre las pinzas y la pieza donde se está conectando este para que no existan falsos contactos y se generen errores, figura 31 Figura 31. Conexión de las pinzas del TTR.

117

Conexión en bushing de alta Conexión en bushing de baja

Puente de relación 240 v

Fuente: El Autor, (2009) b.3.

Los tipos de conexión del TTR al transformador son los que se muestra en las figuras 32 y 33. Figura 32. Conexión del TTR al transformador para relación 13800V/120V

Fuente: CADAFE (2009) Figura 33. 118

Conexión del TTR al transformador para relación 13.800V/240V

Fuente: CADAFE (2009) b.4. Las especificaciones preestablecidas que trae el equipo en la placa y que van de acuerdo a la tensión de funcionamiento del mismo, se muestran con su respectivo margen de tolerancia en las tablas 11 y 12. b.5. Para realizar la prueba se coloca el transformador en un TAP definido, se hace gira continuamente la manivela del generador en el sentido de las agujas del reloj

hasta que el voltímetro indique 8 V, para equipos

electrónicos se activa la perilla del regulador de tensión hasta alcanzar el valor antes indicado. b.6. Observar si las agujas del detector esta en cero, en caso contrario, se mueven las perillas de selección hasta que dicho detector indique cero, siempre sin dejas de dar vuelta a la manivela del generador. Una vez alcanzado el cero en el detector dejar de mover la manivela del generador en el equipo manual o regresar a cero la perilla en el equipo electrónico. b.7. Se hacen la anotaciones correspondientes para ello se utiliza el formulario 2 del anexo B. 119

b.8. Se procede a cambiar el TAP de posición y realizar nuevamente los pasos del 5 al 8, para cada TAP. b.9. Una vez realizada la prueba el criterio de aceptación según normas COVENIN 3172 para un ensayo satisfactorio es si no existe un tolerancia mayor a ± 0.5% o bien se puede hacer referencia a las tablas 11 y 12, donde ya se tienen las relaciones con su margen de tolerancia. Tabla 11 Relaciones de transformación preestablecidas para 13800V/120V nominal Error % Norma IEC

Tensión Nominal

Relación Nominal

Error 0.5 % (Max )

Error 0,5 % (Min)

1

14.440

120.000

120.600

119.400

2

13.800

115.000

115.575

114.425

3

13.200

110.000

110.550

109.450

4

12.870

107.250

107.785

106.714

5

12.540

104.500

105.023

103.978

TAP

Fuente: CADAFE (2009) Tabla 12. Relaciones de transformación preestablecidas para 13800V/240V nominal. Error % Norma IEC

Tensión Nominal

Relación Nominal

Error 0.5 % (Max )

Error 0.5 % (Min )

1

14.440

60.000

60.300

59.700

2

13.800

57.500

57.788

57.213

3

13.200

55.000

55.275

54.725

4

12.870

53.625

53.893

53.367

TAP

120

5

12.540

52.250

52.511

51.599

Fuente: Elecentro (2009)

1.2.3.

Ensayo de rigidez dieléctrica del aceite.

El objeto de esta prueba es determinar la tensión de ruptura del aceite empleado en el transformador. Todo esto debe realizarse para determinar si el aceite posee alguna clase de impurezas como agua o partículas conductoras y así concluir si puede seguir en operación o necesita un cambio. Esta prueba se realiza solo cuando no se haya decidido hacer cambio de aceite al transformador por aceite nuevo. Para efectuar este ensayo se deben consideran los siguientes pasos. a.

Materiales: a.1. Un equipo para medir la tensión de ruptura de líquidos aislantes con electrodos de disco (Chispometro. Ver pag 78) a.2. Un cronómetro. a.3. Un frasco de vidrio transparente con tapa.

b.

Generalidades

Para realizar este ensayo deben tomarse en cuenta las consideraciones según norma COVENIN 1403, que resultan importantes para obtener un buen resultado, como son: b.1. La tensión de subida debe ser de 3000 V por segundo (3000V/seg.).

121

b.2. La separación de los electrodos deberá ser de 2.54mm; dicha separación se verificará con un calibrador patrón tipo redondo. Se admite una tolerancia de ± 0.013mm. c.

Procedimiento: c.1. Se toma la muestra de aceite en un frasco de vidrio limpio y seco, figura 34.

Figura 34. Toma de muestra de aceite.

Fuente: CADAFE (2009) c.2. Se lava la celda de ensayo 2 veces con una parte del aceite de muestra. c.3. Se vierte el resto del aceite en la celda y se deja reposar por 5 minutos, figura 35. Figura 35. Muestra lista para ensayo. 122

Fuente: CADAFE (2009) c.4. Una vez transcurrido el tiempo de reposo, se realizan cinco (5) lecturas de tensión de ruptura con un intervalo de un (1) minuto entre cada una de ellas. c.5. El promedio de cada uno de los cinco (5) valores se considera como la tensión de ruptura de la muestra, siempre y cuando se cumpla el criterio de consistencia estadística el cual hace referencia a que si la resta del valor más elevado con el valor mínimo y su resultado multiplicado por tres (3) es menor que el valor siguiente al más elevado se puede considerar una sola muestra como suficiente, de lo contrario es necesario tomar otra muestra de cinco (5) valores y realizar el promedio de los diez (10) valores el cual será en definitiva la tensión de ruptura. c.6. El criterio de aceptación de este ensayo lo establece la norma COVENIN 1128 donde se considera como satisfactorio todo valor de tensión de ruptura mayor a 30 KV tanto para aceites inhibidos como para los no inhibidos. c.7. La recolección de datos puede llevarse a cabo en el formulario 3 del anexo B.

1.2.4.

Ensayo de Corriente de excitación. 123

Esta prueba consiste en medir la corriente de excitación en todas las posiciones del cambiador del tomas, mediante esta prueba se pueden detectar cortocircuito entre espiras del devanado, contactos débiles en el cambiador de toma, cortocircuito o contaminación del nucleo. Las condiciones que pueden cumplirse para realizar la prueba son: - Los extremos de los devanados que normalmente en servicio están puesto a tierra, deberán permanecer conectados a tierra durante la prueba, a excepción del devanado bajo prueba. - Si el transformador esta magnetizado, se debe desmagnetizar antes de realizar la prueba, ya que de lo contrario se obtendrían resultados erróneos. Las pruebas se realizan con el selector “LV SWICTH” la posición “UST” y se hacen las conexiones que se indican a continuación: Al igual que en todos los ensayos es necesario establecer la manera en que este se va a efectuar, para ellos se tienen los siguientes pasos:

a. Materiales: a.1.

Equipo para la inyección de tensión (Doble. Ver pag 76)

b. Generalidades: b.1.

El cálculo de la corriente de vacío en % de la corriente nominal de

el equipo se determina de la siguiente forma: Io%= Io1/Inp Donde: Io%: Corriente de vacío en porcentaje. 124

Io1: Corriente en vacío leída durante el ensayo en amperios. Inp: Corriente nominal del primario en amperios. c. Procedimientos: c.1. 13.

Se deben hacer dos pruebas que se muestran en la siguiente tabla Tabla N°13 Conexiones del Doble.

Nº de

Modo de

prueba

prueba

1 2

Energizado

UST

Flotante

I0

UST

H1

H2

X 1 X2

H1- H2

UST

H2

H1

X 1 X2

H2- H1

Fuente: Elecentro (2009) c.2.

Se procede a realizar la conexión del equipo tal como se muestra en la

figura 36. Figura 36. Conexión para ensayo de corriente de vacío

Fuente: CADAFE (2009)

125

c.3. Se inyectan 10.000V en los terminales de alta del transformador. c.4. Se toma la lectura del amperímetro. c.5.

Se procede a calcular el porcentaje de la corriente en vacío.

c.6.

Se debe repetir los pasos c.1 al c.4 para cada posición del TAP.

Si el cambiador es bajo carga, se debe dejar inyectada la tensión de prueba mientras se realizan los cambios de tomas, para observar hacia donde tiende la aguja del “Current and Watt AT 10 kV”, teniendo el cuidado de que la corriente de alimentación al equipo doble sea menor de 5 A para no ocasionar daños al mismo. c.7.

El criterio de aceptación de este ensayo lo establece la norma COVENIN 3172, según se muestra en la tabla 14.

Tabla 14. Corriente máxima en vacío, en % de la corriente nominal. Capacidad (KVA)

Io (%)

15 25

1.2

37.5 50 75

1

100 167

0.8

Fuente: CADAFE (2009)

126

c.8.

Todos los valores obtenidos deben ser registrados en el formulario 4 del anexo B.

2

MANTENIMIENTO DEL TRASFORMADOR.

Esta es la etapa del proceso donde se pretende reparar el equipo con la intensión de dejarlo totalmente operativo, para ello al igual que en todos los procesos debe tenerse en cuenta una secuencia de trabajo, en ésta deben tomarse todas las normas de seguridad para los trabajadores que van a desempeñar la labor, incluso es necesario tomar las normas de seguridad ambiental, pues se debe considerar el hecho de que se van a manipular desperdicios, como los son el aceite dieléctrico y todas aquellas partes que puedan ser desechadas del transformador.

2.1.

PROCEDIMIENTOS

PARA

REALIZAR

EL

MANTENIMIENTO

DEL

TRANSFORMADOR.

Una vez ya terminada todas las pruebas y de haber determinado mediante la inspección cuales son los principales problemas que presenta el transformador, ya ubicado todo el material, herramientas y

piezas a sustituir se procede a realizar el

mantenimiento, la manera ideal de hacer esto es a través de los siguientes pasos:

2.1.1.

Se debe ubicar el transformador en un lugar de trabajo destinado para tal

fin, con la intención del que el trabajador pueda realizar la labor con mayor comodidad, en vista de que el aceite dieléctrico se contamina o absorbe agua del 127

ambiente, sobre todo si el clima esta húmedo o lluvioso; debe tomarse en cuenta que el lugar de trabajo debe estar acto para evitar estas condiciones desfavorables.

2.1.2.

El trabajador debe colocarse todo su equipo de seguridad para resguardar

su bienestar. 

Guantes.



Lentes.



Botas de seguridad.



Delantal.

2.1.3.

Se procede a destapar el transformador, para esto se deben utilizar las

herramientas adecuadas. 

Juego de destornilladores.



Alicate.



Juego de llaves para tuercas.



Martillo.

2.1.4.

Se continua con el vaciado del aceite dieléctrico que posea el

transformador, este debe hacerse de la siguiente manera:

2.1.4.1.

Lo primero es ubicar una zona para contener el aceite dieléctrico,

para esto se pueden utilizar envases o pipotes resistentes al aceite, estos deben ser ubicados en un lugar destinado para tal fin el cual debe contar con todas la medidas de seguridad de acuerdo a la clase de aceite que se esté envasando. 2.1.4.2.

El vaciado del aceite debe hacerse con una bomba manual o

eléctrica especial para aceites, teniendo siempre en cuenta la utilización de los guantes para evitar el contacto con la sustancia. 128

2.1.5.

Se procede a desarmar el transformador esto se realiza de la siguiente

manera:

2.1.5.1 Se retira los bushing de alta y baja tensión así como también el cambiador de tomas TAP 2.1.5.2 2.1.5.3

Se retiran los tornillos que fijan el núcleo a la cuba. Se levanta el núcleo del transformador utilizando un puente de grúa

eléctrico o manual y se lleva al sitio destinado para ser lavado. 2.1.5.4

Se le aplica solvente eléctrico a presión al núcleo para remover el oxido

y todas las impurezas así como también partículas parte de bushing, empacaduras.

2.1.6.

Una vez hecho esto se procede con el cambio de las piezas que pudieran

estar dañadas como por ejemplo: 2.1.6.1.

Los bushing de alta o baja tensión.

2.1.6.2.

Herrajes.

2.1.6.3.

El cambiador de TAP.

2.1.6.4.

La válvula de escape, etc.

2.1.7.

Finalizado el cambio de pieza se lleva el núcleo para ser secado donde

permanece unas 72 horas.

129

2.1.8.

Lo siguiente es realizar la limpieza del la cuba del trasformador para sacar

cualquier impureza y permitir que el aceite que se encontraba anteriormente salga del todo, esto se puede hacer da la siguiente manera:

2.1.8.1.

Se levanta el transformador utilizando un puente de grúa eléctrico o

manual y se inclina la cuba con mucho cuidado para no golpearla. 2.1.8.2.

Se coloca el transformador sobre una zona o lugar destinado para

recolectar aceite no recuperable. 2.1.8.3.

Se le aplica aceite al interior de la cuba con presión para que este

saque todas las impurezas y restos de aceite viejo, este lavado debe hacerse hasta que se tenga la certeza de que está totalmente limpio. 2.1.8.4.

Se deja escurrir el aceite aplicado en el paso anterior unos cuantos

minutos.

2.1.9.

Se ajustan todas estas piezas de manera tal de que no existan fallas

posteriores o fugas de aceite.

2.1.10. Cumplidas las 72 horas del secado se procede al armado del transformador este se realiza de la siguiente manera:

2.1.10.1 Se levanta el transformador utilizando un puente de grúa eléctrico o manual y se lleva al lugar destinado para el armado donde se encuentra la cuba. 2.1.10.2

Se fija el núcleo a la cuba.

2.1.10.3 Se procede a conectar las espiras a los bushing de baja y alta tensión así como el cambiador de tomas TAP 130

2.1.11. Una vez hecho esto es necesario que se vuelva a llenar de aceite el transformador para esto se realiza lo siguiente:

2.1.11.1.

Con la bomba se le vuelve a aplicar aceite hasta la cantidad

estipulada en la placa de equipo, o hasta donde lo indique interiormente la cuba del mismo. 2.1.11.2. Se recomienda el uso de aceite nuevo, en todo caso se puede reutilizar el aceite anterior siempre y cuando haya sido filtrado y haya pasado la prueba de rigidez dieléctrica explicada anteriormente.

2.1.12. Se procede a tapar el transformador, ya habiendo realizado el cambio de empacaduras de las distintas tapas, estas deben quedar en la posición ideal para evitar que puedan ocurrir fugas de aceite.

2.1.13. Por último se realiza la limpieza exterior de la cuba y la tapa, para luego ser pintados nuevamente, para aplicar la pintura debe tenerse especial cuidado de cubrir los bushing, para evitar que les caiga pintura, pues esto afectaría el nivel básico de aislamiento del equipo (BIL) pudiendo provocar fallas severas al mismo al momento de entrar en operación.

3 ENSAYOS FINALES.

131

Los ensayos finales deben realizarse una vez esté totalmente reparado el equipo todo con el objeto de comprobar el buen funcionamiento del mismo, estas pruebas son básicamente dos (2): A. Ensayo de relación de trasformación. B. Ensayo de resistencia de aislamiento (MEGGER).

3.1.

ENSAYO DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN.

Lo que se pretende con este ensayo es reafirmar el buen funcionamiento del equipo, es decir, que se quiere comprobar que durante la manipulación del equipo no ocurrió nada que perjudique el funcionamiento de la parte activa, como por ejemplo: a. Bobinas en cortocircuito o abiertas debido a el desprendimiento de alguna espira o roce de partes vivas. b. Mala colocación del cambiador de TAP y por tal no da la relación deseada, etc. Este ensayo se realizada de manera similar a como se explico en el apartado 1.2.2, cabe destacar que no es necesario realizar las pruebas en todos los TAP, ya que solo se desea comprobar el funcionamiento.

3.2.

ENSAYO DE MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO Y ABSORCIÓN

DEL DIELÉCTRICO (MEGGER).

132

El objeto de esta prueba es determinar la resistencia de aislamiento a las corrientes de fugas. El

valor de esta resistencia es función del contenido de humedad, impurezas y

temperatura del

aislamiento; los valores dependen de la construcción y tamaño del

transformador y de la intensidad

del campo eléctrico durante las mediciones. La

manera más idónea de realizar esta prueba es la a.

siguiente:

Materiales: a.1. MEGGER.

b.

Generalidades: b.1. El cálculo de los dos índices se realiza de la siguiente forma: IP= Lect. Megger (10 minuto)/Lect. Megger (1 minuto). IA =Lect. Megger (1.0 minuto)/Lect. Megger (0.5 minuto). Donde: IP: Índice de polaridad. IA: Índice de adsorción.

c.

Procedimiento: c.1. La prueba debe realizarse midiendo el aislamiento entre la alta tensión y la de baja tensión así como la también entre la alta y baja tensión con respecto a tierra. c.2. Las puntas (+) y (-) de tensión fija, en corriente continua, se colocan en los bushing y tierra respectivamente para obtener tres valores posibles. c.3. Se aplica una tensión de acuerdo al lado donde se está trabajando, la tensión del lado alta es de 2500 a 5000 voltios y la del lado de baja es de 500 voltios. c.4. Se deben hacer tres lecturas de la resistencia de aislamiento en función del tiempo, la primera a los treinta (30) segundos de aplicada la tensión, la 133

segunda una vez transcurrido sesenta 60 segundos y la ultima se realiza a los diez (10) minutos con esta culmina la prueba. c.5. El resultado obtenido debe ser corregido a 20ºC, aplicando para esto el factor indicado en la tabla 4 que lo establece la norma CADAFE 375-05. c.6. Una vez se conoce este valor el criterio de aceptación para dicha prueba está establecido en las normas COVENIN 3172 donde se considera como satisfactoria la prueba sí: c.6.1. IA > 1.25 Se considera aceptable para transformadores usados. c.6.2. IP > 1,7 Se considera aceptable para transformadores usados. c.7. La recolección de los valores del ensayo se hacen en el formulario 5 del anexo B. Una vez ya realizada todas estas pruebas se puede decir que el equipo se encuentra operativo, éste debe ser almacenado hasta que sea necesaria su utilización. Tabla 15. Factor de corrección de temperatura del aislamiento. Temperatura (ºC)

Factor de Corrección

0

0.25

5

0.36

10

0.50

15.6

0.74

20

1.00

25

1.40

30

1.98

35

2.80

134

40

3.93

45

5.60

50

7.85

55

11.20

60

15.85

65

22.40

70

31.75

75

44.70

Fuente: Elecentro (2009)

135

136

CAPÍTULO V PROPUESTA

Presentación

La presente propuesta tiene como propósito presentar el diseño de un banco de prueba para transformadores de distribución en la empresa Corpoelec región 4 estado Aragua, la cual se orienta en la búsqueda del mejorar el mantenimiento que se le realiza a los transformadores de distribución que ingresan diariamente al laboratorio de prueba, así como de reducir los costos en el mantenimiento. La importancia de esta propuesta se basa en el hecho de que será una herramienta útil para la empresa permitiéndole lograr eficiencia en su gestión operativa y por ende permitirá garantizar a los trabajadores que el equipo se encuentra en total operatividad para su puesta en servicio. La propuesta se debe a que en la actualidad la empresa Corpoelec, en el área de mantenimiento especializado específicamente en la sección de prueba y mantenimiento de equipos (laboratorio de prueba), no garantiza que los transformadores que salen de esa área después de su debido mantenimiento están 100% operativo o funcional, ya que a veces no se cuenta con todos los equipos necesarios para realizar las pruebas pertinente. Esto debido a que la sección de subterráneo y subestaciones también utiliza estos equipos. La propuesta se aboca en la búsqueda de solución a la problemática planteada en la empresa Corpoelec del estado Aragua, específicamente originado mayormente por que llegan transformadores de distribución, con apenas horas de haber salido del laboratorio de prueba después de su pertinente mantenimiento y que al ser puesto en servicio, no cumplen su función y salen del circuito, lo que trae como consecuencia la pérdida de tiempo para el personal que se encarga de instalarlos, trayendo como 137

consecuencia que el circuito afectado permanezca más tiempo sin suministro eléctrico y a su vez afectando directamente a los consumidores, también se puede mencionar la pérdida del aceite dieléctrico, ya que muchas veces se queman los transformadores, en este sentido adquiere relevancia la propuesta ya que permitirá garantizar al personal que todos los transformadores que salen del laboratorio de prueba se encuentran en perfecto estado para su instalación o puesta en servicio.

Estructura

La propuesta se encuentra dividida en cuatro fases:

En la primera se determinara el protocolo de prueba para los transformadores de distribución recuperados, según las normas establecida para ello como la COVENIN 3540 que especifica cada prueba. La segunda es la aplicación de la ingeniería básica para los módulos de prueba de los transformadores de distribución, es decir, especificar los elementos que conforman el banco de prueba y sus dimensiones físicas a través de un plano, además del plano de control y de fuerza del equipo. La tercera consiste en la elaboración de un manual de procedimientos para el mantenimiento de los transformadores de distribución a realizar con el banco de prueba, este es un documento que explicara cómo funciona el equipo, como debe conectarse, los pasos a seguir según la pruebas a realizar y las conexiones del equipo a probar. Y por último el plan de inversiones; es decir un análisis costo beneficio donde se reflejara en cuanto tiempo se recupera la inversión y el costo de la misma, además de los beneficios a la empresa.

Fase I

112

Protocolo de prueba para transformadores de distribución recuperados según la norma COVENIN 3540. 1. Ensayo de tensión aplicada

1.1

Propósito. Comprueba si se encuentra en perfecto estado el aislamiento de los devanados

de alta y baja tensión, entre estos y el tanque o cualquier otro elemento puesto a tierra. A continuación se mencionan los equipos e instrumentos: Fuente de tensión sinusoidal de frecuencia nominal. Autotransformador de tensión variable. Voltímetro (kilo voltímetro) Cronometro. Amperímetro.

1.2

Condiciones de Ensayo

1.2.1 Ensayo del devanado de alta tensión. Previo al ensayo se debe verificar que: a) El tanque del transformador a ensayar este debidamente puesto a tierra. b) Cortocircuitar y poner a tierra el devanado de baja tensión. c) La tensión de ensayo se aplica entre los terminales de alta tensión y tierra. 1.2.2 Ensayo del devanado de baja tensión. Previo al ensayo se debe verificar que: a) El tanque del transformador a ensayar este debidamente puesto a tierra. b) Cortocircuitar y poner a tierra el devanado de alta tensión. 113

c) La tensión de ensayo se aplica entre los terminales de baja tensión y tierra.

1.3 Procedimiento Ensayo del devanado de alta tensión. Se comienza el ensayo con una tensión no mayor de 1/3 del valor de la tensión de ensayo (según el nivel de aislamiento de alta tensión), la cual debe ser aumentada gradualmente al valor apropiado, y debe mantenerse por un tiempo de un (1) minuto. Una vez realizado el ensayo se disminuye gradualmente la tensión hasta un valor inferior de 1/3 del valor de la tensión de ensayo antes de interrumpirla.

Ensayo del devanado de baja tensión. El procedimiento para el ensayo del devanado de baja tensión es igual al indicado en el punto anterior, excepto por el valor de tensión de ensayo, según el nivel de aislamiento en baja.

Nota: Se considera aprobado el ensayo si durante el mismo no se presenta ninguna de las siguientes anomalías: presencia de humo, ruido audible, burbujeo en el aceite o un incremento repentino de la corriente de prueba. En caso de que sea necesario realizar nuevamente este ensayo, la tensión aplicar no debe exceder el 75 % del valor nominal de ensayo.

2

2.1

Ensayo de tensión inducida.

Propósito.

Comprueba si en efecto el aislamiento entre espiras de un mismo devanado, entre estos y el tanque o cualquier otro elemento puesto a tierra está en buenas condiciones. A continuación se mencionan los equipos e instrumentos: 114

Fuentes de tensión sinusoidal de frecuencia nominal. Autotransformador de tensión variable. Convertidor de frecuencia. Voltímetro. Amperímetro. Cronometro.

2.2 Condiciones de ensayo.

a) Previo al ensayo se debe calcular el tiempo durante el cual se aplica el doble de la tensión nominal del transformador según la siguiente expresión: Te= 7200

(Ec.1)

Donde: Fe= frecuencia de ensayo (HZ). Te= tiempo de ensayo (S). b) La frecuencia mínima de ensayo será dada por la siguiente expresión:

Fe= VE * FN

(Ec.2)

1.1* VN

Donde; Fe: frecuencia de ensayo (HZ). FN: frecuencia nominal (HZ). VN: tensión nominal (V). Ve: tensión de ensayo (V).

2.3

Procedimiento:

115

a) Se aplicara en los terminales del devanado secundario, una tensión de ensayo igual a dos veces el valor de la tensión nominal del transformador y a una frecuencia determinada mediante la ecuación 2. b) Se comenzara el ensayo aplicando una tensión no mayor de 1/3 del valor de la tensión de ensayo y dicha tensión se debe llevar gradualmente al valor de tensión de ensayo. c) La tensión de ensayo se debe mantener durante el tiempo determinado mediante la ecuación 1. d) Al finalizar el ensayo, se reduce gradualmente la tensión de ensayo a un valor inferior a 1/3 de su valor completo antes de interrumpirla.

Nota: se considera aprobada el ensayo si durante el mismo no se presenta ninguna de las siguientes anomalías: presencia de humo, ruido audible, burbujeo en el aceite o un incremento repentino de la corriente de prueba. En caso de que sea necesario realizar nuevamente este ensayo, la tensión aplicar no debe exceder el 15% del valor nominal de ensayo.

3

Ensayo de medida de las pérdidas debidas a la carga y tensión de

cortocircuito.

3.1

Propósito

Con este ensayo se obtiene las pérdidas de los devanados bajo condiciones de carga, las cuales comprenden las pérdidas por efecto joule, la tensión de cortocircuito y la impedancia de cortocircuito. A continuación se mencionan los equipos e instrumentos: Fuente de tensión alterna. Autotransformador de tensión variable. Transformador de potencial. 116

Transformador de corriente. Voltímetro de corriente alterna. Amperímetro de corriente alterna. Vatímetro. Termómetro.

3.2

Condiciones de ensayo.

A) El transformador a ensayar debe estar a temperatura ambiente, sin excitación en un periodo de al menos tres (3) horas. B) Registra la temperatura medida justo antes de iniciar el ensayo y la corriente nominal del transformador.

3.3

Procedimiento.

a) Calcular el factor de relación de temperatura (Frt) de la siguientes forma: Frt = (TK + Tr)

(Ec.3)

(TK + Ta) Donde: Frt: factor de relación de temperatura. TK= 234,5 para el cobre (°C). 225 para el aluminio (°C). Ta= temperatura ambiente (°C). Tr= temperatura de referencia (°C) (véase la norma COVENIN 536).

b) Ponga en cortocircuito el devanado de baja tensión del transformador y aplique al devanado de alta tensión una tensión reducida (la cual 117

corresponde a la tensión de cortocircuito) hasta que circule una corriente nominal por el devanado de alta tensión. c) Si se hace circular una corriente menor a la nominal, el valor de la potencia que corresponde a las perdidas bajo carga debe ser referido al valor de la corriente nominal del transformador, multiplicando la potencia bajo carga por el factor de corrección Fcc indicando en la ecuación 4. Fcc = In

2

(Ec. 4)

Ia Donde: Fcc: factor de corrección de la potencia medida a temperatura ambiente. In: corriente nominal(A). Ia: corriente utilizada en el ensayo (A).

d) Si se hace circular una corriente menor a la nominal, el valor de la tensión de cortocircuito se debe ser referido al valor de la corriente nominal del transformador, multiplicando esta tensión por el factor de corrección F´cc indicado en la ecuación 5.

F´cc = In

(Ec.5)

Ia Donde: F´cc: factor de corrección de la tensión de cortocircuito. In: corriente nominal (A). Ia: corriente utilizada en el ensayo (A).

NOTA: se recomienda que el rango de corriente de ensayo este entre 50% y 100% de la corriente nominal para que los valores no discrepen de los valores reales.

118

e) La temperatura del vatímetro corresponde a las perdidas bajo carga, esta medida representa las perdidas a temperatura ambiente, como los valores de perdidas bajo carga, están establecido para carga nominal a temperatura de referencia, calcule la potencia corregida a la temperatura de referencia mediante la siguiente expresión:

Pr = Frt* Pa

(Ec.6)

Donde: Pr = potencia corregida a la temperatura de referencia (W). Pa = potencia medida a temperatura ambiente (W). f) Obtenga la impedancia de cortocircuito mediante la siguiente expresión:

Zcc = 100 *

+ (Pn)2

(Vcc) 2

(Ec.7)

(Vn)2

Donde: Zcc = impedancia de cortocircuito (%). Vcc = tensión de cortocircuito (V). Vn = tensión nominal del lado de alimentación (V). Pn = potencia nominal del transformador (KVA).

g)

Los valores de perdida bajo carga e impedancia de cortocircuito de aceptación, así como sus tolerancias deben ser suministradas por el cliente.

4

Ensayo de medida de las pérdidas y la corriente en vacio. 119

4.1

Propósito.

Este ensayo permite medir las perdidas por histéresis y corrientes parasitas en el núcleo. A continuación se mencionan los equipos e instrumentos: Fuente de tensión alterna. Autotransformador de tensión variable. Voltímetro de corriente alterna Amperímetro de corriente alterna. Vatímetro

4.2

Procedimiento.

a)

Alimente el devanado de baja tensión del transformador con una tensión igual a la nominal, manteniendo abiertos los bordes de alta tensión.

b)

La lectura del vatímetro representa las perdidas en vacio del transformador.

c)

La corriente de vacio es directamente la lectura del amperímetro. Se debe expresar esta corriente como un porcentaje de la corriente nominal, según la siguiente expresión:

Io = Ior * 100

(Ec.8)

In

Donde: Io = corriente de vacio (%) Ior = corriente obtenida en el ensayo. 120

In = corriente nominal (A), del devanado de baja tensión. d)

Los valores de aceptación de las perdidas y de perdidas y de corriente en vacio, así como sus tolerancias deben ser suministradas por el cliente.

Fase II

Aplicación de la Ingeniería Básica.

El banco de prueba tendrá unas dimensiones de 1,40 metros de alto por 1 ,40 metros de ancho y 0,8 metros de profundidad, 1,4 x 1,4 x 0,8. Los elementos que lo conforman serán los siguientes: 2 Contactores tripolar de 25 amperios 1 Contactor tripolar de 40 amperios 1 Breaker principal de 2X50 amperios 2 Breaker de 2x20, para la prueba de tensión inducida y perdidas en la carga. 1 Breaker de 2x40 para la prueba de tensión aplicada. 1 Indicador de encendido principal tipo coctelera. 3 Indicadores de encendido (luz piloto), uno para cada prueba a realizar. 3 Llaves selectoras, una para cada prueba. 3 Voltímetros, clase 0.5, gama 0 – 600 voltios. 3 Amperímetros, clase 0.5, gama 0 -10 amperios 1 Frecuencímetro, clase 0.5, gama 0 – 400 Hertz 1 Convertidor de frecuencia, mínimo 120 hertz. 2 Transformadores de tensión variable (variac), gama de 0 – 20 amperios, 0 – 240 voltios. 1 Transformadores de tensión variable (variac), gama de 0 – 40 amperios, 0 – 240 voltios. 121

1 Transformador de corriente (tc), gama de 25/5 amperios. 1 Transformador elevador de 15kVA, 50000/230 Voltios. 1 Vatímetro, clase 0,5, gama 0 – 500 vatios. 1 Botón de emergencia (STOP) 30 Metros de conductor ST # 8 Para observar mejor como seria el diseño y dimensiones del banco de prueba ver anexo C el plano “A”. En anexo C en plano “B” se puede ver el diagrama de fuerza del banco de prueba. En anexo C en plano “C” se puede ver el diagrama de control del banco de prueba.

Fase III

Elaboración

del

manual

de

procedimiento

para

transformadores

de

distribución.

Ensayos de Rutina

Los ensayos de rutina se realizan en cada transformador recuperado. Estos ensayos son los siguientes: 1. Pérdidas debido a la carga nominal. 2. Perdida en vacio y corriente de excitación. 3. Tensión aplicada. 4. Tensión inducida.

Generalidades

122

Condiciones generales:  Los ensayos pueden hacerse en los transformadores a cualquier temperatura entre 10 °C y 40°C.  Todos los componentes y accesorios externos que puedan afectar el funcionamiento del transformador deben estar en su lugar.  Las tensiones utilizadas en los ensayos, deben ser a frecuencia nominal y tener forma de onda sinusoidal; a no ser que este especificado de otra manera en el ensayo en cuestión.

Información General

Todas las secciones de la norma que se mencionan Los resultados de los ensayos se rigen por las tolerancias de la tabla 10 de la sección 5.9 de COVENIN 536. Cuando el manual de prueba para transformadores monofásicos aparezcan numeraciones de la forma (1), (2), (3), etc, se refieren al plano “A”. Los 3 paneles (A, B y C) que conforman el banco cuentan con un temporizador a 1 minuto cada uno

Utilización del banco de Prueba.

Verifique que el interruptor de encendido del banco (01) se encuentra en la posición “ON” Verifique que la lámpara principal (2) tipo coctelera se encuentra encendida, lo que indica que hay tensión en el banco. Luego pase el interruptor del panel a utilizar a la posición “ON”, el cual puede ser A (3), B (12) o C (21), y verifique que encienda la lámpara del panel seleccionado.

123

Pérdidas debido a la Carga Nominal.

Objetivo:

Determinar las pérdidas de los devanados, las cuales comprenden perdidas por efecto de joule y las perdidas adicionales. Determinar la impedancia del transformador.

Definiciones:

Tensión de cortocircuito: es la tensión que se requiere para hacer circular la corriente nominal en uno de los devanados específicos del transformador, con el otro devanado en cortocircuito, y operando en la posición de toma principal. Mediciones: Potencia medida en el lado sin cortocircuitar (Pcc). Tensión de cortocircuito (Vcc).

Tolerancias: Pérdidas debido a la carga nominal (Pcc): +1/7, siempre que no exceda la tolerancia para las pérdidas totales. -

Pérdidas totales: + 1/10

-

Tensión de cortocircuito (Vcc):

Para la toma principal (tensión de cortocircuito a corriente nominal), transformadores de dos devanados: ± 7,5 % si Vcc ˃ 2.5 % de Vnominal. ± 10 % si Vcc ≤ 2.5 % de Vnominal. Para la toma distinta de la principal:

124

± 14 % del valor indicado para cada una de las tomas en las cuales la tensión no refiere en 5% de la tensión de la toma principal.

Procedimiento:

Se determina la potencia absorbida a frecuencia nominal, cuando la corriente nominal circula a través de los terminales de línea del devanado de alta, usando los terminales del devanado de baja tensión en cortocircuito. 1. Mida a través de la válvula de llenado o de la tapa, la temperatura del líquido aislante del transformador mediante la utilización de un termómetro, el cual debe ser sumergido suficientemente, por lo cual debe estar provisto de un sujetador. 2. Conecte el transformador al cual se le realizara la prueba como se muestra en la figura 37.

Figura 37. Ensayo de pérdidas debido a la carga nominal.

Fuente: Pag. Web MONOGRAFIAS.COM 3. Encienda el panel “B” colocando el breaker (12) en la posición “ON”. 4. Gire la llave selectora (13) para inicial la prueba y verifique que encienda la lámpara indicadora (14) del panel correspondiente.

125

5. Varie la tensión por medio del variac (15) hasta obtener en el amperímetro (16) la corriente nominal del lado de alta del transformador bajo prueba. 6. Lea los valores de la tensión de cortocircuito (Vcc) en el voltímetro (17), y de las pérdidas (Pcc) en el vatímetro (18). 7. Reduzca la tensión en el variac (15) a cero, gire la llave selectora (13) para concluir la prueba y verifique que se ha apagado la luz indicadora (14). 8. Coloque el breaker (12) en la posición “OFF” 9. Corregir los resultados a la temperatura de referencia de 85 °C, multiplicando Pcc por el factor de corrección Kt (ver tabla 16). Pcc (85°) = Pcc (Ta) * Kt Donde: Pcc = Potencia de cortocircuito Ta = Temperatura Ambiente Kt= Factor de corrección. 10. Llenar la planilla con los resultados obtenidos, anexo D planilla.

Tabla N° 16 FACTOR DE CORRECCION DE TEMPERATURA

126

Temperatura (º Centigrados) 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60

Cobre Kt 1.2961 1.2909 1.2857 1.2806 1.2754 1.2704 1.2653 1.2604 1.2554 1.2505 1.2456 1.2408 1.2360 1.2312 1.2265 1.2218 1.2171 1.2125 1.2079 1.2034 1.1989 1.1944 1.1899 1.1855 1.1811 1.1768 1.1725 1.1682 1.1639 1.1597 1.1555 1.1514 1.1472 1.1431 1.1390 1.1350 1.1310 1.1270 1.1230 1.1191 1.1152 1.1113 1.1075 1.1036 1.0998 1.0961 1.0923 1.0886 1.0849

Aluminio Kt 1.3080 1.3025 1.2971 1.2917 1.2863 1.2810 1.2757 1.2705 1.2653 1.2602 1.2551 1.2500 1.2450 1.2400 1.2351 1.2302 1.2253 1.2205 1.2157 1.2109 1.2062 1.2016 1.1969 1.1923 1.1877 1.1832 1.1787 1.1742 1.1698 1.1654 1.1610 1.1567 1.1524 1.1481 1.1439 1.1397 1.1355 1.1314 1.1273 1.1232 1.1191 1.1151 1.1111 1.1071 1.1032 1.0993 1.0954 1.0915 1.0877

Fuente: Corpoelec, 2009. Pérdidas en Vacio y Corriente de Excitación. 127

Cobre/Aluminio Kt 1.3017 1.2963 1.2910 1.2857 1.2805 1.2753 1.2702 1.2651 1.2600 1.2550 1.2500 1.2451 1.2402 1.2353 1.2305 1.2257 1.2209 1.2162 1.2115 1.2069 1.2023 1.1977 1.1932 1.1887 1.1842 1.1798 1.1754 1.1710 1.1667 1.1624 1.1581 1.1538 1.1496 1.1455 1.1413 1.1372 1.1331 1.1290 1.1250 1.1210 1.1170 1.1131 1.1092 1.1053 1.1014 1.0976 1.0938 1.0900 1.0862

Objetivo: Determinar las pérdidas en el hierro del núcleo, las cuales comprenden las pérdidas por histéresis y pérdidas por corriente de Foucault. Determinar la corriente de excitación.

Mediciones: Potencia medida en el lado de baja (Po). Corriente de excitación (Io).

Tolerancias: Perdidas en vacio (Po): + 1/7. Siempre que no exceda la tolerancia para las pérdidas totales. Pérdidas totales: + 1/10. Corriente de excitación (Io): + 3/10 de la corriente de vacio especificada.

Procedimiento: Determinar la potencia activa absorbida por el transformador cuando se aplica a los terminales del lado de baja, tensión nominal a frecuencia nominal, estando el devanado del lado de alta en el circuito abierto. 1. Conecte el transformador al cual se le realizara la prueba, como se muestra en la figura 38.

Figura 38. Ensayo de pérdidas en vacio. 128

Fuente: Pag. Web MONOGRAFIAS.COM 2. Encienda el panel “B” colocando el breaker (12) en la posición “ON”. 3. Gire la llave selectora (13) para inicial la prueba y verifique que encienda la lámpara indicadora (14) del panel correspondiente. 4. Varie la tensión por medio del variac (15) hasta obtener en el voltímetro (17) la tensión nominal del lado de baja del transformador bajo prueba. 5. Lea los valores de corriente en el amperímetro (16), y de potencia en el vatímetro (18). El valor de corriente leída será la corriente de excitación. 6. Reduzca la tensión en el variac (15) a cero, gire la llave selectora (13) para concluir la prueba y verifique que se ha apagado la luz indicadora (14). 7. Coloque el breaker (12) en la posición “OFF” 8. Llenar la planilla con los resultados obtenidos, anexo D planilla.

Tensión Aplicada.

Objetivo: Este ensayo tiene la finalidad de comprobar el aislamiento entre los devanados de alta y baja tensión, y entre los devanados y tierra.

Definiciones: Nivel básico de aislamiento: en la designación del conjunto de valores de tensiones de ensayo, tanto a baja frecuencia como a ondas de impulso, que caracteriza

129

el aislamiento del transformador con relación a su capacidad de resistir esfuerzo dieléctrico.

Devanado uniformemente aislado: es un devanado en el cual el aislamiento a tierra en todos sus puntos, esta diseñados para resistir la tensión de ensayo apropiada al terminal de línea.

Devanado con aislamiento escalonado: es un devanado en el cual el aislamiento a tierra disminuye en forma gradual desde el valor del terminal de línea a uno inferior en el terminal del neutro. Este devanado resiste la prueba de tensión aplicada solamente al nivel de aislamiento del neutro.

Procedimiento: El ensayo se considerara satisfactorio si no ocurre una caída de tensión o elevación en la corriente durante el tiempo previsto.

Prueba de tensión aplicada en alta 1. Escoger el valor de la tensión de ensayo en la tabla 17 según el nivel de aislamiento del devanado (elaborada según tablas 6a y

6 b de la norma

COVENIN) y al dividirlo entre 227 que es la relación del transformador elevador, el resultado será al cual se llevara el variac. 2. Conecte los terminales del conductor del banco de prueba a los bushing de baja del transformador elevador, y el bushing de alta del transformador elevador conéctelo al bushing de alta del transformador a probar. 3. Conecte el transformador bajo prueba como lo muestra la figura 39.

130

Figura 39. Ensayo de tensión aplicada para el lado de alta tensión.

Fuente: Pag. Web MONOGRAFIAS.COM 4. Verifique que el tanque a ensayar este debidamente conectado a tierra. 5. Encienda el panel “C” colocando el breaker (21) en la posición “ON” 6. Gire la llave selectora (22) para inicial la prueba y verifique que encienda la lámpara indicadora (23) del panel correspondiente. 7. Varie la tensión por medio del variac (24) gradualmente hasta llegar al valor arrojado en el paso 1 el cual se observara reflejado en el voltímetro, esa lectura es en el lado de baja tensión y en alta se tendrá el valor obtenido en la tabla 17. 8. Esta prueba tiene una duración de 1 minuto o 60 segundos, la misma es controlada por un temporizador con ese tiempo establecido. Terminada la prueba gire la llave selectora (22). 9. Llenar la planilla con los resultados obtenidos, anexo D planilla.

Prueba de tensión aplicada en baja.

10. Escoger el valor de la tensión de ensayo en la tabla 17 según el nivel de aislamiento del devanado (elaborada según tablas 6a y

131

6 b de la norma

COVENIN) y al dividirlo entre 227 que es la relación del transformador elevador, el resultado será al cual se llevara el variac. 11. Conecte los terminales del conductor del banco de prueba a los bushing de baja del transformador elevador, y el bushing de alta del transformador elevador conéctelo al bushing de baja del transformador a probar. 12. Conecte el transformador bajo prueba como lo muestra la figura 40. Figura 40. Ensayo de tensión aplicada para el lado de baja tensión.

Fuente: Pag. Web MONOGRAFIAS.COM 13. Verifique que el tanque a ensayar este debidamente conectado a tierra. 14. Gire la llave selectora (22) para inicial la prueba y verifique que encienda la lámpara indicadora (23) del panel correspondiente. 15. Varie la tensión por medio del variac (24) gradualmente hasta llegar al valor arrojado en el paso 9 el cual se observara reflejado en el voltímetro (26), esa lectura es en el lado de baja tensión y en alta se tendrá el valor de la tabla 17. 16. Esta prueba tiene una duración de 1 minuto o 60 segundos, la misma es controlada por un temporizador con ese tiempo establecido. Terminada la prueba gire la llave selectora (22). 17. Coloque el breaker (21) en la posición “OFF” 18. Llenar la planilla con los resultados obtenidos, anexo D planilla.

132

Tabla 17. Tensiones de Prueba para los Devanados de acuerdo a los niveles de aislamiento y tensiones nominales del sistema Tensión Nominal del Sistema (KV) Hasta 1,2 Hasta 2,5 Hasta 5 Hasta 8,7 Hasta 15 Hasta 18 Hasta 25 Hasta 34,5

Nivel Básico de Aislamiento (KV) 30 45 60 75 95 125 150 200

Tensión de ensayo a Baja Frecuencia (KV) 10 15 19 26 34 40 50 70

Fuente: Corpoelec, 2009.

Nota: si se realiza nuevamente el ensayo en un trasformador que ya ha satisfecho la prueba, la tensión de ensayo aplicada no debe sobrepasar el 75% de la tensión de ensayo original.

Para transformadores de un solo BUSHING. Para transformadores con un bil de 150 kV o menos con un solo bushing de alto voltaje y con el otro terminal de alta permanentemente aterrado, no efectuar la prueba de tensión aplicada, en dicho caso deberá realizarse un ensayo de tensión inducida aplicando entre los terminales de baja, un voltaje tal, que se desarrolle entre el terminal de alta tensión y tierra, un voltaje de 1000 voltios mas 3.46 veces el voltaje nominal, en ningún caso este valor deberá exceder los 34 kV para 95 kV bil. Nota: para esta prueba el terminal del neutro debe estar aterrado.

Tensión Inducida. Objetivo: 133

Este ensayo tiene por finalidad comprobar el nivel de aislamiento entre espiras y capas de un mismo devanado. Definiciones: Revisar los aspectos referentes a los aislamientos en el ensayo de tensión aplicada.

Precauciones: Para devanados con aislamiento uniforme: La tensión desarrollada en los terminales del devanado de tensión más alta debe ser el doble de la tensión nominal, siempre y cuando este valor no sobrepase el valor de la tensión de ensayo a baja frecuencia indicada en la tabla 17. Para devanados con aislamiento escalonado: Deben ponerse a tierra durante el ensayo en un punto tal, que se asegure el desarrollo de la tensión de ensayo a baja frecuencia especificada en la tabla 17, entre cada uno de los terminales de línea y tierra. El ensayo se repite bajo otras condiciones de puesta a tierra, cuando sea necesario, para asegurar la aplicación de la tensión de ensayo en cada terminal bajo consideración.

Procedimiento: El ensayo se considerara satisfactorio si no ocurre una caída de tensión o elevación en la corriente durante el tiempo previsto. 1. La tensión de ensayo aplicada en el lado de baja debe ser el doble de la tensión nominal, siempre y cuando en el lado de alta no sobrepase el valor a baja frecuencia de la tabla 17. 2. Conecte el transformador bajo prueba como se muestra en la figura 41.

134

Figura 41. Ensayo de tensión inducida.

Fuente: Pag. Web MONOGRAFIAS.COM 3. Encienda el panel “A” colocando el breaker (3) en la posición “ON” 4. Coloque la frecuencia a 120 Hz en el convertidor de frecuencia (7). Ya que en control está diseñado para un tiempo temporizado de 60 segundos. Esto viene dado por la formula T: 120 Fn Fe Fn= frecuencia nominal en Hertz. Fe= frecuencia de ensayo en Hertz. T= tiempo de ensayo en segundos.

5. Gire la llave selectora (4) para inicial la prueba y verifique que encienda la lámpara indicadora (5) del panel correspondiente. 6. Con el variac (6) se ajusta la tensión hasta llegar a la nominal del transformador. 7. Reduzca la tensión en el variac (6) a cero, gire la llave selectora (4) para concluir la prueba y verifique que se ha apagado la luz indicadora (5). 8. Coloque el breaker (3) en la posición “OFF” 135

9. Llenar la planilla con los resultados obtenidos, anexo D planilla.

Nota: si se realiza nuevamente el ensayo en un trasformador que ya ha satisfecho la prueba, la tensión de ensayo aplicada no debe sobrepasar el 75% de la tensión de ensayo original.

Fase IV

Análisis costo-beneficio El análisis costo-beneficio es una herramienta utilizada para establecer, una apreciación de los posibles costos en que incurriría la empresa y los beneficios generados de un proyecto o sistema propuesto.

Costo de desarrollo Son aquellos en los que incurre en un solo gasto, tales como la adquisición de todos los componentes del sistema. Estos son: Costo de equipos: son los derivados de las adquisiciones, actualizaciones, mejora o uso de equipos. Costo de personal: son los que incluyen el pago al personal que instalara y mantendrán el sistema.

Beneficios. Así como el desarrollo del proyecto se incurre en gasto, el mismo presenta una serie de beneficios, que se pueden clasificar de la siguiente manera: tangibles e intangibles. Beneficios tangibles: son todas aquellas ventajas que pueden ser cuantificadas por la empresa, a lo largo de la utilización del equipo, se verá reflejado en la

136

disminución de la frecuencia de fallas, obteniendo así beneficios por la disponibilidad de tiempo, los cuales generaran aportes económicos a favor de la inversión. Beneficios intangibles: Son difíciles y a veces imposible de cuantificar, pero tienen igual importancia. Estos beneficios son: 

Incremento de seguridad para personal encargado de instalar los transformadores



Incremento de la seguridad y confiabilidad del proceso de mantenimiento.



Aumento del conocimiento y formación técnica del personal.



Máximo aprovechamiento del personal.



Aumento del nivel de calidad de la empresa

Retorno de la Inversión. Se presentan los datos del estudio realizado para mostrar cual es la inversión a realizar, los beneficios que se obtendrán de llevarse a cabo la implementación. Se especifica en la tabla 18 la cantidad de elementos que se utilizaran en el proyecto, el costo de cada uno, también se estimo un 20% para otros materiales de instalación ya que se debe prever un monto con el cual poder contar en caso de alguna eventualidad. El cálculo para la recuperación de la inversión se realizo en kVA* BsF. Ya que era la manera más eficaz para hacerlo debido a que no se tiene una cantidad fija mensual de transformadores a recuperar. Dicho cálculo se realizaron de la siguiente forma, el precio del transformador nuevo entre su capacidad en kVA, luego se suma los resultados y se dividen entre 4, que son los rangos de capacidad para el cual fue diseñado el banco. Este procedimiento se realizo de igual forma para el costo de recuperación asignado por la empresa Corpoelec, y para los beneficios se restan los kVA* BsF de los transformadores nuevos menos el del costo asignado por la empresa. 137

Cabe destacar que con la recuperación de 178 kVA se recobra la inversión hecha. Ver tabla N 19. NOTA: La recuperación de la inversión está referida aquellos transformadores que ya culminaron su vida útil.

138

Tabla N°18 Inversión.

INVERSION Breaker de 2x50 Amp Breaker de 2x20 Amp Breaker de 2x40 Amp Indicador de encendido principal Indicador de encendido pruebas Llaves Selectoras Voltimetros, clase 0,5 gama 0-600 V Amperimetros clase 0,5 gama 0-10Amp Frecuencimetro, clase 0,5 gama 0-400 Hertz Convertidor de frecuencia 120 Hertz mínimo Transformadores de tensión, gama de 0-20 Amp, 0-240Voltios Transformadores de tensión, gama de 0-40 Amp, 0-240Voltios Transformadores de corriente (tc), gama 25/5 Amp Transformador elevador de 15KVA, 50000/230Voltios Vatimetro, clase 0,5, gama 0-500 watios Conductor apantallado No- 8 Cable THW No. 8 Contactor 3p 25 Amp Contactor 3p 40 Amp Pulsador de Emergencia (Stop) Pupitre 20% otros gasto de instalacion Fuente: El Autor 2010 139

CANTIDAD 1 2 1 1 3 3 3 3 1 1

PRECIO 130.00 98.00 130.00 380.00 34.00 38.00 1,123.00 1,123.00 963.00 6,500.00

2

1,800.00

1 1 1 1 20 1 1 1 1 1

2,000.00 243.00 12,000.00 1,989.00 62.00 850.00 140.00 280.00 85.00 2,500.00 8,036.00

TOTAL 130.00 196.00 130.00 380.00 102.00 114.00 3,369.00 3,369.00 963.00 6,500.00 3,600.00 2,000.00 243.00 12,000.00 1,989.00 1,240.00 850.00 140.00 280.00 85.00 2,500.00 8,036.00 -

ACUMULADO 130.00 326.00 456.00 836.00 938.00 1,052.00 4,421.00 7,790.00 8,753.00 15,253.00 15,253.00 18,853.00 18,853.00 20,853.00 21,096.00 33,096.00 35,085.00 36,325.00 37,175.00 37,315.00 37,595.00 37,680.00 40,180.00 48,216.00 48,216.00

Tabla 19 Beneficios transformador nuevo INVERSION Bsf.

KVA

COSTO UNITARIO TRANSFORMADOR Bsf.

transformador recuperado COSTO UNITARIO KVA * Bsf.

COSTO UNITARIO RECUPERACION Bsf.

COSTO BENEFICIO UNITARIO BENEFICIO Bsf. kVA* Bsf. KVA * Bsf.

48,216.00

Totales…….

50 37.5 25 15 127.50

14,000.00 11,360.00 9,000.00 6,500.00 10,215.00

280.00 302.93 360.00 433.33 344.07

Fuente: El Autor 2010

139

2,950.00 2,450.00 1,850.00 1,400.00 2,162.50

59.00 65.33 74.00 93.33 72.92

11,050.00 8,910.00 7,150.00 5,100.00 32,210.00

221 237.6 286 340 271.15

CAPÍTULO VI CONCLUSION

Existe una diversidad de pruebas que pueden dar un diagnostico exhaustivo sobre el estado del transformador, dichas pruebas permite verificar en qué condiciones se encuentra el equipo y si amerita un mantenimiento o una recuperación como tal, pero debido a la ausencia estos equipos y de un programa efectivo de mantenimiento el cual permita asegurar que los transformadores que salen del departamento de mantenimiento especializado se encuentran 100% aptos para su puesta en servicio, evitando las interrupciones del servicio eléctrico, además de pérdidas económicas. Es menester implementar un programa de mantenimiento preventivo, así como el de desarrollar un archivo de datos que contengan los resultados de las pruebas y de esta manera llevar un seguimiento de los equipos. La aplicación de los ensayos de pérdidas en la carga y pérdidas en vacio permiten llevar un registro de la vida útil del transformador, cabe destacar que eso depende de factores externos tales como: la presencia de humedad, sobrecarga, y sobretensiones que afectan de tal manera a los transformadores que no es posible encontrar estos factores por separado. Es muy atinada la política de recuperación de transformadores en Corpoelec,

ya

que además de recuperar los transformadores también recupera recursos económicos ya que una gran cantidad de estos equipos en principio estaban destinados a desaparecer al cementerio de transformadores o como chatarra. Además con la aplicación de estos ensayos se pueden clasificar los transformadores por las fallas que presentan y así llevar un control de las fallas más comunes y tomar 140

medidas al respecto. Para ello es necesario obtener la mayor cantidad de información del transformador. La empresa cuenta con un cementerio de transformadores que son recuperables por las empresas reconstructoras externas, llevando el control de falla de estos transformadores se puede pedir una cotización por las diferentes fallas que presentan, para luego asignarle un lote con las fallas especificadas y llevar un control más estricto por la recuperación, posteriormente cuando sean reconstruidos, realizarle los ensayos pertinentes para ver si cumplen con lo establecido en la norma, de esta manera se llevaría un mejor control de calidad. El costo promedio del mantenimiento preventivo para un transformador es muy pequeño en comparación con el costo que producen las pérdidas de producción de una empresa que dependa del servicio que presta el estado, por ello la implementación de esta propuesta traería consigo una cantidad de beneficios para la empresa y los suscriptores. Sin contar que como es una empresa encargada de brindar suministro eléctrico al país cuenta con un lote de transformadores en su stock los cuales deben cumplir con un certificado de calidad establecido. Por ello si se contara con este banco se podrían realizar nuevamente estos ensayos para verificar que realmente cumplen con lo establecido y de esta manera descartar fallas por defecto de fabricación. Debido a que es un proyecto factible además de económico para los beneficios que traerá, ya que la empresa recobrara la inversión con recuperar 178 kVA, ya que estos serian transformadores dejados de reponer. Además al departamento diariamente ingresan transformadores la gran mayoría recuperable por el personal que allí labora, lo que sustenta que la implementación de esta propuesta trae beneficios a muy corto plazo.

141

Podemos concluir que los transformadores juegan un papel muy importante en la vida diaria de las personas, ya que nos permite el nivel de tensión adecuado para el suministro de energía tanto en nuestros hogares como en la industria, por ello dichos equipos ameritan que se agoten todos los recursos necesarios para diagnosticar si se encuentra operativos o amerita ser retirado para realizarle su respectivo mantenimiento y dependiendo de los resultados ser recuperado.

RECOMENDACIONES



La empresa debe implementar un plan de mantenimiento preventivo con el fin de diagnosticar en qué estado se encuentra los transformadores y de esta manera reducir el número de unidades falladas.



Al hacer mantenimiento a un transformador es muy importante limpiar totalmente el núcleo y los devanados que hayan estado inmersos en aceite.



Los transformadores a ser recuperados necesitan ser examinados, ensayados y chequeados por el personal especializado y deben disponer de todos los equipo de medición requeridos para descartar cualquier falla que pueda presentar.



Las pruebas de rutina deben ser aplicadas al 100% de las unidades recuperadas para garantizar que están en perfecto estado.



Es de importancia la construcción del horno de tipo eléctrico para el secado de la parte activa del transformador, cuando se realice el plan de mantenimiento.

141



Dictar un taller de inducción al personal encargado, de cómo realizar los diferentes ensayos, su propósito e interpretación de cada uno de los resultados.



Contactar a las empresas reconstructoras con la finalidad de reparar la gran cantidad de transformadores que se encuentran en el almacén nodal (cementerio de transformadores)

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Catálogo de Industrias Argeven (1.999). Compañía de servicios eléctricos

Catálogo SIEMENS (1999). Transformadores de Potencia y Distribución. Chapman, S. (1.993). Máquinas Eléctricas. Segunda Edición. Colombia: Mc. Graw Hill Interamericana.

Curso de Vedetecnic (1.997) Redes de distribución subterráneas

Comité de Electricidad de Venezuela. (1999).

C.O.D.E.L.E.C.T.R.A. Código

Nacional.

Corpoelec CADAFE (1984). Normas de Distribución de Equipos. Caracas

142

Eléctrico

Corpoelec C.A.D.A.F.E, (1985). Normas Generales de Distribución. Caracas.

Corrales M., Martín. “Teoría, Cálculo y Construcción de Transformadores”. Editorial Labor, S.A. Barcelona 1969. Quinta edición

Díaz, E (2001). Desarrollo de soluciones dirigidas a la reducción de las fallas en los transformadores de distribución en la empresa Eleocidente filial de Cadafe, Distrito técnico de punto fijo. Presentado en el Instituto Universitario Politécnico de las Fuerzas Armadas Nacionales

Donald G. FinK / Wayne Beaty. (2000). Manual de Ingeniería Eléctrica.

Flores y González (1988). Con su estudio sobre “Pruebas y Controles que deben realizarse a Transformadores de Distribución Monofásico Reconstruidos tipo Intemperie Sumergidos en Aceite”. Universidad de Carabobo

Kosow, I. (1.991). Maquinas Eléctricas y Transformadores. Segunda

Edición. México: Prentice Hall Hispanoamericana.

Manual de la U.P.E.L. (2003). Metodología de la Investigación.

Mota y Contreras (1985). En su tesis de grado: “Problemática de los Transformadores Sumergidos en Aceite”. De la Universidad de Carabobo

Palacios, A. (2000). Protección de sistemas de Potencia. Universidad de Carabobo.

Stevenson, W. (1.994). Análisis de sistemas Eléctricos de Potencia, México. Mc Graw-Hill. 143

Tamayo y Tamayo, (1.994). Metodología de la Investigación, Caracas. Paraninfo.

144

Catálogo Fedelca (1.997). Materiales y Equipos de electricidad.

ANEXOS

144

ANEXO “A” Glosario de Términos.

145

GLOSARIO Bobina. Unidad conformada por los devanados aislados de alta tensión y baja tensión. Calidad. La totalidad de las características de una entidad que le confiere la aptitud para satisfacer las necesidades establecidas. Conformidad. Cumplimiento con los requisitos específicos. Corriente en vacio. Es la corriente que fluye o circula a través de un terminal de línea de un devanado, cuando se aplica a este la tensión nominal a frecuencia nominal, estando el otro devanado en circuito abierto. Devanados. Es el conjunto de espiras que constituye el circuito eléctrico asociado con uno de las tensiones nominales del transformador. Devanado de alta tensión. Es el devanado asociado a la tensión nominal más alta. Devanado de baja tensión. Es el devanado asociado a la tensión nominal más baja.

146

Ensayos de rutinas. Son los ensayos que se destinan para verificar la calidad y la uniformidad de la mano de obra y de los materiales usados en la reconstrucción de transformadores. Son obligatorios en todas las unidades Entidad. Aquello que puede ser descrito y considerado individualmente. Herrajes. Son las estructuras de sujeción del núcleo y los devanados de un transformador. Infraestructura. Conjunto de medios necesarios para el desarrollo de una actividad. Mantenimiento. Conjunto de acciones que permiten conservar un equipo para que opere con la máxima disponibilidad durante su vida útil. Mantenimiento en sitio. Es el mantenimiento que se realiza al equipo o maquina en campo, sin necesidad de desinstalar el mismo. Materia prima. Es todo el material que es transformado en la industria para producir un bien o un servicio.

147

Método de ensayo. Son los procedimientos de medidas ordenadas, con instrumentos y ambientes adecuados, para determinar, analizar y evaluar las condiciones de funcionamiento de un equipo. No conformidad. No cumplimiento de los requisitos específicos. Perdidas en cortocircuito o bajo carga. Es la potencia activa absorbida a la frecuencia nominal de funcionamiento del transformador, cuando circula la corriente nominal a través de los terminales de línea de uno de los devanados, estando los terminales del otro devanado en cortocircuito. Perdidas en vacio. Es la potencia absorbida por el transformado, cuando se aplica los términos de uno de los devanados la tensión nominal a frecuencia nominal, estando el otro devanado en circuito abierto. Pérdidas totales. Es la suma de las perdidas en vacio y las debidas a las perdidas bajo carga. Proceso. Es la secuencia ordenada de actividades para lograr transformar los recursos en productos o servicios. Reconstrucción. Es el proceso al cual se somete el transformador para llevarlo a sus especificaciones originales o modificarlos según los requerimientos del cliente. 148

Reconstrucción de transformadores. Es el proceso al cual se somete el transformador para llevarlo a sus especificaciones originales o modificarlos según los requerimientos del cliente. Servicio. Resultados generados por actividades internas del proveedor, con el fin de responder a las necesidades del cliente Sistema de calidad. Estructura de la organización, procedimientos y recursos para llevar a cabo la gestión de calidad. Toma. Es la conexión hecha en un punto entre los terminales de un devanado para modificar la relación del número de espiras del transformador. Transformador. Es un aparatico estático que transforma por medio de inducción electromagnética, un sistema de tensión y corriente a otros niveles, usualmente diferentes de tensión y corriente alterna a la misma frecuencia entre dos o más devanados. Transformadores inmersos en líquido dieléctrico. Es el transformador cuyo núcleo y devanados están inmersos en aceite aislante.

149

Anexo “B” Formularios

150

Formulario 1. Inspecciones. Empresa

División

Fecha

Marca Serial Tensión Corriente

Inspección Externa Estado de los bushing de alta

Bueno

Malo

Estado de los bushing de baja

Bueno

Malo

Existen fugas de aceite:

Si

No

En las empacaduras

Si

No

En los herrajes de los bushing

Si

No

En el conmutador de TAP

Si

No

En la costura de soldadura de la cuba

Si

No

En la tapa de inspección

Si

No

En la tapa principal

Si

No

La base del tanque o cuba

Si

No

Estado del conmutador de TAP

Bueno

Malo

Posee Herrajes

Si

No

151

Formulario 1. (Cont.) Inspección Interna Nivel de aceite

Normal

Bajo

Aspecto del aceite

Claro

Oscuro

Posee impurezas el aceite

Si

No

Si

No

Buenos

Malos

Buenas

Malas

Bueno

Malo

El núcleo presenta oxidación.

Si

No

El bobinado esta deteriorado.

Si

No

Si

No

La manilla del cambiador de TAP está sumergida en aceite Condición de los conductores de salida de la bobina tanto de alta tensión como de baja tensión. Condición de las empacaduras de los bushing tanto de alta como de baja tensión Como se encuentra el cambiador de TAP internamente.

Pintura interior de la cuba esta rayada.

152

Formulario 2. Prueba de relación de transformación.

Ensayo de Relación de Transformación Mes: V.Primario V.Secundario TAP 1 2 3 4 5

Supervisado por: 13800 V V.Primario 120 V V.Secundario Tensión TAP Nominal (V) 14.400 1 13.800 2 13.200 3 12.870 4 12.540 5

13800 V 240 V Tensión Relación Error % (+) Error % (-) Nominal (V) Nominal 14.400 60,000 60,300 59,700 13.800 57,500 57,788 57,213 13.200 55,000 55,275 54,725 12.870 53,625 53,893 53,357 12.540 52,250 52,511 51,989

Relación Nominal 120,000 115,000 110,000 107,250 104,500

Error % (+)

Error % (-)

120,600 115,575 110,550 107,786 105,023

119,400 114,425 109,450 106,714 103,978

Planilla de Inspección a Transformadores

Objeto de la prueba: Este ensayo se realiza para verificar que la relación de espiras entre el devanado primario y el secundario cumplan con las especificaciones. A objeto de comprobar que el voltaje que suministrara el transformador sea el deseado. Comprobar la relación de espiras para una posición del taps o cambiador de tomas. Descubrir cortocircuitos o circuitos abiertos en la bobinas. Chequear el grupo vectorial y polaridad correspondiente. Detectar en el mecanismo de cambiador de tensión, en esta prueba se usa el instrumento llamada TTR, que consiste en aplicar tensión alterna por baja tensión y medir la de salida.

Tensión Tensión primaria (V) Secundaria (V)

Cap.

Marca

Serial

Procedencia

TAP

Prueba del TTR

1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 1 2 3 4 5

Aprobación

Observaciones

No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación No Da Relación

Los valores de porcentaje obtenidos durante el ensayo, se encuentren dentro del rango establecido en la NORMA COVENIN 536 (5.10), que especifica: -0,50% mínimo del valor nominal 0,50% máximo del valor nominal

% de error =

153

Valor medido-Valor Valor nominal

x 100

Formulario 3. Prueba de Rigidez Dieléctrica.

Ensayo de Rigidez Dieléctrica EMPRESA

DIVISION

FECHA

UBICACION DE LA PRUEBA AISLAMIENTO

MARCA TRANSF TIPO

ACEITE

x

SERIAL

GAS

POTENCIA

AIRE

TENSIÓN

OTROS

------

TEMPERATURA

OTROS DATOS

ACEITE ºC

F.C 20 ºC

------

AMBIENTE ºC

CONSERVADOR

------

% HUMEDAD

CANT. ACEITE (Lt) ULTIMA PRUEBA

/

/

Objeto de la prueba: Determinar la tensión de ruptura del aceite dieléctrico con la intesión de comprobar sus propiedades como aislante

Primera Muestra Nº Descargas

KV

Primera

0,00

Segunda

0,00

T. Rep

MIN

Tercera

0,00

T. Aceite

ºC

Cuarta

0,00

T Amb.

ºC

Quinta

0,00

Promedio

0,00

Nº Descargas

KV

Primera

0,00

Segunda

0,00

T. Rep

MIN

Tercera

0,00

T. Aceite

ºC

Cuarta

0,00

T Amb.

ºC

Quinta

0,00

Promedio

0,00

Segunda Muestra

Promedio Ambas Muestras 0,00

Criterio de Aprovación por Tr ? 40KV Bueno 30KV y 50KV Dodoso ? 30KV Malo Resultado KV

154

Malo

Formulario 4. Prueba de Corriente de Vacío.

PRUEBA DE EXCITACION DE CORRIENTE PARA TRANSFORMADOR DE POTENCIA EMPRESA

DIVISION

FECHA

UBICACION DE LA PRUEBA AISLAMIENTO

MARCA SERIAL

ACEITE

TENSIÓN NOMINAL V

GAS

------

AMBIENTE ºC

CONSERVADOR

AIRE

------

% HUMEDAD

CANT. ACEITE (Lt)

OTROS

------

H1

H2(or H0) H1

ULTIMA PRUEBA

VOLTAJE DE PRUEBA

10

KV(2)

LECTURA DEL EQUIPO MILIAMPERIOS TAP 1 2 3 4 5

/

Objeto de la prueba: Este ensayo se realiza para Determinar las perdidas en el hierro del nucleo, las cuales comprenden: Perdidas por corrientes de foucalt y perdidas por histerisis. Determinacion de la corriente de excitacion.

SINGLE PHASE

H2(or H0)

OTROS DATOS F.C 20 ºC

167

CORRIENTE NOMINAL A

UST

TEMPERATURA ACEITE ºC

13800

POTENCIA KVA

ENERGIZE

x

LECTURA

MULTIPLICADOR

0 0 0 0 0

1 1 1 1 1

MILIAMPERIOS

0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

Criterio de Selección Bueno Bueno Bueno Bueno Bueno

TAP

155

Tensión Nominal (V)

Corrientes Nominales (A)

1 2 3

14.400 13.800

11,597 12,101

13.200

12,652

4

12.870

12,976

5

12.540

13,317

/

Formulario 5. Prueba de Aislamiento (MEGGER).

PRUEBA DE ENSAYO DE ABSORCION DEL DIELECTRICO - MEDICIONES DE LAS RESISTENCIAS DE AISLACIÓN Objeto de la prueba Determinar la resistencia de aislamiento a las corrientes de fugas. El valor de esta resistencia es funsión del contenido de humedad, impurezas y temperatura del aislamiento; los valores dependen de la construcción y tamaño del transformador y de la intensidad del campo eléctrico durante las mediciones. EMPRESA

DIVISION

FECHA

UBICACION DE LA PRUEBA AISLAMIENTO

MARCA TRANSF TIPO

ACEITE

SERIAL

GAS

POTENCIA

AIRE

TENSIÓN

OTROS

------

TEMPERATURA

x

OTROS DATOS

ACEITE ºC

F.C 20 ºC

------

AMBIENTE ºC

CONSERVADOR

------

% HUMEDAD

CANT. ACEITE (Lt) ULTIMA PRUEBA

/

/

RESISTENCIA DE AISLAMIENTO CONEXIÓN Energizado

Aterrado

AT(+) BT(+) AT(+)-BT(-)

KV

F.M.E

LECTURA Ohm 30 s

FT

60 s

FT

BT(+)

0

AT(+)

0

0

0

0

0

0

0

0

MEDIDA

IP

Resultadopor IP

IA

Resultado por IA

0

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

0

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

0

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

10 MIN

FT

0

0

0

0

0

0

MEDIDA

FT= Corrección por factor de temperatura IP = INDICE DE POLARIDAD = Lect. Megado (10 minuto)/Lect. Megado (1 minuto) IA = INDICE DE ABSORCIÒN = Lect. Megado (1.0 minuto)/Lect. Megado (0.5 minuto) Punto 1a.- IA > 1.25 Se concidera aceptable para transf. Usado Punto 1b.- IP > 1,7 Se concidera aceptable para transf. Usado

156

MEDIDA

Anexo “C” Planos

157

Anexo “D” Planilla

161

ENSAYOS PARA TRANSFORMADOR MONOFASICO DE DISTRIBUCION INSPECTOR:

FECHA:

Vnp:

Kv:

Inp:

A

TENSION APLICADA

Vap:

Kv

Vas:

Kv

Tiempo:

s

Vns:

V:

Ins:

A

TENSION INDUCIDA

Vis:

V

F:

Hz

Tiempo:

s

CAPACIDAD SERIALES

PERDIDAS EN LA CARGA CORTO CIRCUITO

TENSION APLICADA

MARCA KVA

Medida de las pérdidas debidas a la carga

AT

BT

Pcc

Vcc

LECTURA

LECTURA

W

V

Medida de las pérdidas y la corriente de vacio Potencia Nominal (KVA)

15

VACIO

Io Lec. A

PERDIDAS TOTALES Pcc + Po

Po Lec. W

TENSION INDUCIDA

Corriente máxima en vacio % de la corriente nominal

Potencia Nominal (KVA)

15

25

37.5

50

25

37.5

50

Capacidad (KVA

Perdidas (en Vatios)

260

360

400

490

Perdidas (en Vatios)

80

112

150

180

15

Máxima (en Vatios)

296

410

457

560

Máxima (en Vatios)

91

128

171

206

25

Io (%) 1,2

37,5 50

Notas: 1.- La Lectura Io es directamente la corriente de excitación 2.- La Lectura Vcc es la tension de corto circuito 3.- En el recuadro de tension aplicada y tension inducida debera colocarse "S" si es satisfactorio y "NS" no satisfactorio 4.- las perdidas totales es la suma de las perdidas debidas a la carga mas las medida de la perdids y corriente de vacio

162

1

ANEXO “F” Certificado de Calidad.

xiv