CURSO Transformadores MT Y AT - SCHNEIDER ELECTRIC

Transformadores de
Distribución

DC/DMT/PCR - S1ill_97S9.PPT - 02/2002 2
Necesidad de los transformadores
 Para minimizar las pérdidas de energía por efecto Joule.
 Al aumentar la tensión unas diez veces se reducen las pérdidas en unas cien
veces, ya que las pérdidas son proporcionales al consumo e inversamente
proporcionales al cuadrado de la tensión
 Para minimizar la caída de tensión, tanto resistiva como reactiva, para la
misma potencia transmitida


 XIsen
RI
U 

 cos

Valores característicos de los
transformadores
 Potencias normalizadas (kVA)
 10 25 50 75 100 125 160 200 250 315 400 500 630 800 1000 1250 1600
2000 2500 (en kVA):
 Tensiones primarias (kV)
 13,2 kV y 33
 Tensiones secundarias (en vacío)
 400 V entre fases y 231 V entre fase y neutro.
 Grupos de conexión
 El normalizado es Dyn11(el defasaje entre tensiones primaria y secundaria es de
330o )
 hasta 100 kVA, la conexión Yzn1 también está normalizada

 Tensión de cortocircuito
 Es un concepto importante para el diseño de un transformador.
 Es la tensión que aplicada a uno cualquiera de los dos arrollamientos,
estando los bornes del otro arrollamiento cerrados en cortocircuito, hace
circular por dichos arrollamientos su correspondiente intensidad nominal.
 Expresando Ucc en tanto por ciento de Un se tiene Icc = In x 100 / Ucc,
fórmula que permite calcular directamente la corriente de cortocircuito Icc
en bornes del transformador en función de Ucc %. Por ejemplo, si Ucc %
vale 4%, Icc = 25 In.
Un
Ucc
Ucc 
%
Valores característicos de los
transformadores

Tensiones de cortocircuito
normalizadas
Tensión de cortocircuito en % de Un
Potencia nominal en
kVA
IEC 60076 en aceite IRAM 2276 secos
Sn < 630 4% 6 %
630 < Sn < 1250 5% 6 %
1250 < Sn < 2500 6,25% 6 %

Tipos constructivos
 Transformadores en baño de aceite
 Aceite mineral
 Aceite de siliconas
 Líquidos denominados difenilos policlorados o policloruro de benceno
(PCB): hidrocarburos aromáticos clorados a partir del agregado de átomos
de cloro (entre 42 y 52%) a moléculas de difenilos de origen sintético. Su
punto de inflamación es de 200 °C.
 Transformadores de aislamiento sólido a base de resinas, denominados
«transformadores secos».
 Los arrollamientos están encapsulados dentro de resina termoendurecible
(resina epoxy) mezclada con una «carga activa» pulverulenta formada
básicamente de sílice y alúmina hidratada y con aditivos endurecedores y
flexibilizadores.

Transformadores en baño de
aceite mineral
 Con tanque de expansión
 Denominado también depósito conservador ventajas:
 Herméticos, o de «llenado integral
 La dilatación del aceite por incremento de la temperatura es compensada
por la deformación elástica de las aletas de refrigeración de la cuba.
 Se evita que el aceite se humedezca y que se acidifique por el oxígeno del
aire. En consecuencia: mantenimiento más reducido del aceite
 La instalación y el conexionado a los bornes de MT y BT son más fáciles por
la ausencia del depósito
 La altura total del transformador es más reducida.

Transformadores en baño de
aceite mineral
 La supresión del tanque de expansión ha
sido posible gracias a haberse
conseguido diseñar transformadores con
cantidades de aceite notablemente
inferiores a las de los tipos anteriores,
que precisaban de dicho depósito.

Transformadores en aceite
 Ventajas frente a los transformadores secos:
 Menor costo unitario. Su precio es del orden del 70 % del de uno seco de
la misma potencia y tensión
 Menor nivel de ruido
 Menores pérdidas en vacío
 Pueden instalarse a la intemperie
 Buen funcionamiento en atmósferas contaminadas,

Transformadores en aceite
 Desventajas frente a los transformadores secos:
 Baja temperatura de inflamación del aceite, y por tanto riesgo de incendio
con desprendimiento elevado de humos.
 Requiere de rejillas metálicas cortafuego. Se pueden sustituir por una
capa de piedras por entre las cuales pasa el aceite hacia el depósito
colector.
 Depósito colector de aceite: representa un incremento significativo en el
coste de la obra civil del CT y una cierta invalidación de la planta inferior a
la del CT. El riesgo de incendio obliga también a que las paredes y techo
de la obra civil del CT sean resistentes al fuego.
 Debe efectuarse un control periódico del aceite: rigidez dieléctrica y
acidez (índice de neutralización), pues está sujeto a un inevitable proceso
de envejecimiento y puede producirse un incremento en su contenido de
humedad, ya que la degeneración de la celulosa de los aislantes
desprende agua que va al aceite.

Transformadores secos
 Ventajas frente a los transformadores en aceite:
 Menor coste de instalación, al no necesitar depósito colector de aceite en la
obra civil
 Mucho menor riesgo de incendio. Es su principal ventaja frente a los
transformadores en aceite. Los materiales empleados en su construcción
(resina epoxy, polvo de cuarzo y alúmina) son autoextinguibles y no
producen gases tóxicos o venenosos.
 Se descomponen a partir de 300 °C y los humos que producen son muy
tenues y no corrosivos.

 Desventajas frente a los transformadores en aceite:
 Mayor costo, del orden del 30%,
 Mayor nivel de ruido
 Menor resistencia a las sobretensiones
 Mayores pérdidas en vacío
 No son adecuados para instalación a la intemperie ni en ambientes
contaminados
 No se pueden tocar las superficies de resina

Estando el transformador en tensión
no deben tocarse las superficies
exteriores de resina que
encapsulan los arrollamientos de
Media Tensión.
En este aspecto, presentan menos
seguridad frente a contactos
indirectos.

Transformadores integrados
Son CT portátiles aptos
intemperie, para suministros
transitorios de energía en casos de
cortes o durante obras de
construcción. El transformador
posee bornes de MT aptos para
conectores premoldeados,
fusibles de protección del lado de
MT, un tablero de baja tensión
con medición y dos regletas
seccionadoras fusibles

Transformadores en SF6
La buena transferencia del calor, la ininflamabilidad y la no
toxicidad han servido de base para el desarrollo de
transformadores con aislación en SF6 para aplicaciones
donde se requiere gran seguridad:
 Uso:
 minas de carbón
 grandes almacenes
 depósitos de materiales inflamables o combustibles,
 Ventajas:
 bajo peso
 bajo nivel de ruido
 diseño más compacto

Transformadores tipo pozo
 Características constructivas
 Bobinado inmerso en aceite mineral
 Fusibles de media tensión incorporados a la cuba
 Terminales de MT aptos para conectores premoldeados enchufables
 No poseen tanque de expansión ni deshidratador, la expansión del
aceite la absorbe una cámara de SF6. Poseen indicador de presión de
SF6.
 Grupo de conexión Dy11.
 Los terminales de BT quedan cubiertos y sellados mediante accesorios
termocontraíbles para 2 o 4 cables por terminal
 Aptos para trabajar totalmente sumergidos bajo el agua

Transformadores tipo pozo

Pérdidas en transformadores
 En vacío:
 Pérdidas en el núcleo, por histéresis y por corrientes de Foucault,
denominadas en conjunto pérdidas magnéticas o pérdidas en el hierro.
 Para una frecuencia determinada las pérdidas magnéticas son
proporcionales al cuadrado de la tensión de alimentación (PFe = K U2 ) y son
independientes del valor de la intensidad que circula por los arrollamientos
 Las pérdidas por efecto Joule en el arrollamiento primario son pequeñas.
debido a la reducida corriente de vacío
 La tensión de alimentación a los CT suele tener poca variación, por tanto las
pérdidas magnéticas pueden considerarse aproximadamente constantes.
 A plena carga:
 Pérdidas en los arrollamientos, debidas al efecto Joule (I2 R), también
llamadas pérdidas en el cobre.
 Son proporcionales al cuadrado de la intensidad e independientes del valor
de la tensión de alimentación.

Protecciones de
transformadores en aceite
 Termómetros:
 La protección se efectúa mediante un termómetro con contactos eléctricos
ajustables o con un termostato que vigila la temperatura del aceite en la
capa superior del mismo (la más caliente debido a la convección) y actúa al
sobrepasarse el valor de ajuste.
 Los termómetros (más usados que los termostatos) suelen tener dos
escalones de actuación, ambos regulables:
 Uno para dar señal de aviso (alarma)
 El otro para provocar la apertura del interruptor de alimentación
 La diferencia o gradiente de temperatura entre los arrollamientos y el
aceite es del orden de 5 °C.

Protecciones en
 TERMÓMETRO

Protecciones de
 Relevadores Buchholz
 Se utilizan para detectar puntos calientes en el transformador, tales como:
 «puntos calientes» por cortocircuitos entre espiras,
 «puntos calientes» por mal contacto en el conmutador de tensiones,
 calentamiento de alguna parte férrica motivado por un campo magnético de
dispersión, etc.
 Estas fallas no puede ser captadas por el termómetro o termostato. No
obstante es importante poder detectar la existencia de estos «puntos
calientes», puesto que su persistencia puede ser la causa de una avería
más grave.

Protecciones de
 La forma de detectar los puntos calientes se basa en lo siguiente:
 Aún a temperaturas admisibles de funcionamiento se producen gases en
el aceite, debido a su envejecimiento normal, los cuales quedan
disueltos en la masa del mismo.
 Esta formación de gases se incrementa mucho con el aumento de la
temperatura, sobre todo si por defectos del aislamiento se producen
chispas o arcos eléctricos en el seno del aceite. Esta importante
formación anormal de gases puede ser detectada por un aparato (relé de
gases).
 En los transformadores con tanque de expansión este aparato queda
intercalado en el tubo de conducción entre el depósito y la cuba del
transformador

Protecciones de
 Se trata de aparatos de
concepción sencilla, pero
no obstante de una gran
sensibilidad.
 Son protecciones
notablemente eficaces,
pues por su gran
sensibilidad detectan las
averías en estado
incipiente.

Protecciones de
 En los transformadores de distribución MT/BT
de llenado integral, sin tanque de expansión, el
relé de detección de gases está situado en la
tapa superior del transformador. Se denomina
«Detector de Presión de Gas (DPG)».
 Algunos modelos de DPG llevan incorporado
un termómetro con contactos eléctricos,
formando así un dispositivo de protección
integrada contra sobretemperaturas y gases.
Se los denomina DPGT

Protecciones de
 Ambos aparatos, Buchholz y DPG, tienen en común dos niveles de
actuación, según la intensidad de la formación de gas:
 Nivel de alarma: por formación lenta de gases (avería pequeña)
 Nivel de disparo (apertura del interruptor de alimentación): por formación
brusca de gases (avería más importante).
 Acoplándoles un elemento accesorio existe la posibilidad de recoger de
los mismos los gases acumulados.

Protecciones de
 El análisis de estos gases proporciona una importante información sobre
la causa y/o naturaleza de la averías en el transformador.
 Si en el gas hay CO y/o CO2, esto indica que la avería ha afectado
aislantes sólidos (papel, cartón, madera).
 Los defectos tipo térmico dan lugar a una proporción mayor de
hidrocarburos saturados (CH4 , C2H6 , C3H8 )
 En los defectos de tipo eléctrico (arco o chispa eléctricos) predominan los
hidrocarburos insaturados (C2H4 , C2H2 ,C3H4 , C3H6 ).

Protecciones de
 Relevadores de cuba:
 Las corrientes normales de desequilibrio de cargas pueden llegar a
disparar la protección de tierra.
 Incluso en situación normal la red eléctrica posee un natural desequilibrio
de sus capacitancias distribuidas, lo que genera una corriente residual.
 En el caso de medición de la suma de corrientes de las tres fases los
errores propios de los transformadores de medida establecen limitaciones
adicionales.
 Los valores de corrientes de disparo deben estar por encima del 10% de la
corriente nominal, para evitar disparos espurios.
 Los relevadores de cuba requieren aislar la cuba de tierra

Protecciones de
transformadores secos
 El control de la temperatura se efectúa mediante sondas PTC (termistores)
situados sobre la parte activa del transformador, dos en cada fase
(columna), en alojamientos que permiten una posible sustitución.
 En cada fase hay dos sondas, una ajustada a 150 oC (primer nivel de
alarma), y la otra a 160 oC (segundo nivel de alarma o nivel de disparo del
interruptor de alimentación). Estas temperaturas corresponden a
arrollamientos con aislamiento clase F, que es la habitual en los
transformadores secos.
 Las sondas vienen ajustadas de fábrica y no son regulables. Estas sondas
transmiten la señal a un convertidor electrónico situado al exterior del
transformador, por ejemplo en el tablero de BT.

Protecciones de transformadores
 Relevadores primarios o relés directos
 La corriente de fase atraviesa el dispositivo de protección sin
transformadores intermediarios, y por efecto térmico o magnético activa el
mecanismo de apertura.
 Este caso es de uso común en instalaciones de BT, pero también se
aplican en MT aunque tienden a desaparecer debido a:
 Su exactitud mediocre
 Limitado rango de ajuste
 Poca flexibilidad en sus posibilidades de ajuste

 El Fusible “TFL (Time Fuse Link)” de extensa aplicación en Gran Bretaña
 En condiciones normales la bobina de disparo queda puenteada por un
fusible de BT.
 Los parámetros de este fusible son los que determinan las características
de la protección.

 Relevadores electrónicos autónomos
 Los sensores especialmente diseñados para estos relés son menos
voluminosos y menos costosos que los TI.
 La energía requerida para los componentes electrónicos y el
accionamiento del disparo se toma de los sensores (captores).
 Los dispositivos de disparo requieren poca energía, generalmente son
disparos magnéticos.
 Ofrecen una amplia gama de curvas t-I
 Corrientes del orden de 10 A o menos no brindan la suficiente energía para
la actuación de la protección

 Sistemas de protección con fuentes auxiliares
Las fuentes de energía auxiliar permiten registrar más valores:
 El GRPT (Gaseous Release Pressure Temperature) detecta fallas
incipientes. Se instalan en transformadores herméticos con aislación en
aceite.
 Funciones: mediciones de presión y de temperatura, con sendas
posibilidades de disparo.
 El flotante actúa en presencia de un desprendimiento gaseoso. Existen
contactos asociados a los diversos eventos que puede registrar.
 La función de registro del nivel de gas también actúa en caso de
pérdida accidental del líquido refrigerante, de un modo preventivo.

 Sistemas de protección con fuentes auxiliares
 Sensores de temperatura, generalmente asociados a transformadores
secos. Suministran información sobre los esfuerzos internos y poseen una
lógica interna que permite varios niveles de señales: alarma por
sobrecarga, disparo
Cuando las protecciones requieren fuente auxiliar es esencial contar con una
fuente de suministro de energía de reserva y realizar el correspondiente
mantenimiento. Por esta razón dichas protecciones se emplean en la
industria y el sector terciario y muy rara vez en la distribución pública.

Protecciones de los centros
de transformación
 Para protección contra sobretemperaturas en ambos tipos de
transformadores (secos y en aceite) el elemento de interrupción de la
alimentación puede ser un seccionador bajo carga, ya que la intensidad a
cortar es la corriente de consumo de los receptores
 En cambio en el caso de avería interna, detectada por un relé de gases,
ésta puede ser muy importante y dar lugar a una corriente de cortocircuito
superior al poder de corte de un seccionador bajo carga.
 Los CT de la red pública tiene seccionadores bajo carga: no llevan relé de
detección de gases pero a veces protección contra sobretemperaturas.
 La protección contra averías internas en el transformador y/o cortocircuitos
en sus bornes de salida la efectúan los fusibles MT con que está equipado
el seccionador bajo carga.
 En los CT de cliente debe haber, preceptivamente, por lo menos un
interruptor automático general de entrada

Diagnósticos de fallas
ESFUERZOS CAUSA POSIBLE MODO DE FALLA MAS
PROBABLE
SIGNOS INCIPIENTES DE
FALLA
Sobretensiones Caída de un rayo
Maniobras en la red
Perforación de aislación entre
espiras de MT
Descarga del arrollamiento a
tierra
Desprendimiento de gases o humos
Leve incremento de la corriente de
fase
Corriente a tierra
Pequeñas
sobrecorrientes
Sobrecargas
Falla no franca en BT
Destrucción de espiras por
puntos de sobrecalentamiento
con cortocircuitos entre
espiras
fase
Corrientes de
cortocircuito
Falla franca en BT Destrucción de espiras por
puntos de sobrecalentamiento
con cortocircuitos entre
espiras y desplazamiento de
los bobinados
Rápida progresión aleatoria hacia una
falla entre bobinados
Envejecimiento Efecto acumulativo
de fallas
Descargas entre espiras de
MT
Posible evolución hacia
descarga a tierra
fase
Corriente a tierra

Mantenimiento del transformador
 Mantenimiento preventivo:
 Observar cambios de color, enegrecimiento y eventual desprendimiento de
las capas que forman parte del encintado de los terminales de MT
 Observar el nivel de aceite en las botellas terminales transparentes de los
cable con aislación de papel impregnado en aceite
 Registrar los estados de carga midiendo del lado de B.T.
 Verificar de nivel de aceite en el visor
 Registrar los valores de temperatura de aceite
 Verificar pérdidas de aceite: cuba, canillas y tanque de expansión

 Verificar el estado del secador de aire (si existe): color del silicagel
 Controlar el nivel de aceite en el vaso del secador de aire
 Registrar y analizar los termogramas de la cámara termográfica, si la hay
 Revisar aisladores de M.T. y casquillos
 Revisar y limpiar aisladores de BT para descubrir fisuras o fugas de aceite
y repasar conjuntos de apriete..
 Revisar cuba (abolladuras).
 Revisar paredes del radiador.

 Revisar tanque de expansión.
 Revisar uniones de barras y barras de M.T. y B:T.
 Extraer muestras de aceite de transformador para ser sometidas a ensayos
de rigidez dieléctrica, acidez y contenido de agua, registrando la
temperatura de la muestra.
 Limpiar y ajustar el conmutador y/o el selector de tensión

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