PRUEBAS DE RUTINA INCLUIDAS TRANSFORMADORES MT/BT•Resistencia Ohmica de los devanados.•Resistencia de aislamiento.•Rigidez dieléctrica del líquido aislante.•Tensión aplicada.•Tensión inducida.•Polaridad y secuencia de fases.•Pérdidas de exitación.•Pérdidas debidas a la carga.•Cálculo de impedancia.•Hermeticidad.

1 Prueba de rutina1.1 Medida de la resistencia de los bobinados1.2 Medida de la relación de transformacióny control del grupo de conexión1.3 Medida de la tensión de impedancia,impedancia de corto circuito y perdidasdebida a la carga1.4 Medida de las perdidas y de la corrienteen vacío1.5 Pruebas dieléctricas:1.5.1 Ensayo de tensión aplicada a frecuenciaindustrial1.5.2 Ensayo de tensión inducida a frecuenciaelevada2 Pruebas de tipo2.1 Ensayo de calentamiento2.2 Pruebas dieléctricas:2.2.1 Impulso tipo rayo3 Pruebas especiales3.1 Pruebas dieléctricas:3.1.1 Prueba PD3.1.2 Prueba de onda truncada3.2 Medida de la impedancia secuencia cero3.3 Prueba de corto circuito3.4 Nivel de ruido3.5 Medición de armónicos en corriente en vacío3.6 Pruebas de equipos auxiliares y cableado3.7 Prueba de conmutación en carga3.8 Comprobación de fugas en caja delTransformador

Normas para transformadores: IEC, IEEE, ANSI, ASTMNORMAS DE MATERIALES PARA REDES AÉREASTRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA INTEGRADORESRA7-218  1. ALCANCE La norma hace parte del grupo de materiales normalizados y tiene como propósito fundamental determinar todas las características que deberán tener los herrajes, accesorios y elementos que se usen e instalen en el sistema de distribución de energía de las Empresas Públicas de Medellín E.S.P.Esta  norma  incluye   las  exigencias  y  características  que deben cumplir   los   transformadores  de corriente que se instalan para los medidores integradores.  2. FUNCIÓN Los transformadores de corriente se instalarán en los barrajes (cables) del lado secundario de los transformadores de distribución, los cuales se encuentran instalados generalmente en el poste, con el objeto de realizar balances de energía comparando los kWh medidos en el transformador con los kWh medidos en los clientes asociados al mismo.  3. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Los   transformadores   deberán   ser   del   tipo   seco,   de   núcleo   entero   (tipo   ventana)   y   estarán destinados para conectarse a través del barraje y de ahí alimentar los medidores de energía.La envolvente exterior utilizada en los transformadores de corriente deberá ser resistente a los rayos solares y no debe presentar ni agrietamientos ni fisuras durante la instalación y operación. Deberá ser aislante, protectora térmica, mecánica y hermética (no debe permitir el  ingreso de humedad).Los transformadores de corriente para subestaciones también deberán ser del tipo exterior.El núcleo debe ser construido de chapa magnética de gran permeabilidad y de saturación rápida, para tener la clase de precisión elevada y un factor de seguridad de acuerdo con lo establecido en la norma IEC-60044 o en la norma ANSI/IEEE C57.13. Adicionalmente, la chapa deberá cumplir con lo establecido en las normas ASTM A 876, 343 y 718.La clase de precisión debe ser 0.5 ó de una precisión mayor.La lámina utilizada para el núcleo se exige que sea recocida.El alambre esmaltado (de 2 capas), utilizado para los devanados deberá cumplir con lo establecido en la norma NEMA MW 1000 y deberá estar uniformemente repartido en el núcleo para reducir al mínimo el flujo de dispersión.El transformador debe ser resistente al aceite, alcohol y ácidos.Los  bornes  y  el  bloque terminal  de conexión secundario  deben ser  seguros  a   las  vibraciones, resistentes  a   la   corrosión,  deben  evitar   cualquier   contacto  accidental  o  no  deseado  y  deben permitir  colocar  en  cortocircuito   la  parte   secundaria  estando en  servicio  el   transformador  de distribución de tal manera que permita cambiar o realizar trabajos en el medidor, por lo anterior, 

los bornes secundarios deben ser dobles, adicionalmente deberán estar marcados en forma clara o indeleble y de acuerdo con el diagrama de conexión.El transformador de corriente deberá tener indicado el sentido de la polaridad.Los transformadores de corriente para los transformadores de distribución hasta de 75 kVA deben venir sin bloque terminal, pero en su reemplazo éstos deben venir con 50 cm de cable Cu, clase B, tipo THW, 2 x No, 12 AWG y con su respectivo conector o pieza de empalme. El cable debe ser con aislamiento de negro de humo para ser resistente a los rayos del sol y adicionalmente marcado con un distintivo para determinar si es S1 ó S2. La marcación deberá ser resistente a la intemperie y a los rayos del sol.El   transformador   de   corriente   debe   estar   capacitado   para   resistir   los   cortocircuitos   que   se presentan en   los  barrajes  o   las   redes,  por   lo   tanto el  núcleo debe  tener  una buena sujeción mecánica para evitar que el transformador tenga rotura debido a los esfuerzos electrodinámicos producidos por el cortocircuito.La   rigidez   dieléctrica,   el   incremento   de   la   temperatura   y   la   temperatura   ambiente   del transformador de corriente deberá tener en cuenta la altura sobre el nivel del mar.La ventana que se forme en el interior del transformador deberá tener en cuenta las dimensiones mínimas exigidas por Las Empresas o los calibres comúnmente utilizados. Si la ventana es circular los oferentes deberán tener en cuenta el diámetro exterior del cuadrado que lo circunde.En la placa de características se deberán indicar por lo menos los siguientes datos:- Nombre del fabricante o su referencia.- Número de serie.- Los arrollamientos primarios y secundarios.- Polaridad de los arrollamientos.- Precisión.- Frecuencia nominal.- Relación de transformación nominal (en alto o bajo relieve).- Marcación del terminal y polaridad.- Corriente térmica.- Burden.- Sigla EE.PP.M. en el cuerpo de la envolvente.El fabricante debe garantizar que la placa de características se mantenga fija al transformador de corriente independiente de la temperatura ambiente.Los transformadores de corriente deben tener las siguientes características generales:- Corriente secundaria nominal 5 A- Frecuencia 60 Hz- Voltaje máximo de la red 600 V- Nivel de aislamiento a frecuencia industrial, 1 minuto 3 kV, 60 Hz- Factor de seguridad Menor o igual a 5- Clase térmica de material aislante E(120° C) IEC 60044- Clase de precisión 0.5 ó menor IEC; 0.3 – 0.6 ANSI- Número de secundarios 1- Potencia de precisión (Burden) 5 VA o mayorLos transformadores de corriente, de acuerdo a la capacidad de transporte de corriente de los calibres de los barrajes secundarios y la potencia de los transformadores de distribución, deberán tener la siguiente relación de transformación: 

Rango de Capacidad del Transformador de Distribución kVA Tipo de transformador de distribución Relación del transformador de corriente Dimensiones mínimas de la ventana Ancho x Largo (mm) o calibres de los cables utilizados1080 - 1296 Trifásico 3.000/5 100 x 100865 - 1080 Trifásico 2.500/5 100 x 100649 - 864 Trifásico 2.000/5 100 x 100519 - 648 Trifásico 1.500/5 80x80 ó 4 x 350 kcmil347 - 518 Trifásico 1.200/5 80x80 ó 4 x 350 kcmil260 - 346 Trifásico 800/5 80x80 ó 6 x 4/0 AWG174 - 259 Trifásico 600/5 40x40 ó 4 x 4/0 AWG131 - 173 Trifásico 400/5 38x38 ó 3 x 4/0 AWG1 - 130 Trifásico 300/5 33x33 ó 3 x 2/0 AWG116 - 173 Monofásico 600/5 40x40 ó 4 x 4/0 AWG87 - 115 Monofásico 400/5 38x38 ó 3 x 4/0 AWG1 - 86 Monofásico 300/5 33x33 ó 3 x 2/0 AWG  4. PRUEBAS Las pruebas tipo o de diseño y recepción de los transformadores de corriente serán de acuerdo con lo indicado en las normas IEC-60044 y ANSI/IEEE C57.13.El fabricante deberá adjuntar con su oferta, las pruebas tipo ya sea IEC o ANSI/IEEE.A los transformadores de corriente se les realizarán las siguientes pruebas individualmente, de acuerdo   con   lo   estipulado   en   la   norma   IEC-60044   “INSTRUMENT   TRANSFORMER”   y   los procedimientos de la ANSI/IEEE, C57.13.Página 3 de 5- Verificación de las marcas de los bloques de conexión.- Ensayos a frecuencia industrial de los devanados primario y secundario.- Sobretensión entre espiras.- Ensayos concernientes a la precisión.- Prueba de polaridad.- Ensayo de voltaje inducido.  5. CONDICIONES GENERALES 5.1 Condiciones ambientales- Altura sobre el nivel del mar 1.000 a 2.300 m.- Ambiente Tropical, corrosivo.- Humedad relativa máxima 90%- Temperatura ambiente máxima 40°C- Temperatura ambiente mínima -2°C- Temperatura ambiente promedia 25°C5.2 Características eléctricas del sistemaLa distribución de energía eléctrica primaria que alimenta los transformadores se realiza desde circuitos trifásicos a 13.2 kV ó monofásicos a 7.6 kV, a través de transformadores de distribución trifásicos o monofásicos de distintas capacidades, a tensiones secundarias de 208/120 V, 480/277 V en sistemas trifásicos y de 240/120 V, 480/240 V en sistemas monofásicos.El  conjunto de conexión transformadores  de corriente   -  medidor  de energía  activa y  caja  del medidor se aterrizará al sistema de puesta a tierra del transformador de distribución.

- Voltaje nominal:120/208 V ó 277/480 V en sistemas trifásicos de 4 hilos.120/240 V ó 240/480 V en sistemas monofásicos de tres hilos.- Frecuencia nominal:60 Hz5.3 Condiciones de la instalaciónEl montaje será de acuerdo con las normas de construcción de Las Empresas y lo establecido en la norma adjunta.El   conjunto  transformadores  de  corriente  –  medidor  de energía  serán  instalados  teniendo en cuenta   las   normas  del  Manual   de  Normas  de  Diseño   y   Construcción  de  Redes  de   Empresas Públicas de Página 4 de 5Medellín RA3-026, RA3-028, RA3-029 y RA3-030 para redes de distribución monofásica y la RA2-026 para redes de distribución trifásica.Los  calibres  de   los  cables  de   los  barrajes  secundarios  son  de  acuerdo  con  la  norma RA8-001 (monofásicos) y RA8-006 (trifásicos).El transformador de corriente podrá estar sometido a sobretensiones atmosféricas  inducidas a través de los barrajes secundarios de los transformadores de distribución y se aterrizará en el poste conectado al sistema de puesta a tierra del transformador de distribución.     6. NORMAS DE FABRICACIÓN Los transformadores de corriente deben cumplir con las pruebas y requisitos establecidos aquí. En caso de discrepancia entre la norma y esta especificación prevalecerá lo aquí establecido.Las normas técnicas aplicables en su última versión son:Norma DescripciónIEC – 60044 Instrument transformer ANSI/IEEE – C 57.13 Standard Requeriments for instrument transformersIEC-60 High – voltage Test TechniquesASTM-A 876 Standard Specification for Flat-Rolled, Grain-Oriented, Silicon-Iron,Electrical Steel, Fully Processed Types

ANALISIS FISICO-QUÍMICOS AL ACEITE

Los análisis Físico - Químicos proporcionan la información relativa a la calidad del aceite, indicando sus condiciones químicas, mecánicas y eléctricas, así como una proyección de los efectos que la condición del aceite puedan aportar al sistema de aislamiento. Los análisis Físico-Químicos se componen de un grupo de pruebas o estaciones de prueba predeterminas y procesadas bajo estándares y métodos reconocidos internacionalmente (ANSI, DOBLE, ASTM, ICE, CIGRE, etc.). que en conjunto proporcionan la información óptima (técnica y económica) necesaria determinar la calidad del aceite y sus efectos en el sistema de a islamiento.

Las pruebas que componen a los Análisis Físico-Químicos, son las siguientes:

Color Rigidez Dieléctrica Tensión Interfacial No. de Acidez. Gravedad Específica. Aspecto Visual Sedimentos Factor de Potencia @ 25° C y 100° C. Contenido de Humedad y determinación de % Humedad 7

Base Seca.

Cada prueba tiene su importancia individual, así como la combinación de los resultados de las mismas y la calidad en el desarrollo de cada prueba es determinante para el diagnóstico.

CROMATOGRAFÍA DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE

La descomposición química del aceite no solo se debe a la presencia de oxígeno y agua y los efectos de la temperatura, los fenómenos electromagnéticos; que son resultantes del diseño y operación del transformador, TAMBIEN NOS DAN INFORMACIÓN. Haciendo una analogía del transformador con el cuerpo humano, la Cromatografía de Gases Combustibles Disueltos, sería comparable a una Prueba Cardiaca de Esfuerzo, es decir EN LINEA. Los campos eléctricos producidos por la corriente eléctrica y las corrientes magnetizantes, generan descomposición del aceite, la cual es detectada mediante el proceso de cromatografía de gases. La experiencia a conducido a concentrar este análisis en un grupo de gases que permiten obtener la información suficiente para diagnosticar las condiciones de operación del transformador. Hidrógeno, Oxígeno, Nitrógeno, Metano, Monóxido de Carbono, Bióxido de Carbono, Etano; y Acetileno (se producen otros gases en menor proporción y solubilidad > Propano e Isopropano < . pero no son determinantes en el diagnostico).

Como en los análisis Físico-Químicos, la calidad de la muestra es determinante para un preciso análisis y confiable diagnóstico. Este análisis tiene la característica de detectar a corto plazo, y de una forma mucho más sensible los cambios inmediatos en las condiciones operativas del transformador o de las redes de suministros o de carga, por lo que resulta ser muy valiosa herramienta para el usuario. Su análisis debe de ser recomendado con las siguientes frecuencias básicas considerando que las frecuencias podrán ser más cortas cuando se detecten condiciones anormales.

 

Distribución en M.T. (300 a 3000 KVA) Anual.Potencia> 3. MVA o Ata Tensión > 34.5KV SemestralHornos de Arco Eléctrico Trimestral.Extra Alta Tensión Trimestral o menorPuesta en Marcha Antes y Después de Energizar

La vigilancia de la tendencia del comportamiento de los gases combustibles, permitirá anticipar condiciones de falla que podrían afectar el suministro de energía eléctrica, con su consecuente efectos en la producción o prestación de servicios.

ANÁLISIS DE CONTENIDO DE PCB´s

La Secretaria del Medio Ambiente, Recursos Naturales y Pesca (SEMARNAP) Y El Instituto Nacional de Ecología (INE) establecen en las leyes vigentes, que todo material conteniendo Bifelinos Policlorados (BPC's) en concentración mayor a 50 PPM es un Residuo Peligroso, de acuerdo a la clasificación RFNE1.1/04 indicada por la NORMA OFICIAL MEXICANA NOM - 052 - ECOLAB publicada en el diario Oficial de la Federación el día 10 de Diciembre de 2001, y por lo tanto debe de ser descontaminado como medida de protección ambiental y conservación de nuestro ecosistema.

Un PCB es un hidrocarburo sintético, con contenido de cloro, fue desarrollado en la década de transformadores en áreas cerradas o peligrosas debido a su alto punto de inflamación y estabilidad química, conocido comúnmente como ASKAREL o PCB. Durante los años 70's, se determino que los Bifenilos Policlorados tenían características tóxicas nocivas para el hombre, por lo que quedo prohibida su fabricación internacionalmente y se comenzó a establecer la normatividad necesaria para su control, manejo y disposición. En nuestro país, se estableció la primer norma a este respecto en 1993 y actualmente contamos con la Norma Oficial Mexicana del 2001, con la cual se controla el uso, manejo y disposición de todos los materiales denominados BPC, es decir que contienen BPC en cantidades mayores a 50 PPM o 10 mg / 100 cm2. A pesar de que el BPC no se reproduce, su presencia solamente es detectada mediante análisis de laboratorio "Cromatografía de Gases", por lo que es fácil contaminar equipos con este compuesto cuando no se toman las precauciones conducentes. El manejo y disposición de BPC a solamente puede ser realizado por empresas que cuenten con la Autorización Correspondiente, emitida por el INSTITUTO NACIONAL DE ECOLOGÍA.

PRUEBA DE RIGIDEZ DIELECTRICA AL ACEITE

1. OBJETIVO. Comprobar que el aceite usado como líquido aislante de un transformador cumpla con las especificaciones eléctricas necesarias para ser usado. Y prevenir la contaminación con humedad del aceite e impurezas.

2. INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN. El instrumento de medición a emplear para este tipo de prueba es el probador digital de rigidez dieléctrica o probador de la copa marca HIPOTRONICS completamente automático y provisto con un rango máximo de salida de 0 - 60 kV entre 2 boquillas y de 30 kV entre boquilla y tierra con un rango de medición de 3.5 dígitos en la escala de kV con una proporción de aumento de tensión aplicada de 500, 2000 o 3000 Volts por segundo (vps).

3. NORMAS DE REFERENCIA. as presentes especificaciones están referidas a lo estipulado en las normas:

NMX-J-123/1-ANCE-1999 "Aceites minerales aislantes para transformador" Parte 1: especificaciones

NMX-J-123/2-ANCE-1999 "Productos eléctricos - transformadores " Parte 2: Muestreo y métodos de prueba.

4. METODO DE PRUEBA. El método de prueba es directo a la muestra con equipo de medición, bajo la norma ASTM-D 877.

5. PROCEDIMIENTO. El aceite de un transformador cumple con 2 funciones elementales como lo son el enfriado y aislamiento de los devanados eléctricos para mejor su eficiencia y correcto funcionamiento. Como el aislante estará sometido a grandes tensiones de operación es necesario que cumpla con una prueba de tensión disrruptíva mínima que se pudiera presentar y de este modo prevenir percances que pudieran ser más costosos.

El panel de control del probador de rigidez dieléctrica se muestra en la figura 1 (parte inferior)

1.Consta de un voltmetro (1) certificado con una exactitud del 2% y memoria característica que hace que el indicador retenga en la pantalla el voltaje al cual ocurrió la ruptura hasta que sea manualmente reseteado.

El selector de proporción de aumento de tensión aplicada (2) regula el voltaje de salida y tiene 3 rangos de incrementos: 500, 2000 y 3000 Volts por segundo y posiciones de "stop" arriba y debajo de cada rango que detiene el voltaje de prueba aplicado hasta ese momento en el valor que se esté obteniendo, y reanuda la aplicación de voltaje, girando la perilla al rango original de prueba inicial.

El botón pulsador "start" (3) se utiliza para activar el voltaje de prueba dependiendo del rango de incremento de tensión. Una vez que se presiona el botón "start" el voltaje de prueba se aplica hasta la ruptura y se enciende el indicador rojo de "failure" (falla) o hasta que el interruptor de candado "HV off anytime" es liberado para abrir la cubierta de vidrio. La prueba puede ser también finalizada presionando el botón pulsador "reset".

El Indicador de falla (4) se enciende instantáneamente cuando se produce una ruptura en el aislante y el voltaje de salida es automáticamente desactivado. El botón de pulso "reset" (4) se usa para desenergizar el indicador de falla "failure" reajustar la lectura del voltmetro a cero y permitir la reanudación de la prueba

La sección de controles de Energía de CA (5) contiene un interruptor tipo "toggle" una lámpara piloto que indica cuando el equipo está energizado y un fusible limitador de corriente que protege a la unidad y puede ser removido para su reemplazo. La temperatura del aceite bajo prueba debe estar entre 20 y 30 grados centígrados. Enjuagar los electrodos de prueba completamente con un solvente de hidrocarburo seco como keroseno o Stoddard.

Para la operación del equipo se deben seguir las siguientes instrucciones paso a paso:

Para asegurar la conformidad con las normas ASTM D877 o D1816, checar y ajustar el espacio entre los electrodos en la celda de prueba usando un apropiado calibrador.

Llenar la copa de prueba con suficiente cantidad de líquido aislante para cubrir completamente los electrodos y cumplir con el nivel mínimo especificado en las normas ASTM

Agitar el líquido aislante con pequeños golpes en la copa de pruebas (La agitación rápida puede causar un exceso de burbujas en el líquido)

Colocar cuidadosamente la copa de prueba llena entre los electrodos dentro de la celda de prueba y cerrar la tapa de cristal de seguridad.

Antes de iniciar la prueba, dejar reposar a la muestra por 3 minutos o más para permitir el escape de cualquier burbuja que se haya acumulado.

Energizar el equipo, oprima el botón de AC POWER a la posición ON. Si se enciende el indicador de falla "failure", presione el botón "reset", hasta que la

lectura del voltmetro sea cero. Ajuste la posición de la proporción de aumento del voltaje de prueba "rate of raise"

a la posición apropiada. Presione el botón "start" para inicial a incrementar el voltaje de salida. El voltaje se

incrementa automáticamente hasta que la ruptura ocurre y el indicador de falla "failure" se enciende y el voltaje decae a cero.

La pantalla del voltmetro continuará desplegando el voltaje de ruptura hasta que el botón "reset" sea presionado y la lectura regresará a cero.

Repetir el proceso 2 veces más para la misma muestra, para encontrar un promedio de las tres lecturas obtenidas.

    Figura 1. Panel frontal del probador de rigidez dieléctrica del aceite

6. CRITERIOS DE APROBACIÓN.

Para un probador de rigidez dieléctrica de electrodos planos con una separación de 2.54 mm, el promedio de 5 muestras de aceite deberá soportar favorablemente una tensión de 30 kV como mínimo para que sea considerado como bueno para su uso. Además la relación de la desviación estándar de las 5 lecturas entre la media debe ser menor a 0.1 para considerar la prueba como satisfactoria, de lo contrario se deberán repetir las pruebas para otras 5 muestras. Para un probador de rigidez dieléctrica de electrodos semiesféricos con separación de 1.02 mm, una muestra de aceite debe soportar favorablemente una tensión de 20 kV como mínimo para que sea considerado como bueno para su uso.

7. REPORTE DE PRESENTACIÓN DE RESULTADOS.

El reporte de presentación de resultados de la prueba de rigidez dieléctrica del aceite contiene la información de la lectura de las 5 muestras, el promedio, la desviación estándar y la relación de la desviación estándar entre la media. Deberá contener todas las lecturas que fueran necesarias para obtener resultados satisfactorios o de lo contrario, se deberá realizar el cambio de aceite del transformador.

PROCESO DE FILTRADO Y DESGASIFICADO AL ALTO VACÍO DE TRANSFORMADORES EN ACEITE.

El transformador es el equipo eléctrico con el cual el usuario comete mayores abusos, lo trabajan a sobrecargas continuas, se le protege inadecuadamente y si se le dedica un período de mantenimiento, éste por lo general es pobre. Por supuesto que estos abusos se comenten a título de que el transformador es un aparato estático y que construido correctamente, sus posibilidades de fallas son mínimas. Sin embargo, tales abusos se

reflejan en una disminución considerable de la vida útil del aparato. Entrando en materia, la humedad presente en el aceite, se puede originar por el aire que inhala el transformador durante su proceso de trabajo, por fallas en sus juntas y fugas en general. El contenido de agua en el aceite, se define en partes por millón, 1,000 partes por millón (ppm)= 1% humedad. Se dice que un aceite está en equilibrio, cuando su contenido de humedad es igual a 40 ppm, (0.04% de humedad),. Bajo esta condición, ni el aceite

cede su humedad a los aislamientos, ni éstos la ceden al aceite. Al romperse la condición de equilibrio, es decir aumentarse el valor de contenido de humedad en el aceite, se obtienen los siguientes resultados:

1. El aceite cede su humedad a los aislamientos, lo cual da por resultado que se incremente su valor de factor de potencia y sus pérdidas, lo que se traduce en envejecimiento y destrucción.

2. El incremento de humedad de aceite, da por resultado una disminución en su valor de voltaje de ruptura o rigidez dieléctrica. Con valores de contenido de agua de 60 ppm., el valor de rigidez dieléctrica se disminuye en un 13%.

El aceite se satura, cuando su contenido de humedad es de 100 ppm, (0.1%). Bajo esta situación, cualquier adición en humedad será absorbida por los materiales fibrosos del transformador, como son: cartones, papeles aislantes y maderas.

De lo antes expuesto, concluimos que la inspección de un aceite aislante, debe abarcar al menos:

Contenido de humedad. Acidez. Rigidez dieléctrica. Presencia de lodos.

Si al realizar las pruebas Físico - Químicas y Cromatografía de Gases al aceite, estas nos arrojan valores no favorables, entonces se procederá a realizar el Filtrado y Desgasificado al alto vacío del mismo, siendo el proceso de la siguiente forma:

FILTRADO Y DESGASIFICADO DE ACEITE A TRANSFORMADOR.

1. OBJETIVO DEL SERVICIO. Mantener al aceite aislante del transformador en condiciones adecuadas de acuerdo a las especificaciones establecidas.

2. PROCEDIMIENTO. El proceso del filtrado desgasificado se hace a todo tipo de transformadores que contengan aceite aislante ya sea parafínico o nafténico. Es decir, transformadores de pequeña, mediana y alta capacidad que podrán ser cualquier marca y de cualquier tensión.

CALENTAMIENTO AL ACEITE.- Eliminándose humedad contenida, así mismo provocando su dilatación.

PURIFICACIÓN MECANICA.- A base de fuerza centrífuga, en este se efectuará la separación de sólido-liquido (partículas de suspensión sedimentos etc.) y la más importante líquido-líquido.

PROCESO DE FILTRACIÓN.- A base de cartuchos de asbesto de celulosa en este se eliminan y / o se retienen partículas mayores de 5 micras (separación líquido-sólido).

PROCESO DE ALTO VACIO.- Con capacidad de 575 mm de Hg. En este se almacenan gases, burbujas, desareación, rompimiento de tensión superficial y deshidratación del aceite.

3. EQUIPO UTILIZADO. Se usa un equipo de filtración al alto vacío, con sistema de calentamiento y con capacidad Necesaria para realizar al recírculado en un tiempo normal (que depende de la cantidad de aceite aislante a tratar).

DIGRAMA DE FLUJO PARA EL PROCESO DE FILTRADO Y DESGACIFICADO DEL ACEITE.

4. RESULTADOS. Mejora las propiedades dieléctricas del aceite como su rigidez dieléctrica, tensión interfacial, disminuir el contenido de ppm. de agua, mejorar su factor de potencia y reducir sólidos.

5. RECOMENDACIONES. Se recomienda que el tratamiento de aceite se efectué por lo menos una vez al año, y si el medio ambiente es muy contaminado dos veces al año. Así mismo se recomienda que haga un análisis completo al aceite.

CAMBIO DE ACEITE.

El aceite aíslate se deteriora por la acción de la humedad, del oxígeno, por la presencia de catalizadores (cobre) y por temperatura. La combinación de estos elementos, efectúan una acción química en el aceite, que da como resultado, entre otros, la generación de ácidos que atacan intensamente a los aislamientos y a las partes mecánicas del transformador. De esta acción química resultan los lodos que se precipitan en el transformador y que impiden la correcta disipación del calor, acelerando por lo tanto el envejecimiento de los aislamientos y su distribución. La humedad presente en el aceite, se puede originar por el aire que inhala el transformador durante su proceso de trabajo, por fallas en sus juntas y fugas en general. También se genera por descomposición propia del aceite y de los aislamientos.

Un aceite muy contaminado es aquél que presenta los siguientes valores

Contenido de humedad igual o mayor que 80 ppm. Acidez igual o mayor que 0.2 mg. del número de neutralización de la potasa

cáustica. Rigidez dieléctrica, menor o igual a 22 KV. Se reporta presencia de lodos.

Bajo tal condición de contaminación, es recomendable sustituir el aceite, para lo cual se debe disponer lo siguiente:

Sacar la parte viva en caso de que este en taller. Desechar el aceite (Se hace el vaciado en Tambos de 200 lts, bajo normas). Limpiar tanque con aceite nuevo en su interior. Limpiar parte viva con aceite nuevo y secarla si estuviese en taller. Sellar y llenar a vacío con aceite nuevo.

Lo eficiente del servicio dependerá de la periodicidad del mismo. Si bien es reconocido que un mantenimiento preventivo realizado en plazo de cada seis meses, es un buen servicio para el transformador en aceite, creemos que éste será mejor si disminuimos el tiempo transcurrido entre uno y otro, y el o del mismo dependerá de si se lleva o no un registro de operaciones y resultados.

PRUEBA DE RELACION DE TRANSFORMACION

OBJETIVO. Verificar que las relaciones de transformación para las diferentes posiciones del tap de un transformador están dentro de la tolerancia de medición.

INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN. <BR

NORMAS DE REFERENCIA. Las presentes especificaciones están referidas a lo estipulado en las normas: ü IEEE C57.12.90-1993 "IEEE Standard test code for liquid - inmersed distribución, power, and ragulating transformers and IEEE guide for short - circuit testing of distribution and power transformers". ü NMX-J-116-1996-ANCE "Transformadores de distribución tipo poste y tipo subestación"

METODO DE PRUEBA.

Existen 3 métodos de prueba para la determinación de la relación de transformación: ü El método del vóltmetro. ü El método de comparación. ü El método del puente.

La presente especificación está referida al método del puente para conocer la relación ya que es el método más preciso de los 3 y no se requiere de un segundo transformador de condiciones idénticas al de prueba, por lo que esta prueba se aplica fácilmente en el campo.

PROCEDIMIENTO. La relación de transformación es el número de vueltas que lleva el devanado de alta tensión contra el número de vueltas del devanado de baja tensión. Para los transformadores que tienen cambiador de derivaciones (tap´s) para cambiar su relación de

voltaje la relación de transformación se basa en la comparación entre el voltaje nominal de referencia del devanado respectivo contra el voltaje de operación o % de voltaje nominal al cual está referido. La relación de transformación de éstos transformadores se deberá determ9inar para todos los tap´s y para todo el devanado.

Para la medición con el TTR se debe seguir el circuito básico de la figura 1, cuando el detector DET está en balance, la relación de transformación es igual a R / R1.

CRITERIOS DE APROBACIÓN. La tolerancia para la relación de transformación, medida cuando el transformador está sin carga debe ser de ± 0.5% en todas sus derivaciones.

REPORTE DE PRESENTACIÓN DE RESULTADOS. El reporte de presentación de resultados de la prueba de relación de transformación está elaborado en base a los datos del reporte del cual se compone la "hoja de campo de pruebas a transformadores".

Posteriormente, para el análisis de los resultados se presenta una tabla que contenga de manera resumida si el transformador cumple o no con la norma respecto a la prueba de relación de transformación.

PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

OBJETIVO.

Verificar que los aislamientos del transformador bajo prueba cumplen con la resistencia mínima soportable bajo la operación a la que serán sometidos, así como de comprobar la no inadecuada conexión entre sus devanados y tierra para avalar un buen diseño del producto y que no exista defectos en el mismo.

INSTRUMENTOS DE MEDICION. Los instrumentos de medición que se emplearán en esta prueba dependen del grado de exactitud de la lectura de la resistencia de aislamiento que se quiera conocer.

NORMAS DE REFERENCIA. Las presentes especificaciones están referidas a lo estipulado en las normas:

IEEE C57.12.90-1993 "IEEE Standard test code for liquid - inmersed distribución, power, and regulating transformers and IEEE guide for short - circuit testing of distribution and power transformers".

IEEE 43-1974

METODO DE PRUEBA. El método de prueba de la resistencia de aislamiento de un transformador es el de medición directa con el instrumento de medición (Megger).

PROCEDIMIENTO. El significado de la resistencia de aislamiento generalmente requiere de cierta interpretación y depende básicamente del diseño, sequedad y limpieza de los aislantes que envuelven al transformador. El procedimiento de prueba para la medición de la resistencia de aislamiento de un transformador está descrito en la norma IEEE C57.12.90 y contiene básicamente los siguientes puntos claves :

La temperatura de los devanados y del líquido aislante deben estar cercanos a 20° C.

Todos los devanados deben estar inmersos en el mismo liquido aislante. Todos los devanados deben de estar cortocircuitados. Todas las boquillas del transformador deben estar en su lugar. Todas las terminales que no se consideran en la prueba así como la carcaza y el

tanque deberán conectarse a tierra mientras se aplique el voltaje de prueba. Deben seguirse las indicaciones de cada instrumento de medición dependiendo del

que se trate teniéndose como mínimas las siguientes: o Megger analógico. Primeramente se debe seleccionar el voltaje de prueba de

acuerdo a la tabla 1 que son las recomendaciones del fabricante ya que no se cuenta con normas publicadas que contengan una especificación más detallada:

Tabla 1. Voltaje de prueba para diferentes voltajes de referencia.

 

Voltaje nominal de referencia (V) Voltaje de prueba (V)

Menos de 115 250

115 250 o500

230 500

460 500 o 1000

Como una regla general, el voltaje de prueba debe ser aplicado hasta que se registre una lectura que no cambie en un margen de 15 segundos o la lectura final que observa en el transcurso de 60 segundos. En circuitos capacitivos se deberá ejercer la tensión de prueba por un minuto o más si es necesario completar la carga de la muestra. La norma IEEE 43-1974 marca que es imposible de especificar el valor de la resistencia de aislamiento que debe ser medida para la cual un devanado fallará eléctricamente, pero en motores las lecturas mínimas generalmente figuran en 2 MW para tensiones nominales de hasta 460 V.

La figura 1 muestra el diagrama elemental de conexiones del Megger analógico, donde el devanado bajo prueba puede ser cualquiera de los ya mencionados antes. Una vez terminadas las conexiones se debe girar la palanca a una velocidad tal que la aguja del instrumento se estabilice y se encienda el led de color verde y tomar la lectura. Si el led de color rojo se enciende significa que el valor medido se deberá multiplicar por 10.

El voltaje aplicado para la medición de la resistencia de aislamiento a tierra deberá ser incrementado en un tiempo no mayor a 15 segundos y después de ser retenido en su valor de prueba durante un minuto y se deberá reducir gradualmente en no más de 5 segundos a un valor de un cuarto o menos del valor máximo que se haya registrado.

Las pruebas de resistencia de aislamiento deberán realizarse con los circuitos de igual voltaje conectados entre sí y los circuitos de diferente voltaje deberán ser probados por separado, por ejemplo:

Alta tensión vs. Baja tensión Alta tensión vs. Tierra Baja tensión vs. Tierra Neutro vs. Tierra (En el caso de que el neutro no esté conectado directamente a

tierra)

Esta prueba se realiza con la finalidad de incrementar la exactitud del estado de prueba de los aislamientos de un transformador, y en el caso de que no sea suficiente con la prueba

de resistencia de aislamiento, se recomienda la PRUEBA DE INDICE DE POLARIZACION y PRUEBA DE INDICE DE ABSORCION

La prueba debe ser interrumpida inmediatamente si la lectura de la corriente comienza a incrementarse sin estabilizarse.

Podrían presentarse descargas parciales durante las pruebas de resistencia de aislamiento que puedan causar al transformador bajo prueba y también arrojar resultados erróneos en los valores de las lecturas de medición, para este caso se deberá hacer una pausa y continuar posteriormente con la prueba.

Después de que la prueba haya sido completada se deberán aterrizar por un periodo de tiempo suficiente para liberar cualquier carga que haya quedado atrapada.

Figura 1 Conexiones del Megger analógico para la medición de la resistencia de aislamiento de un transformador.

 

CRITERIOS DE APROBACIÓN. No hay una buena cifra para determinar si una lectura de una resistencia de aislamiento es buena o mala, pero una buena guía es la de considerar 1 MW por cada 1000 Volts de prueba aplicados como una cifra mínima. Esto es aplicable a motores y transformadores.

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA A LOS AISLAMIENTOS.

El Factor de Potencia de un aislamiento es una cantidad adimensional normalmente expresada en por ciento, que se obtiene de la resultante formada por la corriente de carga de pérdidas que toma el aislamiento al aplicarle una corriente de un voltaje determinado, es en si, una característica propia del aislamiento al ser sometido a campos eléctricos.

Debido a la situación de no ser aislantes perfectos, además de una corriente de carga puramente capacitiva, siempre los atravesara una corriente que está en fase con el voltaje

aplicado (Ir), a esta corriente se le denomina de pérdidas dieléctricas, en estas condiciones el comportamiento de los dieléctricos queda representado por el siguiente diagrama vectorial.

Figura "A" Diagrama vectorial que muestra el comportamiento de un aislamiento al aplicarle un voltaje dado.

 

Ir Corriente de pérdidas

Ic Corriente de carga.

I Corriente resultante de Ic más Ir.

V Voltaje aplicado.

Para aislamientos con bajo Factor de Potencia, (Ic) e (I) son substancialmente de la misma magnitud y la corriente de pérdidas (Ir) muy pequeña, en estas condiciones el ángulo ó es muy pequeño y el Factor de Potencia estará dado entonces por:

FP = COS f SEN d y prácticamente = TAN d

De lo anterior se desprende que el Factor de Potencia siempre será la relación de los Watts de pérdidas (Ir), entre la carga en Volts - Amperes del dieléctrico bajo prueba (I).

El método de medida del equipo de prueba, se fundamenta, en un circuito puente de resistencias y Capacitores.

Con el conocimiento de los valores de la corriente de carga, el voltaje de prueba y la frecuencia, la capacitancia del aislamiento puede ser determinada de la siguiente manera.

C = ( I Sen f / V ) = I / V

La capacitancia de aislamientos secos no es afectada apreciablemente por la temperatura; sin embargo en los casos de aislamientos húmedos o contaminados, esta tiende a incrementarse con la temperatura.

Tomando en consideración que la reactancia de los aislamientos es predominantemente capacitiva y las pérdidas eléctricas reducidas, la magnitud de la corriente de carga puede calcularse por:

I = V/ wC ó V A = V2/ wC

 

I = Magnitud de la corriente de carga.

V = Potencial aplicado.

w = Frecuencia angular (2pf).

C = Capacitancia.

De las fórmulas anteriores puede determinarse la máxima capacitancia que un equipo de prueba puede aceptar para obtener mediciones confiables.

Por ejemplo: La máxima capacitancia que un equipo de prueba para 10 KV., puede medir por 15 minutos de prueba, seria: C = I / wV = (0.200 x 1012) / (377 X 104) = 53,000 picofaradios

Y en forma continua: C = I / wV =(0.100 x 10 12) / (377 x 104) 26,500 picofaradios.

Las boquillas para Transformadores, Interruptores, etc., usualmente tienen capacitancias considerablemente menores que los valores calculados anteriormente.

Los cables de potencia de gran longitud, pueden tener una capacitancia que excedan a los 26,500 picofaradios del medidor, se recomienda hacer el cálculo previo del valor de la capacitancia del cable de que se trate, para poder efectuar la prueba de factor potencia.

En equipos con capacitancias mayores que los valores límites calculados para el medidor de 10 KV., deben ser probados a voltajes menores.

FACTORES QUE AFECTAN LA PRUEBA. Entre los factores que afectan la prueba y tienden a aumentar el valor de factor de potencia de los aislamientos de una manera notable son: la suciedad, la humedad relativa, la temperatura y la inducción electromagnética.

METODO DE MEDICION. La prueba consiste en aplicar un potencial determinado al aislamiento que se desea probar, medir la potencia en Watts que se disipa a través de él y medir la carga del mismo en Volts - Amperes. El Factor de Potencia se calcula dividiendo los Watts entre los Volts - Amperes y el resultado se multiplica por 100.

CONSIDERACIONES. Para la interpretación de resultados de prueba, es necesario el conocimiento de valores básicos de Factor de Potencia de materiales aislantes. Como referencia, se presentan valores de Factor de Potencia y constantes dieléctricas de algunos materiales.

 

MATERIAL % FP A 20°C CONST. DIELECTRICA.

Aire 0.0 1.0

Aceite 0.1 2.1

Papel 0.5 2.0

Porcelana 2.0 7.0

Hule 4.0 3.6

Barniz Cambray 4.0 - 8.0 4.5

Agua 100.0 81.0

 

EQUIPO % F.P. a 20° C

Boquillas tipo condensador en aceite 0.5

Boquillas en compound 2.0

Transformadores en aceite 1.0

Transformadores nuevos en aceite 0.5

Cables con aislamiento de papel 0.3

Cables con aislamiento de barniz cambray 4.0 - 5.0

Cables con aislamiento de hule 4.0 - 5.0

El principio fundamental de las pruebas es la detección de algunos cambios de la característica del aislamiento, producidos por envejecimiento y contaminación del mismo, como resultado del tiempo y condiciones de operación del equipo y los producidos por el efecto corona.

PRUEBA DE RESISTENCIA DE OHMICA.

Los puntos con alta resistencia en partes de conducción, son fuente de problemas en los circuitos eléctricos, ya que originan caídas de voltaje, fuentes de calor, pérdidas de potencia, etc.; ésta prueba nos detecta esos puntos.

En general, ésta se utiliza en todo circuito eléctrico en el que existen puntos de contacto a presión deslizables, tales circuitos se encuentran en interruptores, restauradores, dedos de contacto de reguladores, o de cambiadores de derivaciones y cuchillas seccionadoras.

Resistencia Ohmica de Devanados.

Esta prueba tiene la finalidad de verificar la Resistencia Ohmica de los Devanados.

Con su aplicación se detectan los falsos contactos y espiras en corto circuito al compararse con los datos anteriores en caso de no tenerlos considerarlos como iniciales.

Recomendación.

Para el análisis de los resultados del conjunto de pruebas, se integra el expediente de cada equipo, para vigilar su tendencia durante su vida en operación, haciendo uso de los formatos establecidos.

PRUEBA DE RELACION DE TRANSFORMACION

OBJETIVO. Verificar que las relaciones de transformación para las diferentes posiciones del tap de un transformador están dentro de la tolerancia de medición.

INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN. <BR

NORMAS DE REFERENCIA. Las presentes especificaciones están referidas a lo estipulado en las normas: ü IEEE C57.12.90-1993 "IEEE Standard test code for liquid - inmersed distribución, power, and ragulating transformers and IEEE guide for short - circuit testing of distribution and power transformers". ü NMX-J-116-1996-ANCE "Transformadores de distribución tipo poste y tipo subestación"

METODO DE PRUEBA.

Existen 3 métodos de prueba para la determinación de la relación de transformación: ü El método del vóltmetro. ü El método de comparación. ü El método del puente.

La presente especificación está referida al método del puente para conocer la relación ya que es el método más preciso de los 3 y no se requiere de un segundo transformador de condiciones idénticas al de prueba, por lo que esta prueba se aplica fácilmente en el campo.

PROCEDIMIENTO. La relación de transformación es el número de vueltas que lleva el devanado de alta tensión contra el número de vueltas del devanado de baja tensión. Para los transformadores que tienen cambiador de derivaciones (tap´s) para cambiar su relación de voltaje la relación de transformación se basa en la comparación entre el voltaje nominal de referencia del devanado respectivo contra el voltaje de operación o % de voltaje nominal al cual está referido. La relación de transformación de éstos transformadores se deberá determ9inar para todos los tap´s y para todo el devanado.

Para la medición con el TTR se debe seguir el circuito básico de la figura 1, cuando el detector DET está en balance, la relación de transformación es igual a R / R1.

CRITERIOS DE APROBACIÓN. La tolerancia para la relación de transformación, medida cuando el transformador está sin carga debe ser de ± 0.5% en todas sus derivaciones.

REPORTE DE PRESENTACIÓN DE RESULTADOS. El reporte de presentación de resultados de la prueba de relación de transformación está elaborado en base a los datos del reporte del cual se compone la "hoja de campo de pruebas a transformadores".

Posteriormente, para el análisis de los resultados se presenta una tabla que contenga de manera resumida si el transformador cumple o no con la norma respecto a la prueba de relación de transformación.

REVISIÓN DE CAMBIADORES DE TAP´S

REPARACIONES MENORES.

Son aquellas comunes y factibles de realizarse en campo a los componentes de un transformador y equipo afín.

Las fallas se pueden presentar en los elementos siguientes del transformador:

Cambiador de derivaciones. o Bajo carga o Sin carga (desenergizado).

Transformadores de corriente. o Núcleo y bobinas. o Boquillas y guías.

Tanque principal. Tanque conservador. Indicador de temperatura de devanado. Termómetro de aceite Indicador de temperatura del punto más caliente (Hot - Spot). Indicador de temperatura de devanado. Medidor de relación sobrecarga temperatura o relé de imagen térmica. Relé Buchholz. Relé de sobrepresión. Relé de presión súbita. Dispositivos y / o equipos de preservación de aceite. Radiadores. Ventiladores. Bombas de recirculación de aceite. Indicadores de flujo. Gabinetes de control. Válvulas. Purgas de aire (Boquillas, tanques y radiadores).

Cambiador de Derivaciones (de TAP's).

Bajo Carga:

Los problemas más frecuentes se presentan en el Diversor (Diverter Switch) y se recomienda:

Revisar mecanismos de mando comprobando su sincronismo. Revisar el diagrama de alambrado de control Inspección, limpieza y cambio de aceite.

Sin Carga (desenergizado):

Revisar mecanismos de mando sobre todo cuando se trata de operación en grupo. Revisión de contactos y articulaciones internas.

REVISIÓN Y PRUEBAS DE TRANSFORMADORES MT/BT.

OBJETIVO.

El objetivo fundamental de revisar y realizar pruebas de transformadores MT/BT, es conocer el estado del equipo y establecer las condiciones para el funcionamiento normal y a futuro.

INSTRUMENTACIÓN.

Los instrumentos de medición que se utilizamos, son:

Medidor de aislamiento (megger digital) Probador de relación de transformación (TTR)

Probador de bajas resistencias (ducter)

Probador de rigidez dieléctica del aceite espinterómetro)

NORMATIVA TÉCNICA.

Las normas técnicas que consideramos, son:

IEEE C57.12.90-1993 "IEEE Standard test code for liquid-inmersed distribution, power, and regulating transformers and IEEE guide for short-circuit testing of distribution and power transformers". IEEE 43-1974

IEEE C57.12.90

PRUEBAS.

La revisión y pruebas que realizamos, se describen a continuación.

Revisión e inspección visual.

Se realiza una revisión e inspección visual minuciosa para comprobar que el equipo no tiene defectos de fábrica, asimismo, se verifica el ajuste de piezas y el estado de la pintura. Se establece las características técnicas del transformador (datos de placa).

Prueba de resistencia de aislamiento.

Se realiza la prueba de resistencia de aislamiento de acuerdo a normas técnicas.

El procedimiento de prueba para la medición de la resistencia de aislamiento de un transformador, está establecido en la norma IEEE C57.12.90.

Como una regla general, el voltaje de prueba debe ser aplicado hasta que se registre una lectura que no cambie en un margen de 15 segundos o la lectura final que observa en el transcurso de 60 segundos.

Las pruebas de resistencia de aislamiento se realizan con los circuitos de igual voltaje conectados entre sí y los circuitos de diferente voltaje deberán ser probados por separado, por ejemplo:

Alta tensión vs. Baja tensión Alta tensión vs. Tierra

Baja tensión vs. Tierra

Neutro vs. Tierra (En el caso de que el neutro no esté conectado directamente a tierra)

En muchos casos, es recomendable efectuar la PRUEBA DE INDICE DE POLARIZACION y PRUEBA DE INDICE DE ABSORCION.

Pruebas de índice de absorción.

Se efectúa la prueba de índice de absorción antes de su instalación y puesta en operación.

Con la finalidad de incrementar la exactitud del estado de prueba de los aislamientos de un transformador, y en el caso de que no sea suficiente con la prueba de resistencia de aislamiento y del índice de polarización, se recomienda la prueba de índice de absorción. Después de que la prueba haya sido completada se deberán aterrizar por un periodo de tiempo suficiente para liberar cualquier carga que haya quedado atrapada.

La relación de índice de polarización es la división de las lecturas de las resistencias de aislamiento obtenidas en 60 y 30 segundos según se ve a continuación:

RAD = Resistencia de aislamiento a 1 min. / Resistencia de aislamiento a 30 seg.

En general una relación de índice de polarización de 1.25 a 2 o mejor es considerada como buena, pero una relación por debajo de este valor indica que el equipo probablemente requiera de inspección mas detallada o en su caso reparación.

Pruebas de índice de polarización.

De igual manera, se procede a la prueba de índice de polarización al transformador antes de su instalación y puesta en operación.

Con la finalidad de incrementar la exactitud del estado de prueba de los aislamientos de un transformador, y en el caso de que no

sea suficiente con la prueba de resistencia de aislamiento y prueba de índice de absorción, se recomienda la prueba de índice de polarización. Después de que la prueba haya sido completada se deberán aterrizar por un periodo de tiempo suficiente para liberar cualquier carga que haya quedado atrapada.

El índice de polarización es la división de las lecturas de las resistencias de aislamiento obtenidas en 10 y 1 minuto segÏn se ve a continuación:

RAD = Resistencia de aislamiento a 10 min. / Resistencia de aislamiento a 60 seg.

En general una relación de índice de polarización de 1.5 a 2 o mejor es considerada como buena, pero una relación por debajo de este valor indica que el equipo probablemente requiera de inspección mas detallada o en su caso reparación.

Prueba de relación de transformación.

Se realiza la prueba de relación de transformación en sus devanados y bajo normas técnicas.

La relación de transformación es el número de espiras del devanado de alta tensión contra el número de espiras del devanado de baja tensión. Para los transformadores que tienen cambiador de tap´s, se basa en la comparación entre el voltaje nominal de referencia del devanado respectivo contra el voltaje de operación o porcentaje de voltaje nominal al cual está referido. La relación de transformación de éstos transformadores se deberá determinar para todos los tap´s y para todo el devanado.

Para la medición con el TTR se debe considerar el manual de instrucciones del equipo y las normas técnicas.

La tolerancia para la relación de transformación, medida cuando el transformador está sin carga, debe ser de ±0.5% en todas sus derivaciones.

Pruebas de rigidez dieléctrica del aceite.

Se realiza la prueba de rigidez dieléctrica a una muestra de aceite extraída de su interior y para corroborar que cumple con sus características dieléctricas y térmicas según establece las normas técnicas.

El aceite de un transformador cumple con funciones elementales, tal como el enfriado y aislamiento de los devanados eléctricos para mejorar su eficiencia y correcto funcionamiento. Como el aislante estará sometido a grandes tensiones de operación, es necesario que cumpla con una prueba de tensión disrruptíva mínima que se pudiera presentar y de este modo prevenir percances que pudieran ser más costosos.

Prueba de resistencia óhmica.

Se realiza la prueba de Resistencia Ohmica al cambiador de derivaciones del transformador y bajo las condiciones que señalan las normas técnicas.

Con su aplicación se detectan los falsos contactos y espiras en corto circuito al compararse con los datos anteriores en caso de no tenerlos considerarlos como iniciales.

CONCLUSIÓN Y RECOMENDACIÓN.

Los resultados de las pruebas que se realizan son expuestas en informes repectivos, asimismo, se señalan, las conclusiones y recomendaciones.

Para mayor información o documentación que se relacione a este servicio, favor contáctese con nosotros y, en breve, nuestro grupo de profesionales estará en contacto con usted.

http://www.goralsrl.com/servicios03.html

12. NORMAS APLICABLES12.1. Normas NacionalesNOM-002-SEDE Requisitos de seguridad y eficiencia energética para transformadores de distribución.NMX-J-116-ANCE Transformadores de distribución tipo poste y tipo subestación –Especificaciones.NMX-J-169-ANCE Transformadores y autotransformadores de distribución y potencia – métodos de prueba.NMX-J-285-ANCE Transformadores tipo pedestal monofasicos y trifásicos para distribución subterránea – especificaciones.NMX-J-287-ANCE Productos eléctricos – transformadores-transformadores de distribución tipo sumergible monofasicos y trifásicos para distribución subterránea - especificaciones.12.2. Otros Documentos y NormasC57.12.00 IEEE Standard for Standard General Requirements for Liquid – Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers.

C57.12.20 IEEE Standard for Overhead Type Distribution Transformers, 500kVA and Smaller: High Voltage, 34500 Volts and Below; Low Voltage, 7970/13800Y Volts and Below.C57.12.21 American National Standard Requirements for Pad-Mounted,Compartmental-Type Self-Cooled, Single-Phase DistributionTransformers With High Voltage Bushings; High-Voltage, 34500GRYD/19920 Volts and Below; Low-Voltage, 240/120 Volts; 167 kVA and Smaller.C57.12.22 American National Standard for Transformers- Pad-Mounted,Compartmental-Type, Self-Cooled Three-Phase DistributionTransformers With High-Voltage Bushings, 2500 kVA and Smaller:High Voltage, 34 500 Grd Y/19 920 Volts and Below; Low Voltage, 480 Volts and Below.C57.12.23 IEEE Standard for Underground Type, Self-Cooled, Single-Phase,Distribution Transformers with Separable Insulated High-VoltageConnectors; High Voltage 25 000 V and Below; Low Voltage 600 V and Below; 167 kVA and Smaller.C57.12.25 American National Standard for Transformers - Pad-mounted,Compartmental-type, Self-cooled, Single-phase DistributionTransformers with Separable I nsulated High-voltageConnectors; High Voltage, 34 500 Grdy/ 19 920 Volts and Below;Low Voltage, 240/120 Volts; 167 Kva and Smaller Requirements.C57.12.26 IEEE Standard for Pad-mounted, Compartmental-Type, Self-cooled,Three-phase Distribution Transformers for Use with SeparableInsulated High-voltage Connectors (34 500 Grd Y/19 920 V and Below, 2500 Kva and Smaller).C57.12.34 IEEE standard requirements for pad-mounted, compartmental-type, self-cooled, three-phase distribution transformers (2500 kVA and smaller)- high-voltage: 34 500 GrdY/19 920 volts and below; lowvoltage:480 volts and belowC.57.12.36 IEEE Standard Requirements for Liquid-Immersed Distribution Substation Transformers.C57.12.90 IEEE Standard Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers