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Transformadores y Subestaciones Eléctricas ESCUELA MEXICANA DE ELECTRICIDAD MR

Escuela Mexicana de Electricidad

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ÍNDICE TEMÁTICO: UNIDAD 1: MAGNETISMO. 1.1 La molécula magnética. 1.2 Campo magnético terrestre. 1.3 La brújula magnética. 1.4 Ley de los polos magnéticos. 1.5 Campo magnético. 1.6 Líneas de fuerza. 1.7 Interacción de los campos magnéticos. 1.8 Blindaje magnético. UNIDAD 2: ELECTROMAGNETISMO. 2.1 Campo magnético en un conductor. 2.2 Intensidad de campo. 2.3 Electromagnetismo en una espira. 2.4 Campo magnético producido por un solenoide. 2.5 Densidad de flujo magnético. 2.6 Electroimanes. 2.7 Permeabilidad magnética. 2.8 Permeabilidad relativa. 2.9 Ley de Faraday de la inducción electromagnética. 2.10 Ley de Lenz. UNIDAD 3: TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS. 3.1 Definición de transformadores. 3.2 Principio de funcionamiento. 3.3 Principales componentes de un transformador. 3.4 Transformador ideal. 3.5 Relación de transformación. 3.6 La potencia de los trasformadores. 3.7 Pérdidas de los trasformadores. 3.8 La eficiencia de los trasformadores. 3.9 Conexión de transformadores en paralelo. 3.10 Transformadores 3 fases y sus conexiones. 3.11 Clasificación de los transformadores. 3.12 Sistema de enfriamiento de transformadores. 3.13 Partes de un transformador sumergido en aceite. 3.14 Pruebas de mantenimiento preventivo en transformadores. 3.15 Cambiador de derivaciones en un transformador. UNIDAD 4: SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA. 4.1 Definición de sistema eléctrico de potencia. 4.2 Sistema de distribución. 4.3 Sistema de distribución aéreo. 4.4 Sistema de distribución subterráneo. 4.5 Red mixta.

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UNIDAD 5: SUBESTACIONES ELÉCTRICAS. 5.1 Definición de subestación eléctrica. 5.2 Clasificación de las subestaciones eléctricas. 5.3 Subestaciones compactas. 5.4 Disposición de Equipos en una subestación compacta. 5.5 Celdas. 5.6 Estructuración de las subestaciones Compactas, diferentes arreglos. 5.7 Datos y características técnicas de una subestación. UNIDAD 6: ELEMENTOS ELÉCTRICOS DE UNA SUBESTACIÓN COMPACTA . 6.1 Acometidas. 6.2 Cables de energía. 6.3 Transformadores de Medición. 6.4 Transformadores de Corriente (TC). 6.5 Transformadores de potencial (TP). 6.6 Aisladores. 6.7 Seccionador de carga o bajo carga. 6.8 Cuchilla de paso. 6.9 Apartarrayos. 6.10 Fusibles. 6.11 Soleras o barras de cobre. UNIDAD 7: MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES ELÉCTRICAS COMPACTAS. 7.1 Operación y mantenimiento de una subestación compacta. 7.2 Pasos a seguir antes de poner por primera vez en marcha una subestación. 7.3 Secuencia de la operación para la puesta en marcha. 7.4 Limpieza y lubricación. 7.5 Cambio de partes. 7.6 Puntos a inspeccionar en un mantenimiento preventivo. 7.6 Guía de localización de fallas.

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UNIDAD UNO: MAGNETISMO. El magnetismo fue descubierto hace más de 2,000 años por los griegos, cuando observaron que el hierro atraía cierto tipo de piedras. Puesto que esta piedra se encontró por primera vez en la Ciudad de Magnesia, en el Asia Menor, se le dio el nombre de magnetita. Más tarde, cuando se descubrió que esta piedra se alineaba espontáneamente en la dirección Norte a Sur al suspenderla de un cordel, se le llamó piedra de guía o imán. La magnetita constituye un imán natural que atrae a los materiales magnéticos.

La piedra imán es un imán natural descubierto por los griegos en Asia Menor, hace más de 2,000 años.

Aunque hay una relación estrecha entre las fuerzas eléctricas y magnéticas, las dos son totalmente diferentes. Las fuerzas magnéticas y las fuerzas electrostáticas no tienen ningún efecto una sobre otra en tanto no haya movimiento. Pero, si el campo de fuerza de cualquiera de ellas se pone en movimiento, entonces sucede algo que origina la interacción de ambas fuerzas. Puesto que el electrón es la partícula más pequeña de la materia, se partió de ello para formular una teoría que explique la relación existente entre la electricidad y el magnetismo. Se trata de la teoría electrónica del magnetismo.

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Se sabe que el electrón tiene una carga negativa y que esta carga produce un campo de fuerza que está dirigido desde todas partes hacia el electrón. Por otra parte, según se estudia en física, una carga en rotación produce un campo magnético. Por consiguiente, debido a su rotación orbital, el electrón también tiene un campo magnético. Este campo se extiende en círculos concéntricos alrededor del electrón. Así pues, las líneas electrostáticas de fuerza y las líneas magnéticas de fuerza, al encontrarse en cualquier punto, son perpendiculares entre sí. Los dos campos combinados constituyen un campo electromagnético. 1.1 La molécula magnética: En realidad, los únicos metales naturalmente magnéticos son el hierro, el níquel y el cobalto. Por otra parte, puesto que todos los materiales contienen electrones, se podría preguntar por qué no todas las cosas tienen propiedades magnéticas. La respuesta es que en los átomos, los electrones orbitales que tienen un spin opuesto tienden a formar parejas, de modo que sus campos magnéticos se oponen, anulándose mutuamente. Lo anterior no quiere decir que los elementos que tienen un número impar de electrones sean magnéticos. Esto podría suceder, si se lograran aislar los átomos, pero por lo general, los átomos, al combinarse para formar moléculas, se disponen de la manera más apropiada para tener, en total, 8 electrones de valencia y al hacerlo, en la mayor parte de los materiales, los spines de los electrones orbitales anulan los campos eléctricos. Sin embargo, en el hierro, níquel y cobalto, este proceso no se realiza de una manera tan ordenada. Cuando los átomos de dichos metales se combinan, se convierten en iones y comparten sus electrones de valencia del tal modo que muchas de las órbitas de los electrones no se anulan, sino que se suman. Esto produce en el metal regiones llamadas dominios magnéticos, o moléculas magnéticas. Estas moléculas magnéticas se comportan como pequeños imanes. Aunque el hierro, el níquel y el cobalto son los únicos materiales naturalmente magnéticos, existen procesos controlados de fabricación para obtener compuestos con buenas propiedades magnéticas.

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Los materiales naturalmente magnéticos reciben el nombre de ferromagnéticos, debido a que todos se comportan como el hierro, por lo que se refiere al magnetismo.

Puesto que los materiales magnéticos contienen moléculas magnéticas, podría pensarse que siempre se comportan como imanes. Sin embargo, no es el caso, porque en circunstancias normales, las moléculas magnéticas están dispersas y orientadas al azar, de manera que los campos magnéticos de las moléculas se anulan mutuamente. Se considera entonces que el metal está desmagnetizado. Si todas las moléculas estuvieran dispuestas de manera tal que aparentaran en la misma dirección, los campos de fuerza se sumarían. El material entonces se consideraría magnetizado. Si absolutamente todas las moléculas estuviesen alineadas, se produciría un campo magnético interno. Pero si sólo algunas de las moléculas estuviesen alineadas, se produciría un campo magnético débil. Así pues, un material magnético puede ser magnetizado parcialmente.

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1.2 Campo magnético terrestre Puesto que la misma Tierra es una enorme masa giratoria, también produce un campo magnético. La Tierra se comporta como si tuviera un imán de barra que pasa por su centro, con un extremo cerca del polo geográfico y el otro cerca del polo sur.

Para establecer reglas acerca de la forma en que un imán actúa sobre el otro se asignan polaridades a los extremos de los imanes. Las polaridades reciben el nombre de norte (N) y sur (S). El extremo norte de un imán se determina suspendiendo el imán de un cordel para que gire libremente. Entonces el imán se alineará por sí mismo con el campo magnético terrestre. El extremo del imán que señale hacia el polo magnético norte de la Tierra es el polo N del imán. El otro extremo del imán recibe el nombre del polo S. El imán siempre se alineará en esta forma. La razón de esto se da más adelante.

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1.3 La brújula magnética. Puesto que un imán se alineará con el polo N hacia el norte, lo podemos usar para determinar direcciones. Una brújula consta de un pequeño imán ligero, que gira libremente y sin dificultad alguna se mantiene alineada con el polo norte magnético de la Tierra. Independientemente de cómo se haga girar la brújula, la aguja siempre señalará al Norte.

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1.4 Ley de los polos magnéticos. Puesto que un imán siempre se alinea con el polo norte magnético de la Tierra, se supone que existen ciertas leyes específicas que rigen los efectos magnéticos; éstas son las leyes de atracción y repulsión. Las leyes de atracción y repulsión que se aplican en el magnetismo son las mismas que las de las cargas eléctricas, excepto que se usan los conceptos de polaridades N y S en lugar de negativo y positivo. Las leyes son: polos semejantes se repelen, polos distintos se atraen.

1.5 Campo magnético. Como puede verse por la atracción y repulsión de los polos magnéticos, existen fuerzas que se originan en los polos magnéticos y producen estos efectos, pero éstos no se producen solamente en los polos. La fuerza magnética, de hecho, rodea al imán, en un campo. Esto se puede comprobar cuando se hace mover una brújula alrededor de un imán de barra. En cualquier posición con respecto a la barra, un extremo de la aguja indicará hacia el polo opuesto de la barra.

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Se puede usar la brújula para verificar la distancia a que se extiende el campo magnético del imán. Retirando lentamente la brújula, se llegará a un punto en el cual la aguja de la brújula ya no está sujeta a la influencia del campo magnético del imán, sino que nuevamente la influencia será al polo magnético norte de la Tierra.

1.6 Líneas de fuerza El campo magnético de un imán está formado por líneas de fuerza que se extienden en el espacio partiendo del polo N del imán y dirigiéndose al polo S. Estas líneas de fuerza no se cruzan y se van apartando al alejarse del imán. Cuanto más cercanas sean las líneas de fuerza y sea mayor el número de ellas, más intenso será el campo magnético. La existencia de las líneas de fuerza se puede demostrar rociando limaduras de hierro sobre una superficie plana y luego colocando un imán de barra sobre ellas. Las limaduras de hierro se orientarán siguiendo las líneas de fuerza y dan una imagen del campo magnético o espectro magnético. A las líneas de fuerza se les llama también líneas de flujo.

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1.7 Interacción de los campos magnéticos Cuando dos imanes se aproximan, sus campos actúan recíprocamente. Las líneas magnéticas de fuerza no se cruzan. Este hecho determina la forma en que habrán de actuar los campos entre sí. Si las líneas de fuerza van hacia la misma dirección, se atraerán y se unirán al aproximarse. Por eso los polos diferentes se atraen. Si las líneas de fuerza van hacia direcciones opuestas, no se pueden combinar. Y, puesto que no se pueden cruzar, ejercen una fuerza opuesta entre sí. Por eso los polos semejantes se repelen. La interacción de las líneas de flujo también se puede demostrar mediante limaduras de hierro.

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Las limaduras muestran las líneas de flujo. 1.8 Blindaje magnético. Las líneas de flujo magnético pueden pasar a través de todos los materiales, aun de los que no tienen propiedades magnéticas. No obstante, algunos materiales ofrecen cierta resistencia al paso de las líneas de fuerza. A esta propiedad se le llama reluctancia. Los materiales magnéticos tienen muy poca reluctancia a las líneas de flujo. Por consiguiente, las líneas de flujo tienden a pasar a través de un material magnético, aun cuando su trayectoria resulte más larga. Gracias a esta característica, los materiales magnéticos son útiles como blindaje para proteger los objetos encerrados en ellos contra las líneas de fuerza magnéticas. Por ello se utilizan en la fabricación de los relojes antimagnéticos.

Los materiales magnéticos se usan como blindaje para proteger un reloj de los campos magnéticos. El blindaje se magnetiza sólo temporalmente. Las líneas de flujo no pueden llegar a este mecanismo de reloj

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UNIDAD DOS ELECTROMAGNETISMO En general se acepta que el magnetismo de la materia es el resultado del movimiento de los electrones en los átomos de las sustancias. De ser así, el magnetismo es una propiedad de la carga en movimiento y está estrechamente relacionado con el fenómeno eléctrico. De acuerdo con la teoría clásica, los átomos individuales de una sustancia magnética son, diminutos imanes con polos norte y sur. La polaridad magnética de los átomos se basa principalmente en el espín de los electrones y se debe sólo en parte a sus movimientos orbitales alrededor del núcleo. Puesto que un electrón produce su propio campo magnético, debido al spin que tiene, se podría pensar que, al haber exceso de electrones en un objeto, se produciría un campo magnético. Sin embargo, también en el caso de cargas estáticas, los electrones con spines opuestos forman parejas, anulándose en este proceso sus efectos magnéticos. Por consiguiente, la electricidad estática no produce un campo magnético. Por otra parte, los electrones que se mueven a lo largo de un conductor, sujetos a la fuerza que origina el flujo de la corriente, no pueden formar parejas con los de spin opuesto. Por el contrario, como todos fluyen en la misma dirección, sus campos magnéticos tienden a sumarse. En 1819, Hans Christian Oersted, al observar la forma en que un conductor con corriente influía en una brújula, descubrió que la corriente eléctrica produce un campo magnético. 2.1 Campo magnético en un conductor: Puesto que el campo magnético de un electrón forma una trayectoria cerrada a su alrededor, los campos de los electrones se combinan para formar una serie de tales trayectorias alrededor del alambre. La dirección del campo magnético depende de la dirección del flujo de corriente. Al mover una brújula alrededor del alambre, ésta se alineará con las líneas de flujo. Se puede usar la regla de la mano izquierda para determinar la dirección del campo magnético. Si se cierran los dedos alrededor del conductor y el pulgar señala la dirección del flujo de la corriente eléctrica, entonces los dedos indicarán la dirección del campo magnético.

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Fig. 1

2.2 Intensidad de campo Cuanta más corriente pase por un conductor, más intenso será el campo magnético. Así como el campo magnético, las líneas de flujo son más densas cerca del alambre y se apartan una de la otra al alejarse de éste. El campo, pues, es más intenso cerca del conductor y es más débil al aumentar la distancia. El número de líneas de fuerza por unidad disminuye en proporción inversa a la distancia al conductor. Por ejemplo, a un centímetro del conductor, la densidad de fuerza es la mitad de lo que sería a medio centímetro de distancia.

Fig. 2

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Interacción de los campos magnéticos. Si se aproximan dos conductores en los cuales la corriente fluye en direcciones opuestas sus campos magnéticos tenderán a oponerse entre sí, ya que las líneas de flujo van en direcciones opuestas. Las líneas de flujo no se pueden cruzar y los campos tienden a separar los conductores uno del otro. Cuando se aproximan dos conductores recorridos por corrientes que fluyen en la misma dirección, los campos magnéticos se suman, ya que las líneas de flujo llevan la misma dirección. Las líneas de flujo se unen y forman trayectorias cerradas alrededor de ambos conductores y los campos tienden a acercarlos. Las líneas de flujo de ambos conductores se suman para originar un campo magnético más intenso. Tres o cuatro conductores juntos en esta forma, originarían un campo magnético aún más intenso.

Fig. 3

Fig. 4

Fig. 5

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2.3 El electromagnetismo en una espira. Si el alambre se tuerce para formar una espira, los campos magnéticos producidos alrededor del conductor se orientarán de tal manera que todos entrarán en la espira por un lado y saldrán por el otro. En el centro de la espira las líneas de flujo se comprimen para crear un campo más denso y, por consiguiente, más intenso. Esto determina los polos magnéticos: el norte se encuentra en el lado del que salen las líneas del flujo y el sur en el lado por el que entran.

Fig. 6

Fig. 7

Ley de Ampere: La relación cuantitativa entre la corriente eléctrica y el campo magnético, viene dada por la Ley de Ampere, que es la ley básica que gobierna la producción de un campo magnético por una corriente eléctrica. La Ley de Ampere establece que el campo magnético producido por una corriente, es directamente proporcional a dicha corriente eléctrica, e inversamente proporcional a la longitud que tengan que recorrer las líneas de campo magnético. En términos magnéticos, la Ley de Ampere se expresa de la siguiente forma:

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INH

donde:

H = Intensidad de campo magnético expresado en metro

vuelta- Amperes

I = Intensidad de corriente eléctrica en Amperes. N= Número de vueltas o espiras. = Distancia recorrida por las líneas de campo magnético, se expresa en metros. 2.4 Campo magnético producido por un solenoide Para concentrar el campo magnético producido por una corriente eléctrica que circula por un conductor, el conductor se devana en forma de una bobina. Cuando esto sucede, se suman los campos magnéticos que rodean las vueltas de la bobina y con ello, se incrementa la intensidad de campo magnético, tal y como se muestra en la siguiente figura.

Fig. 8 Una bobina devanada en esta forma se le denomina SOLENOIDE.

Un solenoide genera un campo magnético con las mismas propiedades que tienen los imanes naturales, tal y como se muestra en la siguiente figura.

Fig. 9

P

N S

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En un solenoide, la dirección del campo magnético se puede invertir si ocurre lo siguiente: a) Que se cambie el sentido de la corriente. b) Que se cambie el sentido del devanado de la bobina. La cuantificación del campo magnético en un solenoide se determina también por la Ley de Ampere, sólo que en este caso:

I x N H

donde: N = número de espiras del solenoide. Puede decirse que la intensidad de campo magnético (H), es una medida del esfuerzo que realiza una corriente para crear un campo magnético. El total de líneas de campo magnético producidas por la corriente eléctrica al circular por una bobina, tiende a distribuirse de manera uniforme dentro de la sección transversal del solenoide. Según se ha indicado anteriormente, un solenoide es un circuito formado por un conductor enrollado en hélice y que tiene la característica de que al ser recorrido por una corriente continua produce un campo magnético cuyas líneas de inducción son similares a las de un imán recto. Las líneas de inducción son curvas cerradas que en la parte central del solenoide son paralelas. Según las fórmulas demostradas anteriormente, la inducción magnética producida en diversos puntos en el interior del solenoide (y también fuera de él) es proporcional a la intensidad de la corriente y al número de vueltas del solenoide por unidad de longitud.

Fig. 10 Campo magnético de un solenoide. Si en el interior de un solenoide se coloca un pedazo de hierro se constituye un electroimán. El número de líneas de inducción aumenta notablemente con respecto al solenoide sin núcleo (como se aprecia en la figura).

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Fig. 11 Campo magnético de un solenoide con núcleo de Hierro 2.5 Densidad de flujo magnético o inducción magnética (B) La densidad de flujo magnético se define como la distribución de las líneas de campo magnético sobre la sección transversal de un material. La figura12 muestra un núcleo rectangular con una bobina de “N” vueltas montadas en una de sus columnas. Si el núcleo es de hierro o de otro metal similar (níquel, cobalto, etc.), conjuntamente llamados materiales ferromagnéticos, prácticamente todo el campo magnético producido por la corriente permanecerá dentro del núcleo, de tal manera que las líneas de campo magnético se distribuirán de manera uniforme en el área o sección transversal del núcleo ferromagnético.

Fig. 12 Supóngase que al núcleo rectangular mostrado en la figura 12, se le hiciera un corte exactamente en donde se indica el área o sección transversal, y se separaran las columnas para poder observar las líneas de campo magnético en el interior del material. Si esto fuera posible, se vería lo siguiente:

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Fig. 13 La densidad de flujo magnético es la cantidad de líneas de campo magnético por metro cuadrado. Para definir la cantidad de líneas de campo magnético se utiliza la unidad de flujo que es el Weber (Wb). Entonces, la densidad de flujo magnético, son los webers por metro cuadrado. En el SI (Sistema Internacional) un weber por metro cuadrado es igual a una tesla. En otras palabras, las unidades de densidad de flujo magnético, son las Teslas (T). La densidad de flujo magnético producido en un material, depende de dos factores, los cuales son: a) Intensidad de campo magnético (H). b) Permeabilidad magnética del material (). La densidad de flujo magnético se puede determinar por medio de la siguiente expresión:

B = H ó

B = ∅

𝐴

Donde: ∅ = Flujo magnético expresado en Weber (Wb) A = Área de sección transversal expresada en m2 Tabla de unidades:

S.I.

CGS

Inglés

Área (A)

m2

cm2

plg2

Flujo (∅)

Weber (Wb)

Maxwell (Max)

Líneas

Densidad (B)

𝑊𝑏

𝑚𝟐 = Tesla

𝑀𝑎𝑥

𝑐𝑚𝟐 = Gauss

𝐿í𝑛𝑒𝑎𝑠

𝑝𝑙𝑔𝟐

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Conversiones. Área 1m2 = 1 x 104 cm2 = 1550 plg2 Flujo magnético. 1 Wb = 1 x 108 Maxwell = 1 x 108 Líneas Densidad de flujo magnético.

1 Tesla = 1 x 104 Gauss = 6.452 x 104 𝐿í𝑛𝑒𝑎𝑠

𝑝𝑙𝑔𝟐

Problemas. 1.- Calcular el valor del flujo y la densidad de flujo en los sistemas restantes.

∅

B

S.I.

5 x 10-4Wb

8 x 10-4Tesla

CGS

Inglés

2.- Calcular el valor del flujo y la densidad de flujo en los sistemas restantes.

∅

B

S.I.

6 x 10-5Wb

0.04649 Tesla

CGS

Inglés

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3.- Calcular el valor del flujo y la densidad de flujo en los sistemas restantes.

∅

B

S.I.

7 x 10-5

5 x 10-5

CGS

Inglés

4.- Calcular la densidad de flujo en los tres sistemas si el flujo es igual a ∅ = 8 x 105 Maxwell y el área es A = 0.85 plg2

∅

B

S.I.

CGS

8 x 105

Inglés

5.- Convertir a los sistemas restantes los siguientes valores:

∅

B

A

S.I.

0.9 Wb

0.824 Tesla

CGS

Inglés

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2.6 Electroimanes. Se llama electroimán todo dispositivo que contiene hierro en torno del cual pasan espiras conductoras por las que se puede hacer circular una corriente eléctrica. Al hierro se le llama núcleo del electroimán y a las espiras por las que pasa la corriente se les llama bobina o solenoide. Utilidad del solenoide. Una bobina muy larga permite obtener en la región central una inducción magnética casi uniforme. La intensidad B de esa inducción magnética: a) Se calcula fácilmente conociendo el número de espiras por metro y la intensidad de la corriente. b) Se regula fácilmente mediante un reóstato (resistencia variable) que permite modificar la intensidad de

la corriente. c) Puede tomar un valor relativamente grande: hasta miles de veces mayor que la intensidad de la

inducción magnética terrestre. Cuando el núcleo es recto, un solenoide uniforme da polaridad norte en un extremo y sur en el otro. Cuando el núcleo es en herradura, se hace el enrollamiento en una de las ramas de la herradura en un sentido y en la otra en sentido contrario, para producir un polo norte en una rama y un polo sur en la otra. En la siguiente figura se muestra un electroimán en herradura, y en la figura posterior la instalación de un electroimán.

Fig. 14 Electroimán en herradura.

Fig. 15 Construcción de un electroimán.

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Propiedades de los electroimanes: a) Un electroimán es un imán temporal, porque sólo dura imanado mientras pasa la corriente por los

enrollamientos. b) Los polos de un electroimán cambian de nombre al cambiar el sentido de la corriente. c) Aumentando el número de espiras de los enrollamientos y haciendo pasar corrientes intensas, se puede

hacer pasar al núcleo de hierro un magnetismo muy superior al magnetismo de un imán permanente. Los electroimanes tienen aplicaciones diversas: a) Para levantar objetos pesados de hierro, acero, etc.; en grúas y máquinas diversas: mientras está

pasando corriente por el electroimán se ejerce una fuerza portante más o menos grande, y al dejar pasar corriente desaparece la fuerza y se suelta el objeto levantado.

b) Para campanillas eléctricas, sonadores, etc. c) Para producir los circuitos magnéticos de generadores y motores. 2.7 Permeabilidad magnética () La permeabilidad magnética de un material, puede definirse como la facilidad que presta dicho material para que en él se establezca un campo magnético. Los materiales que tienen más facilidad de que en ellos se establezca un campo magnético, son los llamados materiales ferromagnéticos, entre los cuales se encuentran el hierro, el níquel, el cobalto y algunas de sus aleaciones. Para entender el comportamiento de los materiales ferromagnéticos es necesario conocer algo acerca de su estructura. Los átomos de estos materiales tienden a tener sus campos magnéticos estrechamente alineados unos con otros. Dentro de un metal existen muchas pequeñas regiones llamadas “dominios”. En cada dominio, todos los átomos tienen sus campos magnéticos alineados en la misma dirección, así, cada dominio dentro del material actúa como un pequeño imán permanente. La razón para que un bloque de hierro aparezca magnéticamente neutro, es la gran cantidad de minúsculos dominios están orientados al azar dentro del material, tal y como se muestra en la siguiente figura.

Fig. 16

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Cuando se aplica un campo magnético exterior a este material, los dominios tienden a orientarse en la dirección de dicho campo, creando un flujo magnético en el material, el cual a su vez hace que nuevos dominios cambien su orientación incrementando la intensidad del campo magnético. Este proceso de retroalimentación positiva hace que este tipo de materiales alcancen permeabilidades mucho mayores que la del aire.

Fig. 17

Como puede observarse de la figura anterior, un material ferromagnético aumenta y concentra el flujo magnético que produce una corriente eléctrica. Los materiales, magnéticamente hablando se clasifican en: Ferromagnéticos, Paramagnéticos y diamagnéticos. Los materiales que tienen la propiedad de ser repelidos por un imán fuerte se dice que tales materiales son diamagnéticos (los materiales diamagnéticos más comunes son: el bismuto metálico, el hidrógeno, el helio y los demás gases nobles, el cloruro de sodio, el cobre, el oro, el silicio, el germanio, el grafito, el bronce y el azufre) y la propiedad recibe el nombre de diamagnetismo. Por otra parte, se dice que los materiales que son atraídos débilmente por un imán poderoso son paramagnéticos (algunos materiales son: aluminio, magnesio, titanio y wolframio). El valor de la permeabilidad magnética de un material se determina tomando como base la permeabilidad del espacio libre, a la cual se le denomina o, y su valor es:

o = 4 x 10-7 H/m Como puede observarse, las unidades de la permeabilidad magnética son Henry por metro. 2.8 Permeabilidad relativa: Se llama permeabilidad relativa de un material a la relación que existe entre su propia permeabilidad y la del espacio libre:

o

r

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La permeabilidad relativa sirve para comparar la facilidad con que se pueden magnetizar los diferentes materiales con respecto al espacio libre. Por ejemplo, los aceros utilizados en máquinas modernas tienen una permeabilidad relativa de 2000 a 6000 y aún más. Esto significa que para una cantidad dada de corriente, en una pieza de acero, se establecerá un flujo 2000 a 6000 veces mayor que en una superficie igual de aire (la permeabilidad del aire es prácticamente igual a la del espacio libre). 2.9 Ley Faraday de la inducción electromagnética Antes del descubrimiento de Faraday, se generaba energía eléctrica en un circuito mediante acción química como, por ejemplo, en una pila seca o en un acumulador. El descubrimiento de Faraday en 1831 fue la generación de una fuerza electromotriz (tensión eléctrica) debido al movimiento relativo entre un campo magnético y un conductor de electricidad. A esto lo denominó Faraday Tensión eléctrica “inducida” porque sólo se presentaba cuando había movimiento relativo entre el conductor y un campo magnético sin contacto “físico” real entre ellos. El principio de la inducción electromagnética se comprende con el diagrama que aparece en la siguiente figura. El enunciado general de la Ley de Faraday puede ser el siguiente: La magnitud de la tensión inducida en una espira única de conductor es proporcional a la velocidad de cambio de las líneas de fuerza que pasan a través de (o que están enlazadas con) esa espira. En 1845 Neumann cuantificó este enunciado en forma de una ecuación en la cual la magnitud de una fuerza electromotriz generada (FEM) es directamente proporcional a la rapidez de cambio de los eslabonamientos de flujo:

(Sistema inglés) E 810x

t

volts (V)

(SI) E= t

volts (V)

En las cuales es el flujo en líneas o maxwells (sistema inglés) o en webers (sistema SI) t es el tiempo en segundos en el cual se enlazan líneas E es el voltaje promedio generado por un conductor

Adviértase que en el sistema inglés hay 10-8 volt segundos/línea, mientras que en el sistema SI hay 1 Vs/Wb.

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Fig. 18 Conductor de longitud “l" que se mueve a través de un campo magnético B para generar una FEM 2.10 Ley de Lenz: El movimiento de un conductor en un campo magnético es el resultado de una fuerza mecánica (trabajo) aplicada al conductor. Las direcciones de voltaje y la corriente inducidos en el conductor, tienen una relación definida con el cambio en el eslabonamiento de flujo que las induce. Esta relación se enuncia mediante la Ley de Lenz: Henrich Lenz, en 1833 informó que la “acción electrodinámica de una corriente inducida se opone por igual a la acción mecánica que la induce”. Se debe notar que la Ley de Lenz es, en realidad, una extensión del principio de Le Chatelier. Éste último establece que las fuerzas naturales existen en un equilibrio de modo que se oponen a cualquier cambio del equilibrio. La tercera ley del movimiento de Newton se deriva igualmente de ese principio: A cada acción, hay una reacción igual y opuesta. Además, en la Ley de Lenz está implícita la ley de la conservación de la energía, ya que se necesita energía mecánica para producir energía eléctrica mediante la acción electromagnética. Así, sólo cuando una fuerza supera la resistencia es cuando se gasta la energía. En todos los casos de inducción electromagnética, un voltaje inducido hará que fluya una corriente en un circuito cerrado en dirección tal que su efecto magnético se oponga al cambio que la produce. El enunciado anterior de la Ley de Lenz implica (1) una causa y (2) un efecto que se opone a una causa. La causa implicada no es necesariamente el movimiento del conductor que resulta de una fuerza mecánica, sino un cambio en los eslabonamientos de flujo. El efecto implicado es una corriente, debida a un voltaje inducido, cuyo campo se opone a la causa. Así, en todos los casos de inducción electromagnética, siempre que se tiene un cambio en el flujo, se induce un voltaje que tiende a establecer una corriente en dirección tal que se produzca un campo que se oponga al cambio en el flujo que enlaza las vueltas (bobinas) del circuito.

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UNIDAD TRES: TRANSFORMADORES: 3.1 Definición de transformadores: Es un aparato eléctrico estático, empleado para transferir energía eléctrica de un circuito de corriente alterna a otro, sin cambiar de frecuencia. Esta transferencia generalmente va acompañada por un cambio de voltaje y de corriente, manteniendo valores de potencia constantes entre entrada y salida.

3.2 Principio de funcionamiento: Cuando se energiza el primario con Corriente Alterna, se produce un flujo magnético en el mismo, el cual se transmite al otro bobinado o secundario, por medio del núcleo. Esto da a lugar a que se genere en esta bobina, otra fuerza electromotriz que dependerá de factores como la cantidad de vueltas de ambos bobinados , la relación de transformación, la tensión aplicada en el primario, etc. Si el transformador genera una tensión en el secundario menor que la del primario, se trata de un transformador de bajada, en caso contrario se le llama de subida, y si da exactamente la misma tensión en primario y secundario, entonces su nombre es “de relación 1 a 1”, de paso, o de enlace,(este tipo de transformadores se usa generalmente para aislar circuitos, y para estabilizarlos por medio del cambiador de derivaciones) En el caso de que el número de espiras del primario fuese igual que el secundario, la tensión que se induce en el secundario seria aproximadamente igual a la aplicada al primario .El flujo que se producirá en el primario será proporcional a la tensión aplicada a la bobina y al número de espiras de la misma. Por otro lado, la tensión que se induce en el secundario es proporcional al flujo común y al número de espiras del mismo. En caso de que el número de espiras del secundario sea mayor que la del primario, la tensión que obtendremos a la salida del transformador será mayor que la de la entrada. Esto nos indica que tanto para el primario como para el secundario, el número de espiras es directamente proporcional a la tensión.

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3.3 Principales componentes de un transformador. El transformador eléctrico se compone básicamente de dos bobinados llamados primario, y secundario, generalmente son de cobre o aluminio aislado (por medio de un recubrimiento externo de barniz u otro aislante), y por lo mismo no hacen contacto entre cada una de las espiras o vueltas. El bobinado primario es donde se alimenta al transformador, y el secundario es donde se coloca la carga. Usualmente se considera primario a aquél bobinado que se le aplica más tensión, y esto se debe a que la mayoría de los transformadores son usados para reducir la tensión eléctrica para alimentar cargas de menor tensión que la que llega del suministro eléctrico. Pero también existen casos a nivel industrial en los que se necesita un transformador individual o de poca potencia para alimentar equipos de mayor tensión que el suministro eléctrico, en tal caso la salida del transformador (el secundario) va a tener mayor tensión. Como un transformador puede ser elevador y reductor a la vez, es incorrecto referirse únicamente como primario y/o secundario a cualquiera de sus bobinados, esto dependerá de cuál de ellos alimente a la carga y cual reciba el suministro eléctrico a transformar para tal caso. Por otro lado, denominaremos “Bobinado de Alta” al de mayor tensión, y bobinado de Baja al de menor. Ambos bobinados están aislados eléctricamente uno del otro, pero conectados de forma magnética a través de un núcleo de hierro.

3.4 Transformador Ideal: Para hacer más sencillo el estudio del transformador se considera al mismo como si fuera ideal, esto es, sin ningún tipo de pérdidas que se puedan dar tanto en los circuitos eléctricos (efecto Joule), como magnéticos ( corrientes parásitas , histéresis, dispersión de flujos, etc). Funcionamiento de un transformador ideal en vacío:

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Al conectar un transformador de estas características sin carga en el secundario, en el primario aparece una corriente de vacío (I0), de carácter senoidal, que al recorrer los conductores de la bobina produce, a su vez, un flujo alterno senoidal común a ambos bobinados. Al cortar este flujo a la bobina primaria, se induce en la misma, por efecto de autoinducción, una fuerza electromotriz en el primario E1, encargada de producir en el secundario una fuerza electromotriz E2.

Si dividimos las dos expresiones de las fuerzas electromotrices, tendremos el siguiente resultado:

𝑬𝟏

𝑬𝟐 =

𝑵𝟏

𝑵𝟐

Se puede comprobar que la f.em. Inducidas en ambos bobinados depende del número de espiras de los mismos. Dado que no existen pérdidas, los valores de las tensiones en el primario y en el secundario son iguales a sus respectivas f.e.m cumpliéndose que:

𝑬𝟏

𝑬𝟐 =

𝑵𝟏

𝑵𝟐 =

𝑽𝟏

𝑽𝟐

Funcionamiento de un transformador ideal en Carga: Al conectar el secundario a una carga (impedancia) la f.e.m del mismo (E2) hace que aparezca una corriente por la carga I2, desfasada un ángulo de la misma.

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3.5) Relación de transformación: En el transformador en carga, la intensidad I2 produce una fuerza magnetomotríz secundaria (N2.I2) que tiende a modificar el flujo común. Dicho flujo, como se ve en la formula permanece constante con V1, el primario se verá forzado a producir otra fuerza magnetomotríz de sentido contrario que equilibre la originada por el secundario. Para ello tendrá que circular una corriente extra por el primario, de tal forma que se cumpla la igualdad de dichas fuerzas magnetomotrices:

N1 I1 = N2 I2

Despejando se cumple que: 𝑵𝟏

𝑵𝟐 =

𝑰𝟐

𝑰𝟏

Y como hemos visto antes:

𝑵𝟏

𝑵𝟐 =

𝑽𝟏

𝑽𝟐

Entonces se puede llegar a la siguiente igualdad:

𝑵𝟏

𝑵𝟐 =

𝑽𝟏

𝑽𝟐 =

𝑰𝟐

𝑰𝟏 = 𝒎

A esta igualdad se le llama “relación de transformación” y como se puede ver en la fórmula, al dividir en un transformador ideal bajo carga el número de vueltas del primario, entre el secundario, la tensión del primario entre la del secundario, la corriente del secundario entre la del primario, en todos los casos debe dar el mismo resultado, que tanto eleva o reduce la tensión el transformador. Por ejemplo, si el resultado de “m” es 2, significa que dicho transformador está siendo usado como reductor y reduce la tensión a la mitad. Por otro lado el resultado de “m” para el mismo transformador usado como elevador es de 0.5, esto indica que el mismo está siendo usado como elevador, por lo tal elevaría la tensión al doble.

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Veamos esto en un ejercicio para comprenderlo mejor: Ejercicio: Averiguar la relación de transformación y la tensión en el secundario de un transformador ideal monofásico con 5,000 espiras en el primario y 500 en el secundario utilizado como reductor. ¿Qué tensión aparece en el secundario si se conecta el primario a una red de CA de 220 V?¿Cuál sería su relación de transformación si fuera elevador? Como pudimos comprobar en el ejercicio planteado, si la relación de transformación es menor que la unidad, por lo tanto el transformador será elevador, si la supera, entonces el mismo será reductor. 3.6) La potencia en los transformadores: De lo anteriormente visto con respecto a la relación de transformación podemos concluir que la relación de transformación de intensidades por el primario y por el secundario es inversa a la relación calculada por tensiones. Por supuesto que para que esto se cumpla hay que suponer que la corriente de vacío Io es despreciable (en un transformador real esta corriente no es superior al 5% de la corriente a plena carga). De aquí también se puede extraer la siguiente relación:

V1 x I1 = V2 x I2 Expresión que nos indica que un transformador ideal, en el cual se supone que las pérdidas de potencia son nulas, la potencia transferida al secundario es igual que la tomada por el primario. De la misma forma, también podemos decir que las potencias activas, reactivas y aparentes absorbidas por el primario son iguales que las suministradas por el secundario:

𝑽𝟏𝑰𝟏 𝒄𝒐𝒔 𝝋𝟏 = 𝑽𝟐𝑰𝟐 𝒄𝒐𝒔 𝝋𝟐 𝑽𝟏𝑰𝟏 𝒔𝒆𝒏 𝝋𝟏 = 𝑽𝟐𝑰𝟐 𝒔𝒆𝒏 𝝋𝟐

𝑽𝟏𝑰𝟏 = 𝑽𝟐𝑰𝟐

Ejercicio: Un transformador monofásico reductor de 380/127 V proporciona energía a un equipo frigorífico de 1,500 W, 127 V, fp= 0.6. Suponiendo la corriente de vacío y pérdidas despreciables, determinar la intensidad por el primario y por el secundario, así como la relación de transformación del mismo.

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3.7) Pérdidas en los transformadores: Transformador Real: Un transformador real tiene básicamente las mismas características que uno ideal, la diferencia consiste en que en el real aparecen pérdidas de potencias entre el primario y el secundario debido a que el núcleo de hierro, que es el encargado de transmitir el flujo magnético, tiene diferentes pérdidas, y a que la resistencias óhmicas de los bobinados producen pérdidas por efecto Joule. Tipos de pérdidas que se pueden encontrar en un transformador real: Pérdidas en el núcleo de Hierro: El núcleo del transformador está sometido constantemente a un campo magnético alterno, lo que produce los fenómenos de histéresis y de corrientes parásitas, estos fenómenos, producen unas pérdidas en el núcleo de hierro que se transforman en calor y que reducen el rendimiento del transformador. Por más que se hacen los respectivos procedimientos para reducir las corrientes parásitas y las pérdidas por Histéresis no es suficiente para reducirlas por completo, y las mismas se suman a las pérdidas totales del transformador haciendo que la potencia de entrada no sea igual a la de la salida. Para determinar las pérdidas en el hierro se hacen las pruebas de vacío. Prueba de vacío del transformador: Con esta prueba se puede determinar: La relación de transformación La corriente de vacío (Io) Las pérdidas en el hierro (Pfe) Para llevar a cabo este ensayo se deja abierto el circuito del secundario y se conecta un voltímetro (V1) en el primario y otro en el secundario (V2). Además se intercala un ampermetro (A) y un vatímetro (W) en el circuito primario. El Ampermetro indica la corriente de vacío. El voltmetro mide la fuerza electromotriz inducida en el secundario, y el V1 la tensión de red aplicada al primario. La relación de transformación se calcula por medio de la expresión anteriormente vista: El vatímetro indicara la potencia de vacío que será:

P0

= V1

I0 cos φ

0

𝒎 = 𝑽𝟏

𝑽𝟐

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Esta potencia será la suma de las potencias perdidas por efecto Joule ("𝑃𝟎𝐶𝑈 = 𝑅𝟏 𝐼𝟎𝟐”) más las originadas

en el hierro (Parásitas e Histéresis). Como la corriente de vacío es muy pequeña, se puede considerar que las pérdidas en los conductores de cobre en vacío son prácticamente despreciables a las del hierro. Por lo mismo las pérdidas en el núcleo se miden con bastante aproximación con el vatímetro conectado en vacío. Ejercicio: Al someter a un ensayo de vacío a un transformador monofásico de 5KVA, 10,000/398 V, se obtienen los siguientes resultados: V1= 1,000 V, V2 = 398 V, A=0.15 A, y W=20 W. Determinar la relación de transformación, las pérdidas en el hierro y la corriente de vacío. Pérdidas en los bobinados por efecto joule: Tanto el primario como el secundario poseen resistencias (R1 y R2) que producen caídas de tensión en los bobinados y potencias de pérdidas por efecto Joule. Cuando los valores de consumo en el primario son considerables (cercanos a las corrientes nominales) las pérdidas por efecto Joule aumentan.

Dónde: 𝑹𝟏 = 𝑟𝑒𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑹𝟐 = 𝑟𝑒𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑿𝒅𝟏 = 𝑟𝑒𝑎𝑐𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑿𝒅𝟐 = 𝑟𝑒𝑎𝑐𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑𝑎𝑟𝑖𝑜 Transformador real en cortocircuito. Para poder valorar con aproximación y con una cierta sencillez los fenómenos que producen las resistencias y reactancias de los bobinados de un transformador se utiliza normalmente un circuito equivalente del transformador que produzca con bastante aproximación los mismos efectos que el real y que permita , a su vez, determinar las relaciones fundamentales (caída de tensión en el secundario, intensidad de cortocircuito, pérdidas en los conductores por efecto Joule) En primera instancia el análisis de este circuito nos permitirá ver al transformador como si se tratara de una carga más de un circuito alimentador.

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El resultado final es un circuito con dos tipos de carga en serie, una reactancia de cortocircuito y una resistencia de cortocircuito (Xcc y Rcc respectivamente) a las cuales les estaremos aplicando una tensión de cortocircuito Vcc, para lograr una corriente nominal I1n, que en este caso va a ser la corriente del primario.

La impedancia del circuito la podemos ver como:

𝒁𝒄𝒄 = √𝑹𝒄𝒄𝟐 + 𝑿𝒄𝒄

𝟐

𝑽𝒄𝒄 = 𝒁𝑪𝑪 𝑰𝟏𝑵

Donde: Zcc = es la impedancia de cortocircuito Xcc = es la reactancia en cortocircuito Rcc = Resistencia en cortocircuito Vcc = tensión de cortocircuito I1n = corriente nominal del primario (en plena carga) Prueba de corto circuito: Por medio de este ensayo se puede determinar: Los parámetros Rcc, Xcc, y Zcc. Tensión en el secundario con la caída de tensión creada en el mismo. Pérdidas en el cobre

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Para realizar este ensayo se debe hacer el siguiente circuito:

Se aplica una tensión en el primario por medio de una fuente variable para lograr que en el secundario y en el primario aparezcan las corrientes nominales, la forma en que se cortocircuita el secundario es por medio de un ampermetro (A2). El Voltmetro nos dará entonces la tensión de cortocircuito (Vcc) el ampermetro A1 nos dará la corriente nominal del primario, y el Watímetro la potencia de pérdidas en el cobre. Luego para determinar la Zcc:

𝒁𝒄𝒄 =𝑽𝒄𝒄

𝑰𝟏𝑵

Para determinar Xcc y Rcc (del triángulo de impedancia):

𝑹𝒄𝒄 = 𝒁𝒄𝒄 𝐜𝐨𝐬 𝝋𝒄𝒄 𝑿𝒄𝒄 = 𝒁𝒄𝒄 𝐬𝐞𝐧 𝝋𝒄𝒄

El ángulo de desfasaje entre tensión y corriente lo obtendremos de la potencia de cortocircuito que es la que estará midiendo el Wattímetro.

𝑷𝒄𝒄 = 𝑽𝒄𝒄 𝑰𝟏𝒏 𝒄𝒐𝒔𝝋𝒄𝒄 ⇒ 𝒄𝒐𝒔𝝋𝒄𝒄 =𝑷𝒄𝒄

𝑽𝒄𝒄 𝑰𝟏𝒏

Luego las tensiones en el circuito quedarían representadas de la siguiente forma:

Ejercicio: Al realizar un ensayo en cortocircuito un transformador monofásico de 100 KVA, tensiones 6,000/230 V, es necesario aplicar al lado de alta una tensión de 250 V para que por el primario circule la corriente nominal. Si la potencia absorbida en el ensayo es de 1517 W, averiguar:

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a) Las corriente nominales del primario y secundario. b) Las pérdidas en el cobre para la potencia nominal. c) La tensión de cortocircuito y sus componentes d) Los parámetros Rcc, Xcc y Zcc. e) Las pérdidas en el cobre cuando el transformador trabaje a ¾ partes de su potencia nominal. Flujos de dispersión en un transformador Real: En las bobinas parte del flujo se dispersa perdiéndose en el aire, fuera del circuito magnético del núcleo de hierro, esto produce unas pérdidas debido a que ese flujo no se utiliza para la transformación.

De todo lo visto anteriormente se puede representar de la siguiente forma a un Transformador real en carga.

“Diagrama de un transformador en carga”

Dado que tanto en el primario como en el secundario existe resistencia óhmica y reactancia inductiva, al circular por ellos la corriente primaria y secundaria, aparece una serie de caídas de tensión en ambos bobinados que hace que en carga la relación de tensiones primaria y secundaria no coincida con la relación de transformación. 3.8) La eficiencia de los transformadores: En un transformador real para obtener la verdadera potencia de consumo en la entrada, a los valores de potencia de salida se le suman las potencias de pérdidas del transformador.

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Los transformadores traen en su placa de características una constante relacionada con estas pérdidas que se puede calcular como la relación entre la potencia de salida (potencia del secundario) la potencia de entrada (potencia del primario)

𝜼 =𝑷𝟐

𝑷𝟏𝟏𝟎𝟎

Reemplazando P1 en la fórmula nos queda:

𝜼 =𝑷𝟐

𝑷𝟐 + 𝑷𝒇𝒆 + 𝑷𝒄𝒖𝟏𝟎𝟎

Dónde: η =rendimiento del transformador en % P2 = potencia activa cedida a la carga Pfe = pérdidas en el hierro Pcu = pérdidas en el cobre Ejercicio: Las características de un transformador monofásico son las siguientes: 50 KVA, 398/220v, potencia de ensayo en vacío=100 W, potencia de ensayo de cortocircuito=300W. Determinar el rendimiento a plena carga y fp=0.87. 3.9) Conexión de transformadores en paralelo: Los transformadores se pueden conectar en paralelo por distintas razones, las principales están relacionadas con problemas de confiabilidad y de incremento en la demanda, cuando se excede o se está a punto de exceder la capacidad de un transformador ya en operación. Conectar los transformadores en paralelo y garantizar su correcta operación, se deben cumplir ciertas condiciones, como son: Deben tener los mismos voltajes primarios y secundarios. Deben tener el mismo valor de impedancia expresado en porciento. Se debe verificar que la polaridad de los transformadores sea la misma. Prueba de polaridad de transformadores monofásicos: Las bobinas secundarias de los transformadores monofásicos se arrollan en el mismo sentido de la bobina primaria o en el sentido opuesto, según el criterio del fabricante. Debido a esto, podría ser que la intensidad de corriente en la bobina primaria y la de la bobina secundaria circulen en un mismo sentido, o en sentido opuesto. Produciéndose una inversión de las puntas:

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V V

Para determinar la polaridad del transformador, se coloca un puente entre los terminales del lado izquierdo del transformador y se coloca un voltímetro entre los terminales del lado derecho del mismo, luego se alimenta del bobinado primario con un valor de voltaje. Si la lectura del voltímetro es mayor que la tensión aplicada al primario el transformador es aditivo o si es menor el transformador es sustractivo. En caso de ser aditivo las X1 y X2 quedan cruzados, en caso de ser sustractivo X1 y X2 quedan enfrentados. Transformador Aditivo Transformador substractivo. 3.10 Transformadores de tres fases y sus conexiones. Antes de empezar con el tema de transformadores trifásicos recordemos algunos conceptos: Generación en Trifásica: En trifásica la generación de la corriente se puede explicar mediante el generador elemental de tres bobinas.

X1

H2 H1

X1 X2

H2 H1

X2

H2 H1

X1 X2

H2 H1

X2 X1

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Entonces estaremos generando tres ondas de tensión o corriente desfasadas 120 grados debido a la disposición física de las bobinas en el rotor.

Conexión estrella: En la conexión estrella existen dos tipos de tensiones, la tensión de línea , que es la que se da entre fase y fase, y la tensión de fase, que es la que se da entre fase y neutro. Por otro lado la corriente va a ser de un solo tipo, y en este caso se llama corriente de línea. En el grafico se puede ver que la misma se mueve hacia las impedancias y circulando por las mismas hasta el punto común llamado neutro. La fórmula para calcular la tensión de línea con respecto a la tensión de fase es la siguiente: Conexión delta:

𝑽𝑳 = √𝟑 𝑽𝑭

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En la conexión delta las corrientes son de dos tipos, las corrientes de línea y las corrientes de fase, las corrientes de fase son las que se dan entre las dos fases y la impedancia o carga conectada entre ellas, y la corriente de línea es la corriente que el sistema entrega a la línea. Obsérvese que la corriente de línea es mayor que la corriente de fase debido a que la corriente de línea es la suma de dos corrientes de fase. La fórmula para calcular la corriente de línea relacionándola con la corriente de fase es:

𝑰𝑳 = √𝟑 𝑰𝑭 Potencia en Trifásica: De forma general se aplica que para ambos sistemas tanto estrella como delta, la potencia, que es el resultado de la suma de potencia de todas las cargas del circuito, se puede calcular a partir de la siguiente fórmula: Para la potencia activa:

𝑷 = √𝟑 𝑽𝑳𝑰𝑳 𝐜𝐨𝐬 𝝋 Para la potencia Reactiva:

𝑸 = √𝟑 𝑽𝑳𝑰𝑳 𝐬𝐢𝐧 𝝋 Para la potencia Aparente:

𝑺 = √𝟑 𝑽𝑳𝑰𝑳 Transformadores trifásicos: El transformador trifásico es el de más extensa aplicación en los sistemas de transporte y distribución de energía eléctrica. Se puede decir que un transformador trifásico está constituido por tres transformadores monofásicos montados con un núcleo magnético común.

Los principios teóricos que se han expuesto para los sistemas monofásicos son totalmente aplicables a los trifásicos, teniendo en cuenta que ahora se aplicarán a cada una de las fases de los mismos.

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Para su construcción se emplea un núcleo con tres columnas alineadas. En cada una de estas columnas se arrollan los respectivos bobinados primarios y secundarios de cada una de las fases.

Conexiones de transformadores trifásicos: Esto nos permitirá hacer dos tipos de conexiones principales en el mismo, la conexión Delta, y la Estrella, ambas en cualquiera de sus combinaciones entre primario y secundario.(Dd, Yy, Yd, Dy)

Conexión en Estrella-Estrella: Cuando se conecta el primario y el secundario en estrella (y-y), por ejemplo, un transformador de distribución a dos tensiones que posea alta tensión por el primario, y se conectan cargas en el secundario fuertemente desequilibradas, aparece un fuerte desequilibrio de corrientes en el primario que, a su vez, provoca una asimetría de los flujos que hace que la tensión de salida aumente en las fases no cargadas y disminuya en las cargadas.

Transformador trifásico, en cada

“pierna” del núcleo se encuentra un

transformador monofásico.

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Conexión en Delta-Estrella y Estrella-Delta: Estas funcionan razonablemente bien ante cargas desequilibradas, ya que el triángulo redistribuye parcialmente el desequilibrio entre fases.

Conexión en Delta-Delta: Se comporta bien con cargas desequilibradas, aunque la ausencia de neutro resulta a veces un inconveniente. Si se trata de un banco de transformadores monofásicos, esta conexión tiene la ventaja de poder desconectar uno de los transformadores para mantenimiento, sin cortar completamente el suministro eléctrico.

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Conexiones físicas en el transformador:

Banco de transformadores: Se constituye a partir de tres transformadores monofásicos de las mismas características eléctricas. Con las tres bobinas primarias en estrella o triangulo, igualmente con el secundario.

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3.11) Clasificación de los Transformadores: Los transformadores se pueden clasificar de acuerdo a diferentes criterios: Por su número de fases Por la potencia Por el medio refrigerante Según su Funcionalidad Por su número de fases: Transformadores monofásicos. Los transformadores monofásicos, tanto de columnas como acorazados, se usan en distribución de energía eléctrica, por ejemplo para reducir, en líneas de MT de 13,2 kV a BT, 220V. Se los suele encontrar, de pequeña potencia en soportes de líneas eléctricas rurales. También se los encuentra, en potencias altas, para constituir bancos trifásicos, con tres de ellos, en sistemas de distribución Ejemplos: 10 kVA; 13200/220 V Transformadores Trifásicos. El trifásico de columnas es el más usado. Se lo encuentra desde pequeñas potencias (10 kVA) hasta muy grandes (150 MVA). Como elevadores de tensión en las centrales, reductores en las subestaciones, de distribución en ciudades, barrios, fábricas, etc Por la potencia: Transformadores de distribución: Se denomina transformadores de distribución, generalmente a los transformadores de potencias iguales o inferiores a 500 kVA y de tensiones iguales o inferiores a 67 000 V, tanto monofásicos como trifásicos. Aunque la mayoría de tales unidades están proyectadas para montaje sobre postes, algunos de los tamaños de potencia superiores, por encima de las clases de 18 kV, se construyen para montaje en estaciones o en plataformas.

“Transformador de distribución en subestación tipo poste”

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Las aplicaciones típicas son para alimentar a granjas, residencias, edificios o almacenes públicos, talleres y centros comerciales. Se fabrican en potencias normalizadas desde 25 hasta 500 kVA y tensiones primarias de 13.2, 15, 25, 33 y 35 kV. Se construyen en otras tensiones primarias según especificaciones particulares del cliente. Se proveen en frecuencias de 50-60 Hz. La variación de tensión, se realiza mediante un conmutador exterior de accionamiento sin carga. Transformadores de potencia: Se utilizan para substransmisión y transmisión de energía eléctrica en alta y media tensión. Son de aplicación en subestaciones transformadoras, centrales de generación y en grandes usuarios. Características Generales: Se construyen en potencias normalizadas desde 1.25 hasta 20 MVA, en tensiones de 13.2, 33, 66 y 132 kV y frecuencias de 50 y 60 Hz.

“Transformador de potencia en subestación abierta o intemperie”

Por su Funcionalidad: Transformadores tipo pedestal El transformador tipo pedestal, es un sistema que contiene sus propios elementos de protección, funcionando como una subestación junto con un transformador. Hay de dos tipos, los radiales y los tipo anillo. La diferencia entre ambos es que el tipo anillo tiene la posibilidad de trabajar en forma conjunta con otros transformadores enlazados, y el radial no. Ambos poseen un sistema de protección compacto con fusibles llamados de expulsión.

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Ventajas de los transformadores tipo pedestal: Requerimiento mínimo de espacio. Más seguro, ya que no presenta partes energizadas accesibles a personas, por lo que puede instalarse en

lugares públicos con acceso restringido. Constituye una subestación completa. Mantenimiento mínimo por contaminación. Autoprotegido. Desconexión de la alimentación en forma rápida y segura.

Tipo subestación: Es un transformador que tiene gargantas con estructura metálica y boquillas de alta y baja tensión, y dichas gargantas están dispuestas para poderse interconectar mecánica y eléctricamente a la celda de acoplamiento por el lado de alta tensión y por el lado de baja tensión se conecta mecánica y eléctricamente al tablero general. Cabe mencionar que la conexión entre la subestación se realiza con soguilla de cobre, y por el lado del tablero y el transformador se realiza con barras de cobre de la capacidad de la corriente requerida en ambos lados. Por el medio refrigerante: Transformadores secos: Son transformadores que poseen como medio refrigerante el aire. Transformadores en aceite: Son transformadores que poseen como medio refrigerante aceite dieléctrico. 3.12) Sistemas de enfriamiento de transformadores: La energía convertida en calor en el circuito magnético y en los devanados de un transformador se transmite al aceite o medio donde se hallan sumergidos dichos componentes. Este medio a su vez dirige el calor a los fluidos que sirven para enfriarlo. El calor producido se transmite a través de un medio al exterior, este medio puede ser aire o bien líquido. La transmisión de calor por un medio, se hace dependiendo de las características del mismo, la conductividad térmica, viscosidad el calor específico, etc.

Transformador tipo pedestal conexión

radial

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Los transformadores están por lo general enfriados por aire o aceite capaz de mantener una temperatura de operación suficiente baja y prevenir “puntos calientes” en cualquier parte del transformador. El aceite se considera uno de los mejores medios de refrigeración que tiene además buenas propiedades dieléctricas y que cumple con las siguientes funciones: Actúa como aislante eléctrico. Actúa como refrigerante. Protege a los aisladores sólidos contra la humedad y el aire. La transferencia de calor en un transformador se da por los siguientes procesos: 1) Convección. 2) Radiación. 3) Conducción. Convección: La transferencia de calor por convección se puede hacer en dos formas: a) Por convección natural: El medio refrigerante circula por los puntos del transformador de forma natural enfriándolo. b) Por convección forzada: La circulación del medio refrigerante se hace de forma forzada por medio de bombas o ventiladores. Radiación: En el caso de los transformadores, la transferencia de calor a través del tanque y los tubos radiadores hacia la atmósfera es por radiación. Conducción: Es un proceso lento por el cual se transmite el calor a través de una sustancia por actividad molecular. La capacidad que tiene una sustancia para conducir calor se mide por su “conductividad térmica”. Clasificación de los diferentes tipos de enfriamiento de los transformadores: a) TIPO OA (Sumergido en aceite, con enfriamiento natural): Este es el enfriamiento más comúnmente usado y el que frecuentemente resulta el más económico y adaptable a la generalidad de las aplicaciones. En estos transformadores, el aceite aislante circula por convección natural dentro de un tanque con paredes lisas, corrugadas o bien previstas de enfriadores tubulares o radiadores separables. b) TIPO OA/FA (Sumergido en aceite con enfriamiento propio y con enfriamiento de aire forzado): Este tipo de transformadores es básicamente una unidad OA a la cual se le han agregado ventiladores para aumentar la disipación del calor en las superficies de enfriamiento y por lo tanto, aumentar los KVA de salida. c) TIPO OA/FOA/FOA (Sumergido en aceite con enfriamiento propio, con enfriamiento de aceite forzado-aire forzado, con enfriamiento aceite forzado-aire forzado) El régimen del transformador tipo OA, sumergido en aceite puede ser aumentado por el empleo combinado de bombas y ventiladores. En la construcción se usan los radiadores desprendibles normales con la adición de ventiladores montados sobre dichos radiadores y bombas de aceite conectados a los cabezales de los radiadores.

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El aumento de capacidad se hace en dos pasos: en el primero se usan la mitad de los radiadores y la mitad de las bombas para lograr un aumento de 1.333 veces sobre diseño OA; en el segundo se hace trabajar a la totalidad de los radiadores y bombas con lo que se consigue un aumento de 1.667 veces el régimen OA. d) TIPO FOA (Sumergidos en aceite, con enfriamiento por aceite forzado con enfriadores de aire forzado): El aceite de estos transformadores es enfriado al hacerlo pasar por cambiadores de calor o radiadores de aire y aceite colocados fuera del tanque. Su diseño esta destinado a usarse únicamente con los ventiladores y las bombas de aceite trabajando continuamente. e) TIPO OW (Sumergidos en aceite, con enfriamiento por agua): Este tipo de transformador está equipado con un cambiador de calor tubular colocado fuera del tanque, el agua de enfriamiento circula en el interior de los tubos y se drena por gravedad o por medio de una bomba independiente. El aceite fluye, estando en contacto con la superficie exterior de los tubos. f) TIPO FOW (Sumergido en aceite, con enfriamiento de aceite forzado con enfriadores de agua forzada): El transformador es prácticamente igual que el FOA, excepto que el cambiador de calor es del modelo agua-aceite y por lo tanto el enfriamiento del aceite se hace por medio de agua sin tener ventiladores. g) TIPO AA (Tipo seco, con enfriamiento propio): La característica primordial es que no contienen aceite u otro liquido para efectuar las funciones de aislamiento y enfriamiento, y es el aire el único medio aislante que rodea el núcleo y las bobinas menos de 15KV y hasta 2 000 KVA. h) TIPO AFA (Tipo seco, con enfriamiento por aire forzado): Para aumentar la potencia del transformador AA, se usa el enfriamiento con aire forzado. El diseño comprende un ventilador que empuja el aire en un ducto colocado en la parte inferior del transformador. i) TIPO AA/AFA (Tipo seco, con enfriamiento natural con enfriamiento por aire forzado): La denominación de estos transformadores indica que tienen dos régimen, uno por enfriamiento natural y el otro contando con la circulación forzada por medio de ventiladores, cuyo control es automático y opera mediante un relevador térmico.

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3.13) Partes de un transformador sumergido en aceite: 1) Tanque: Los transformadores que emplean como medio refrigerante los líquidos, deben tener su núcleo y devanados necesariamente encerrados en tanques que eviten las pérdidas del refrigerante. Estos tanques se construyen de láminas o placas de acero soldadas y que pueden tener forma circular. El tanque tiene espacio suficiente para permitir la dilatación y contracción térmicas del aceite. 2) Depósito de expansión o conservador de aceite: En transformadores grandes el alivio de las sobrepresiones en el aceite generadas por la temperatura, se logra por medio de un dispositivo montado en la parte superior del tanque, donde se evacua el nivel de aceite en exceso. El mismo tiene un dispositivo desecador de aire de siclica gel, permitiendo poner al aire en contacto con la atmosfera, evitando el paso de la humedad. 3) Boquilla de alta tensión: conectan el bobinado primario del transformador con la red eléctrica de entrada a la estación o subestación transformadora.

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4) Boquilla de baja tensión: conectan el bobinado secundario del transformador con la red eléctrica de salida a la estación o subestación transformadora. 5) Grifo de llenado: permite introducir líquido refrigerante en el tanque del transformador. 6) Radiadores de refrigeración: su misión es disipar el calor que se pueda producir en las carcasas del transformador y evitar así que el aceite se caliente en exceso. 7) Placa de características: en ella se recogen las características más importantes del transformador, para que se pueda disponer de ellas en caso de que fuera necesaria conocerlas.

3.14) Pruebas de mantenimiento preventivo en transformadores: Prueba de rigidez dieléctrica del aceite: Esta prueba se hace en un probador especial denominado “probador de rigidez dieléctrica del aceite”. En este caso, la muestra de aceite también se toma de la parte inferior del transformador, por medio de la llamada válvula de drenaje y se vacía en un recipiente denominado “copa estándar” que puede ser de porcelana o de vidrio y que tiene una capacidad del orden de ½ litro.

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La copa estándar que tiene dos electrodos que pueden ser planos o esféricos y cuyo diámetro y separación está normalizada de acuerdo al tipo de prueba. El voltaje aplicado entre electrodos se hace por medio de un transformador regulador integrado al propio aparato probador. Después de llenada la copa estándar se debe esperar alrededor de 20 minutos para permitir que se eliminen las burbujas de aire del aceite antes de aplicar el voltaje; el voltaje se aplica energizando el aparato por medio de un switch que previamente se ha conectado ya un contacto o fuente de alimentación común y corriente.

Electrodos encargados de disparar el potencial eléctrico.

El voltaje se eleva gradualmente por medio de la perilla o manija del regulador de voltaje, la tensión o voltaje de ruptura se mide por medio de un voltmetro graduado en kilovolts. Existen distintos criterios de prueba, pero en general se puede afirmar que se pueden aplicar seis rupturas dieléctricas con intervalos de 10 minutos., la primera no se toma en cuenta, y el promedio de las otras cinco se toma como la tensión de ruptura o rigidez dieléctrica. Normalmente la rigidez dieléctrica en los aceites aislantes se debe comportar en la forma siguiente:

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Aceites degradados y contaminados De 10 a 28 kV Aceites carbonizados no degradados De 28 a 33 kV Aceites Nuevo sin desgasificar De 33 a 44 kV Aceite Nuevo desgasificado De 40 a 50 kV Aceite regenerado De 50 a 60 kV Por medio de este instrumento de medición se puede saber de forma muy precisa la relación de transformación en un transformador El T.T.R. manual cuenta con 4 puntas de conexión, 2 de ellas delgadas y las 2 restantes más gruesas, las primeras se emplean para conectar a la alta tensión y las segundas para la baja tensión, vienen además identificadas con marcas de polaridad en color rojo y negro. Visto el equipo de izquierda a derecha se tiene un amperímetro para medir la corriente de excitación, la carátula no tiene graduación pero simboliza con una raya gruesa cuando la corriente de excitación es alta.

Al centro se ubica un voltmetro, al centro de la escala el número 8, que conforme a instructivo de operación del fabricante se debe de generar una tensión de 8 volts para la prueba, Tanto al lado izquierdo como derecho del número 8 existen dos rayas que simbolizan los rangos entre los cuales debe de estar la aguja del instrumento al momento de realizar la prueba. Al extremo derecho está el galvanómetro diferencial o indicador de 0 “null”, el cual nos indica cuando se encuentre la relación buscada. El equipo tiene 4 botoneras, la primera de ellas nos mide de 0-12, la segunda de 0-9, posteriormente se observa un punto decimal, la tercera mide de 0-9 y la cuarta es de ajuste fino de 0-100, por lo que se llega a una medición máxima de 130.

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Del lado derecho se tiene una manivela que va acoplada mecánicamente a un generador, al girar ésta en el sentido de las manecillas del reloj en las puntas de conexión aparece una diferencia de potencial. Cálculo del estado del transformador según el resultado de la prueba: Se debe calcular la relación teórica para cada pierna del transformador, teniendo en cuenta para esto su diagrama fasorial que viene en la placa de datos y contrastar con respecto a la siguiente fórmula para calcular el porcentaje de error entre la medición de la relación de transformación con el TTR y la relación de medición teórica.

(𝑚𝑡 − 𝑚𝑝)

𝑚𝑡 𝑥 𝟏𝟎𝟎 = % 𝑑𝑒 𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟

Dónde: mt= relación teórica mp= relación medida por el ttr. La relación de transformación teórica se calcula dividiendo los datos de tensión en el primario y secundario pero para cada pierna del transformador en caso de que el TTR sea monofásico. En caso de ser trifásico se usa la relación de transformación con respecto a ambas tensiones de línea para el primario y secundario. Según la norma NMX-J-169-ANCE-2004 no debe pasar este valor de 0.5 %. Ejercicio: Se tiene un transformador tipo subestación de 750KVA, 23000 – 220/127 V, trifásico, cuenta con un cambiador de derivaciones de 5 posiciones, sistema de enfriamiento AA, 60Hz. Determine: Intensidad de corriente en el primario (para las 5 posiciones) y secundario. Se le realizo la prueba de relación de transformación, en base a NMX – J – 169 – ANCE compruebe que el

transformador pasa la prueba.

TAP

VOLTAJE DE ALTA TENSIÓN RELACIÓN MEDIDA

A. T. F – 1 F - 2 F - 3

1 24000

2 23000 181.31 181.29 181.31

3 22000 173.42 173.39 173.40

4 21000 165.47 165.45 165.41

5 20000 Pruebas de Resistencia de Aislamiento: Una parte vital en la conducción de la corriente eléctrica es el aislamiento, este siempre debe estar en buen estado para poder garantizar una instalación segura, o como es en el caso de los transformadores y las máquinas eléctricas en general, un buen funcionamiento del equipo.

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Esencialmente "bueno" significa una resistencia relativamente alta a la corriente. Utilizado para describir un material aislante, "bueno" significaría también "la habilidad para mantener una resistencia alta". Así, una manera adecuada de medir la resistencia le puede decir que tan "bueno" es el aislamiento. También, si se hace mediciones en periodos regulares, puede verificar la tendencia hacia su deterioro. El aislamiento está sujeto a muchos efectos que pueden ocasionar que falle – daños mecánicos, vibraciones, calor o frío excesivos, suciedad, aceite, vapores corrosivos, humedad de los procesos, etc. Dado que no existen aislantes perfectos, la mayor parte de las instalaciones eléctricas quedan conectadas a tierra a través de los materiales aislantes que rodean a los conductores, por lo que siempre aparecen pequeñas corrientes de fuga desde los conductores de fase a tierra. También sucede esto con los aislamientos de equipos eléctricos como transformadores y maquinas eléctricas en general, pudiéndose anticipar el deterioro de los mismos por medio de pruebas de rutina que implican la medición de la resistencia de los aislamientos. El megohmetro: Como la resistencia de los aislamientos es elevada, existen aparatos de medición especiales que tienen rangos elevados del orden de los megaohms llamados Megohmetros.

Diferentes tipos de megóhmetros Medición de aislamiento en Máquinas Eléctricas El equipo eléctrico de una instalación deberá estar aislado entre sí y con respecto a tierra. Esta característica de aislamiento no es constante y puede deteriorarse con el paso del tiempo por razones de humedad, por la acción de inclemencias atmosféricas, contaminación, etc. Por esta razón se hace aconsejable el estudio del aislamiento a lo largo de la vida de los equipos, para poder prevenir su envejecimiento prematuro y sus averías.

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El ensayo de aislamiento tiene por objeto comprobar si las máquinas están en condiciones de soportar, sin inconvenientes, su tensión asignada, es decir, la tensión especificada en su placa de características. Medición del estado de los Aislamientos en los transformadores: Procedimiento de Prueba: a) No desconecte la conexión de tierra del transformador, asegúrese que el mismo se encuentren

efectivamente puesto a tierra. b) No efectúe pruebas de resistencia de aislamiento siel transformador no posee los niveles adecuados de

aceite, la rigidez dieléctrica del aire es menor que la del aceite. c) Desconecte el transformador tanto del lado de alto voltaje, bajo voltaje y terciario, en caso de que

exista. También deben ser desconectados los pararrayos y cualquier otro dispositivo conectado a los arrollados del transformador.

d) Cortocircuite entre si los terminales de alta del transformador, lo mismo debe hacerse entre los terminales de baja y con los terminales del terciario, en caso de existir. Se deberá verificar que los cables utilizados para el cortocircuito se encuentran aislados de todas las partes metálicas o puestas a tierra.

e) Utilice un Megaóhmetro con una escala como mínimo de 20000 Megaóhmios Resistencia de aislamiento entre devanado de alta tensión y el de baja: Objetivos de la prueba: Por medio de esta prueba se verifica la calidad del aislamiento mayor, que es la capa de material aislante que mantiene separados eléctricamente el primario con el secundario. Pasos: Cortocircuitar el secundario y luego el primario Colocar el polo positivo en alta, y el negativo en baja. Tomar las lecturas del Megger. Resistencia de aislamiento entre devanado de baja y el de alta más tierra : Objetivos de la prueba: Por medio de esta prueba se verifica la calidad del aislamiento entre el secundario y tierra. Pasos: Cortocircuitar el secundario y luego el primario junto con tierra ( en este caso la carcasa del

transformador). Colocar el polo positivo en naja, y el negativo en alta. Tomar las lecturas del Megger Resistencia de aislamiento entre devanado de alta y el de baja más tierra: Objetivos de la prueba: Por medio de esta prueba se verifica la calidad del aislamiento entre el primario y tierra. Pasos: Cortocircuitar el primario y luego el secundario junto con tierra ( en este caso la carcasa del

transformador). Colocar el polo positivo en baja, y el negativo en alta. Tomar las lecturas del Megger

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Índice de Absorción dieléctrica e Índice de Polarización. En la práctica se ha encontrado, que un aislamiento limpio, seco y en buen estado al aplicarse un voltaje continuamente, el valor de la resistencia crece a medida que pasa el tiempo. El índice de absorción de calcula tomando por medio de un megger 0 megóhmetro dos valores de resistencia en diferente tiempo. A partir de estos dos datos se obtiene el índice dividiendo el valor de la última lectura entre la primera. Cuando se emplea un Megger manual las lecturas se toman a los 30 segundos y al minuto de estarlo operando. Cuando se emplea un megger motorizado o digital, las lecturas se toman al minuto y luego a los 10 min, en este último caco el índice se pasa a llamar índice de polarización. De esta forma se pueden calcular los diferentes índices de absorción y de polaridad para poder determinar el estado de la aislación según la siguiente tabla:

Condición del aislamiento

I.A.D I.P

Peligroso --------------- Menos de

1.0

Malo Menos de

1.1 Menos de

1.5

Dudoso 1.1 a 1.25 1.5 a 2.0

Regular 1.25 a 1.4 2.0 a 3.0

Bueno 1.4 a 1.6 3.0 a 4.0

Excelente 1.6 Mas de 4.0

Fórmula del índice de Absorción Dieléctrica: Ia= Medición al minuto/ Medición a los 30 seg Fórmula del índice de polarización Ip= Medición a los 10 min /Medición a los 60 seg.

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3.15) Cambiador de derivaciones en un transformador: Que es lo que hace: Permite variar la tensión del transformador para adaptarla a las necesidades del consumo. Esta acción solo es posible si el bobinado secundario está preparado para ello. Como funciona: El cambiador de derivaciones funciona suprimiendo o aumentando el número de vueltas o de bobinas de un devanado, con lo que se obtiene un nivel más o menos estable de la tensión requerida. Dónde se encuentran las derivaciones: Los derivadores son generalmente colocados en el devanado de alta tensión, por ser este el devanado exterior y consecuentemente el más accesible. Por otro lado, como el devanado de alto voltaje tiene más cantidad de espiras (número de vueltas de la bobina), existe la posibilidad de mayor precisión en cuanto a la regulación del voltaje. Principio de funcionamiento y construcción: Siguiendo el circuito en el gráfico, se puede observar que el cambiador de derivaciones cortocircuita al colocarse en sus diferentes posiciones, las vueltas del primario, haciendo que el mismo aumente o reduzca la cantidad de espiras.

Diagrama de conexión en un devanado de transformador monofásico. Este cambio tiene una incidencia directa en la relación de transformación, dando lugar a una variación de la tensión de salida del transformador. Entonces, dependiendo de la cantidad de espiras que resulten de dicho cambio, a menor cantidad de espiras en el primario, con una tensión constante de entrada, la tensión salida va a aumentar (por ejemplo: posición nro. 5), y a mayor cantidad de espiras, con la misma tensión nominal de entrada, la tensión de salida va a disminuir ( por ejemplo, posición nro. 1 Regulación y manejo de las derivaciones o taps: Los cambios de derivaciones se hacen con el objeto de poder adaptar el transformador a las diferentes tensiones de la línea de entrada, para mantener una tensión de salida normalizada en el secundario, ya que en los diferentes sectores del sistema de potencia, las tensiones en las líneas de distribución suelen ser diferentes, pero es necesario que en la salida del transformador tengamos la misma tensión en todos los casos.

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Ejercicio: 1. Calcula las diferentes tensiones que puede recibir un transformador para mantener una misma tensión

de salida , sabiendo que posee una relación de transformación de 440/220-127 ( delta- estrella), y el porcentaje de los taps es de 2.5 % de incremento de tensión.

2. Haz el mismo cálculo para un porcentaje de los taps de 5% 3. Indica en que posición pondrías el cambiador de derivaciones de un transformador de 440/220 con

taps de 5 posiciones, sabiendo que el porcentaje que manejan los taps es del 5 %, si en el primario tenemos una tensión de 420 V. Además indica la relación de transformación para este caso, e indica la tensión en la salida que nos quedaría.

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UNIDAD 4 SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA: 4.1) Definición del sistema eléctrico de potencia (SEP): El sistema eléctrico de potencia (SEP), es el conjunto de centrales generadoras de energía eléctrica, líneas de transmisión de la energía eléctrica y sistemas de distribución que operan como un todo. La siguiente figura muestra un sistema eléctrico de potencia:

Etapas del sistema del Potencia: El sistema eléctrico de potencia (SEP) se compone de básicamente de tres etapas principales que son: Generación Transmisión Distribución Generación: Es el proceso de convertir alguna energía primaria en energía eléctrica, mediante el proceso de conversión de energía electromagnética. La generación es donde se produce la energía eléctrica, por medio de centrales generadoras. Líneas de Transmisión: Las líneas de transmisión son los elementos encargados de transmitir la energía eléctrica desde los centros de generación hasta los centros de consumo. Distribución: Es la etapa en la cual la energía eléctrica es llevada directamente a los usuarios. Se acepta comúnmente como definición, que un sistema de distribución es el conjunto de instalaciones que van desde los 120 volts hasta tensiones de 34.5 kV, y que son los encargados de entregar la energía a los usuarios. 4.2) Sistemas de distribución: Los sistemas de distribución se pueden clasificar, inicialmente, en cinco campos de desarrollo de acuerdo a la carga que van a alimentar como sigue: Sistemas de distribución industrial. Sistemas de distribución comercial. Parques industriales. Sistemas de distribución urbana y residencial. Sistemas de distribución rural.

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Otra clasificación de los sistemas de distribución es de acuerdo a su construcción: Sistemas aéreos. Sistemas subterráneos. Sistemas mixtos. 4.3) Sistemas de distribución aéreos: Se caracterizan por su sencillez y economía. Están constituidos por transformadores, cuchillas, apartarrayos, cortacircuitos fusible, cables o conductores con aislamiento actualmente, etc., los cuales se instalan en postes. Los alimentadores primarios que parten de la subestación de distribución, están constituidos por líneas aéreas sobre postes y alimentan a transformadores de distribución, que están también montados sobre postes.

Arreglo típico de sistema de distribución aérea 4.4) Sistemas de distribución subterráneos: Las redes subterráneas tienen aplicación cuando se atienden grandes demandas de energía y en donde se requiere una gran continuidad del servicio. Las redes subterráneas son más confiables porque no están expuestas a descargas atmosféricas, tormentas, choques de vehículos, caídas de árboles, lanzamiento de objetos, etc., como lo están las líneas de distribución aéreas. Estas redes también se usan en fraccionamientos residenciales de lujo por razones estéticas, debido a que la construcción de estas redes se realiza en forma oculta, eliminando los postes.

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Equipo eléctrico en bóveda para Redes de Distribución Subterráneas. 4.5) Red de distribución mixta. Presenta una construcción similar a la de una red aérea; sin embargo, en una red mixta sus alimentadores secundarios en vez de instalarse en posterías se instalan directamente enterrados. La red mixta favorece a la estética del conjunto, debido a que elimina una gran cantidad de conductores aéreos y, además, disminuye notablemente el número de fallas de la red secundaria, aumentando la confiabilidad del sistema. Es importante mencionar que en cada una de las etapas anteriormente descritas, el nivel de voltaje o tensión eléctrica sufre variaciones, es decir, que se puede elevar o reducir dependiendo de la etapa en que se encuentre dentro del sistema eléctrico de potencia. Para que esto sea posible es indispensable el uso de las “subestaciones eléctricas”.

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UNIDAD 5 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS. Dentro de la etapa de distribución antes mencionada podemos encontrar estructuras llamadas subestaciones. Estas son parte de la instalación ya sea comercial, industrial, o residencial (edificios, hospitales, supermercados, etc.), esto significa que pertenecen y son responsabilidad del cliente de la compañía de suministro de energía eléctrica. 5.1) Definición de subestación: Una subestación dentro de una red eléctrica, es una estructura que puede ser cerrada o no, que contiene máquinas, aparatos y circuitos encargados de la conexión, desconexión, y en algunos casos, de la medición, de las líneas de media o alta tensión pertenecientes a la acometida de la compañía suministradora de energía eléctrica. Ésta cumple además, la función principal de intermediar entre dicha acometida y el transformador, protegiendo así al mismo, y a la instalación de media y baja tensión. 5.2) Clasificación de subestaciones eléctricas: Por el tipo de instalación, las subestaciones se pueden clasificar en: Subestación tipo Intemperie: Son el tipo de subestaciones preparadas para los diferentes factores climáticos, resisten la corrosión, y además son lo suficiente herméticas para evitar el ingreso de polvo, agua, o algún otro factor nocivo para los equipos que alberga. Por otro lado también están las tipo abiertas, estas están compuestas por aparatos y maquinas capaces de funcionar bajo cualquier tipo de inclemencias climáticas.( por ejemplo, las de tipo poste)

Subestación tipo poste o rural

Subestación tipo Interior: los aparatos y máquinas que se usan están diseñados para operar dentro de edificios o estructuras diseñadas para alojar todos los componentes de la subestación. Puede ser una estructura de concreto parte del edificio, o bien estructuras laminadas desmontables llamadas subestaciones compactas.

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Subestación blindada: los aparatos y máquinas se encuentran protegidos y se usan en espacios reducidos y se usan en espacios reducidos como por ejemplo: Hospitales. Fábricas. Auditorios. Centros comerciales. Edificios, etc.

Por el tipo de construcción, las subestaciones se pueden clasificar en: Subestaciones convencionales. A las subestaciones convencionales también se les llama abiertas. En estas subestaciones todos sus componentes se colocan en estructuras metálicas cimentadas de manera correcta y con los aislamientos requeridos. Se aísla su perímetro, solo por mallas de alambre. Se puede construir de tipo interior y de tipo intemperie. 5.3) Subestaciones compactas. Descripción del equipo: A las subestaciones compactas también se las llama unitarias. En estas subestaciones, el equipo se encuentra protegido por gabinetes y generalmente se emplean en donde los espacios son muy reducidos. Se pueden construir tipo interior y de tipo intemperie. Los gabinetes albergan un conjunto de equipos adecuadamente dispuestos, como interruptores seccionadores, apartarrayos, y cuchillas de paso, entre otros dispositivos. Estos se encargan de proteger la instalación, como también de conectar y desconectar el suministro de energía en caso de mantenimiento, o de alguna otra actividad de rutina. En algunas ocasiones la subestación consta además, de un equipo de medición que toma los parámetros principales de las líneas de acometida. Cada equipo tiene su sector o gabinete predefinido dentro de la subestación, y a cada uno de esos sectores se les llama celdas, por ejemplo, a la celda que contiene el interruptor seccionador se le llama “celda de seccionador”, a la celda donde ingresa la acometida se llama “celda de acometida”,etc. Las celdas se pueden intercambiar de posición dentro de la subestación, dando lugar a diferentes arreglos.

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En cuanto a la seguridad para el operario, esta está diseñada con un laminado exterior y con un sistema de enclavamiento en sus puertas que protege al mismo, manteniéndolo a una distancia segura de la instalación de alta tensión o “las partes vivas” de las conexiones internas de la subestación. 5.4) Disposición de Equipos en una subestación compacta:

Equipos: a) Seccionador principal b) Cuchilla de paso c) Aisladores d) Soleras de cobre e) Apartarrayos

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5.5) Celdas: Como antes se dijo, todas las subestaciones compactas cuentan con estructuras desmontables llamados celdas. Dichas celdas contienen todos los dispositivos de conexión, desconexión, y protección, y a su vez dividen la subestación en bloques que pueden cambiar de posición dependiendo de la necesidad o utilidad que se le de a la subestación Tipos de celdas: Celdas de acometida: Es una celda prevista para recibir el cable de energía de alta tensión o acometida, las líneas de acometida pueden ser regularmente por trinchera( subterráneo) y en algunas ocasiones por charola (aéreo). Simbología de la celda de acometida Celdas de medición: en estas celdas, además de encontrarse la acometida como en el caso anterior, se encuentra el equipo de medición de la compañía suministradora, con sus respectivos transformadores de medición. La misma se encuentra diseñada con el espacio adecuado de acuerdo a las normas de la Comisión Federal de Electricidad, para alojar sin problemas dicho equipo.

Entrada de acometida subterránea (por trinchera) Simbología de la en celda de medición y transformadores de medición celda de medición

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Celda de seccionador principal y celda de seccionador derivado: En estas celdas se aloja el seccionador de carga tripolar encargado de proteger la instalación, y de conectar o desconectar la energía eléctrica de forma segura. La operación del seccionador se realiza por medio de un accionamiento de disco, desde el exterior frontal de la celdas, un seguro mecánico evita abrir la puerta si no está desconectado el seccionador, para la prevención de cualquier accidente. En estas celdas se pueden incluir tres apartarrayos montados en la parte posterior del seccionador, dependiendo del tipo de celda que sea. Si se trata de una celda de seccionador principal, se incluyen los apartarrayos, en caso de ser una celda de seccionador derivado, no se utilizan dichos dispositivos. Simbología de la celda de seccionador Celda de acoplamiento a transformador: Como su nombre lo indica esta celda es adecuada para el acoplamiento directo del transformador a la subestación, contiene en su interior las soleras de cobre necesarias para la conexión del transformador, apoyadas en aisladores de resina sintética, diseñados de acuerdo a la tensión nominal del sistema. Esta celda puede estar situada a la derecha o izquierda de acuerdo a las necesidades del proyecto. Simbología de celda de acoplamiento Celda de transición: Es una celda por medio de la cual se establece la interconexión entre un seccionador general con uno o más seccionadores derivados, contiene las barras de cobre (comúnmente llamadas camino de barras) adecuadas para la conexión de la salida del seccionador con la alimentación de los seccionadores derivados, montadas sobre aisladores adecuados. Simbología de la celda de transición

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5.6) Estructuración de las subestaciones Compactas, diferentes arreglos: Las subestaciones pueden estar compuestas por varias celdas. Dependiendo de la utilidad , las celdas van a variar en su ubicación para conformar diferentes tipos de arreglos, dando así lugar a poder crear una subestación para cada necesidad. Tipos de Arreglos más comunes en subestaciones compactas: Subestación receptora o Principal: En este tipo de arreglo, la celda de medición se encuentra al principio luego se encuentra la celda de seccionador, y luego la celda de acoplamiento al transformador. Este tipo de arreglo es el que comúnmente encontramos en las industrias, dado que es la subestación principal.

Subestación derivada: En este tipo de arreglo, al principio se encuentra la celda de acometida, luego se encuentra la celda de seccionador, y luego la celda de acoplamiento al transformador. Este tipo de arreglo de subestación lo encontramos siempre y cuando ya exista en la industria o en la planta una subestación principal, y podemos tener varias subestaciones derivadas a lo largo de la planta.

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Subestación con medición al centro: En este tipo de arreglo se encuentra la celda de medición al centro, con dos cuchillas de paso a sus lados para conectar a dos celdas de seccionador principal, con sus respectivas celdas de acoplamiento a transformador. Este tipo de arreglo, lo encontramos en plantas industriales donde se tiene dividida la carga desde la subestación, y funciona como subestación principal.

Subestación con celda de Transición: En este tipo de arreglo, se conecta a una subestación principal con celda de medición con interruptor principal con celda de transición, y dos celdas de seccionador derivados. Este tipo de arreglo es usado en plantas industriales muy grandes donde solo se quiere tener una subestación principal y varios seccionadores derivados en una misma subestación y de aquí podemos a ir a subestaciones derivadas como tantos seccionadores derivados tengamos en dicha subestación o bien cuando vamos a conectar transformadores a distancia.

Configuración de la subestación según su orientación: Dependiendo de la ubicación que tenga la subestación con respecto a la acometida, las mismas pueden ser de configuración izquierda-derecha, o derecha –izquierda. Esto es, que si la celda de acometida o de medición se encuentra a la izquierda, visto de frente a la subestación, estaríamos frente a una configuración “izquierda-derecha”, en caso contrario, si dichas celdas se encuentran a la derecha, entonces la configuración sería “derecha-izquierda”. Este dato es importante, ya que los elementos de la subestación tales como cuchillas de paso y las soleras o barras de cobre conductoras, están hechas para una determinada orientación, y por esto mismo la adaptación de los mismos a otro tipo de orientación es volver a montar la cuchilla de paso y voltear las celdas para poner el nuevo sentido, y por lo tanto tenemos que realizar nuevos dobleces a las soleras de cobre.

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Dibujos de los diferentes tipos de arreglos para subestaciones de 13. 8 Kv

Dibujos de los diferentes tipos de arreglos para subestaciones de 23 Kv:

Dibujos de los diferentes tipos de arreglos para subestaciones de 34 Kv:

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Nota: todos los arreglos anteriormente descritos, están dados de izquierda a derecha, estas configuraciones se dan de igual forma cuando son de derecha a izquierda. 5.7) Datos y características técnicas de una subestación: A la hora de elegir una subestación compacta, se deben tener en cuenta ciertos datos y características técnicas a saber: Tensión nominal (kV): La tensión nominal es aquella a la que está diseñada la subestación para trabajar bajo condiciones normales. Los datos de esta tensión están dados por la tensión de la red. Tensión máxima de servicio (kV): es la tensión máxima de servicio para la que está diseñada la subestación. Corriente nominal (A): La corriente nominal es aquella con la que va a trabajar la subestación bajo un régimen normal, al máximo de su carga. Esta magnitud característica se diseña para el máximo de calentamiento admisible de los conductores bajo condiciones normales de trabajo. Frecuencia nominal Hz: Frecuencia para la que está diseñada la subestación. Tensión auxiliar para circuito de control (V.c.c.): Algunas subestaciones pueden incluir un circuito de control para accionar el interruptor principal. Tipo de protección: Dependiendo de donde se instale la subestación, y el tipo de ambiente a la que se expone, estas se diseñan de diferentes formas según normas. -Normalización de gabinetes según su uso (Normas Nema) - NEMA 1: fabricación del tablero para uso interior. - NEMA 12: fabricación del tablero para uso donde haya polvo y pelusas. - NEMA 3R: fabricación del tablero a prueba de lluvia. Estas normas se aplican a los gabinetes en general, pudiendo ser CCMs o Subestaciones, o cualquier otro tipo. Altura sobre el nivel del mar (m): Los diferentes componentes de la subestación, van a variar dependiendo de la altura con respecto nivel del mar, ya que las diferencias de presión influyen en el funcionamiento de los equipos. Datos de prueba: Tensión de impulso: Es el pico de impulso de tensión (descarga atmosférica) que soporta un aislamiento bajo condiciones preestablecidas en laboratorio por medio de una maquina llamada generador de impulso. Corriente de corto circuito (kA) en caso de cortocircuito, además del aumento de temperatura, existe esfuerzos mecánicos sobre los diferentes componentes de la subestación. Los componentes y las barras están diseñadas para soportar un máximo de corriente producida por el cortocircuito en un máximo de tiempo determinado. El tiempo se maneja de forma inversamente proporcional a la corriente. Si el tiempo de cortocircuito aumenta, la intensidad de corriente del mismo tendría que ser menor para que los equipos la soporten.

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Ejemplo de datos característicos (catálogo de subestación):

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UNIDAD 6 ELEMENTOS DE UNA SUBESTACIÓN COMPACTA 6.1) Acometidas: Tipos de acometidas: La energía eléctrica es entregada a los usuarios mediante dos tipos de acometidas: Acometidas aéreas. Acometidas subterráneas. Acometidas Aéreas: Están constituidas por aisladores tipo suspensión de porcelana, vidrio o resina epóxica, usando remates preformados si se usa Aluminio, instalándose en estructuras de hierro galvanizado, galvanizado tipo canal, tipo angular, o bien, en postes con este mismo tipo de herrajes según se requiera. Estas suelen usar aisladores tipo alfiler o pasamuros según lo pida el tipo de acometida que satisfaga las necesidades del usuario. Las acometidas aéreas se instalan en subestaciones convencionales tipo intemperie.

Acometidas Subterráneas: Son ampliamente utilizadas para subestaciones del tipo industrial compactas, incluyendo: centros comerciales, hospitales, edificios oficinas de gobierno, etc. Este tipo de acometidas es la que se usa normalmente en subestaciones compactas en zonas urbanas.

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Terminales: Los terminales de media tensión o conos de alivio se utilizan para suprimir los diferentes arcos eléctricos que se pueden suscitar entre fases y entre fase y tierra debido al ingreso de humedad u otro factor ambiental en los conductores de media tensión. Existen de diferentes materiales dependiendo de la utilidad que se les dé, y la evolución de los materiales utilizados. Los terminales de media tensión o conos de alivio se utilizan para suprimir los diferentes arcos eléctricos que se pueden suscitar entre fases y entre fase y tierra debido al ingreso de humedad u otro factor ambiental en los conductores de media tensión.

Tipos de terminales.

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Terminales instalados. 6.2) Cables de energía: En general, los cables de energía utilizados para media tensión tienen que soportar entre otras cosas los diferentes medios en los que están inmersos, además de las cortas distancias de separación entre fases (debido a la forma de instalación subterránea), Para esto se los hace con cubiertas externas de diferentes materiales conductores cuya principal función es eliminar corrientes producidas por la electrostática que se genera por fuera del conductor debido a la circulación de corrientes con tensiones elevadas. Por medio de esos conductores en forma de malla se logra que las corrientes causadas por electrostáticas encuentren su camino a tierra, ya que las mismas pantallas van conectadas a tierra al llegar a la subestación. Los materiales utilizados para cubrir los conductores nos indicarán en que sectores se puede utilizar y bajo condiciones, por ejemplo: si se tiene un conductor con recubrimiento de plomo, este se puede utilizar para la transmisión de energía bajo tierra y sin ningún tipo de protección ( como tuberías) por su alta resistencia mecánica. Otro tipo de cubierta externa nos exigirá el cambio de la forma de canalizarlo. Estos son los cables de energía utilizados por la compañía suministradora de energía eléctrica; por ejemplo, los monofásicos para 6 kV, con aislamiento de papel impregnado y forro de plomo, o bien, con aislamiento seco y cubierta de polietileno en cables monofásicos de 23 kV. Los accesorios para estos cables son tubos de plomo y terminales. La figura siguiente muestra un cable de energía típico para tensiones de hasta 23 kV subterráneo.

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a) Conductor metálico b) Pantalla semiconductora sobre el conductor c) Aislamiento d) Pantalla semiconductora sobre el aislamiento e) Pantalla electrostática f) Cubierta exterior Otro ejemplo de cables de energía, es el conductor tipo Vulcalat XLP o Vulcalat EP tipo DRS (Distribución Residencial Subterránea), son fabricados con conductor de aluminio, de temple duro, en forma de cable concéntrico, compacto o comprimido, pantalla semiconductora extruida sobre el conductor, aislamiento de polietileno de cadena cruzada (XLP) o etileno propileno (EP), pantalla semiconductora extruida sobre el aislamiento, conductor neutro formado por alambres de cobre estañado o sin estañar. Opcionalmente, puede aplicarse una cubierta exterior de polietileno. Estos cables también pueden ser fabricados con conductor de cobre.

1. Cable de aluminio 2. Pantalla semiconductora 3. Aislamiento de XLP o EP 4. Pantalla semiconductora 5. Conductor neutro formado por alambres de cobre estañado o sin estañar 6. Cubierta opcional de polietileno

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6.3) Transformadores de Medición: Los transformadores de medición son equipos que manipulan valores de tensión y corriente para ser usados por equipos de medición. Existen dos tipos de transformadores de medición utilizados en media tensión generalmente, que son los de potencial (TP), y los de corriente, ( TC). En baja tensión se suelen utilizar una variante de transformadores de Corriente llamados de tipo toroide o también conocidos como “donas” por su forma.

Ejemplo de instalación en subestación:

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Las razones por las que se emplean los transformadores de medición, son básicamente las siguientes: Aislar los circuitos de medición y control de los circuitos de potencia de alta tensión, suministrando con ello una protección a los medidores y aparatos de control, así como también a las personas que deben trabajar con ellos. Reducir los valores de tensión y corrientes nominales que se encuentran en los circuitos de fuerza, logrando con ello, la estandarización de los medidores y relevadores. De esta forma, utilizando transformadores de medición, se reduce el costo y las dimensiones de los equipos que se necesitarían para medir directamente la tensión y la intensidad de corriente en circuitos de media tensión 6.4) Transformadores de Corriente (TC). Cuando se desea ampliar el alcance de amperímetros en C.A. se recurre a los transformadores de corriente o “de intensidad”. El transformador de intensidad o de corriente consta de dos partes: el primario se conecta en serie con la línea donde se quiere medir la corriente y el secundario que se conecta entre los extremos del amperímetro, o la parte del equipo destinada a

medir la corriente ( tal es el caso de los analizadores de redes o medidores de energía.

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Transformador de corriente para media tensión aislado en resina epóxica 6.5) Transformadores de potencial(TP) Los transformadores de potencial son los utilizados para reducir valores de voltaje en media tensión para la conexión de forma segura y funcional de equipos de medición como voltímetros u otros que posean circuito voltimétrico. La diferencia con un transformador convencional de tensión, es el grado de aislación que posee, debido a las elevadas tensiones a las que trabaja y su reducido tamaño. Son transformadores de baja potencia, ( la suficiente como para alimentar la potencia de los equipos de medición) Estos se conectan, al igual que otros transformadores de medición, en la acometida trifásica, en conjunto con otros transformadores de medición formando bancos de transformadores.

SECUNDARIO

PRIMARIO

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Entonces la función principal de estos equipos es la de reducir valores de tensión para la manipulación segura de aparatos de medición de tensión, y la aislación de circuitos de media tensión para la seguridad de los operarios. El transformador de tensión consta de dos circuitos: el primario se conecta entre los extremos de la línea donde se quiere medir la tensión, y el secundario, que se conecta entre los extremos del voltímetro. Estos se conectan a tierra en uno de los extremos de conexión del secundario para asegurar la instalación en caso de una falla en la aislación

Partes del Tp

Diagrama de conexión.

PRIMARIO

SECUNDARIO

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El transformador de potencial consigue que por el circuito secundario, conde se conecta el voltímetro, o la bobina de voltímetro del equipo de medición, aparezca una tensión más reducida y siempre proporcional a la que queda sometido el primario, conectado con el circuito a medir. Será necesario conocer la proporción en la reducción de la tensión para poder posteriormente interpretar la medida del voltímetro, o bien elegir el aparato con la relación de transformación adecuada. Recordamos que para poder calcular la relación de transformación se aplica la siguiente formula: En la placa de características de los transformadores de tensión aparecen los valores de la tensión nominal del primario y del secundario. La tensión por el secundario del transformador suele ser la mayoría de las veces de 110 V para la mayoría de las aplicaciones. Por otro lado podemos tener las siguientes tensiones primarias: 110 V, 220 V, 380 V, 440 V, 2200 V ,3300 V, 5500 V ,6600 V ,11000 V, 13.2 KV ,16.5 KV ,22 KV, 27.5 KV ,33 KV ,44 KV, 55 KV ,66 KV ,132 KV, 220 KV ,396 KV. Por último, como anteriormente se dijo, es importante saber la potencia que va a alimentar el transformador sabiendo el consumo de los equipos de medición a conectarle, por lo que se debe elegir el mismo conforme a estos. Estos transformadores se fabrican para servicio interior y para servicio intemperie, y al igual que los de corriente, se fabrican con aislamientos de resinas sintéticas para tensiones bajas o medias, mientras que para altas tensiones se utilizan aislamientos de papel, aceite y porcelana. Parámetros básicos de un transformador de potencial: Tensión de aislamiento. Se debe seleccionar el valor normalizado inmediato superior al valor calculado de la tensión nominal de la instalación. Tensión primaria: Esta es la tensión nominal normalizada a la que trabajará el equipo. Tensión secundaria. Los valores normalizados son de 110 volts para aparatos de hasta 25 kV y de 115 V para aquellos con valores superiores a 34,5 kV. Potencia nominal. Es la potencia secundaria expresada en volt-amperes que se desarrolla bajo la tensión nominal Para escoger la potencia nominal del aparato, se suman las potencias que consumen las bobinas de todos los aparatos conectados en paralelo con el devanado secundario. Se selecciona el valor inmediato superior a la cifra obtenida.

𝑚 =𝑉1

𝑉2

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Clase de precisión para medición: Se designa por el error máximo admisible en por ciento que el transformador de potencial puede introducir en la medición de potencia operando con su tensión nominal primaria y la frecuencia nominal. La precisión de un transformador se debe garantizar para valores entre 90 y 100% de la tensión nominal El error porcentual se puede calcular por medio de la siguiente fórmula:

𝑬% = 𝟏𝟎𝟎𝒎 . 𝑽𝑺𝒆𝒄 − 𝑽𝑷𝒓𝒊𝒎

𝑽𝑷𝒓𝒊𝒎

Donde: 𝐸% = error porcentual del transformador bajo ciertos valores de potencia nominales m= relación de transformación 𝑉𝑆𝑒𝑐 = tensión en el secundario

𝑉𝑃𝑟𝑖𝑚 = tensión del primario

6.6) Aisladores: Están fabricados a base de resina epóxica de formulación exclusiva para uso en alta tensión y de acuerdo a los estándares tecnológicos. Se usa para soportar las barras conductoras de la subestación, como soporte para cables, como bases aisladas para mordazas y para fusibles, etc. En cuanto a su construcción, son cilíndricos y su superficie es acanalada, con el objeto de aumentar la superficie de aislación entre las partes vivas y la estructura donde están sujetos. Aplicación Se usan para instalaciones interiores de alta tensión y también para la instalación aislada de aparatos de alta tensión. Por la alta resistencia de la resina sintética contra influencias climatológicas y la forma acanalada, se pueden usar como aisladores de apoyo, también en ambientes de aire húmedo y en climas tropicales, hasta temperaturas ambiente de 60°C.

Construcción Los aisladores de apoyo están fabricados de resina sintética y, en ambos extremos frontales están fundidos niples de rosca, con el objeto del montaje de los mismos a las estructuras soporte de la subestación y por el otro extremo para sujeción de soleras y otras partes vivas pertenecientes a equipos por medio de tornillería y solera metálica de apoyo.

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Los hay de diferentes tamaños, dependiendo de la tensión a la que estén expuestos y tengan que aislar, con respecto a tierra (generalmente la estructura de la subestación y el laminado), como también entre otras partes vivas (entre fase y fase). La Superficie acanalada aumenta la superficie de separación entre las partes a aislar, evitando también en caso de que estén expuestos a la intemperie, que la humedad se forme como una capa conductora en la parte externa, ya que el acanalamiento ofrece un obstáculo para la formación de dicha película de humedad, cosa que no pasaría en una superficie lisa. En forma general y práctica, se toma como norma para la separación entre partes vivas y tierra como entre fases, la relación de 1cm por kilovolt, si bien en cálculos quizá esta distancia se acorta, para los fines prácticos, y por seguridad, se toma la anterior relación como convención. Por lo mismo, al ver un aislador se puede inferir inmediatamente para que tensión máxima están diseñados, con solo apreciar sus dimensiones: Por ejemplo, un aislador preparado para una tensión nominal de 15 Kv , tendrá un largo aproximado de 15 cm, uno de 23 Kv alrededor de 23 cm, etc. 6.7) Seccionador de carga o bajo carga: Este seccionador sirve para la conexión y desconexión con carga, además de que protege contra corto circuito y sobrecarga, lo cual se logra a través de los fusibles de alta tensión y alta capacidad interruptiva. El seccionador también protege la línea contra operación monofásica o bifásica gracias a su mecanismo percutor, el cual desconecta automáticamente las tres fases cuando se funde un fusible. Cuando el seccionador se instala en una celda principal, debe de incluir tres apartarrayos, los cuales se montan en la parte posterior del seccionador. Cuando la celda es para seccionador derivado, normalmente no se instalan apartarrayos. - Construcción: El seleccionador bajo carga tripular tiene la forma de un interruptor de palanca y va provisto de cuchillas de corriente principales y auxiliares, montadas sobre un marco de base con ayuda de aisladores acanalados de apoyo de resina sintética. Las cuchillas de paso de corriente se accionan por medio de un eje de maniobra que se apoya sobre el marco de base. Las cuchillas de corriente secundarias se han conectado en paralelo con las principales, con el objeto que al tener lugar la desconexión, se haga cargo de la extinción del arco. Por ese motivo, en los puntos de contacto las cuchillas secundarias de corriente son de un material resistente al fuego y están provistas de una cámara plana de extinción de arco. Por otro lado, mediante un dispositivo mecánico especial, se han conseguido que las cuchillas de arco se accionen siempre después de las cuchillas seccionadoras principales.

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- Funcionamiento. Al tener lugar la conexión, las cuchillas de arco se retienen mediante pernos de bloqueo y un disco de levas, a suficiente distancia de las cámaras de extinción, hasta que se conecten las cuchillas seccionadoras principales. Durante el proceso de cierre de estas últimas, tensan los muelles, los cuales les provocan la actuación de las cuchillas de arco después de su liberación en conexión de maniobra rápida. Como consecuencia de este proceso de maniobra, las citadas cuchillas se conectan directamente sin avances previos. En el proceso de apertura, las cuchillas de arco quedan retenidas, estableciendo pleno contacto, hasta que las cuchillas seccionadoras principales recorren el 80%, aproximadamente, de su trayecto de maniobra. Entonces, las cuchillas de arco se liberan y se desconectan rápidamente extinguiéndose el arco en la cámara.

Cámara de extinción de arco

Cuchilla principal

Cuchilla secundaria

Sistema de accionamiento

Aisladores acanalados de resina

sintética

Porta fusibles

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- Características. El seccionador bajo carga está provisto con 3 portafusibles para fusibles de alta tensión y alta capacidad interruptiva, con el fin de que pueda asumir la protección contra cortocircuito en las instalaciones, no siendo necesario un interruptor de potencia. La forma del seccionador bajo carga es muy sencilla y puede adaptarse en todos los casos a las condiciones de servicio existentes. Están adosados al mismo los correspondientes elementos, tales como, fusibles de alta tensión, dispositivo de maniobra rápido, acoplamiento de desenganche libre y dispositivo de disparo. En el caso de que se funda un fusible, el seccionador de carga abre automáticamente, para que no trabaje el transformador o la parte de baja tensión solamente en dos fases.

- Accionamiento: Los seccionadores de carga están previstos para operación manual por medio de accionamientos de discos. La desconexión a distancia del seccionador bajo carga se puede lograr por medio de una bobina tipo f de 115V, 60Hz. 6.8) Cuchilla de paso: Este es un dispositivo de seccionamiento de circuitos para operar sin carga, sirve básicamente para aislar la el resto de la subestación de la celda de acometida, librando barras y circuitos de la fuente de alimentación de alta, para poder hacer tareas de mantenimiento u otras actividades de rutina. Esta funciona por medio de un juego de tres cuchillas que se accionan con un mismo eje, que a su vez se comandado desde el exterior de la subestación usando una palanca. Los elementos de conexión se hallan firmemente montados sobre aisladores acanalados de resina sintética y sobre una placa base de lámina de acero, la flecha de accionamiento gira dentro de bujes de material anticorrosivo de baja fricción. En los aisladores están las partes vivas construidas de cobre electrolítico. La operación es manual en grupo y se realiza por medio de pértiga o accionamiento de disco. Debido a la flecha extendida en ambas direcciones la posición de mando puede ser tanto derecha como izquierda.

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1. Contacto fijo 2. Pieza porta-tuerca conexión de acometida 3. Cuchilla seccionadora con contacto móvil 4. Acoplador mecánico de resina sintética epóxica (conexión en grupo) 5. Flecha de accionamiento en grupo 6. Contacto porta-tuerca 7. Aislador de apoyo SIG A 8. Contacto de giro de la cuchilla 6.9) Apartarrayos: El apartarrayos es un dispositivo que sirve para la protección contra descargas atmosféricas o sobretensiones en la línea. Las ondas que se presentan durante una descarga atmosférica viajan demasiado rápido para la capacidad de reacción de los fusibles, haciendo que este sistema sea insuficiente en esos casos. El apartarrayos, que se encuentra conectado permanentemente en el sistema, opera cuando se presenta una sobretensión de determinada magnitud, descargando la corriente a tierra. Funcionamiento y características de construcción: Su principio general de operación se basa en la formación de un arco eléctrico entre dos explosores cuya operación está determinada de antemano de acuerdo a la tensión a la que va a operar, esto es, cuando existe una tensión mayor a la nominal en la línea, el apartarrayos actúa desviándola a tierra. Se fabrican diferentes tipos de apartarrayos, basados en el principio general de operación; por ejemplo: los más empleados son los conocidos como “apartarrayos tipo autovalvular” y “apartarrayos de resistencia variable”. El apartarrayos tipo autovalvular consiste de varias chapas de explosores conectados en serie por medio de resistencias variable cuya función es dar una operación más sensible y precisa. Se emplea en los sistemas que operan a grandes tensiones, ya que representa una gran seguridad de operación. El apartarrayos de resistencia variable funda su principio de operación en el principio general, es decir, con dos explosores, y se conecta en serie a una resistencia variable. Se emplea en tensiones medianas y tiene mucha aceptación en el sistema de distribución. La función del apartarrayos no es eliminar las ondas de sobretensión Presentadas durante las descargas atmosféricas, sino limitar su magnitud a valores que no sean perjudiciales para las máquinas del sistema.

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Apartarrayos

6.10) Fusibles: De la misma forma que cualquier fusible normal, estos protegen la instalación contra fallas de cortocircuito y sobrecargas, con la diferencia en alta y media tensión, de que además de poseer un distinto tamaño y capacidad, tienen un sistema de percutor que acciona un mecanismo en el seccionador bajo carga, que hace que se disparen las tres cuchillas desconectando las tres fases a la vez. Funcionamiento y características de construcción: Los elementos fusibles tienen una serie de perforaciones espaciadas regularmente a todo lo largo, calibrados de acuerdo a las características de cada fusible, al circular una corriente de corto circuito se produce la fusión de los elementos en las áreas perforadas y se establece un arco eléctrico durante la primera parte de la onda de la corriente. El diseño de los fusibles contempla un sistema de varios compartimentos o cámaras de arqueo en serie, en las cuales se extingue una parte del arco eléctrico producido al fundirse los elementos fusibles. El interior del fusible se llena de arena sílica de granulación y formulación específica para una adecuada extinción del arco y enfriamiento del fusible. Estos fusibles son empleados principalmente para la protección contra corrientes de corto circuito, debido al efecto limitador de corriente, capacidad para interrumpir la corriente de corto circuito antes de que alcance su valor pico máximo. Al llegar a la corriente de fusión, los elementos fusibles se funden interrumpiendo el circuito en varios puntos en los que aparecen múltiples arcos eléctricos. La tensión se incrementa hasta llegar a un máximo (tensión de ruptura), limitándose la corriente. La arena sílica enfría y reduce la conductividad rápidamente. En el caso en el cual los fusibles estén instalados en los seccionadores interruptores bajo carga los valores de la corriente mínima de interrupción son de 1.8 a 2 veces la corriente nominal del fusible, esto es debido a la respuesta instantánea del perno percutor del fusible que provoca el disparo del mecanismo y la apertura de las tres fases simultáneamente.

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Los fusibles de alta tensión cuentan con un dispositivo de disparo (sistema percutor) accionado por un mecanismo de energía almacenada mediante un resorte precomprimido, que opera con una fuerza de 120 N (12 Kgf) y un recorrido de 35 mm, suficiente para accionar el mecanismo de disparo del seccionador.

Cálculo de Fusibles por tabla:

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Sabiendo la potencia nominal del transformador y por medio de la anterior tabla, se puede determinar el amperaje del fusible necesario para proteger dicho transformador y la instalación que alimenta.

Una vez teniendo los datos del fusible, se busca en la anterior tabla, el número de catálogo correspondiente al mismo para poder pedirlo. 6.11) Soleras o barras de cobre: Estas son las encargadas de conducir la corriente eléctrica por la subestación, desde la línea de acometida hasta la entrada del transformador de media tensión. Su maleabilidad , solidez, y resistencia a la torsión dada la forma en que están hechas, permiten formar estructuras rígidas que solo con esfuerzo mecánico se deforman, dando lugar así a asegurar que no se reduzca en ninguna parte del trayecto que recorren, la distancia entre fases o entre fase y tierra( laminados, puertas, etc.). Las mismas se trabajan dependiendo la subestación o el tipo de arreglo interno que se necesite, con ángulos y diferentes dobleces geométricos; siempre cuidando mantener la distancia de seguridad entre partes vivas y tierra o entre fase y fase (1cm por KV). En partes donde la posibilidad de mantener dicha distancia es poca o nula, se utilizan aislaciones hechas con funda termocontráctil, aumentando así la posibilidad de reducir distancias. Estas están hechas con cobre electrolítico, anteriormente se utilizaba aluminio como material conductor, pero sus dimensiones tenían que ser mas grandes. En cuando a las dimensiones: las Soleras de 1/4” x 1” pueden trabajar con una intensidad máxima de corriente nominal de 400 A, tomando en cuenta una densidad de 1600 A/ Pg2 (amperes por pulgada), para el caso de necesitar una corriente nominal de hasta 600 A se necesitarán soleras de 1/4” X 1 ½”, basándose en la misma densidad. Las soleras de cobre se fabrican para soportar temperaturas de 90 grados centígrados.

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Soleras de cobre electrolítico (generalmente se utiliza la forma rectangular)

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UNIDAD 7 MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES ELÉCTRICAS COMPACTAS 7.1) Operación y mantenimiento de una subestación compacta: El mantenimiento preventivo de una subestación compacta debe hacerse como mínimo cada seis meses e informar el estado de las instalaciones, así como las modificaciones, construcciones, ampliaciones y el buen estado y funcionamiento de los equipos en su caso, al Departamento de Plantas, Subestaciones y Líneas de la secretaría de Comercio y Fomento Industrial, Subdirección General de Electricidad. 7.2) Pasos a seguir antes de poner por primera vez en marcha una subestación: Después de que se encuentre debidamente instalada la subestación y antes de conectar a la red de suministro de alta tensión, verifique la rigidez de aislamiento en la misma, en todos sus componentes ( puede hacer esta prueba con un meger de capacidad adecuada, megometro, u otro dispositivo de medición de resistencia de partes vivas a tierra, de aisladores a barras colectoras de la parte superior de alimentación de los apartarrayos a neutro conectado a tierra, etc.) Nota: No obstante que todos los componentes han sido verificados de fábrica, podría suceder que durante el transporte los equipos sufrieran un golpe que dañara sus aislamientos. 1) Compruebe la conexión de sus transformadores y esté seguro que esté conectado debidamente para la

tensión de operación. 2) Asegúrese que las uniones portadoras de energía de alta tensión estén bien apretadas (recorrer todos

los tornillos), verifique los contactos en la cuchilla de paso, observando que existe buen contacto entre partes fijas y móviles, accione la palanca respectiva observando que con relativa facilidad entren las correspondientes cuchillas.

3) Verifique el funcionamiento del seccionador bajo carga, conectando y desconectando, para ello

introduzca suavemente en el orificio del disco externo del accionamiento el vástago de la palanca hasta la ranura roja, accione sin demasiada fuerza la palanca desde la posición “O” hasta la posición “I” observando que tanto las cuchillas principales como las de arqueo conecten con la precisión requerida y que el contacto es el adecuado.

4) Coloque los fusibles en los portafusibles observando la flecha indicadora en la posición correcta para

que en caso de un posible cortocircuito en operación la ruptura de elementos fusibles dispare automáticamente el seccionador evitando la operación monofásica o bifásica del transformador.

Observe que los clips de abrazadera de los fusibles tengan el adecuado contacto, colocar y extraer los fusibles cuidadosamente, de preferencia emplee alicates aislantes, emplee únicamente fusibles de la capacidad adecuada. Por último recomendamos que las subestaciones sean localizadas para su instalación en lugares o locales de atmósferas limpias, ya que en aquellas donde el ambiente está altamente contaminado con polvos (harinas, pelusas o alto contenido de silice o celulosa) deberá preverse una protección adicional a los gabinetes y así deberá indicarse en la orden de su pedido, ya que la acumulación del polvo que pueda trascender al interior y depositarse sobre los equipos bajo constante tensión, puede disminuir la rigidez dieléctrica, lo que producirá arqueos entre fases o entre partes activas y no portadoras de tensión, con los consecuentes daños, cortocircuitos, o incluso explosiones.

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IMPORTANTE: PONGA EN MARCHA LA SUBESTACIÓN ÚNICAMENTE DESPUÉS DE HABER EFECTUADO LAS PRUEBAS DE CAMPO AQUÍ DESCRITAS, NO LO HAGA ANTES DE HABERSE CERCIORADO REALMENTE DE QUE TODO ESTA EN ORDEN. 7.3) Secuencia de la operación para la puesta en marcha: Tenga a la mano guantes de hule debidamente garantizados y probados para la tensión de operación, casco de material plástico, tarima de madera y tapete aislante. a) Coloquese los guantes y casco de A.T y de preferencia mantenga desconectadas todas las cargas de B.T.

Proceda a cerrar todas las puertas de los gabinetes de A.T., conecte la cuchilla de paso( es de operación sin carga), proceda a conectar el interruptor bajo carga, observe la operación en vacío del transformador y conecte todo su sistema de baja tensión de mayor a menor y de forma progresiva.

b) Cuando ya estando en servicio la subestación y sea necesario desconectarla para realizar trabajos de

mantenimiento o eventualmente por fusión de algún fusible, observe las siguientes operaciones: cerciórese si se debió a un corto circuito momentáneo externo a la subestación y con la reposición del fusible dañado se normalizara su servicio.

c) Desconecte todas las cargas de B.T. y opere el seccionador hasta la posición “O”( aún desconectadas las

cuchillas por fusión del fusible, el disco indica la posición “I”, evitando con ello que la puerta de acceso al seccionador sea abierta ya que posee un trinquete que se libera únicamente hasta que el seccionador se coloca manualmente en la posición “O”).

d) Desconecte la cuchilla de paso de operación sin carga. e) Abra la puerta de la celda del seccionador bajo carga , déjela así por espacio de 15 segundos o 5 min( de

preferencia) antes de realizar algún trabajo dentro de ellas ( tiempo de desionización del medio) f) Proceda a aterrizar por medio de una pértiga debidamente conectada a tierra, las superficies de

contacto con los fusibles del portafusibles del seccionador bajo carga. Proceda al cambio de fusibles como se ha indicado anteriormente, y ya estando todo en orden, proceda a cerrar las puertas respectivamente , conecte primero la cuchilla de paso; y después el seccionador bajo carga al final.

Recuerde que un error en sistemas de Alta Tensión, puede ser el ultimo, tenga cuidado de seguir los pasos detallados anteriormente de forma consecutiva sin olvidar ninguno, y teniendo en cuenta cada detalle al hacerlo. 7.4) Limpieza y lubricación: La limpieza de aisladores, cámaras de arqueo, cuchillas principales, cuchillas auxiliares, clips, accionamientos de disco, accionamiento libre, soportarías y estructuras deberá hacerse con tetracloruro auxiliado con tela de algodón. Las cuchillas principales no deben lijarse, ni pulirse, ya que el recubrimiento de plata es mínimo, aunque se ponga negra la cuchilla sigue guardando sus condiciones de conductividad. Su lubricación debe ser una capa delgada de vaselina, y solamente en el punto de contacto. Las cuchillas secundarias no deben de lubricarse, debido a que en la conexión y desconexión generan altas temperaturas y producen ionización que puede dañar o perforar la cámara de arqueo. Deben de mantenerse perfectamente limpias para lograr la buena operación de las mimas.

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El accionamiento libre debe mantenerse perfectamente limpio y lubricarse con aceite delgado. El mantenimiento del accionamiento debe hacerse cada 4 meses, en caso de haber mucho polvo (polímero). No use grasa para lubricación, puesto que con la presencia de polvo puede trabarse el mecanismo y hacer una mala operación. Las de arqueo deben de mantenerse perfectamente limpias y libres de polvo y agentes químicos. Las terminales (casquillos) de los fusibles y los clips portafusibles no deben lijarse ni pulirse, solo limpiarse con tetracloruro. No deben usarse para lubricación y limpieza productos químicos abrasivos como la grasa molikote, thiner, etc. que puedan dañar la cámara de arqueo y recubrimientos de plata. El accionamiento de disco se limpia con tetracloruro y se lubrica con aceite delgado. 7.5) Cambio de partes: 1) Los aisladores se deben cambiar cuando estén agrietados o despostillados, puesto que absorben

humedad y pueden fallar. Si están manchados o poco flameados no es necesario cambiarlos. 2) Las cuchillas principales se cambian cuando han perdido el recubrimiento de plata o tienen

perforaciones a causa de arcos eléctricos. 3) Las cuchillas secundarias se cambian cuando la pastilla donde se efectúa el arco esta acabada o muy

rugosa por los flamazos eléctricos. 4) Las cámaras de arqueo se cambian cuando se nota desgaste en las mamparas planas o cuando se hace

necesario cambiar las cuchillas secundarias. 5) Los clips porta fusibles se cambian cuando han perdido su recubrimiento de plata o tienen

perforaciones de arcos eléctricos. 6) El accionamiento libre se cambia cuando se nota desgaste en el trinquete o se nota forzado aún

después de la limpieza y ajuste. 7) El accionamiento de disco se cambia cuando los pernos de abrir y cerrar están dañados. 8) El Acoplador aislante o palanca de tracción ajustable se cambian cuando están desgastados los

orificios de soporte, tienen alguna perforación o están manchados. 9) El contacto del lado de cierre se cambia cuando ha perdido el recubrimiento de plata. 10) Los fusibles se cambian cuando operan o están sujetos a sobrecargas continuas. 7.6) Puntos a inspeccionar en un mantenimiento preventivo: 1) Limpieza de los aisladores 2) Limpieza de las cámaras de arqueo y contacto lado cierre. 3) Limpieza d estructura 4) Limpieza de cuchillas principales y secundarias 5) Limpieza de accionamiento libre y de disco. 6) Limpieza de fusibles y portafusibles (clips) 7) Lubricación de cuchillas principales. 8) Lubricación de accionamiento libre y de disco. 9) Ajustes de navajas principales. 10) Ajustes de navajas secundarias. 11) Ajustes de accionamientos de disparo. 12) Ajustes de accionamiento libre

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13) Ajustes de accionamiento de disco 14) Instalación de rodillo y resorte de disparo 15) Ángulos y carreras del tubo de operación 16) Carrera de cuchillas principales y secundarias 17) Trinquetes de acoplamiento ( ajustes y estado) 18) Sistema de tierras 19) Ángulos de accionamiento} 20) Tortillería y soporte 21) Estado de aisladores, cámaras de arqueo, contacto lado cierre, cuchillas principales, cuchillas

secundarias, accionamientos, fusibles y portafusibles (clips) y acopladores. 22) Selección de fusibles. 7.7) Guía de localización de fallas:

No Problema Causas 1 Los fusibles explotan a) Baja C.I.

b) Envejecimiento (sobrecargas) c) Percutor desviado

2 Ionización a) Suciedad en cámaras de arqueo o contactos b) Suciedad en partes aislantes c) Recubrimiento de plata dañado en contactos y clips

3 El seccionador no abre a) Desajuste en trinquete de accionamiento libre b) Trabadas las levas de accionamiento libre (dañados pernos de cierre en pos. a) c) Desajuste en trinquete de accionamiento de disco.

4 Flamazos entre fases a) Ionización b) Parte ajena del seccionador callo en el mismo c) Sobrevoltajes d) Apartarrayos fallaron (por humedad generada del medio ambiente)

5 Baja velocidad de apertura

a) Rodillo del perno amortiguador cambiado o roto b) Suciedad en mecanismos

6 El fusible abre por sobrecargas

a) Mal seleccionado b) Envejecimiento por sobrecargas.

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