Cursodetransformadoresdedistribucionversionfinal

ELECTRIC J&C
Ing. Ricardo Juárez Juárez

DEFI ICIÓ DE TRA SFORMADOR
• Dispositivo eléctrico que por inducción electromagnética
transfiere energía eléctrica de uno o más circuitos, a uno o
más circuitos a la misma frecuencia y transformando
usualmente los valores de tensión y corriente.
• Transformador de distribución: Aquel que tiene la
capacidad hasta de 500 kVA, con tensiones nominales
máximas de 34 500 V en ambos devanados.

La mayoría de los transformadores están integrados, comúnmente,
por 5 partes fundamentales, las cuales mencionamos a continuación:
a) úcleo (laminado con láminas de silicio ó acero amorfo)
b)Devanados (primarios y secundarios formados por
conductores con aislamientos de barnices sintéticos y
protegidos con cintas de algodón y papel aislante).
c)Aislamiento por baño de aceite, encapsulados o en aire (el
aceite es de tipo mineral, el encapsulado es de resinas).
d)Tanque (contenedor) y soportes de sujeción.
e)Boquillas de alta y baja tensión
PARTES DE UN TRANSFORMADOR

PARTES INTERNAS DEL TRANSFORMADOR
BOBINA NÚCLEOS

TIPOS DE TRANSFORMADORES
POTE CIA DISTRIBUCIÓ
I STRUME TO SECOS ESPECIALES

NORMAS Y ESPECIFICACIONES DE FABRICACIÓN
NORMAS INTERNACIONALES
IEEE C57.12.00 STANDAR GENERAL REQUERIMENTS FOR
LIQUID.INMERSED DISTRIBUTION, POWER, AND REGULATING
TRANSFORMERS.
IEEE C57.12.10 SAFETY REQUERIMENTS 230 KV AND BELOW 833/958
THROUGH 8333/10417 KVA, 1 PHASE, 750/862 THROUGH
60000/80000/100000 KVA, 3 PHASE WITHOUT LOAD TAP CHANGING
AND 3750/4687 THROUGH 60000/80000/100000 KVA, 3 PHASE WITH
LOAD TAP CHANGING.IEEE C57.12.20 STANDAR GENERAL
REQUERIMENTS FOR OVERHEAD TYPE, DISTRIBUTION
TRANSFORMERS.
IEEE C57.12.21 STANDARD FOR TRANSFORMERS—PAD-MOUNTED,
COMPARTMENTAL-TYPE, SELFCOOLED, THREE-PHASE
DISTRIBUTION TRANSFORMERS. 167 kVA AND SMALLERIEEE C57.12.22
STANDARD FOR TRANSFORMERS—PAD-MOUNTED,
COMPARTMENTAL-TYPE, SELFCOOLED, THREE-PHASE
DISTRIBUTION TRANSFORMERS. 2500 kVA AND SMALLER.
IEEE C57.12.23 STANDARD FOR TRANSFORMERS—UNDERGROUND-
TYPE, SELF-COOLED, SINGLEPHASE DISTRIBUTION
TRANSFORMERS,167 kVA AND SMALLER.IEEE C57.12.24 STANDARD
FOR TRANSFORMER—UNDERGROUND-TYPE THREE-PHASE
DISTRIBUTION TRANSFORMERS, 2500 kVA AND SMALLER.
IEEE C57.12.28 STANDARD FOR PAD-MOUNTED EQUIPMENT—
ENCLOSURE.

ORMAS ACIO ALES
MX-J-116 PRODUCTOS ELECTRICOS TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCION TIPO POSTE Y TIPO SUBESTACION.
MX-J-123 ACEITE AISLANTE NO INHIBIDO PARA
TRANSFORMADORES.
MX-J-151 PRODUCTOS DE HIERRO Y ACERO GALVANIZADOS POR
INMERSION EN CALIENTE.
MX-J-153 CLASIFICACION DE MATERIALES AISLANTES.
MX-J-169 PRODUCTOS ELECTRICOS TRANSFORMADORES Y
AUTOTRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Y POTENCIA.
METODOS DE PRUEBA.
MX-J-234 BOQUILLAS DE PORCELANA DE BAJA Y ALTA TENSION
PARA TRANSFORMADORES DE SERVICIO EXTERIOR.
MX-J-272 TECNICAS DE PRUEBA EN ALTA TENSION.
MX-J-281 TERMINOS EMPLEADOS EN LA INDUSTRIA ELECTRICA.
MX-J-284 TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
MX-J-285 TRANSFORMADORES TIPO PEDESTAL.
MX-J-287 TRANSFORMADORES TIPO SUMERGIBLE.
MX-H-26 ROSCAS METRICAS ISO, TOLERANCIAS, PRINCIPIOS Y
DATOS BASICOS.
MX-Z-12 SISTEMA INTERNACIONAL DE UNIDADES (SI).
OM-002 REQUISITOS DE SEGURIDAD Y EFICIENCIA
ENERGÉTICA PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN.

ESPECIFICACIONES DE CFE
K0000-01 (NRF-025-CFE-2002) TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION
TIPO POSTE.
K0000-04 TRANSFORMADORES MONOFASICOS TIPO PEDESTAL PARA
DISTRIBUCION RESIDENCIAL SUBTERRANEA
K0000-05 TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS TIPO SUMERGIBLE PARA
DCS, 300 Y 500 KVA HASTA 33 KV.
K0000-07 TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS TIPO PEDESTAL PARA
DISTRIBUCIÓN COMERCIAL SUBTERRÁNEA (DCS), 300 Y 500 KVA
HASTA 33 KV.
K0000-08 TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS TIPO PEDESTAL PARA
DRS, 75 A 225 KVA HASTA 33KV.
K0000-19 TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS TIPO SUMERGIBLES
PARA DRS, 25-100 KVA, HASTA 33KV.
K0000-22 TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS TIPO SUMERGIBLES PARA
DRS, 75-225 KVA HASTA 33 KV.

II. TRA SFORMADORES DE DISTRIBUCIÓ
A. TIPO POSTE
POSTE MONOFÁSICO POSTE TRIFÁSICO

COMPONENTES DEL
TRANSFORMADOR
POSTE MONOFÁSICO
1.Soporte para colgar en
poste
2. Cambiador de
derivaciones
3. Aditamentos para
levantar el transformador
4. Conector para aterrizar el
tanque
5. Conector de baja tensión
a tierra
6. Puente baja tensión a
tierra
7. Válvula de sobrepresión
8. Boquilla de alta tensión
9. Boquilla de baja tensión
10. Placa de datos
11. Protector de boquillas de
baja tensión
12. Aparta-rayos por cada
boquilla de alta
tensión
13. Interruptor térmico o
termomagnético
14. Lámpara indicadora de
sobrecarga

CAPACIDADES Y VOLTAJES ORMATIVOS DE
TRA SFORMADORES TRIFÁSICOS
kVA VOLTAJE VOLTAJE VOLTAJE
15 13200-220/127 23000-220/127 33000-220/127
30 13200-220/127 23000-220/127 33000-220/127
45 13200-220/127 23000-220/127 33000-220/127
75 13200-220/127 23000-220/127 33000-220/127
112.5 13200-220/127 23000-220/127 33000-220/127
150 13200-220/127 23000-220/127 33000-220/127
225 23000-220/127
300 23000-220/127

CAPACIDADES Y TE SIO ES ORMATIVOS DE
TRA SFORMADORES MO OFÁSICOS YT
kVA
Tensiones nominales
10 13200YT/7620-120/240 22860YT/13200-120/240 33000YT/19050-120/240
15 13200YT/7620-120/240 22860YT/13200-120/240 33000YT/19050-120/240
25 13200YT/7620-120/240 22860YT/13200-120/240 33000YT/19050-120/240
37.5 13200YT/7620-120/240 22860YT/13200-120/240 33000YT/19050-120/240
50 13200YT/7620-120/240 22860YT/13200-120/240 33000YT/19050-120/240
75 13200YT/7620-120/240 22860YT/13200-120/240 33000YT/19050-120/240
100 13200YT/7620-120/240 22860YT/13200-120/240 33000YT/19050-120/240
167 13200YT/7620-120/240 22860YT/13200-120/240 33000YT/19050-120/240

CAPACIDADES Y VOLTAJES ORMATIVOS
DE TRA SFORMADORES MO OFÁSICOS
kVA VOLTAJE VOLTAJE VOLTAJE
10 13200-120/240 23000-120/240 33000-120/240
15 13200-120/240 23000-120/240 33000-120/240
25 13200-120/240 23000-120/240 33000-120/240
37.5 13200-120/240 23000-120/240 33000-120/240
50 13200-120/240 23000-120/240 33000-120/240
75 13200-120/240 23000-120/240 33000-120/240
100 13200-120/240 23000-120/240 33000-120/240
167 13200-120/240 23000-120/240 33000-120/240

TE SIÓ ES DE LAS DERIVACIO ES E LOS
TRA SFORMADORES
TOMANDO COMO REFERENCIA LA TENSIÓN
NOMINAL:
A) La cantidad de derivaciones debe ser de cuatro,
dos arriba y dos abajo.
B) La diferencia entre las tensiones de las
derivaciones extremas no deben exceder del 10%.
C) La diferencia de tensión entre derivaciones
adyacentes debe ser 2.5% de la tensión nominal.

ACTIVIDAD I
I. Obtener los taps de la clase 15 con
sus tolerancias de un transformador
trifásico considerando lo siguiente:
Relación de transformación y su
tolerancia.
La relación de transformación se
basa en la relación de vueltas de los
devanados.
La tolerancia para la relación de
transformación, medida cuando el
transformador está sin carga, debe
ser de + 0.5% en todas sus
derivaciones.

• Niveles de aislamiento y valores de pruebas
dieléctricas.
El nivel de aislamiento de los transformadores debe corresponder
a los niveles de tensión aplicables a las pruebas dieléctricas que
los devanados son capaces de soportar.
ivel de aislamiento Prueba de tensión aplicada
(baja frecuencia 60 Hz)
ivel básico de aislamiento al
impulso ( BAI) onda plena
kV kV kV cresta
1.2 10 30
2.5 15 45
5.0 19 60
8.7 26 75
15.0 34 95
18.0 40 125
25.0 50 150
34.5 70 200

Tensiones nominales
en media tensión y
conexiones
V
NBAI
kV
Prueba de tensión
inducida
V
13 200 YT/7620 95 27,365
22860YT/13200 125 40000
33000YT/19050 150 50000

Las pérdidas expresadas en porciento a
capacidad nominal deben ser como mínimo las
indicadas en las siguientes tablas:

Capacidad en kVA
ivel básico de aislamiento al impulso kV
Hasta 95 Hasta 150 Hasta 200
Monofásico
5 97.90 97.80 97.70
10 98.25 98.15 98.05
15 98.40 98.30 98.20
25 98.55 98.45 98.35
37.5 98.65 98.55 98.45
50 98.75 98.65 98.55
75 98.90 98.80 98.70
100 98.95 98.85 98.75
167 a 500 99.00 98.90 98.80
Trifásico
15 97.95 97.85 97.75
30 98.25 98.15 98.05
45 98.35 98.25 98.15
75 98.50 98.40 98.30
112.5 98.60 98.50 98.40
150 98.70 98.60 98.50
225 98.75 98.65 98.55
300 98.80 98.70 98.60
500 98.90 99.80 98.70

Capacidad
kVA
iveles básicos de aislamiento al impulso kV
Hasta 95 Hasta 150 Hasta 200
Vacío Totales Vacío Totales Vacío Totales
M
o
n
o
f
á
s
i
c
o
5 30 107 38 112 63 118
10 47 178 57 188 83 199
15 62 244 75 259 115 275
25 86 368 100 394 145 419
37.5 114 513 130 552 185 590
50 138 633 160 684 210 736
75 186 834 215 911 270 988
100 235 1061 265 1163 320 1266
167 365 1687 415 1857 425 2028
T
r
i
f
á
s
i
c
o
15 88 314 110 330 135 345
30 137 534 165 565 210 597
45 180 755 215 802 265 848
75 255 1142 305 1220 365 1297
112.5 350 1597 405 1713 450 1829
150 450 1976 500 2130 525 2284
225 750 2844 820 3080 900 3310
300 910 3644 1000 3951 1100 4260
500 1330 5561 1475 6073 1540 6586

• EFICIE CIA DE U TRA SFORMADOR
Ƞ=kVA x 100% Ƞ= Eficiencia
kVA + Wtot Kva= Capacidad del
transformador
Wtot= Pérdidas totales
Wc= Pérdidas de carga
Wfe= Pérdidas de vacío
Wtot= Wc + Wfe
Actividad 2:
Calcular la eficiencia de un transformador.

La tendencia de estos equipos es que sean más
eficientes. La forma de lograr esto es reduciendo los
niveles de pérdidas en los equipos. Utilizando
materiales y diseños que nos permitan lograr está
reducción.

Mejorar las características de materiales y accesorios
- Acero Eléctrico
- Conductores
- Aislamientos
- Líquidos Aislante

ACERO ELÉCTRICO
Las Pérdidas en vacío
pueden ser reducidas por la
selección de un acero de alto
desempeño para el núcleo. A
través de los años han sido
desarrollados mejores aceros
para el núcleo de
transformadores.

NÚCLEO ELÉCTRICO AMORFO
Los núcleos con acero eléctrico tipo “AMDT”
(Amorphous Metal Distribution Transformers). Una
buena opción gracias a su ferromagnetismo, bajas
pérdidas y la posibilidad de formar cintas largas.

Las pérdidas de carga se pueden reducir incrementando la
sección transversal de los conductores de las bobinas.
Reduciendo así la densidad de corriente y por consecuencia las
pérdidas.

El cable continuamente
transpuesto o CTC por sus siglas
en ingles, es otra forma
de reducir pérdidas
de carga. Usualmente utilizado
en equipos de potencia debido
a su elevado
costo de fabricación.

Los aislamientos son una de las principales partes que
determinan el tiempo de vida y buen funcionamiento del
transformador.
Se requiere mejorar:
- Estabilidad térmica
- Estabilidad en dimensiones
- Reducir Higroscopia
- Aumentar resistencia mecánica
-Aumentar rigidez dieléctrica

Aceite Nafténico con y sin inhibidores
Aceite Parafínico

Proceso de diseño
NORMAS Y
ESPECIFICACIONES
DEL CLIENTE
ESPECIFICACIONES DEL
DISEÑADOR
TECNOLOGIA
DISEÑO ELECTRICO DISEÑO MECÁNICO
CUMPLE
ESPEC
INFORMACION PARA
MANUFACTURA Y PRUEBAS
BOBINAS NUCLEOS TANQUES
EQUIPO TERMINADO
CUM
PLE
EMBARQUE
CUMPLE
ESPEC
NO NO
SI SI
PRUEBAS DIELECTRICAS,
MECANICAS Y TERMICAS
NO
SI
FABRICA
MODELO MATEMATICO

PRUEBAS
Normas NMX-J-169, ANSI C.57.12.90
El objetivo principal de realizar pruebas en los transformadores
es confirmar la confiabilidad del diseño y fabricación de tal
manera que cumplan con las características de la norma, y
opere satisfactoriamente en campo.
Pruebas Preliminares
Pruebas de Rutina
Pruebas Prototipo

PRUEBAS PRELIMINARES
(Durante el proceso de fabricación)
CO TI UIDAD. Se verifica que los conductores sean
eléctricamente continuos.
AISLAMIE TO DEL CO DUCTOR. Se verifica que no
existan puntos débiles entre conductores, para evitar corrientes
circulantes.
RELACIÓ DE TRA SFORMACIÓ Y POLARIDAD.
Se checa en cada una de las derivaciones la relación de vueltas
y conexiones sean correctas por medio del TTR.
AISLAMIE TO DEL ÚCLEO. Se verifica el aislamiento
contra partes metálicas ó contra otras secciones del mismo
núcleo.

PRUEBA DE RUTI A
RELACIÓ DE TRA SFORMACIÓ Y POLARIDAD
RESISTE CIA OHMICA DE LOS DEVA ADOS
(Checa que no existan puntos abiertos o falsos contactos por medio de un
puente de resistencias)
RESISTE CIA DE AISLAMIE TO
Utilizando un Megger se verifica el estado de sequedad de los aislamientos
RIGIDEZ DIELÉCTRICA DELACEITE
Se checa que el valor de ruptura este dentro del valor permitido.
PÉRDIDAS DE VACIO Y CORRIE TE DE EXCITACIÓ
Aplicando el Vnom. a un devanado, y el otro abierto, se mide la potencia
consumida por el núcleo y la corriente que toma el devanado, expresada en
%.
PÉRDIDAS DE CARGA Y POR CIE TO DE IMPEDA CIA
Se aplica voltaje a un devanado, teniendo el otro cortocircuitado, hasta que
circule la corriente nominal, se mide la potencia consumida, la corriente y la
temperatura. El voltaje aplicado en % del Vnom. es el % Impedancia.

PRUEBAS DE RUTINA
FACTOR DE POTE CIA DE LOS AISLAMIE TOS
Verifica el estado de sequedad de los aislamientos.
POTE CIALAPLICADO
Verifica los aislamientos mayores respecto a tierra, con un devanado corto -
circuitado y el resto aterrizado. Se aplica 2 veces la clase de aislamiento
durante 60 seg.
POTE CIAL I DUCIDO
Verifica los aislamientos menores del devanado (entre capas , entre vueltas,
etc.),entre fases y entre devanado y tierra, induciendo un tensión del 200%
sostenida 7200 ciclos, incrementando los v/v a una frec. no menor 120hz para
no saturar en núcleo
HERMETICIDAD
Se verifica que no haya deformaciones permanentes y/o fugas de aceite y
entrada de humedad

PRUEBAS DE PROTOTIPO
TE SIÓ DE IMPULSO POR RAYO O MA IOBRA
Sirve para comprobar la calidad de los aislamientos, cuando el
transformador se somete a esfuerzos por descargas
atmosféricas o apertura de interruptores.
PRUEBA DE TEMPERATURA
Verifica que el transformador es capaz de entregar su
capacidad nominal sin exceder los limites de temperatura.
IVEL DE RUIDO
Verifica que el ruido audible este dentro del limite especificado
CORTO CIRCUITO
Debe se capaz de soportar la Icc (25 a 40 Inom) entre la fuente
de generación y el punto de falla.
MEDICIÓ DE DESCARGAS PARCIALES Y/O CORO A

Designación de terminales de un transformador
Los devanados de un transformador deben distinguirse el uno del otro como
sigue:
En los transformadores de dos devanados el de media tensión se designa
con la letra H y el de baja tensión con la letra X.
Las terminales del transformador deben identificarse con una letra
mayúscula y un número. Ejemplos, H1, H2, H3, X1, X2, X3.
La terminal del neutro en transformadores trifásicos debe marcarse son la
letra propia del devanado y el cero, ejemplo HO, XO.
Una terminal del neutro que sea común a dos devanados o más devanados
de transformadores monofásicos y trifásicos debe ser marcadas con la
combinación de las letras de los devanados y los ceros, por ejemplo HOXO.
Si un transformador tiene un devanado con dos terminales y una de ellas
está directamente conectada a tierra, esta debe designarse con la letra
correspondiente del devanado y el número 2.

PRINCIPALES TIPOS DE CONEXIONES
Este tipo de banco no debe proyectarse para construcción nueva . Este banco es una solución operativa
añadiendo el transformador de fuerza a uno existente conectándolos en estrella incompleta - delta para
proporcionar un servicio trifásico en una red trifilar. Sólo se instalara la tercera fase hasta el servicio
trifásico.
H1
X1
X 2
X3
H2
X1
X 2
X3
120V
120V
240V
208V
n
a
b
c
A
B
C

Principales tipos de conexiones
1. Este tipo de banco no debe proyectarse para construcción nueva. Este banco es una solución operativa añadiendo
el transformador de fuerza a uno existente conectándolos en estrella incompleta - delta para proporcionar un servicio
trifásico en una red trifilar. Solo se instalará la tercera fase hasta el servicio trifásico.
H
1
X1
X 2
X3
H
1
X1
X 2
X3
120
V
120
V
240
V
208
V
n
a
b
c
A
B
C
H
2
H
2

Conexión de transformadores monofásicos.
H1
X1
X 2
X3
H1
X1
X 2
X3
A
B
C
240V
n
a
b
c
240V
H1
X1
X 2
X3
120V
120V
120V
1. Utilice este banco solo cuando no disponga de un transformador trifásico.
2. Recuerde que para formar un banco trifásico con 3 transformadores monofásicos las bobinas secundarias de cada
transformador deben conectarse en paralelo, por lo que al formarse el banco trifásico la conexión del neutro y a tierra
será en la boquilla X1.
3. La interconexión del neutro entre los bornes secundarios de los transformadores deben hacerse con conductor del
mismo calibre que las fases.

Conexiones para transformadores de
distribución trifásicos
Tipo poste.
Los transformadores de distribución tipo poste trifásicos
serán conectados en delta-estrella, donde la media tensión
será delta y la baja tensión será estrella aterrizada.
Tipo pedestal.
Los transformadores de distribución tipo pedestal trifásicos
serán conectados sus dos devanados en estrella aterrizado, es
decir conexión estrella-estrella.
Tipo sumergible.
Los transformadores de distribución tipo sumergible trifásico
serán conectados sus dos devanados en estrella aterrizado, es
decir conexión estrella-estrella.

Selección de la conexión correcta.
ANSI C.57. 105-1978

PROTECCIÓN PARA LOS TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS
Tensión máxima de designación y operación continua del apartarrayos.
Nivel de aislamiento
del transformador
(kVA)
Tensión nominal del
transformador
(kVrmc)
Tensión de designación
(kVrmc)
Tensión máxima de
operación continua
(kVrmc)
15 13,2 YT/7,62-( ) 10 8,4
13,2YT/7,62-(R)
12 10,2
13,2 12 10,2
18 22,86YT/13,2-( ) 18 15,3
22,86YT/13,2-(R) 21 17,0
25 23,0 21 17,0
33,0YT/19,05-( ) 27 22
33,0YT/19,05-(R) 30 24,4
34,5 33,0 30 24,4
* Se recomienda utilizar preferentemente neutro corrido. En características particulares se indicara
si se requiere para operación con retorno por tierra.
N= neutro corrido
R= retorno por tierra

Equipo de protección del transformador
autoprotegido.
El fusible debe soportar la corriente de magnetización del
transformador, la cual puede calcularse a partir de los
criterios mostrados en la tabla B1, además su capacidad
debe ser mayor que la capacidad de cortocircuito del
transformador a 25 veces la corriente nominal durante 2 s.
en la tabla B2 se recomienda la forma de calcular la
magnitud de la corriente del cortocircuito.

Tabla B1. Corriente de magnetización
Tiempo Corriente de magnetización
0,01s 25 x In
0,10s 12 x In
1,00s 6 x In
10,00s 3 x In

Tabla B2. Corriente de cortocircuito
Tiempo Corriente de cortocircuito
2,00s 25 x In
3, 00 s 20 x In
4, 00s 16, 6 x In
5, 00s 14, 3x In
In= Corriente nominal del transformador.

Fusible de expulsión.
Para la protección del sistema de distribución contra fallas
internas de los transformadores, se utiliza el fusible que se
instala dentro del transformador, y se conecta en serie, entre la
terminal interna de la boquilla y la salida de la bobina del
primario.
El fusible debe estar sumergido en aceite y/o en el interior de la
boquilla.
Si el transformador tiene acoplado un interruptor, el fusible
debe estar coordinado para que solo opere como respaldo del
interruptor o debido a una falla interna del transformador.
- Las características del fusible se indican en la siguiente tabla.

Características del fusible
Nivel de
aislamiento del
transformador
(kV)
Tensión nominal
del
transformador
(kVrmc)
Tensión de
operación
(kV)
Capacidad
interruptiva
asimétrica
(rmc)
A
15 13,2 YT/7,62 8,3 3000
13,2
14,4 2000
18 22,86YT/13,2 14,4 2000
25 23,0 25 1200
33,0YT/19,05 19,9 1200
34,5 33,0 34,5 1200

Interruptor térmico o termomagnético
Para protección contra fallas y sobrecargas secundarias, se debe
integrar al transformador un interruptor sumergido en el aceite,
coordinado con el fusible y con lo indicado a continuación:
a) Para transformadores de hasta 15kVA debe tener un interruptor
que disponga con disparo térmico contra sobrecargas.
b) Para transformadores de 25 kVA y mayores, debe tener un
interruptor termomagnético con disparo instantáneo para
protección contra cortocircuito y disparo térmico contra
sobrecarga
-El interruptor debe poder ser reestablecido mecánicamente cuando
haya operado por alguna falla en la red secundaria.

B) Transformadores de distribución tipo pedestal.
Los transformadores tipo pedestal se utilizan en redes
de distribución subterránea con carga monofásicas y
trifásicas y un sistema de alimentación en anillo o
radial, para zonas residenciales o comerciales, para uso
doméstico y alumbrado.
Poseen un agradable apariencia, son en extremo
seguros y cubren todas las necesidades de operación
para la distribución subterránea de la energía eléctrica;
sistema que satisface ampliamente las necesidades del
acelerado desarrollo de los modernos centros
comerciales y urbanos.

Definiciones.
Transformador tipo pedestal. Conjunto formado por un
transformador con un gabinete integrado, en el cual se
incluyen accesorios para conectarse a sistemas de
distribución subterránea, este conjunto está destinado para
ser montado en un pedestal y servicio a la intemperie.
Transformador para sistemas de alimentación en anillo.
Aquel que está equipado con dos terminales de media
tensión por fase.

Transformadores de distribución tipo pedestal.
Monofásico:
25 hasta 100 kVA y hasta
Clase 25 kV.
Trifásico:
clase 34.5 kV.

Transformadores de distribución tipo pedestal
monofásicos. Capacidades y tensiones normativas.
kVA
Tensiones nominales
25 13200YT/7620-240/120 22860YT/13200-240/120 33000YT/19050-240/120
37.5 13200YT/7620-240/120 22860YT/13200-240/120 33000YT/19050-240/120
50 13200YT/7620-240/120 22860YT/13200-240/120 33000YT/19050-240/120
75 13200YT/7620-240/120 22860YT/13200-240/120 33000YT/19050-240/120
100 13200YT/7620-240/120 22860YT/13200-240/120 33000YT/19050-240/120

Transformadores de distribución tipo pedestal
trifásicos. Capacidades y tensiones normativas
kVA Tensiones nominales
75 13200/7620-220/127 22860/13200-220/127 33000/19050-220/127
112.5 13200/7620-220/127 22860/13200-220/127 33000/19050-220/127
150 13200/7620-220/127 22860/13200-220/127 33000/19050-220/127
225 13200/7620-220/127 22860/13200-220/127 33000/19050-220/127
300 13200/7620-220/127 22860/13200-220/127 33000/19050-220/127
500 13200/7620-220/127 22860/13200-220/127 33000/19050-220/127

Características eléctricas
Corriente de excitación
La corriente de excitación medida a tensión nominal, no
debe ser mayor del 1,0 %.
Las pérdidas en vacío y totales.
Los valores de pérdidas máximas en vacío Pv y totales Pt,
deben cumplir con lo establecido en las tablas anteriores.
Eficiencia
La eficiencia de los transformadores cubiertos por esta
especificación a carga nominal, y considerando factor de
potencia unitario, debe cumplir con lo indicado en las tablas
anteriores.

Accesorios que debe llevar un transformador tipo
pedestal.
Descripción
Monofásico Trifásico
Hasta 100 kVA Hasta 225
kVA
300 kVA y sus mayores
Aditamentos para palanqueo - X X
Aditamentos para deslizamiento X X X
Aditamentos para levantar X X X
Gabinete X X X
Conexión del tanque a tierra
tipo A
X - -
tipo B
- X X
Conexión de la baja tensión a
tierra
X X X
Puente de baja tensión a tierra X X X

Barra para conexiones a tierra
en media tensión
X X X
Seccionadores - X X
Boquilla de media tensión X X X
Soporte para conectores tipo
codo
X X X
Seccionadores - X X
Indicador del nivel del líquido
aislante
- - X
Termómetro tipo cuadrante - - X
Tapón de drenaje y válvula de
muestreo
X - -
Válvula de drenaje y válvula
de muestreo
- X X

Conexión superior para filtro
prensa y para prueba de
hermeticidad
X X X
Válvula de alivio de sobrepresión X X X
Cambiador de derivaciones X X X
Fusible de expulsión X X -
Fusible limitador de corriente de
cobertura parcial
X X -
cobertura completa
- - X
Placa de datos X X X
Dato estarcidos de capacidad X X X
Registro de mano - X X
Placa de datos de accesorios X X X
Indicador de falla X X X
Interruptor termomagnético para
baja tensión
X X -

Protección en media tensión.
Los transformadores deben tener por fase dos fusible conectados en
serie y debidamente coordinados entre sí. Ambos fusibles deben estar
sumergidos en líquido aislante en el interior del tanque los cuales se
describen a continuación.
a) Fusibles de expulsión “FE” de doble elemento tipo
bayoneta operación interna que pueden ser reemplazados
exteriormente por medio de pértiga.
b) Fusible limitador de corriente “FLC” de arena plata de
intervalo parcial.
El fusible de expulsión “FE” debe operar únicamente cuando ocurra
una falla de baja corriente interna en el transformador y/o una falla
franca en la red de baja tensión y tener capacidad para interrumpir
corriente de carga.
El fusible limitador de corriente “FLC” de intervalo parcial debe
interrumpir altas corrientes.

Características del elemento de fusión tipo
expulsión.
Tensión nominal
Corriente de
interrupción
asimétrica eficaz
(A)
Transformador
(kV eficaz)
Fusible
(kV eficaz)
Tensión de
aguante al
impulso por rayo
normalizado
1,2 x50µs
(kV cresta)
13,2/7,62 8,3 95 3000
22,86/13,2 15 125 1800
33,0/19,0 23 150 600

Características del fusible limitador del
corriente.
Tensión nominal
Corriente de
interrupción
asimétrica eficaz
(A)
Transformador
(kV eficaz)
Fusible
(kV eficaz)
Tensión de
aguante al
impulso por rayo
normalizado
1,2 x50µs
(kV cresta)
13,2/7,62 8,3 95 25000
22,86/13,2 15 125 25000
33,0/19,0 23 150 50000

Accesorios
Fusible limitador de corriente de cobertura parcial.

Transformador de distribución tipo sumergible.
Este tipo de transformadores se construyen de tal manera
que operan satisfactoriamente en sistemas de redes
subterráneas y son instalados en bóvedas debajo del nivel
del terreno. Debido a que están expuestos sumergidos
totalmente en agua, lodo, la tapa, accesorios, boquillas ,
registros de mano y manijas de operación están
herméticamente sellados.

Definiciones
• Transformador tipo sumergible. Aquel que esta diseñado
para ser instalado en pozo o bóveda que ocasionalmente
puede sufrir inundaciones, por lo cual debe ser de frente
muerto y conectarse a sistemas de distribución
subterránea.
• Transformador para sistemas de alimentación en anillo.
Aquel que está equipado con dos terminales de alta
tensión por fase.

Transformadores de distribución tipo sumergible
con núcleo tipo enrollado.
Monofásico:
Clase 25 kV.
Trifásico:
clase 34.5 kV

Accesorios que debe llevar un transformador tipo
sumergible.
Descripción
Monofásico Trifásico
Hasta 100 kVA Hasta 225
kVA
300 kVA y sus mayores
Aditamentos para palanqueo - X X
Aditamentos para deslizamiento X X X
Aditamentos para levantar X X X
tipo B
- X X
Conexión de la baja tensión a
tierra
X X X
Puente de baja tensión a tierra X X X

Conectadores para conexión a
tierra de los blindajes de los
cables
X - -
Barra para conexiones a tierra
en media tensión
- X X
Boquilla de media tensión X X X
Boquilla de baja tensión X X
Soporte para conectores tipo
codo
X X X
Seccionadores X X X
Marca del nivel del aceite X X X
Indicador del nivel del líquido
aislante
- - X
Termómetro tipo cuadrante - - X
Previsión de
manovacuómetro
- X X
Tapón de drenaje y válvula de X - -

Válvula de alivio de sobrepresión X X X
Cambiador de derivaciones X X X
Fusible de expulsión X X -
cobertura parcial
X X -
cobertura completa
- - X
Placa de datos X X X
Dato estarcidos de capacidad X X X
Registro de mano - X X
Placa de datos de accesorios X X X
Indicador de falla X X X
Interruptor termomagnético para
baja tensión
X X -

Protección en media tensión.
Los transformadores deben tener por fase dos fusible conectados en serie
y debidamente coordinados entre sí. Ambos fusibles deben estar
sumergidos en líquido aislante en el interior del tanque los cuales se
describen a continuación.
a)Fusibles de expulsión “FE” de doble elemento tipo
bayoneta operación interna que pueden ser reemplazados
exteriormente por medio de pértiga.
b)Fusible limitador de corriente “FLC” de arena plata de
intervalo parcial.
El fusible de expulsión “FE” debe operar únicamente cuando ocurra una
falla de baja corriente interna en el transformador y/o una falla franca en
la red de baja tensión y tener capacidad para interrumpir corriente de
carga.
El fusible limitador de corriente “FLC” de intervalo parcial debe
interrumpir altas corrientes.

DETERMI ACIÓ DE CAUSAS DE FALLA E
LOS TRA SFORMADORES
Causas de falla en transformadores de distribución.
método basado en tres actividades principales:
e) Analizar las circunstancias que se observaron
previamente o durante la falla en el campo.
b) analizar las condiciones físicas, mecánicas y
eléctricas en el taller eléctrico y patios de
distribución.
c) conjuntar los resultados de los análisis
anteriores obteniendo las conclusiones
definitivas.

A ÁLISIS DE DATOS DE CAMPO
*El primer paso para determinar la causa de falla de un
transformador lo constituye, sin duda alguna, el control
que del mismo se debe de tener. este control se refiere
a su lugar de instalación, datos característicos (marca,
número de serie, parámetros eléctricos, etc.) y el
comportamiento durante su operación.

DETECCIÓ DE
TRA SFORMADORES DAÑADOS
Con estos antecedentes, en el momento en que se detecta
un transformador dañado se debe iniciar el seguimiento
de este equipo hasta su reparación.
Las primeras causas posibles de falla que se pueden
establecer son aquellas de origen externo que resulten
obvias al realizar una primera inspección (como pudiera
ser actos vandálicos o conductores de la red secundaria
corto-circuitados), sin embargo es imprescindible
continuar con todo el procedimiento para confirmar lo
que previamente se observa.

A ÁLISIS E PATIOS DE DISTRIBUCIÓ
Se deberán anotar en formato o tarjeta las características
principales del equipo a reparar, como son: zona a la que
pertenece, número económico, marca, número de serie,
capacidad (kVA), tensión de operación, número de fases,
etc.
Se deberá revisar fundamentalmente el estado del tanque,
observando pintura, abombamiento, golpes, oxidación y
fugas de aceite. se revisarán también el estado de las
boquillas y conectores, que no vengan perforados,
quebrados, sucios. o que falte alguno de ellos.

A ALISIS E PATIOS DE DISTRIBUCIÓ
Se deberá revisar el estado que guardan los
empaques, nivel y estado del aceite, así como puntas
o conexiones internas sueltas y el estado del
cambiador de derivaciones.
A continuación se procederá a efectuar las pruebas
eléctricas para verificar el daño. salvo que el equipo
presente falla franca en su totalidad. Las pruebas
mencionadas son las siguientes
Prueba de relación de transformación (ttr)
Medición de resistencia de aislamiento
Prueba de rigidez dieléctrica de aceite

DETERMINACION DE CAUSAS DE FALLAS
A.- Cortocircuito en el Secundario.
B.- Impulso por Rayo ó Maniobra
C.- Humedad en el Aceite (Hermeticidad Defectuosa).
D.- Protección Inadecuada.
E.- Sobrecarga.
F.- Defecto de Fabricación.
G.- Reparación defectuosa.
H.- Vandalismo o Daños por Terceros.
I.- Otras Causas.

CORTOCIRCUITO EN EL SECUNDARIO
El daño que presenta el transformador se debe a una corriente excesiva o de baja
impedancia que circula a través de los devanados.
al realizar la inspección se observa lo siguiente:
• Causas externas:
cortocircuito en acometidas
conductores recocidos o colgados
conductores rotos
conductores cruzados
vientos
mala calidad del fusible
• Inspección exterior:
Tanque:
puede presentar abombamiento o ruptura.
Boquilla:
no se observa ningún daño.
• Inspección interior:
Núcleo: no presenta daño.
Herraje: no presente daño.

DEVANADO
Se presenta desplazamiento o telescopiado de las bobinas de a.t. y
b.t., aislamiento carbonizado en mínima proporción, así como de
residuos de conductor y aceite carbonizado.
PRUEBAS:
Relación de transformación (ttr):
puede resultar correcta ( si da relación).
Resistencia de aislamiento ( megger ):
puede resultar correcta.
Rigidez dieléctrica del aceite:
puede resultar correcta.

IMPULSO POR RAYO O MANIOBRAS
El daño que presenta el equipo se debe a un sobrevoltaje en el
devanado primario. Al realizar la inspección se observa lo
siguiente:
Inspección exterior:
Tanque:
No presentan daño aparente, pero si la descarga es muy cercana
puede deformarlo (abombarlo).
Boquillas:
Pueden presentar flameo parcial o total e inclusive si la descarga es
muy cercana al equipo, puede presentarse destrucción de las
mismas.

Inspección interior:
Aceite:
Se aprecian residuos de carbón y con olor a quemado.
Núcleo:
Generalmente no presenta daño, pero puede llegar a fundir
parte del núcleo cuando no se aterriza correctamente .
Herraje:
No presenta daño.
Devanado:
Dependiendo de la intensidad del sobre voltaje, varia desde una
perforación entre espiras ( bobina abierta ) - hasta un corto circuito
entre capas “desfloramiento” del devanado de alta tensión.

IMPULSO POR RAYO O MA IOBRAS
Pruebas:
Relación de transformación (t.t.r.)
normalmente
Resistencia de aislamiento ( megger ).
puede dar un valor bajo, debido a la carbonización del aceite.
nos da un valor bajo que depende del grado de carbonización
del aceite

C.- HUMEDAD E ELACEITE (HERMETICIDAD
DEFECTUOSA)
Esta falla se presenta por una mala hermeticidad de los empaques,
o por cerrar mal el registro de mano; lo que ocasiona la
disminución de la rigidez dieléctrica del aceite y demás
aislamientos por la filtración de humedad.
Causas externas.
Empaques rotos.
Boquillas rotas o fisuradas.
Tornillería floja.

C.- HUMEDAD E ELACEITE
(HERMETICIDAD DEFECTUOSA)
Inspección exterior.
Tanque:
se aprecian manchas o escurrimientos de aceite,
empaques agrietados o deformes o fugas en
válvula de muestreo.
Boquillas:
se pueden encontrar conectores flojos, boquillas
flojas, fisuradas, o con empaque dañado.

C.- HUMEDAD E ELACEITE (HERMETICIDAD
DEFECTUOSA)
Inspección interior.
Aceite:
se puede apreciar mezclado con agua (emulsionado y
formación de lodos).
Núcleo:
se aprecia presencia de agua y óxido.
Herraje:
se aprecia presencia de agua, óxido y lodos.
Devanados:
en aislamiento se aprecia indicios de humedad.

C.- HUMEDAD E ELACEITE
(HERMETICIDAD DEFECTUOSA)
Pruebas:
Relación de transformación (t.t.r.):
da en corto circuito o abierto.
Resistencia de aislamiento (megger):
da valores muy bajos y en casos extremos da un valor
cero.
da valores demasiado bajos.

HUMEDAD EN EL ACEITE
(HERMETICIDAD DEFECTUOSA

105
HUMEDAD EN EL ACEITE
(HERMETICIDAD DEFECTUOSA

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

CAUSAS EXTER AS:
Fusibles de capacidad inadecuada.
Sistemas de tierra inadecuados, rotos, falsos contactos,
omisión de la misma.
Apartarrayos inapropiados o dañados.

PRUEBAS:
Relación de Transformación (T.T.R.).
Puede resultar correcta o incorrecta.
Resistencia de aislamiento (Megger).
Rigidez dieléctrica del Aceite:

E.- SOBRECARGA
* Para esta causa es importante no confundir con un corto
circuito en secundario o acometida lejana o de alta
impedancia. ya que este daño es causado exclusivamente
por un aumento anormal de la carga.

111
E.- SOBRECARGA
Causas externas:
Carga mayor al 120% de su capacidad.
Desbalanceo entre fases.
Inspección exterior
Tanque:
no presentan daño aparente.
Boquillas:
no presenta daños aparente.

Inspección interior.
Aceite:
se presenta una degradación acelerada del aceite con
residuos de carbón y un olor a quemado.
Núcleo:
puede presentar carbón en su laminación.
Herraje:
presenta acumulación de carbón.
Devanado:
parcialmente presenta envejecimiento acelerado en el
aislamiento ( recalentado o quemado ) y residuos de
carbón.
E.- SOBRECARGA

Pruebas
Relación de transformación ( t.t.r. ):
puede dar relación de transformación correcta o
marcar “abierto”.
Resistencia de aislamiento ( megger ):
da un valor bajo debido a la degradación acelerada
del aceite provocada por alta temperatura.
da un valor bajo que depende del grado de
carbonización del aceite.
E.-SOBRECARGA

F.-DEFECTO DE FABRICACIÓ
En esta clasificación se incluyen los
transformadores en los que el daño es
originado por mala calidad de materiales y
mano de obra, en transformadores que así
salen de fabrica y no se realiza ninguna
modificación en su diseño y no se puede
atribuir a otras causas.

F.- DEFECTO DE FABRICACIÓ
CAUSAS EXTER AS:
Ninguna.
I SPECCIÓ EXTERIOR:
Tanque:
No presenta daño aparente, pero puede tener tornillería
floja o deterioro prematuro de la pintura.
Boquillas:
No presentan daño aparente, sin embargo pueden estar
mal sujetadas.
Empaques:
Pueden ser de mala calidad y con colocación
inadecuada.

I SPECCIÓ I TERIOR:
Aceite:
Puede presentar residuos de carbón, coloración
obscura y olor a quemado.
Núcleo:
No presenta falla aparente, sin embargo puede no estar
bien aterrizado.
Herraje:
No presenta daño aparente, sin embargo puede estar
flojo.

Devanados:
Por lo general no presenta daño en los devanados.
Conexiones:
Puntas mal soldadas, sueltas o aisladas
inadecuadamente.

PRUEBAS:
Relación de transformación (T.T.R.):
Puede marcar "corto circuito" ó "abierto".
Resistencia de aislamiento (Megger):
Da un valor bajo e inclusive da cero.
Rigidez Dieléctrica del aceite:
Da un valor bajo menor de 30 KV.

121
G.- REPARACIÓ DEFECTUOSA
En esta clasificación se incluyen los
transformadores reparados, en los que los
daños pueden ser originados por la mala
calidad de los materiales y la mano de obra, en
los transformadores que anteriormente se
repararon y no se pueden atribuir a otras
causas.

CAUSAS EXTER AS:
Ninguna.
Tanque:
No presenta daño aparente, pero pueden tener
tornillería floja.
Boquillas:
No presentan daño aparente, pero si mala sujeción.
Empaques:
Pueden ser de mala calidad y con colocación
inadecuada.

INSPECCIÓN INTERIOR:
Aceite:
Puede presentar residuos de carbón, coloración
obscura y olor a quemado.
Núcleo:
Mal ensamblado y sin aterrizar.
Herrajes:
No presentan daño aparente, pero puede
presentar mala colocación y tornillería floja.

Devanados:
Dependiendo de la intensidad del daño puede
variar desde una apertura ó falla entre espiras
(bobina abierta); Hasta un corto entre capas
(desfloramiento) del devanado de alta tensión.
Conexiones:
-Puntas mal soldadas y aisladas
inadecuadamente.
-Puntas sueltas.

PRUEBAS:
Puede marcar "abierto" o "corto circuito".
Da un valor bajo o inclusive cero.
Da un valor bajo o menor de 30 KV.

H.- VA DALISMO O DAÑOS POR
TERCEROS
Esta causa se origina por terceras personas, y
para tener la certeza es indispensable conocer
las causas externas ya que únicamente con ello
podemos clasificarlas en este grupo.

H.- VA DALISMO O DAÑOS POR TERCEROS
CAUSAS EXTER AS:
a) Impactos de piedra o bala.
b) Choques a postes o retenidas.
c) Objetos extraños en la red secundaria.
d) Acometida fraudulentas, etc.

Tanque:
Puede presentar impactos de bala o no presentar daño
aparente.
Boquillas:
Puede presentar boquillas quebradas o no presentar
daño aparente.

I SPECCIÓ I TERIOR
Aceite:
Puede encontrarse con residuos de carbón, coloración obscura,
olor a quemado, se aprecia mezclado con agua, emulsionado
y formación de lodos.
úcleo:
No presenta daños.
Herraje:
No presenta daños aparentes.
Devanados:
Dependiendo de la intensidad del daño puede no presentar
daño aparente, corto circuito en el devanado de alta tensión,
impactos de bala o desplazamiento entre devanados.

PRUEBAS:
Dependiendo de la magnitud del daño puede dar
relación orrecta, marcar "abierto" o "corto circuito".
Da un valor bajo.
Rigidez Dieléctrica del aceite:
Da un valor menor de 30 KV.

VANDALISMO O DAÑOS POR TERCEROS

I.- OTRAS CAUSAS
En esta causa, se registran los equipos que fallen por
causas conocidas que no se pueden incluir en ninguna de
las clasificaciones anteriores, siendo las más comunes:
Falla en cambiador de derivaciones.
Falsos contactos, en partes internas del transformador.
Poste podrido o dañado.
Corto circuito en alta tensión.
Voltaje de alimentación incorrecta.
Corrosión por contaminación salina o ambiental.

I.- OTRAS CAUSAS
Tanque:
Puede presentar daños como abolladuras, aberturas,
corrosiones y abombamiento.
Boquillas:
Puede presentar boquillas quebradas o sin daño
aparente, las porcelanas contaminadas o los
conectores corroídos.

I.- OTRAS CAUSAS
I SPECCIÓ I TERIOR:
Aceite:
Puede encontrarse con residuos de carbón, coloración
obscura y un olor anormal (quemado).
úcleo:
Puede presentar residuos de carbón o laminación suelta.
Herrajes:
Pueden encontrase sueltos, doblados y con residuos de
carbón.

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

I.- OTRAS CAUSAS.
PRUEBAS:
Dependiendo de la causa, puede dar relación correcta
o marcar "abierto" o "corto circuito".
Da un valor bajo.
Da un valor bajo, menor de 30 kv.

Para ello se hacen las recomendaciones pertinentes en
cada una de las causas de falla en transformadores de
distribución, lo cual permitirá que las actividades que se
realicen sean bien encaminadas y en esta medida se
reducirán el número de inconformidades, los costos de
reparación de transformadores, y perdidas por energía
dejada de vender.
RECOME DACIO ES PARA REDUCIR SU I CIDE CIA

Reducir la longitud de los secundarios, evitando distancias mayores
de 100 metros
- Utilizar donde se justifique protección secundaria mediante la instalación
de interruptores termomagnéticos.
- instalar conductores adecuados a la carga.
- revisar y aplicar debidamente las practicas actuales de selección del
fusible primario que protege al transformador.
- tensionar conductores “colgados “ o si se justifica instalar separadores,
o reemplazarlos si se encuentran dañados.
- En áreas arboladas cuando se instalen secundarios nuevos, utilizar
conductores forrados y para los que están en operación se deberá
cumplir con el programa de poda.
- si es posible o se justifica relocalizar las instalaciones problema o
construir por zonas no arboladas.
CORTOCIRCUITO SECU DARIO

- Retirar objetos extraños de las líneas.
-Llevar acabo campañas publicitarias para evitar que arrojen
objetos extraños a las líneas.
- Eliminar falsos contactos en las líneas y en la conexión de las
acometidas , así como concientizar al personal (linieros e
instaladores) de la importancia que tiene el efectuar las
conexiones y los puentes correctamente.
- Si se tiene duda sobre fusibles que no estén operando
satisfactoriamente efectuar las pruebas correspondientes.
- Utilizar fusibles solamente con protocolo de pruebas emitido
por parte de LAPEM.
CORTO CIRCUITO SECUNDARIO

Instalar apartarrayos a todos los transformadores.
Seleccionar correctamente el apartarrayo.
RECOME DACIO ES PARA REDUCIR SU
I CIDE CIA

- Conectar los apartarrayos lo mas cercano al transformador.
- Interconectar el bajante a tierra de los apartarrayos, con el
neutro y tanque del transformador.
-La resistencia del electrodo de tierra deberá ser como
máximo de 25 ohms en época de estiaje y 10 ohms en época
de lluvias.
- Reemplazar el apartarrayos de manera que el
transformador tenga siempre su protección completa.

Concientizar al personal que efectúe las revisiones de los
circuitos y de la importancia que tiene el reportar:
*Apartarrayos dañados, faltantes, bajantes de tierra
rotos, apartarrayos desconectados y mal conectados.
En base al punto anterior programar los trabajos de
mantenimiento necesarios. Si se tiene duda sobre
apartarrayos que no estén operando correctamente efectuar
las pruebas correspondientes.
I CIDE CIA

HUMEDAD E ELACEITE (HERMETICIDAD
DEFECTUOSA)
-Verificar que los empaques de tapas y boquillas estén en
buen estado (especificación cfe-k0000-01).
-Instruir al personal que hace maniobras de
transformadores, que las efectúen adecuadamente, ya que
de no hacerlo pueden deformar el tanque, rompiéndose el
empaque y boquillas.
-Mantenimiento preventivo al transformador, cuando en
inspecciones rutinarias se detecten fugas de aceite.

HUMEDAD E ELACEITE (HERMETICIDAD
DEFECTUOSA)
-Evitar en lo posible abrir el registro de mano, para el
cambio de taps, si no fuera posible, que el empaque
del registro de mano selle adecuadamente.
-Es necesario que todos los transformadores de
distribución, nuevos y reparados, se les realice la
prueba de hermeticidad.

I CIDE CIA
PROTECCIÓN INADECUADA
-Seleccionar adecuadamente el fusible de acuerdo a la
capacidad del transformador.
-Inspección periódica de apartarrayos.
-Programas de revisión a los sistemas de tierras.
-Concientizar al personal de la importancia que tiene que
el equipo de protección quede instalado
correctamente.

Cumplir con el programa de lecturas de carga y voltaje de
transformadores.
Derivado del análisis de los resultados del punto anterior, corregir:
a) Desbalances de fases
b)Sobrecarga de fases
Revisar las solicitudes de servicios de fuerza para comprobar, si
existe capacidad disponible en el transformador.
Evitar secundarios mayores de 100 metros y emplear conductores
de calibres adecuados.
Seleccionar adecuadamente el fusible de protección primario.
RECOME DACIO ES PARA REDUCIR LA
I CIDE CIA DE FALLA POR SOBRECARGA

Analizar debidamente las solicitudes de cargas
temporales.
Vigilar y eliminar acometidas de servicios fraudulentos.
En áreas donde predomine este tipo de ilícitos se debe
emplear protección secundaria a base de interruptores
termomagnéticos.
Hacer campañas de revisión y corrección de las
protecciones de los servicios domiciliarios.
Eliminar falsos contactos.
Completar en áreas secundarias el numero de fases
necesarias para facilitar el balanceo de carga.
RECOME DACIO ES PARA REDUCIR LA I CIDE CIA
DE FALLA POR SOBRECARGA

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

REPARACIÓ DEFECTUOSA
Seleccionar talleres de reparación que cuenten con
una calificación emitida por LAPEM, de confiable.
Supervisar que se utilicen en la reparación los
materiales adecuados y la calidad de reparación
ofrecida.
Realizar las pruebas de recepción establecidas en
forma estricta y a cada uno de los transformadores.

REPARACIÓ DEFECTUOSA
La reparación se deberá efectuar por piernas
completas y si es económico, de preferencia por el
total de piernas.
Llevar historial de los talleres de reparación para
poder reunir elementos de juicio sobre la calidad de
la reparación que efectúan cada uno de ellos.
Con la información anterior, hacer intervenir a los
talleres en la solución a la problemática particular
que se presenta.

VA DALISMO O DAÑOS POR TERCEROS
En áreas donde se determine la mayor
incidencia de actos de vandalismo, efectuar
campañas de orientación al público por los
medios de comunicación disponibles, para
disminuir los daños a los transformadores.

OTRAS CAUSAS
Cumplir con los programas de mantenimiento
preventivos en las redes de distribución.
Obtener la mayor información que permita analizar
con detalle el origen de la falla, a fin de identificar la
causa y poder aplicar las medidas correctivas
procedentes.

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

Las pruebas elementales que se realizan a un transformador de
distribución para conocer el estado en que se encuentra sus
componentes internos son:
a) Rigidez dieléctrica del aceite.
b) Resistencia de aislamiento.
c) Relación de transformación.
PRUEBAS ELEME TALES PARA
TRA SFORMADORES DE DISTRIBUCIÓ

RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE
Como es sabido en los transformadores sumergidos en aceite, este
hace dos funciones: de refrigerante y de aislante.
En cuanto a la función de aislante. es necesario determinar la rigidez
dieléctrica del aceite, para lo cual se emplea un equipo probador
que se le conoce como probeta y que en cuyo interior tiene dos
electrodos calibrados, a los cuales se les aplica un potencial
variable que provoca que al llegar a cierto valor dicho potencial se
rompa el dieléctrico del aceite y se registre dicho valor de tensión
aplicada.
La separación de los electrodos planos que se hace en esta prueba
es de 2.5 mm. (0.1 pulg.).

Los electrodos y la probeta deben limpiarse perfectamente de
preferencia enjuagándose con gasolina, bencina o algún solvente
adecuado, libre de toda humedad. También se puede lavar con el
mismo aceite que se va probar.
La evaporación de la gasolina puede enfriarlos lo suficiente para
que haya una condensación de humedad en la superficie. Por esta
razón, después del enjuague final con gasolina, la copa debe
llenarse inmediatamente con el aceite a probar.
La temperatura de la copa de prueba y del aceite cuando se este
probando debe ser igual a la del ambiente.

Cerciorarse que el control gradual de potencial esté en cero.
electrodos del probador a 2.5 mm. o 0.1 pulg.
Conectar el probador a una fuente de alimentación.
Limpie perfectamente la probeta y electrodos.
Se toma la muestra de aceite de la parte inferior del transformador
y déjela la probeta 3 minutos hasta que este libre de burbujas.
Tape la probeta con el cristal de seguridad.
Mediante el control gradual de voltaje aplique tensión a razón de
3 kv por segundo, aproximadamente hasta lograr la ruptura del
dieléctrico, registre la lectura correspondiente.

Deje reposar durante un minuto el aceite y aplique nuevamente
potencial, repitiendo la operación anterior, registrando
nuevamente la lectura.
Repita para otras dos muestras las mismas pruebas.
Calcule el promedio total con la base del promedio de cada una
de las tres muestras. y si el valor es de 25 kv (mínimo), nos
indicara que esta en condición aceptable todo el aceite sujeto a
prueba.

PRUEBA DE RESISTE CIA DE
AISLAMIE TO
La resistencia de aislamiento se define como resistencia en megaohms que ofrece
un aislamiento al aplicarle un voltaje de corriente directa durante un tiempo dado,
medido a partir de la aplicación del mismo.
La medición de la resistencia de aislamiento sirve para determinar el estado en
que se encuentran los aislamientos, y con base en esto decidir si están en
condiciones de soportar los esfuerzos dieléctricos originados al aplicar tensiones
en prueba o trabajo.
El obtener valores bajos no indica en forma decisiva que el aislamiento sea
deficiente si no que hay suciedad o humedad en los aislamientos y por ende
limita la operación correcta del equipo.
La medición de la resistencia de aislamiento se efectúa con un ohmetro, aparato
comúnmente conocido como “megger”, que consta básicamente de una fuente de
c.d. y un indicador de megoohms. la capacidad de c.d.

Generalmente es baja, ya que la finalidad es ver el estado en
que se encuentra un aislamiento; es decir, esta es la prueba
indicativa no destructiva, de tal forma que si un aislamiento
esta débil no lo agrave.
El megger ha sido el instrumento estándar para la verificación
de la resistencia de aislamiento y de estos existen tres tipos:
Los accionados manualmente, los accionados por motor y los
de tipo rectificador.
PRUEBA DE RESISTE CIA DE AISLAMIE TO

a) Métodos de tiempo corto.
Consiste en conectar el instrumento al equipo que se va ha
probar y operarlo durante sesenta segundos. Este método tiene
su principal aplicación en equipos pequeños y en aquellos que
no tienen una característica notable de absorción, como son los
interruptores, cables, apartarrayos y transformadores de
distribución.
b) Método de tiempo- resistencia o absorción dieléctrica.
Consiste en aplicar voltaje de prueba durante un periodo de
10 minutos, tomando lecturas a 15, 30, 45 y 60 segundos, 2, 3,
4, 5, 6, 7, 8, 9 y 10 minutos. su principal aplicación es en
transformadores de potencia .

Antes de iniciar la prueba deben observarse las precauciones
siguientes:
• El transformador debe estar completamente desconectado de
cualquier circuito.
• El megger debe colocarse sobre una base firme y nivelada
(centrar la burbuja con los tornillos de ajuste). Es muy
conveniente prevenir grandes masas de hierro y campos
magnéticos en la vecindad del aparato, ya que esto puede ser
causa de lecturas incorrectas.
• Se deberá verificar y calibrar el aparato, comprobando las
posiciones de cero e infinito de la aguja. Para la verificación de
infinito basta con operar el megger durante un tiempo con sus
terminales en circuito abierto.

• Hasta que la aguja tome su máxima posición, que debe ser
infinito. en caso contrario, debe ajustarse a ese valor. la
comprobación de cero se hace poniendo en corto circuito las
terminales. en caso de no tomar la posición de cero, debe
ajustarse.
• Tomar en cuenta que la terminal de prueba de línea
principalmente, se encuentre en buen estado su forro par prevenir
posibles fallas en la prueba y por seguridad del personal que la
efectúe.
• Limpiar la porcelana de las boquillas quitando el polvo, suciedad
etc.
• Desconectar los neutros de los devanados al sistema de tierras.

• Al terminar la prueba, ponga fuera de servicio el instrumento,
regresando el selector a la posición de discharge y aterrice la
parte del equipo probado.
• Preferentemente efectúe la prueba cuando la humedad relativa
sea menor a 75 %.
• Registrar la temperatura de aceite.
Las resistencias de aislamiento a determinar en el transformador son:
a.t. contra b.t.
a.t. contra b.t. + tanque a tierra
a.t. + tanque a tierra contra b.t.

RELACIÓ DE TRA SFORMACIÓ (TTR)
Teoría general
La relación de transformación se define como la relación de
vueltas o de voltajes del primario al secundario, o la relación de
corrientes del secundario al primario en los transformadores y se
obtiene por la relación:
rt = np / ns = vp / vs = is / ip
Relación de transformación = voltaje primario / voltaje secundario.
Mediante la aplicación de esta prueba es posible detectar corto
circuito entre espiras, falsos contactos, circuitos abiertos, etc.

Métodos de medición.
El método mas utilizado para llevar a cabo estas pruebas es con
el medidor de relación de vueltas, transformer turn ratio (t.t.r.),
que opera bajo el conocido principio de que cuando dos
transformadores que nominalmente tienen la misma relación de
transformación y polaridad, y se excitan en paralelo, con la mas
pequeña diferencia en la relación de alguno de ellos, se produce
una corriente circulante entre ambos relativamente alta.
El equipo para medición de relación de transformación, está
formado básicamente; por un transformador de referencia con
relación ajustable desde 0 hasta 130, una fuente de excitación de
corriente alterna, un galvanómetro detector de cero corriente, un
vólmetro, un ampérimetro y un juego de terminales de prueba.

En la actualidad existen medidores de relación de
transformación diseñados a base de microprocesadores que
nos permiten realizar la prueba de relación de
transformación a transformadores trifásicos o monofásicos
en menor tiempo, por su característica digital. además
cuenta con un sistema programado para su
autoverificación; con este equipo se pueden hacer
mediciones de relación de 0.08 a 2700.
En equipos con tecnología anterior son contenidos en una
caja metálica o de fibra de plástico que solo permite
realizar relaciones de transformación menores de 130, y
mediciones mayores a este equipo se le acoplan
transformadores auxiliares.

b) Comprobación de la relación cero.- En las terminales de
excitación (x1,x2), apriete los tornillos hasta el tope, hasta
que hagan buen contacto con la cara opuesta, si es necesario
coloque una arandela de cobre. mantenga separadas las
terminales x1 y x2 y deje las terminales h1 y h2 conectadas
entre sí y los selectores en cero. gire la manivela hasta
obtener 8 volts, mientras gira observe el galvanómetro, ajuste
el cuarto selector hasta lograrlo, mateniendo los 8 volts de
excitación. el cuarto selector deberá indicar una desviación no
mayor de 1/2 división. esta comprobación puede hacerse aún
cuando las terminales de excitación se tengan conectadas a un
transformador bajo prueba.

Comprobación del medidor de relación de transformación.
En este procedimiento se describe la comprobación del medidor con
capacidad de relación hasta 130.
Hay tres formas para la comprobación del correcto funcionamiento
del medidor, con esas, se detecta en forma rápida, cualquier
alteración en las partes más vulnerables como son : las terminales y
sus conectores, el circuito detector, y los medidores, etc.
El medidor cuenta con cuatro terminales para realizar las pruebas;
dos de ellas denominadas de excitación (x1,x2), se identifican,
porque el conductor es de sección grande y en sus extremos tiene un
conector tipo “c” con tornillo para su sujeción y conducción; las
otras dos terminales, se identifican porque el conductor es de
sección pequeña y se denominana secundarias (h1,h2) y en sus
extremos tienen conectores tipo mordaza.

a) comprobación de balance.- colocar los selectores en cero.
conectar entre si h1 y h2. asegúrese que los tornillos de los
conectores “c” (x1,x2) no hagan contacto con el tope ni se
toquen entre sí. gire la manivela del generador hasta obtener 8
volts de excitación. observe el galvanómetro detector, la aguja
deberá permanecer al centro de la escala sobre la marca del
cero. si es necesario, ajuste a cero la aguja con una
destornillador manteniendo los 8 volts de excitación, suelte la
manivela y observe el galvanómetro detector. la aguja puede
quedar ligeramente desviada de la marca cero; si esta es mayor
que 1/16”, consultar el manual del medidor en la sección de
mantenimiento.

c) Comprobación de relación unitaria.- Efectúe el mismo
proceso para las terminales de excitación del punto anterior.
Conecte la terminal secundaria negra h1 a la terminal negra de
excitación x1 y la terminal secundaria roja h2 a la terminal roja
de excitación x2. Coloque los selectores en la lectura 1.000. Gire
la manivela hasta obtener 8 volts de excitación y
simultáneamente observe el galvanómetro, si la lectura no es uno
exactamente ajustarla con el cuarto selector sin dejar de girar la
manivela. Si el cuarto selector indica lectura menor de cero,
cambie los selectores hasta obtener una lectura de 0.9999, otra
vez ajuste el cuarto selector hasta que la guja marque cero. El
equipo deberá leer 1,000 con casi la mitad de una división en el
cuarto selector.

Comprobación de polaridad
Conectado el medidor al transformador, coloque las carátulas del
medidor en ceros y gire la manivela un cuarto de vuelta. si la aguja
del galvanómetro se desvía a la izquierda, la polaridad es
substractiva, si desvía a la derecha, la polaridad es aditiva; en caso
de polaridad aditiva, deberán intercambiarse las terminales h1 y h2,
para adecuar el medidor a un transformador de esa polaridad.
Es importante asegurarse que el transformador por probar esté
totalmente desconectado y desenergizado.
Habiendo observado los ajustes y precauciones anteriores se
procede a conectar el transformador de la siguiente forma.

c1 Prueba a transformadores monofásicos de 13.2 kv-240/120 volts
o menor voltaje.
a) Las terminales de excitación del ttr x1 (roja) y x2 (negra) se
conectan al devanado de baja tensión de los dos devanados a
comprobar y la terminal H1 (roja) del ttr a la correspondiente x1
(roja) la H2 (negra) se conecta a la otra toma del transformador.
b) Las perillas del ttr deben estar en cero y se da una vuelta a la
manivela del generador; si el galvanómetro deflexiona hacia la
izquierda, la conexión del transformador es sustractiva.
En caso de flexionar hacia la derecha la aguja del galvanómetro, la
conexión del transformador será aditiva. Con esto queda determinada
la polaridad del transformador. entonces las terminales del mismo
color se conectan a las terminales de la misma polaridad.

c) Calcular la relación aproximada del transformador, de acuerdo a
los datos de placa, con la finalidad de colocar las perillas de dicho
valor aproximadamente y facilitar y abreviar el tiempo de prueba. Por
ejemplo un transformador de 13.2 kv-220/127 v su relación
aproximada a voltaje nominal 13200 v. será 103.93, con lo cual la
primera perilla se pondrá en el valor de 1.
d) Gire lentamente la manivela observando el galvanómetro, el cual
debe deflexionar a la izquierda, también se observa el voltímetro.
Deben seguirse dando los pasos ascendentes al primer voltaje, sin
dejar de accionar la manivela, hasta que la deflexión del
galvanómetro sea a la derecha, entonces se debe dejar en la posición
anterior a que eso suceda en la primer perilla, una vez incrementadas
las revoluciones de la manivela hasta alcanzar el valor de 8 volts en el
voltímetro.

e) En caso de que al iniciar la prueba como se menciona en el punto
d) y al girar la manivela tome mucha corriente de excitación y esta no
se reduzca al bajar de posición la perilla, esto quiere decir que existe
una falla en el devanado que se está probando, encontrándose éste
abierto.
f) Se procede a girar la manivela de nuevo para buscar la posición de
la segunda perilla, siendo esto en igual forma que la primera perilla.
g) Igualmente se debe hacer lo anterior para obtener las lecturas de la
tercera y cuarta perilla, siendo la lectura sobre el panel la rotación de
trasformación buscada.

h) Esta operación deberá efectuarse en cada una de las posiciones
de los cambiadores de derivación para obtener la relación de
transformación de cada una de dichas posiciones.
i) Anotar los valores obtenidos en la columna 4 de el formato
anexo, habiendo anotado de antemano en el mismo los valores de
voltaje de placa del transformador.
j) Obténgase la relación de transformación de placa dividiendo la
columna 1, entre la 2 de dicho formato y anótese en la columna 3.
k) Colocar la diferencia en porciento de la relación de placa contra
la relación obtenida por el ttr, tomando en cuenta que no deberá
variar la primera en + 0.5 % de los datos de placa.

c 2 - Prueba a transformador trifásico de 13.2 kv-220/127 o
menor voltaje
a) Las terminales de excitación del ttr x1 (rojo) y x2 (negra) se
conectan la primera al devanado a probar (x1) y la segunda al
neutro (x0).
Las terminales h1 (roja) y h2 (negra) se conectan respectivamente
al devanado a comparar fase a y fase c.
b) Para comparar devanado x2 y h2, se conecta al ttr en h2 (rojo)
y h1 (negro) y x0 (negra) y x2 (roja).

c) Para comprobar devanados de x3 y h3, se conecta el ttr de la
siguiente h3(rojo) y h2 (negro) y x0 (negro), x3 (rojo).
d) Una vez conectado el transformador al ttr como se indicó para
cada fase, se tomarán las lecturas con el procedimiento descrito en
los puntos b, c, d, e, h, i, k, del inciso c1, para cada una de las
posiciones de los cambiadores de derivación.
c3- Prueba a transformador trifásico de 23 kv-220/127 volt o
mayor voltaje.
a) Para efectuar esta prueba con el equipo sin transformador
auxiliar, es necesario tomar dos devanados de baja tensión contra
un devanado de alta tensión, para que la relación de
transformación sea de 1.2,

Con la finalidad de que se pueda obtener la lectura en el ttr, ya que
este equipo solo puede dar una relación de 129.99, siendo mayor
relación la de los transformadores con las características
mencionadas. por lo tanto la lectura que se obtenga en el ttr se
deberá multiplicar por dos par obtener la relación total.
b) Conectar las terminales h1 (roja) y h2 (negra) a la fase a y b de a.t.
respectivamente, punteando las fases de a.t. b y c, conectar las
terminales del ttr x1 (roja) y x2 (negra) a la fase a y b de b.t.
respectivamente.
c) Para probar la fase b, conectar las terminales h2 (roja) y h3 (negra)
a las fases b y c de a.t. respectivamente, puenteando las fases a y c de
a.t., conectar las terminales del ttr x2 (roja) y x3 (negra) a la fase b y
c de b.t. respectivamente.

d) Para probar la fase c, conectar las terminales h3 (roja) y h1
(negra) a las fases c y a de a.t. respectivamente, puenteando las
fases a y b de a.t., conectar las terminales del ttr x3 (roja) y x1
(negra) a la fase c y a de b.t. respectivamente.
e) Una vez conectado el transformador al ttr como se indicó para
cada fase se tomarán las lecturas como el procedimiento descrito en
los puntos b, c, d, e, h ,i ,j, k, del inciso c1, para cada una de las
posiciones de los cambiadores de derivación.

RELACIÓ DE TRA SFORMACIÓ
(TTR)
Fallas que se pueden detectar con el ttr
1.- Cortocircuito en devanados. Este tipo de fallas las podemos
detectar por las siguientes características que se presentan en las
caratulas del medidor:
a) Se eleva mucho la corriente.
b) No toma nada de voltaje.
c) El detector no se nivela.
2.- Puntas abiertas.
a) No toman nada de corriente.
b) Toma mucho voltaje.
c) El detector se para en el centro.
3.- Polaridad aditiva.
a) Presenta las mismas características que el cortocircuito.

Funcionamiento normal
a) Se observa que toma un poco de corriente según el equipo.
b) Toma un voltaje normal que es un poco menos de 8 volts.
c) El detector tiende a irse a un lado ó al otro hasta nivelarse.

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