Transformar La Historia PRUEBAS DE RUTINA

LABORATORIO DE MAQUINAS ESTATICAS

1. INTRODUCCION

La vida moderna atraviesa por una etapa de globalización esto a través del sector industrial, el cual representa una de las principales fuentes de empleo y de recursos económicos. Se sabe que, cuando aumenta la demanda de algún bien o servicio, se tiende a aumentar la producción de los mismos con el fin de satisfacer a los consumidores. En este caso se enfoca a la demanda en el suministro de energía eléctrica por parte de sectores tan importantes como el industrial y residencial.

Hoy en día la energía eléctrica es la principal fuente de energía que utiliza la industria moderna para el funcionamiento de áreas productivas y a nivel residencial es de igual manera un servicio indispensable para la realización de diversas tareas de la vida cotidiana; por tal motivo el suministro de electricidad debe de satisfacer con ciertas características como es un servicio en forma continua y eficiente así como con otras particularidades un poco más técnicas como es el nivel de tensión, su forma de onda y el ciclo de operación ya que de estos dependen el funcionamiento correcto de algunas áreas productivas en la industria. Para lograr esto es indispensable tener en cuenta el cómo solucionar estas demandas; y para ello se cuenta con los sistemas eléctricos de potencia, los cuales son los encargados de la generación, transmisión y distribución del servicio eléctrico en todo el territorio nacional. Aquí se estudiaran los sistemas de distribución compuestos por las subestaciones, las cuales son el punto final de la distribución de energía eléctrica.

Probablemente los transformadores han contribuido más que cualquier otra máquina eléctrica en el desarrollo de los sistemas de transmisión de potencia, ya que fueron precisamente estos los que dieron lugar a una energía más estable a mayores distancias.

Teniendo esto en cuenta, es de suma importancia que las piezas con que son elaborados dichos dispositivos sean altamente confiables en todo momento. Su buen funcionamiento debe ser garantizado con pruebas de calidad que dan un estimado del estado del equipo o la probabilidad de que los componentes presenten defectos.

Mi interés por realizar esta monografía de procedimientos surge al CURSO DE LABORATORIO DE MAQUINAS ESTATICAS, lo cual me dio la experiencia requerida sobre el tema y me hizo ver su importancia.

Con el fin de tener una guía práctica para la realización de las pruebas seleccioné las de mayor importancia de acuerdo con la norma técnica peruana ITINTEC 370.002, la IEC pub 76, establecen como pruebas de rutina las siguientes:

Resistencia de Aislamiento, Resistencia Óhmica de los devanados, Relación de Transformación y Polaridad, Prueba de Vacío, Prueba de cortocircuito, Tensión aplicada, Tensión inducida, Rigidez dieléctrica del aceite

describo la prueba de relación de transformación y polaridad y prueba de vacío y el seguimiento que se le debe dar para tener resultados adecuados, logrando así una verificación real.

UNIVERSIDAD PRIVADA SAN PEDROPágina 1


2. TRANSFORMAR LA HISTORIA

Imagine por un momento un mundo sin transformadores eléctricos: no habría sistemas de transmisión de alto voltaje y por consiguiente, no habría forma, desde el punto de vista económico, de transportar la electricidad a largas distancias. La infraestructura del suministro de energía no tendría ni las economías de escala ni la acumulación de recursos que disfrutamos hoy en día. Otros avances más recientes que no habrían sucedido son el comercio energético internacional, con sus beneficios para el cliente, o el aprovechamiento a gran escala de la energía eólica en regiones lejanas, con sus beneficios medioambientales. Hoy en día no se podría confiar tanto en la energía eléctrica, sería más cara, y las industrias y los hogares tendrían un aspecto muy diferente. Prácticamente a lo largo de toda la historia de los transformadores comerciales, y sus compañías predecesoras han estado a la vanguardia de su fabricación y desarrollo.

Examinaremos los momentos más importantes de este desarrollo.



Ha estado siempre en una buena posición para satisfacer las demandas del mercado de los transformadores eléctricos, desde las piezas simples de equipamiento en transmisiones punto a punto hasta los ingredientes vitales de las redes eléctricas interconectadas que se extienden por vastas áreas.

2.1 DESARROLLO DE POTENCIA Y DE TENSIÓN

A finales del siglo XIX, el transformador demostró ser un componente indispensable para la transmisión competitiva de la energía eléctrica. Durante la exposición de Frankfurt am Main en Alemania del año 1891 se hizo una de mostración de una instalación de 20 kV donde se probó la viabilidad de los transformadores eléctricos. Dos años más tarde, ASEA, una de las empresas matrices de ABB, suministró una de las primeras transmisiones comerciales trifásicas en Suecia, desde una central hidroeléctrica a una mina de mineral de hierro a 10 km de distancia.

Los transformadores hicieron posible generar energía eléctrica a baja tensión y después transformarla a niveles más altos a los que la transmisión sufre bastantes menos pérdidas, transformando después la tensión a un nivel más seguro en el lugar de consumo.

La fabricación de transformadores comenzó en la mayoría de los países de Europa y EEUU. ASEA, BBC, General Electric, Westinghouse y otras compañías adquirieron rápidamente experiencia en la fabricación e instalación de transformadores. En aquel momento, todas eran compañías nacionales con tecnologías patentadas que abastecían a empresas de servicios públicos locales en estrechas asociaciones.

Países como Suecia, que no posee prácticamente ninguna reserva nacional de combustibles fósiles pero tiene un gran potencial para la energía hidroeléctrica, aunque lejos del usuario, se mostraron especialmente entusiasmados en hacer uso de la transmisión de la energía eléctrica.

A medida que las distancias de transmisión aumentaban, la tensión de transmisión también tenía que elevarse para que las pérdidas continuasen siendo bajas y reducir el número de líneas necesarias en paralelo.

A principios de los años cincuenta, Suecia puso en marcha la primera transmisión de 400 kV del mundo con una longitud de 1.000 km y una capacidad de 500 MW. Este gran avance en la tensión y en la capacidad marca un nuevo nivel en Europa.

Esta tensión extra alta (EHV) puso a prueba no sólo la capacidad de diseño y fabricación, también supuso un desafío para las pruebas. Las líneas de transmisión de gran longitud presentaban un riesgo de tensiones transitorias. Tuvieron que establecerse procedimientos de pruebas nuevos y más estrictos para el dieléctrico. Estas nuevas pruebas se incorporaron a los ensayos de aceptación de los transformadores.

Pronto, la mayor parte de Europa se-guía el ejemplo de Suecia y adoptaba la tensión extra alta (EHV) de 400 kV



La provincia canadiense de Quebec tenía una situación similar a Suecia, con limitados combustibles fósiles y abundante energía hidroeléctrica, además de grandes distancias geográficas entre éstas y las áreas industrializadas.

Se necesitaban tensiones aún mayores para hacer un uso eficiente de estas fuentes energéticas. En la segunda mitad de los años sesenta, la compañía eléctrica Hydro Quebec introdujo una transmisión de 735 kV (nivel que se llamó posteriormente de 800 kV).

En EEUU, la construcción de grandes centrales térmicas cobró pulso, con plantas del tamaño de edificios, de 1.000 MW y más. Para que esas plantas tan grandes fuesen viables, la energía eléctrica tenía que distribuirse a largas distancias cubriendo vastas áreas. Por lo tanto, se introdujo un sistema de 765 kV además del de 345 kV ya existente.

Al tiempo que se estaban construyendo sistemas de 765 kV, se extendían los de 500 kV. Un ejemplo de trabajo de desarrollo en los grandes transformadores de interconexión son las primeras unidades monofásicas de 400 MVA con una potencia nominal de 500/161 kV, que se entregaron a las autoridades del valle de Tennessee (TVA).

Las primeras entregas de ASEA en Ludvika con este objetivo usaban un núcleo de cinco columnas con tres devanados en paralelo. Posteriormente, el número de devanados se redujo de tres a dos para la misma potencia nominal. Finalmente, la última entrega con las mismas especificaciones se construyó con un devanado principal y la parte de regulación de la tensión en una de las columnas laterales.

En todos estos transformadores los devanados de alta y baja tensión estaban separados, es decir, no existía conexión entre ellos. Además de ahorrar horas de mano de obra en fabricación debido al menor número de devanados, la transición del primer diseño al último redujo la masa seca total en una cuarta parte. Las pérdidas totales (pérdidas sin carga y pérdidas de carga) también



se redujeron en un 20 %. Tras finalizar estas entregas, el cliente empezó a adquirir e instalar transformadores de transmisión auto conectados con las mismas especificaciones.

A principios de los años setenta, la TVA puso en marcha la primera central eléctrica de 1.200 MVA en Cumberland, Tennessee. ABB Ludvika fabricó los transformadores elevadores para generadores (420 MVA nominal) con un diseño monofásico. Estos transformadores representaban un gran avance técnico en términos de capacidad de potencia en un devanado.

Al mismo tiempo, ABB Ludvika lanzó un programa de desarrollo junto con American Electric Power (AEP), la compañía eléctrica privada más grande de Norteamérica, con el propósito de encontrar la tensión de transmisión más alta técnicamente posible. Para ello, ABB fabricó un gran transformador de red monofásico con una tensión máxima de 1.785 kV y 333 MVA de potencia nominal.

El transformador tenía un de-vanado y, con un núcleo ampliado de cinco columnas con tres devanados, la capacidad habría sido de 1.000 MVA por fase, es decir, una capacidad total de 3.000 MVA en un banco trifásico completo. El transformador se instaló y se utilizó en las instalaciones de investigación dirigidas conjuntamente por ABB y el cliente. El transformador funcionó con éxito hasta la finalización del programa de investigación.

Otras empresas predecesoras de ABB también se embarcaron en programas de desarrollo similares, con el objetivo de conseguir diseños para transformadores capaces de manejar tensiones de transmisión de 1.000 kV y superiores.

Un ejemplo son el transformador y el reactor shunt construidos en Italia para 1.000 kV e instalados en la estación de pruebas de ENEL en Suveto.

El cambio en las pautas de producción de energía y el aumento del número de redes eléctricas tuvo como consecuencia el aplazamiento de la búsqueda de tensiones de transmisión más elevadas y capacidades extremas. Las tensiones superiores a 400 kV en Europa y 800 kV en otros continentes no se han puesto en servicio hasta ahora para uso comercial. La necesidad de una capacidad elevada, una transmisión a larga distancia, por ejemplo, para llegar a centrales hidroeléctricas grandes y ale-jadas, ha vuelto a despertar el interés en China y la India por la búsqueda de tensiones en el rango de 1.000 a 1.200 kV.



2.2 CAMBIO GEOGRÁFICO DE LA PRODUCCIÓN

El impacto de la formación de ABB se limitó en buena parte a Europa, donde se encontraban la mayor parte de las plantas de fabricación. Posteriormente siguieron adquisiciones en el continente norteamericano.

Sin embargo, a finales de los ochenta y los noventa, la expansión y el crecimiento de la generación y la transmisión sufrieron una desaceleración en el mundo occidental. La capacidad existente era más o menos suficiente para cubrir la demanda. La gran disponibilidad de petróleo redujo la necesidad de convertir los suministros de energía en electricidad. Esta situación llevó a un exceso de capacidad en el mercado de los transformadores eléctricos.

Al mismo tiempo, las economías de los países de la costa del Pacífico y Extremo Oriente repuntaron y creció la necesidad de energía eléctrica. Las plantas de transformadores en Europa y Norteamérica tuvieron que cerrar mientras que ABB creaba nuevas fábricas en China e India.

2.3 ¿CÓMO SE PRESENTA EL FUTURO?

Los transformadores basados en el principio de inducción seguirán siendo la base de la transformación de tensión durante muchas décadas. Los cambios en los materiales utilizados ayudarán a reducir costes y a controlar mejor la capacidad térmica. Estos avances afectarán a los materiales conductores, además de los materiales aislantes sólidos y líquidos; sin embargo, no hay ningún sustituto a la vista para el acero denominado “magnético” y el núcleo del transformador. En el futuro habrá nuevas formas de clasificar los transformadores con un mejor control de la capacidad térmica, lo que ayudará a reducir el uso de materiales costosos. Las especificaciones de los transformadores tienen que evolucionar para dar más importancia al perfil de carga, al crecimiento futuro y a las cargas de emergencia, con nuevas normas que contemplen las áreas más propensas a envejecer. Las nuevas formas de clasificación de los transforma-dores por esas normas internacionales requerirán la integración de más inteligencia.



Otro objetivo es aumentar más la integridad mecánica, térmica y dieléctrica de los transformadores para que estén mejor equipados para sobrellevar las mayores tensiones que afectarán a las redes del futuro.



3 TIPOS DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA

3.1 TRANSFORMADORES DE POTENCIA .- se utilizan para subtransmisión y transmisión de energía eléctrica en alta y media tensión. Son de aplicación en subestaciones transformadoras, centrales de generación y en grandes usuarios.

3.2 TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN.- se denomina transformadores de distribución, generalmente los transformadores de potencias iguales o inferiores a 500 kVA y de tensiones iguales o inferiores a 67 000 V, tanto monofásicos como trifásicos. Aunque la mayoría de tales unidades están proyectadas para montaje sobre postes, algunos de los tamaños de potencia superiores, por encima de las clases de 18 kV, se construyen para montaje en estaciones o en plataformas. Las aplicaciones típicas son para alimentar a granjas, residencias, edificios o almacenes públicos, talleres y centros comerciales.

3.2.1 TIPOS DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN.





4. PRUEBAS ELECTRICAS DE TRANSFORMADORES

PRUEBAS DE RUTINA.

Son las pruebas a las que se someten cada transformador fabricado para verificar que el producto cumple con los requerimientos establecidos. Son de carácter obligatorio para el fabricante.

PRUEBAS TIPO.

Son las pruebas que se realizan para determinar la capacidad de un diseño en particular. Las pruebas tipo se realizan solo en un transformador para justificar el cumplimiento de las especificaciones en equipos del mismo diseño. Se realizan a pedido particular del usuario.

PRUEBAS DE RUTINA

La norma técnica peruana ITINTEC 370.002, la IEC pub 76, establecen como pruebas de rutina las siguientes:



• Resistencia de Aislamiento

• Resistencia Óhmica de los devanados

• Relación de Transformación y Polaridad

• Prueba de Vacío

• Prueba de cortocircuito

• Tensión aplicada

• Tensión inducida

• Rigidez dieléctrica del aceite

PRUEBAS TIPO

• Calentamiento

• Impulso Eléctrico

4.1 RELACION DE TRANSFORMACION

La relación de transformación existente entre el número de espiras de los devanados primario y secundario de un transformador, determinará el valor de la f.e.m. Inducida sobre su circuito secundario. Un transformador que posea en el secundario mayor número de espiras que las del primario, inducirá sobre aquel una tensión mayor a la aplicada (transformador elevador). Por lo contrario, un secundario con menor número de espiras que las del primario generará una tensión menor (transformador reductor).



La relación que existe entre la tensión del primario (Ep) y la tensión del secundario (Es) es igual a la relación entre el número de espiras del primario (Np) y el número de espiras del secundario (Ns).

Con esta fórmula deducimos que la tensión inducida en el secundario es proporcional a la relación del número de vueltas del secundario con respecto a las del primario; por lo tanto, a la relación entre vueltas o entre tensiones del primario y secundario se le denomina relación de transformación.

La energía absorbida por el primario de un transformador está relacionada directamente con la energía consumida por el circuito secundario, esto significa que un transformador no es un dispositivo que sea capaz de generar energía; sino un elemento electrostático que transforma los valores de tensión y/o corriente a los valores deseados.

La intensidad de corriente circulante por el primario del transformador depende de la carga del secundario. Si suponemos un transformador con un secundario a circuito abierto, la corriente primaria (en el caso de un transformador ideal, sin pérdidas) será igual a cero. Las pérdidas se deben generalmente a la resistencia óhmica de los devanados, dispersión del flujo magnético, etc.

Si consideramos un transformador con un secundario por el cual está circulando corriente, puede decirse que actúa bajo condiciones de carga y de esta manera, su circuito primario disipará potencia; lo cual equivale a expresar que, bajo condiciones de carga del secundario, aumenta la corriente sobre el primario.

La intensidad de corriente del secundario provocará en todo instante un flujo magnético opuesto al que origina el primario, lo cual de acuerdo con lo expresado por la ley de Lenz, tenderá siempre a disminuir el flujo magnético del primario. Esto a su vez, reducirá la f.e.m. de



autoinducción, lo que ocasionará que circule mayor intensidad de corriente por el primario. Lo anterior nos indica que, el consumo sobre el circuito primario de un transformador será proporcional a la carga del secundario.

De lo anterior podemos inferir que la potencia absorbida por el secundario de un transformador es igual a la potencia consumida por el primario:

Tomando la fórmula anterior y agrupando términos semejantes tenemos:

De donde deducimos que, las corrientes del primario y del secundario de un transformador son inversamente proporcionales a las respectivas tensiones.

Esto significa que, si un transformador entrega en su secundario una tensión igual a la mitad de la tensión aplicada al primario, la intensidad de corriente máxima que se puede extraer de dicho secundario será igual al doble de la intensidad circulante por el primario. Por lo contrario, si el transformador es elevador de tensión y suministra en el secundario una tensión, por ejemplo, tres veces mayor que la del primario, sólo podrá suministrar una intensidad de corriente tres veces menor que la del primario.

La relación anterior puede deducirse también de la ley de conservación de la energía. Si las pérdidas en el transformador se desprecian y se supone que el factor de potencia es uno,



4.1.1 PRUEBA DE RELACION DE TRANSFORMACION

4.1.1.1 OBJETIVO

El principal objetivo de ésta prueba es la determinación de la relación entre el número de vueltas del devanado primario y el secundario para saber si la tensión suministrada puede ser transformada a la tensión deseada.

4.1.1.2 GENERALIDADES

La relación de vueltas debe determinarse para todas las derivaciones, así como para todas las posibles conexiones de los devanados del transformador.

La prueba de relación de transformación debe hacerse a tensión nominal o menor y a frecuencia nominal o mayor y sin carga. La relación de transformación resulta de dividir el número de espiras del devanado primario entre el número de espiras del devanado secundario, o el resultado de dividir la tensión del devanado primario entre la tensión del devanado secundario. Matemáticamente la relación de transformación se puede expresar como sigue:

4.1.1.3 MÉTODOS DE PRUEBA

Para determinar la relación de transformación en el laboratorio existen tres métodos:

1. Método de los dos voltímetros,

2. Método del puente de relación,

3. Método del transformador patrón.

Básicamente, los tres métodos consisten en aplicar a uno de los devanados una tensión alterna, y detectar el valor del voltaje inducido en el otro devanado. Los artificios para llevar a cabo estas operaciones son lo que dan las tres variantes fundamentales.



En todos los casos es importante efectuar las conexiones respetando la polaridad de los devanados.

De entre los métodos mencionados el más confiable y seguro por la exactitud de las lecturas obtenidas, así como por la disponibilidad del equipo, es el que utiliza el transformador patrón. Por tal motivo será éste el descrito en este caso.

4.1.1.4 PRINCIPIO DE OPERACIÓN DEL TRANSFORMADOR PATRÓN (TTR)

El T.T.R opera bajo el principio de dos transformadores con la misma relación de transformación, que al conectarse en paralelo y ser excitados, con una pequeña diferencia en la relación de alguno, circulará una corriente relativamente grande entre ambos. En la figura 2.7 el transformador patrón se conecta en paralelo con el transformador bajo prueba, con un galvanómetro conectado en serie con las bobinas secundarias de ambos transformadores. Al excitar las bobinas primarias y el galvanómetro no detecte deflexión (no circula corriente a través de él), se puede decir que tienen la misma relación de transformación.

Para equilibrar el galvanómetro en el T.T.R, es necesario variar la posición de los selectores (S1, S2, S3 y S4). Al mover la posición de los selectores, lo que se hace es variar el número de vueltas del devanado secundario del transformador patrón.

4.1.1.5 EQUIPO DE PRUEBA

El equipo T.T.R. Está formado básicamente por los siguientes componentes:

Un transformador de referencia con relación ajustable a través de selectores para cambiar el número de espiras en el devanado de A.T. del mismo, con el objetivo de igualar su relación con la del transformador en prueba.



Un generador de corriente alterna de acción manual, para excitar los devanados de baja tensión.

Un voltímetro y amperímetro para medir los valores de excitación.

Un galvanómetro que opera como detector de corriente nula en el momento en que se han igualado las relaciones de transformación.

Esté aparato está diseñado para hacer mediciones de la relación de transformación (a) en transformadores, autotransformadores y reguladores de voltaje. El aparato tiene una limitante de relación, hasta relaciones de transformación de 130.

Para transformadores que tienen una relación superior, es necesario utilizar un transformador auxiliar, con lo que se logra el aumento del rango de medición de acuerdo con la relación del transformador auxiliar.

El T.T.R., es un instrumento práctico y preciso para analizar las condiciones de transformadores en los siguientes casos:

a) Medición de la relación de transformación de los equipos nuevos, reparados o re embobinados.

b) Identificación y determinación de terminales, derivaciones (taps) y sus conexiones internas.

c) Determinación y comprobación de polaridad, continuidad y falsos contactos.

d) Pruebas de rutina y detección de fallas incipientes.

e) Identificación de espiras en cortocircuito.

f) Identificación de falsos contactos.

g) Identificación de circuitos abiertos.

4.1.1.6 PROCEDIMIENTO

1. Identifique claramente los conectores del T.T.R.:

Bornes “X” conectores en forma de mariposa: X1 negro, X2 rojo. Bornes “H” conectores en forma de caimán: H1 negro, H2 rojo.

2. Verifique el buen estado del equipo de la siguiente manera:

Ajuste los diales en cero. Conecte entre sí los bornes H1 y H2, los bornes X1 y X2 no deben tocarse

entre sí.



Gire la manivela del generador hasta que el voltímetro indique 8 Volts. La aguja del amperímetro debe permanecer en cero y la aguja del galvanómetro no debe mostrar deflexión alguna.

3. Conecte el equipo tal como se indica en la figuras 3.1a y 3.1b.

4. Compruebe si la polaridad es correcta girando un cuarto de vuelta la manivela; si la aguja del galvanómetro tiene cierta deflexión hacia la

izquierda (polaridad sustractiva), la conexión es correcta, pero si la deflexión es hacia la derecha (polaridad aditiva), se deben intercambiar las terminales H1 y H2.

5. Excite el T.T.R. Mientras opera los selectores de izquierda a derecha. Cuando la lectura del galvanómetro sea nula, la del voltímetro sea 8 V y la corriente de excitación sea mínima, puede dejar de accionar la excitación. La relación de transformación ha quedado indicada en los cuadrantes de los selectores.

6. Tome la lectura y repita el proceso para los 5 taps de cada fase.

4.1.1.7 EVALUACIÓN DE RESULTADOS

Para interpretar los resultados será necesario calcular el por ciento de

diferencia que exista entre los valores reales y valores teóricos, de acuerdo a la siguiente expresión:

Como regla general se acepta que el por ciento de diferencia no debe ser mayor del 0.5%.

Si al girar la manivela se observa que la aguja del voltímetro no se mueve, el amperímetro indica “FULL ESCALA” y la manivela se pone

dura, hay razones para sospechar que existe un cortocircuito entre espiras.

Si al girar la manivela se obtiene: tensión normal, corriente baja y no hay deflexión en el galvanómetro “NULL”, es indicativo de un circuito abierto.



4.1.2 EJECUCION DE LA PRUEBA DE RELACION DE TRANSFORMACION

4.1.2.1 OBJETIVO.

Determinar por medio del método del transformador patrón (T.T.R), la relación de transformación del equipo bajo prueba.

4.1.2.2 PROCEDIMIENTO DE PRUEBA.

1. Previo a realizar la prueba, calcular la relación de transformación por medio de la ecuación (2.4). Normalmente la relación es calculada con la tensión de línea a neutro estando el tap del transformador posicionado en su valor más grande. La relación de transformación se calculará para cada paso en el tap.

2. En seguida se procederá a realizar la secuencia de conexiones como se mostró en la figura 2.8.

3. Girar la manivela del T.T.R para comenzar a inducir la tensión de prueba la cual es una tensión reducida proporcionada por el mismo instrumento.

4. Variar el valor de las perillas del T.T.R de derecha a izquierda y de la menor escala a la mayor, hasta logar un equilibrar la aguja del galvanómetro del transformador patrón.



5. Reportar las relaciones calculadas y medidas para cada fase en cada uno de los pasos del tap.

6. Calcular el porciento de diferencia (ecuación 2.5), el cual no debe de exceder el 0.5% establecido por la norma NMX-J-169-ANCE-2004 “Transformadores y Autotransformadores de Distribución y Potencia - Métodos de Prueba”.

4.1.2.3 DESARROLLO DE LA PRUEBA.

Realizada el 27 de agosto del 2007 a las 19:18 horas.

Temperatura: 25˚C

Método de Prueba: Método del Transformador Patrón (T.T.R). Transformador Trifásico Delta- Estrella 23kV/440-254/240-127. Este transformador cuanta con cinco taps, cada uno es de ±2.5% la tensión de línea a neutro por el lado de alta tensión. Ilustrativamente se hace el cálculo para el primer tap y repitiéndose para los restantes (Ver tabla 3.14).

Al realizar las mediciones respectivas para cada tap del transformador, de acuerdo a la secuencia de la figura 2.8, en cada fase obtuvieron las lecturas registradas en la tabla 3.15 Informe de la prueba de relación de transformación.

En esta parte se requiere calcular el porciento de diferencia con ayuda de la ecuación 2.5 registrando los resultados en la tabla 3.15. Mostrándose el ejemplo del tap 1 en la fase A.



Para obtener la relación mínima y máxima, se resta y se suma el 0.5% a la relación nominal respectivamente.

De esta prueba se puede concluir que el transformador probado presenta una relación de transformación aceptable ya que en ninguna fase y para cada paso del tap no existen diferencias mayores a la establecida por la norma que es del 0.5%. Por otra parte se comprueba que no hay devanados con polaridades encontradas, derivaciones sin continuidad o en cortocircuito.

4.2 POLARIDAD DE LOS DEVANADOS

Cuando se aplica a un devanado una onda senoidal de voltaje, en el otro devanado se induce otra onda proporcional a la aplicada. La onda aplicada y la inducida prácticamente se encuentran en fase, de manera que habrá una terminal de alta tensión y una de baja tensión que en cualquier instante tengan la misma polaridad. Estas terminales se identifican en los diagramas con un punto y en las terminales del transformador con mismos subíndices (figura 1.2).

En esta figura se ilustra como ejemplo el instante en que la onda de voltaje primario es positiva; la terminal de voltaje secundario que en ese instante sea también positiva corresponde a la misma polaridad.

4.3 SECUENCIA DE FASES

Un sistema trifásico de voltajes es un conjunto de tres tensiones alternas de misma magnitud y frecuencia, desfasadas entre sí 120 grados.

Esto implica que un determinado valor instantáneo de voltaje no aparece simultáneamente en las tres líneas, o sea que se presenta primeramente en una línea, un tiempo t = 1/3 T aparece en la segunda Línea y otro tiempo t = 2/3 T aparece en la tercera. (T es el período de la onda



alterna). La secuencia de fases es el orden en que aparece en las líneas un determinado valor instantáneo de voltaje, por ejemplo el valor máximo de la onda.

Si identificamos las líneas con los nombres A, B y C, la secuencia ABC significa que el valor máximo de voltaje aparece primeramente en la línea A, en seguida en la Línea B y por último en la Línea C y así se repite constantemente con la rapidez de la frecuencia del sistema.

4.4 POLARIDAD, SECUENCIA DE FASES Y DIAGRAMA FASORIAL

4.4.1 GENERALIDADES

En los transformadores monofásicos es factible identificar entre sus cuatro terminales (dos de alta tensión y dos de baja tensión), dos que corresponden a la misma polaridad; en cambio en transformadores trifásicos, que tienen de seis a ocho terminales según el tipo de conexiones, resulta bastante confuso identificar pares de terminales de la misma polaridad instantánea, por lo que en este caso se recurre al concepto de secuencia de fases.

Por lo anterior podemos concluir que el concepto de polaridad se asocia a los transformadores monofásicos y el de secuencia de fases a los transformadores trifásicos.

4.4.2 PRUEBA DE POLARIDAD

4.4.2.1 OBJETIVO

La prueba de polaridad se requiere principalmente para poder efectuar la conexión adecuada de bancos de transformadores.


En el primer capítulo se presentaron algunos conceptos introductorios sobre polaridad, los cuales serán ampliados en esta prueba. En los transformadores monofásicos, además de identificar una terminal de alta tensión con una de baja tensión que tengan la misma polaridad, la posición relativa de estas terminales en el arreglo global se identifica con la siguiente regla:

Cuando el observador se coloca frente a las dos terminales de baja tensión, si H1 queda a su izquierda y X1 a su derecha se dice que el transformador tiene polaridad aditiva, y si H1 y X1 quedan a su izquierda se dice que tiene polaridad sustractiva (H1 y X1 son terminales de misma polaridad), como se muestra en la figura 3.2.



4.4.2.3 MÉTODOS DE PRUEBA

Para verificar la polaridad de los transformadores se recomiendan tres métodos:

1. Método del transformador patrón,

2. Método de los dos voltímetros,

3. Método de impulso inductivo.

4.4.2.3.1 MÉTODO DEL TRANSFORMADOR PATRÓN

El transformador patrón, como se vio en la prueba anterior, además de proporcionar la relación de transformación, debe tener la identificación de su polaridad, de manera que al interconectarlo con el transformador en prueba, también se identifica la polaridad de éste.

No se requiere en este punto mayor explicación de la que ya se ha dado en la prueba mencionada.

4.4.2.3.2 MÉTODO DE LOS DOS VOLTÍMETROS

Este método consiste en aplicar al devanado de alta tensión un voltaje alterno de valor nominal o menor. El observador, colocado frente a las terminales de baja tensión, debe puentear previamente las dos terminales de su izquierda, y colocar dos voltímetros, uno entre las terminales de alta tensión y otro entre las terminales de su derecha, como muestra la figura 3.3.

Si convenimos en que el voltímetro colocado en alta tensión da una lectura V H , y el voltímetro colocado entre alta y baja tensión da la suma algebraica de voltajes ∑V, entonces:

Si ∑V > V H la polaridad es aditiva.

Si ∑V < V H la polaridad es sustractiva.



4.4.2.3.3 MÉTODO DE IMPULSO INDUCTIVO

Este método consiste en aplicar corriente directa a uno de los devanados, cuidando no exceder el valor nominal. El observador, colocado frente a las dos terminales de baja tensión con ayuda de un voltímetro de corriente directa, debe averiguar la polaridad de la tensión aplicada, de tal manera que la aguja del instrumento se desvíe hacia la región positiva de la carátula como muestra la figura 3.4a.

Posteriormente, sin suspender la corriente directa aplicada, se cambia la conexión del voltímetro a las terminales del devanado opuesto. Después de esta operación se suspende bruscamente la corriente directa y se observa la deflexión momentánea de la aguja del voltímetro ocasionada por la descarga inductiva como muestra la figura 3.4b.

Evaluación de resultados

Si la aguja se desvía en sentido anti horario, la polaridad es correcta (polaridad sustractiva).

Si la aguja se desvía en sentido horario, la polaridad es incorrecta (polaridad aditiva).



4.4.3 PRUEBA DE SECUENCIA DE FASES


En el primer capítulo se presentaron algunos conceptos introductorios sobre secuencia de fases, los cuales serán ampliados en esta prueba.

Si se conectan los devanados de alta tensión del transformador en prueba a las líneas trifásicas, de tal manera que se le aplique la secuencia H1- H2 - H3, en el lado de baja tensión se inducirán voltajes con una determinada secuencia. Si esta secuencia es X1 -X2 -X3, se dice que el transformador tiene secuencia normal.

4.4.3.2 EQUIPO DE PRUEBA

Fuente de voltaje alterno regulado Voltímetro

Esta prueba se efectúa usando un indicador de secuencia de fases, el cual puede ser:

Secuencímetro indicador. Es un instrumento de prueba que trabaja con el principio del motor de inducción. Sus tres conexiones están identificadas en orden, y cuando la secuencia del sistema al que se conecta tiene ese mismo orden, se observa que el indicador de carátula gira en sentido positivo según indicaciones de la misma carátula.

Motor de inducción. Un motor trifásico de inducción puede servir como secuencímetro si previamente se identifica el orden de sus conexiones con un sentido de giro.

4.4.3.3 PROCEDIMIENTO

La prueba de secuencia de fases en un transformador trifásico, debe efectuarse como sigue:

1. Conecte el indicador de secuencia de fases a las terminales de alta tensión del transformador. Deje abierto el interruptor del secuencímetro como se muestra en la figura 3.5a.

2. Energice la fuente y verifique por medio del voltímetro que la tensión aplicada sea la apropiada para el indicador.

3. Cierre el interruptor del secuencímetro y observe la secuencia de fases. Anote la dirección de rotación o la indicación del instrumento.

4. Desenergice la fuente y cambie las conexiones del indicador al lado de baja tensión del transformador, conectando a X 1 , X 2 y X 3 los conductores que estaban conectados a H 1 , H 2 y H 3 respectivamente. Abra el interruptor del secuencímetro (figura 3.5b).

5. Energice la fuente y verifique por medio del voltímetro que la tensión aplicada sea la apropiada para el indicador.



6. Cierre el interruptor del secuencímetro y observe la secuencia de fases. Anote la dirección de rotación o la indicación del instrumento.

4.4.3.4 EVALUACIÓN DE RESULTADOS

Si la indicación del instrumento es la misma en ambos casos, la secuencia de fases del transformador es la adecuada.



4.4.4 PRUEBA PARA VERIFICAR EL DIAGRAMA FASORIAL

4.4.4.1 OBJETIVO

Las pruebas de relación de transformación y secuencia de fases se han llevado a cabo en base al diagrama fasorial de conexiones del transformador trifásico, y son complementadas con esta prueba que tiene por objeto verificar el diagrama mencionado, y del mismo, obtener el desplazamiento angular.


Los transformadores conectados bajo especificaciones de norma deben cumplir con los siguientes requisitos de desplazamiento angular:

Conexiones delta-delta y estrella-estrella, baja tensión en fase con alta tensión.

Conexiones delta-estrella y estrella-delta, baja tensión 30 grados atrasada con respecto a alta tensión.

4.4.4.3 MÉTODO DE PRUEBA

Para verificar el diagrama, se aplica al lado de alta tensión un sistema trifásico de voltajes, de un valor adecuado para tomar lecturas con un voltímetro, interconectando a la vez una terminal de alta tensión con una de baja tensión, generalmente H1 con X1 como lo indica la tabla 3.1.

Se toman las lecturas indicadas en la columna derecha de las mismas tablas y se verifican las relaciones de tensión que ahí mismo aparecen. Si las relaciones se cumplen queda verificado el diagrama supuesto.

Por último, para obtener el desplazamiento angular, observamos que en todos los diagramas aparece un fasor de alta tensión H0-H1 y uno de baja tensión X0 - X1. (En el caso de conexiones en delta se supone un neutro virtual y el fasor aparece con línea punteada.)

Si a un lado del diagrama de conexiones transportamos los fasores H0 - H1 y X0 - X1 con un origen común y suponemos ahora que este sistema gira en el sentido convencional (contrario al movimiento de las manecillas de un reloj), el segundo fasor que pase por un punto del plano, se dice que está atrasado con respecto al primero.





5 COTIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN.

En la actualidad el mercado de los transformadores tiene una variedad de fabricantes los cuales ofrecen a sus clientes los equipos con los que cuentan en base a sus capacidades y clases normalizadas. Citando el caso particular del transformador probado, se presenta una lista de precios proporcionada por una empresa con previa autorización, describiéndose de manera detallada los montos del equipo.

En la tabla 4.1 se muestra una lista de precios de transformadores trifásicos de donde se obtiene el costo del transformador probado el cual tiene un monto de 14, 439 dólares.



Precios en dólares Americanos, no incluye IVA. Vigencia a partir del 01 de Julio del 2007, sujeta a modificaciones con 15 días de anticipación. Especificaciones y características del transformador Estándar:

NOTAS:

1.- Norma de fabricación NMX-J-285-ANCE. “Productos eléctricos-transformadores tipo pedestal”.

2.- Clase5, 15, 25 kV. Conexión Delta- Estrella.

3.- Clase 34.5 kV. Únicamente conexión Estrella-Estrella.

CARGOS ADICIONALES:

1.- Conexión Estrella-Estrella en clases 5, 15 y 25 kV. Incrementa 5%.

2.- Operación anillo incrementa 670 dólares.

Precios en dólares Americanos, no incluye IVA.

5.1 COTIZACIÓN DE PRUEBAS DE RUTINA.

Las pruebas incluidas en la fabricación del transformador son las consideradas como pruebas de rutina (ver tabla 4.4):



CARGOS ADICIONALES AL PRECIO DEL TRANSFORMADOR.

Las

modificaciones realizadas al transformador de distribución estándar que se requieran, así como los accesorios adicionales que se soliciten, tienen el cargo adicional señalado en la tabla 4.6 y 4.7, el cual se deberá de aplicar a los precios vigentes:



6. CONCLUSIÓN

Finalmente, este trabajo sólo representa una parte de todas las pruebas que necesitan los transformadores de distribución, dependiendo de las condiciones requeridas.

Cada una tiene su propia importancia y es menester elaborarlas de manera minuciosa para así obtener óptimos resultados, como se menciona anteriormente, y conseguir que la sociedad goce de un servicio eléctrico continuo y eficaz.

Además, debido a que se manejan altos voltajes, deben prevenirse los posibles accidentes en la zona de trabajo que vayan desde equipos dañados hasta lesiones al personal e incluso, la muerte.

7. B I B L I O G R A F Í A

PÉREZ AMADOR BARRÓN, Víctor.

Pruebas de equipo eléctrico: Transformadores de distribución y potencia.

Primera reimpresión. México: Editorial Limusa, 31 de julio de 1985 ISBN 968-18-1300-6.

ENRÍQUEZ HARPER, Gilberto.

Curso de transformadores y motores trifásicos de inducción.

México: Editorial Limusa-Wiley, 28 de febrero de 1973.

AVELINO PÉREZ, Pedro.

Transformadores de distribución: teoría, cálculo, construcción y pruebas.

México: Reverté ediciones, agosto de 1998- ISBN 968-6708-39-1.

Transformadores de distribución tipo poste.

NRF-025-CFE-2002.

Productos eléctricos – Transformadores – Aceites minerales aislantes para transformadores – Especificaciones, muestreo y métodos de prueba.NMX-J-123-ANCE-2008.

Productos eléctricos – Transformadores – Transformadores y autotransformadores de distribución y potencia – Métodos de prueba.NMX-J-169-ANCE-2008.



Sitios en internet

http://www.monografias.com/trabajos58/transformadores/transformadores.sml http://mitecnologico.com/iem/Main/PruebasDeRutinaATransformadores http://es.wikipedia.org/wiki/Transformador#Historia http://www.sapiensman.com/electrotecnia/transformador_electrico1.htm


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