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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA

FACULTAD DE INGENIERÍA

ESCUELA DE ELÉCTRICA

DESARROLLO DE UNA METODOLOGÍA FORENSE PARA EL

DIAGNÓSTICO DE FALLAS EN TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS

TIPO POSTE EN LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE 23.9 KV DE ENELVEN

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO PARA OPTAR POR EL TITULO DE

INGENIERO ELECTRICISTA

PRESENTADO POR:

Br. SHORTT BRACHO, Christopher Stewart

C.I. 13.746.574

ASESORA ACADEMICA: ASESORA INDUSTRIAL:

ING. NANCY MORA DE MORILLO ING. CARLA MONTERO

Maracaibo, Mayo de 2005

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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA

FACULTAD DE INGENIERÍA

ESCUELA DE ELÉCTRICA





C.I. 13.746.574

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VEREDICTO

VEREDICTO

Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado: “DESARROLLO DE UNA

METODOLOGÍA FORENSE PARA EL DIAGNÓSTICO DE FALLAS EN

TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS TIPO POSTE EN LA RED DE

DISTRIBUCIÓN DE 23.9 KV DE ENELVEN” , presentado por el Br. SHORTT

BRACHO, Christopher Stewart., C.I: 13.746.574, para optar por el título de

INGENIERO ELECTRICISTA.

Jurado Examinador

Ing. Nancy Mora de MorilloC.I: 4.062.002

Asesora Académica

Ing. Arnaldo Largo Ing. Jorge TorresC.I: 9.785.008 C.I: 4.195.985

Jurado Jurado

Ing. Arnaldo LargoC.I: 9.785.008

Director Escuela Ingeniería Eléctrica

Ing. José F. BohórquezC.I: 3.379.454

Decano Facultad de Ingeniería

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DEDICATORIA

DEDICATORIA

A Dios por guiarme y estar siempre a mi lado durante todos mis

pasos.

A mi hermano Edward Shortt, quien es el mayor de mis hermanos y

digno ejemplo a seguir.

A mis padres por haber estado presente durante todos los triunfos y

obstáculos durante mi carrera.

A la Profesora Nancy Mora de Morillo, por su gran confianza, apoyo,

ánimo, dedicación, gran capacidad y sobre todas las cosas su desinteresada

voluntad por hacer de mi una persona de bien y un profesional digno de

afrontar los riesgos y obstáculos que ello implica.

Christopher Shortt

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AGRADECIMIENTO

AGRADECIMIENTOS

A Dios, por regalarme la bendición de alcanzar este triunfo, sin Él nada

de esto hubiese sido posible.

A mis Padres por brindarme el apoyo moral necesario y alentarnos

cada día para no dejarnos caer durante las adversidades que se presentaron.

A los Ingenieros Johny Fernandez, Erwin Linares, David Busot,

Heberto Paz, Carla Montero, Julio Parra, Augusto Abreu, Jairo Ocando,

Román Reyes, Bladimir, Jose Luis, Patricia Torres; a los Técnicos Roland

Garrido, Orlando Montesinos; y a todos aquellos que de una u otra forma

fueron partícipes del desarrollo de este Trabajo Especial de Grado.

Muy especialmente Ing. Nancy Mora de Morillo; por ser parte activa de

la realización de esta tesis, por AMANECER conmigo cubriendo cada detalle

para alcanzar un trabajo bien hecho.


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INDICE GENERAL

INDICE GENERAL

VEREDICTO.................................................................................................... i

DEDICATORIA ................................................................................................ii

AGRADECIMIENTOS.....................................................................................iii

INDICE GENERAL..........................................................................................iv

RESUMEN......................................................................................................iv

INTRODUCCIÓN............................................................................................ 1

CAPITULO I: EL PROBLEMA......................................................................... 6

1.1- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.................................................... 6

1.2- FORMULACIÓN DEL PROBLEMA......................................................... 91.3- OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN ................................................. 10

1.3.1- OBJETIVO GENERAL ............................................................ 101.3.2- OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................... 11

1.4- JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA...................................................... 12

1.5- DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN............................................ 14

1.5.1- DELIMITACIÓN ESPACIAL .................................................... 141.5.2- DELIMITACIÓN TEMPORAL .................................................. 15

CAPITULO II: MARCO TEÓRICO ................................................................ 17

2.1- ANTECEDENTES................................................................................. 17

2.2- RESEÑA HISTÓRICA DE ENELVEN................................................... 21

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INDICE GENERAL

2.3- BASES TEÓRICAS............................................................................... 28

2.3.1. EL TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN MONOFÁSICO...... 282.3.2. Aspectos Constructivos del Transformador de Distribución.......... 29

2.3.2.1. Núcleo. .......................................................................... 302.3.2.2. Devanados..................................................................... 332.3.2.3. Sistema de Aislamiento. ................................................ 352.3.2.4. El Aceite Dieléctrico....................................................... 49

2.3.3. ACCESORIOS.............................................................................. 532.3.3.1 Aislador de Alto Voltaje (Bushing AT). ............................. 542.3.3.2 Aislador de Bajo Voltaje (Bushing de BT). ....................... 55

2.3.3.3 Válvula de Sobrepresión. ................................................. 562.3.3.4 Luz Indicadora de Sobrecarga. ........................................ 572.3.3.5 Cambiador de Derivaciones (Tap Changer). .................... 58

2.3.4. PLACA DE CARACTERÍSTICAS ................................................. 592.3.5. NORMAS APLICABLES A TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIÓN....................................................................... 642.3.6. PRUEBAS REALIZADAS A LOS TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIÓN....................................................................... 652.3.7. BANCOS TRIFÁSICOS................................................................ 692.3.8. PROTECCIÓN EN LOS TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIÓN....................................................................... 77

2.3.8.1 Descargador de Sobretensión (Pararrayo)....................... 782.3.8.2 Fusible.............................................................................. 80

2.3.9. SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA............................................. 81

2.4- TIPOS DE FALLAS EN LOS TRANSFORMADORES......................... 83

2.5- DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS. ............................................ 89

2.6- MAPA DE VARIABLES........................................................................ 94

CAPITULO III: MARCO METODOLÓGICO................................................ 101

3.1- TIPO DE INVESTIGACION ................................................................ 101

3.2- DISEÑO DE INVESTIGACION........................................................... 102

3.3- TECNICA DE RECOLECCION DE DATOS........................................ 103

3.4- FASES DE LA INVESTIGACIÓN........................................................ 106

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INDICE GENERAL

CAPITULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................ 105

4.1- PROCEDIMIENTO ACTUAL APLICADO EN LA EMPRESA ENELVEN

PARA EL DIAGNÓSTICO Y CLASIFICACIÓN EN CUANTO AL

MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES FALLADOS EN LA RED DE

DISTRIBUCIÓN DE 23.9 KV....................................................................... 106

4.1.1. GENERACIÓN DE AVISOS ASOCIADOS AL REPORTE DE

UNA UNIDAD FALLADA:............................................................................ 108

4.1.2. PROCEDIMIENTO EJECUTADO POR EL TALLER DE

TRANSFORMADORES. ............................................................................. 110

4.2- CLASIFICACIÓN Y ANÁLISIS DE ESTADÍSTICAS RELACIONADAS

CON TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN TIPO POSTE EN LA RED

DE DISTRIBUCIÓN DE 23.9 KV DE ENELVEN......................................... 114

4.3- CÁLCULO Y SELECCIÓN DE LA MUESTRA A ESTUDIAR.............. 118

4.4- DISEÑO DE LA NUEVA METODOLOGÍA FORENSE PARA EL

DIAGNÓSTICO DE TRANSFORMADORES FALLADOS. ......................... 125

4.4.1.............Procedimiento para el desarrollo de La Nueva Metodología

Forense:...................................................................................................... 126

4.5. APLICACIÓN DE NUEVA METODOLOGÍA FORENSE PARA EL

DIAGNÓSTICO DE TRANSFORMADORES FALLADOS. ......................... 136

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INDICE GENERAL

CONCLUSIONES ....................................................................................... 146

RECOMENDACIONES............................................................................... 150

BIBLIOGRAFÍA........................................................................................... 154

ANEXO A.................................................................................................... 127

DETALLE DE INSTALACIÓN DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA EN EL

TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN TIPO POSTE............................ 127

ANEXO B: FORMATOS.............................................................................. 129

INSPECCIÓN EN SITIO (PTF 01) .............................................................. 129

PRUEBAS E INSPECCIÓN EXTERNA (PTF 02) ....................................... 129

INSPECCIÓN INTERNA (PTF 03).............................................................. 129

ANEXO C.................................................................................................... 133

MATRIZ CAUSA-EFECTO (PTF 04) .......................................................... 133

ANEXO D.................................................................................................... 135

MATRICES DE PONDERACIÓN................................................................ 135

ANEXO E.................................................................................................... 142

FORMATOS DE TRANSFORMADORES DESARMADOS EN

CAIVET....................................................................................................... 142

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INDICE GENERAL

ANEXO F .................................................................................................... 143


EL TALLER DE TRANSFORMADORES (AMPARO) ................................. 143

ANEXO G ................................................................................................... 144


TIVECA....................................................................................................... 144

ANEXO H.................................................................................................... 145

FOTOGRAFÍAS FORENSES DE TRANSFORMADORES DESARMADOS

EN EL TALLER DE TRANSFORMADORES (AMPARO) ........................... 145

ANEXO I ..................................................................................................... 146

FOTOGRAFÍAS FORENSES DE TRANSFORMADORES DESARMADOS

EN TIVECA................................................................................................. 146

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INDICE GENERAL

INDICE DE FIGURAS

Fig. 2.1 Transformador de Distribución......................................................... 29

Fig. 2.2 Partes de un Transformador de Distribución.................................... 30

Fig. 2.3 Tipo Acorazado................................................................................ 32

Fig. 2.4 Bobina de Baja Tensión en forma de Pletinas de Aluminio.............. 34

Fig. 2.5 Bobina de Alta Tensión de Cobre en Hilos Redondos..................... 34

Fig. 2.6 Devanado del Transformador de Distribución Elaborado Utilizando un

Torno. ........................................................................................................... 35

Fig. 2.7 Papel Kraft. ...................................................................................... 38

Fig. 2.8 Aisladores de Alto Voltaje ............................................................... 54

Fig. 2.9 Aisladores de Bajo Voltaje ............................................................... 55

Fig. 2.10 Válvulas de Sobrepresión .............................................................. 56

Fig. 2.11 Dispositivo Indicador de Sobrecarga ............................................. 57

Fig. 2.12 Cambiadores de Derivaciones....................................................... 59

Fig. 2.13 Placa de Características para Transformadores de Distribución. .. 60

Fig. 2.14 Conexión Trifásica Estrella – Estrella............................................. 71

Fig. 2.15 Conexión Trifásica Delta – Delta.................................................... 72

Fig. 2.16 Conexión Trifásica Delta – Estrella ................................................ 73

Fig. 2.17 Conexión Trifásica Estrella – Delta ................................................ 74

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INDICE GENERAL

Fig. 2.18 Conexión Trifásica Delta Abierta.................................................... 75

Fig. 2.19 Conexión Trifásica Estrella Abierta-Delta Abierta .......................... 76

Fig. 2.20 Descargador de Sobretensiones en Transformadores de

Distribución................................................................................................... 78

Fig. 2.21 Cortador con Fusible de Alta Tensión............................................ 80

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INDICE GENERAL

INDICE DE TABLAS

Tabla. 2.1 Tensiones Normalizadas en el Sistema de Distribución de

ENELVEN. .................................................................................................... 77

Tabla 2.2 Capacidades de Fusibles para Transformadores Tipo Poste en

Sistema 13.8/23.9 KV ................................................................................ 81

Tabla 4.1 Distribución Estándar Acumulada. .............................................. 119

Tabla 4.2. Tamaño de la Muestra por Marca.............................................. 123

Tabla 4.3. Porcentaje de Transformadores Fallados por Marcas y

Capacidades............................................................................................... 124

Tabla 4.4. Discriminación de Muestra por Marcas y Capacidades ............. 125

Tabla 4.5.Cantidad de Fallas Diagnosticadas............................................. 138

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INDICE GENERAL

INDICE DE GRÁFICOS

Gráfico 4.1. Porcentaje de Transformadores Fallados por Marcas............ 116

Gráfico 4.2. Porcentaje de Causas de Fallas............................................. 117

Gráfico 4.3. Porcentaje de Fallas Diagnosticadas. .................................... 139

Gráfico 4.4. Frecuencia para Evidencias en Fallas por Sobretensión........ 140

Gráfico 4.5. Frecuencia para Evidencias en Fallas por Sobrecarga. ......... 141

Gráfico 4.6. Frecuencia para Evidencias en Fallas por Cortocircuito Externo.

.................................................................................................................... 142

Gráfico 4.7. Frecuencia para Evidencias en Fallas por Defecto de

Fabricación. ................................................................................................ 143

Gráfico 4.8. Frecuencia para Evidencias en Fallas por Falta de Hermeticidad.

.................................................................................................................... 144

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RESUMEN

RESUMEN

SHORTT BRACHO, Christopher Stewart. Desarrollo de una metodologíaforense para el diagnóstico de fallas en transformadores monofásicostipo poste en la red de distribución de 23.9 KV de ENELVEN. TrabajoEspecial de Grado para obtener el Titulo de Ingeniero Electricista; Maracaibo

– Venezuela: Universidad Rafael Urdaneta, Facultad de Ingeniería, Abril2005.

En vista de la relevancia de conocer con precisión las causas quedeterminan las fallas de transformadores monofásicos tipo poste, instaladosen la red de distribución de 23.9 KV de la empresa ENELVEN, se desarrollóuna metodología forense para el análisis y diagnóstico de unidades falladas;basada en la experiencia propia del personal de esta empresa, así comotambién en la de otras empresas de servicio eléctrico, Fabricantes,Universidades y en la de Ingenieros reconocidos en esta área.

Esta metodología utiliza instrumentos de recolección de datos,diseñados para recabar evidencias físicas que pueden quedar en la unidaddespués que se le ha presentado la falla. También utiliza una Matriz Causa-

Efecto diseñada para facilitar la emisión de un diagnóstico acertado.Se aplicó esta nueva metodología a un conjunto de unidades

instaladas en los Municipios Maracaibo y San Francisco, cuyas capacidadesestán comprendidas entre 10 y 75 KVA; resultando que las principalescausas de falla corresponden a: Sobretensión, Sobrecarga, Defecto deFabricación, Operación ó Instalación Deficiente, Falta de Hermeticidad enTanque, Cortocircuito Externo y Daños de Terceros.

Palabras Claves: Causa, Diagnóstico, Falla, TransformadorMonofásico de Distribución tipo poste.

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INTRODUCCIÓN

INTRODUCCIÓN

Para las empresas que se encargan de la generación, transmisión,

distribución y comercialización de la energía eléctrica, es fundamental la

implementación de nuevos procedimientos orientados a la optimización de

sus procesos productivos.

Dentro de esos procesos se encuentra la red de distribución, la cual

está constituida por subestaciones de distribución, circuitos primarios y

secundarios, así como de transformadores de distribución; siendo estos

elementos instalados con sus respectivos equipos de maniobra y protección.

Dichas instalaciones de distribución pueden ser del tipo aéreas y del tipo

subterránea.

En las redes aéreas la indisponibilidad de un transformador de

distribución monofásico tipo poste afecta notablemente la continuidad del

servicio de los diferentes suscriptores que se sirven de esta unidad.

Estas interrupciones de servicio también afectan a los indicadores que

sirven para evaluar la calidad del suministro ofrecido por la empresa, por

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INTRODUCCIÓN

cuanto pueden ser penalizadas sino cumplen lo estipulado en la Ley de

Calidad del Servicio Eléctrico.

En este contexto, ENELVEN está analizando sus procesos para

identificar situaciones potenciales que puedan afectar dichos indicadores. De

allí surge la importancia de conocer las causas de fallas en los

transformadores monofásicos de distribución tipo poste, porque su

indisponibilidad afecta un importante número de suscriptores.

Actualmente, ENELVEN dispone de un procedimiento para el análisis

y diagnóstico de las fallas en ese tipo de transformadores, pero está

mayoritariamente sustentado en la experiencia del personal que labora en el

Taller de Transformadores, por lo cual es susceptible de mejora.

Por tanto, surge este Trabajo Especial de Grado con el propósito de

desarrollar una nueva metodología forense para la sistematización del

proceso a ejecutar en el análisis y diagnóstico de causas de falla en este tipo

de transformadores. El soporte técnico para esta nueva metodología está

constituido por la experiencia de algunos fabricantes, empresas de servicio

eléctrico, universidades y la de ingenieros reconocidos en esta materia.

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INTRODUCCIÓN

La selección de la muestra para validar este nuevo procedimiento

estuvo basada en un método estadístico, aplicado a una población de

transformadores fallados, instalados en los Municipios Maracaibo y San

Francisco, con capacidades comprendidas entre 10 y 75 KVA.

Se diseñaron formatos para la recolección de datos, tanto en el sitio de

instalación de la unidad fallada como en las propias instalaciones del Taller

de Transformadores; con el propósito de recabar evidencias físicas que

hayan quedado en el transformador fallado. De igual forma, se diseño una

Matriz Causa-Efecto como herramienta fundamental para el proceso de

análisis de falla y para emitir el diagnóstico de la causa de la anomalía

correspondiente.

Este Trabajo Especial de Grado está estructurado en cuatro capítulos.

El Capítulo I contiene el planteamiento y formulación del problema, los

objetivos propuestos, la justificación e importancia y la delimitación de la

investigación.

El Capítulo II representa la plataforma de conocimientos sobre la cual

descansa esta investigación; está conformada por los Antecedentes y Bases

Teóricas relacionadas con transformadores de distribución, sus equipos de

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INTRODUCCIÓN

protección y las evidencias físicas que caracterizan los diferentes tipos de

fallas que se suelen presentar en este tipo de transformadores.

En el Tercer Capítulo se encuentra el diseño de la investigación, el tipo

de investigación, las técnicas de recolección de datos empleadas y las

distintas fases en las cuales se llevó a cabo la investigación.

El capitulo IV esta constituido por los resultados de la investigación,

los cuales se encuentran desarrollados por fases.

Posteriormente, se encuentran las conclusiones obtenidas luego del

análisis de los resultados, con las respectivas recomendaciones. Finalmente

se complementa con anexos.

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CAPITULO I

EL PROBLEMA

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CAPITULO I EL PROBLEMA

CAPITULO I: EL PROBLEMA

1.1- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

La Corporación ENELVEN es la encargada del proceso que involucra

todo lo que respecta a la generación, transmisión, distribución y

comercialización de la energía eléctrica dentro de la región Zuliana en

Venezuela. Ésta corporación está integrada por las empresas ENELVEN

(Generación, Distribución, Comercialización, Centro de Servicios

Compartidos, Estrategia y Desarrollo, y Tecnología de Información),

ENELCO (ENERGÍA ELÉCTRICA DE LA COSTA ORIENTAL) y

PROCEDATOS.

Las empresas venezolanas del ramo eléctrico están siendo sometidas

a través de su ente regulador (Ministerio de Energía y Minas), a nuevos

direccionamientos para aumentar la calidad de sus servicios, sin embargo

por medio del anteproyecto de Ley de Calidad del Servicio Eléctrico estas

empresas en un futuro serán penalizadas si no cumplen con las exigencias

de dicha ley.

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En aras de cumplir con estas exigencias la empresa ENELVEN busca

adaptarse a los estándares actuales asociados a sus redes de distribución,

con el fin de mantener la calidad y continuidad del servicio eléctrico y por

ello se ha visto obligada a implementar constantemente nuevos

procedimientos que conlleven a la optimización de la distribución de la

energía eléctrica.

Para lograr la optimización del suministro de la energía eléctrica se

requieren varios factores entre los cuales se pueden citar la adecuada

operación de los equipos con las menores pérdidas posibles, así como

asegurar la disponibilidad de los mismos a través de la aplicación oportuna

de políticas de mantenimiento.

Uno de los componentes fundamentales de la red de distribución son

los transformadores monofásicos tipo poste, los cuales se encargan de

reducir los niveles de tensión primarios a valores estandarizados para el

consumo eléctrico local, residencial, o industrial.

La indisponibilidad de los transformadores de distribución monofásicos

tipo poste afectan la continuidad del servicio prestado por la compañía de

servicio eléctrico mediante sus redes de distribución.

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Los transformadores de distribución monofásicos debido a la función

que desempeñan pueden estar sometidos a variaciones de ciclos de carga

diaria, condiciones de sobrecarga, exceso en los niveles de tensión,

temperaturas ambientales que puedan ser elevadas, sistemas de

enfriamiento ineficientes, cortocircuitos internos y externos, descargas

atmosféricas, así como inadecuadas operaciones de maniobras en el sistema

donde estén conectados. Dichas condiciones anormales pueden originar

fallas en estos tipos de transformadores.

Por otra parte, todo transformador de distribución monofásico durante

su operación está sujeto a esfuerzos térmicos, eléctricos y mecánicos, los

cuales degradan el sistema de aislamiento eléctrico (esmalte de aislamiento,

papel, y aceite) y pueden influir sobre la incidencia de fallas.

Actualmente, en la red de distribución de 23.9 KV de ENELVEN en los

Municipios Maracaibo y San Francisco existen operando un número de

55.274 transformadores tipo poste, muchos de los cuales han presentado

fallas durante su servicio.

Específicamente, durante el período analizado se encontraron 612

unidades falladas con capacidades comprendidas entre 10 y 75 KVA, las

cuales habían sido instaladas en los Municipios Maracaibo y San Francisco.

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El período bajo estudio correspondió al mes de Abril y al lapso comprendido

desde Junio hasta Diciembre del año 2004.

Cuando un transformador falla es retirado del sistema y trasladado al

Taller de Transformadores de la empresa ENELVEN, en donde es sometido

a inspecciones y pruebas para determinar tendencias de manera que permita

el levantamiento de estadísticas a fin de establecer indicadores y posibles

causas de falla, para implantar acciones correctivas y reducir el número de

unidades falladas en sistema.

Las anteriores inspecciones y pruebas están enmarcadas en un

procedimiento que actualmente es aplicado por la empresa ENELVEN, que

puede ser susceptible a mejoras y actualizaciones.

Por tal motivo se planteó el presente Trabajo Especial de Grado con el

objeto de desarrollar una metodología forense para el análisis y diagnóstico

de fallas de transformadores monofásicos tipo poste conectados en la red de

distribución de 23.9 KV de la empresa ENELVEN.

1.2- FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

En este orden de ideas se formulan las siguientes interrogantes:

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¿Es posible desarrollar una metodología forense para el diagnóstico de fallas

de transformadores monofásicos tipo poste en la red de distribución de 23.9

KV de ENELVEN?

¿Cuáles son las causas de quema de transformadores monofásicos tipo

poste en la red de distribución de 23.9 KV de ENELVEN?

¿Cuáles acciones se pueden implantar para reducir el número de

transformadores monofásicos tipo poste fallados en la red de distribución de

23.9 KV de ENELVEN?

1.3- OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

En consecuencia con lo anteriormente planteado a continuación se

puntualizan los objetivos para una mejor visualización de la investigación.

1.3.1- OBJETIVO GENERAL

Desarrollar una metodología forense para el análisis y diagnóstico de

fallas de transformadores monofásicos tipo poste en la red de distribución de

23.9 KV de ENELVEN.

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1.3.2- OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Analizar el procedimiento actual utilizado en el taller de transformadores

de ENELVEN para la evaluación de transformadores fallados.

• Definir la metodología forense para la evaluación de transformadores tipo

poste fallados en la red de distribución de ENELVEN.

• Determinar las causas típicas de falla en transformadores tipo poste

basadas en análisis forenses a casos reales.

• Elaborar una matriz causa-efecto para el diagnóstico sistematizado de

falla de transformadores tipo poste.

• Diseñar instrumentos de recolección de datos para ser utilizados por el

personal técnico al momento de realizar la inspección del transformador

fallado.

• Realizar diagnóstico a una muestra de transformadores monofásicos tipo

poste de la red de distribución de 23.9 KV de ENELVEN, aplicando la

metodología forense desarrollada.

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1.4- JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA

Disponer de una metodología forense para el análisis y diagnóstico de

fallas en los transformadores monofásicos de distribución, tipo poste,

ofrecerá la ventaja de poder implementar un método más eficiente para el

diagnóstico de los transformadores fallados en comparación con el

actualmente empleado en el Taller de Transformadores de ENELVEN;

debido a que estará sustentado en la experiencia de la empresa y en la

normativa vigente que rige la construcción, operación y protección de éste

tipo de transformadores.

La metodología a desarrollar permitirá sistematizar todo el proceso

relacionado con el análisis y diagnóstico de fallas ya que contará con

indicaciones explícitas de las secuencias de pasos a seguir por el personal

encargado de ejecutar la evaluación de la unidad fallada; y a su vez contará

con instrumentos de recolección de datos en los que estarán incluidos

valores de referencia para los parámetros a considerar en el análisis acorde

a lo estipulado en las normas.

Precisar las causas de fallas en los transformadores de distribución

monofásicos tipo poste le permitirá a la empresa tomar acciones oportunas

que conlleven a la reducción de unidades falladas y/o quemadas, en pro de

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reducir el presupuesto asociado a reparaciones ó en su defecto a la

adquisición de nuevas unidades.

Este estudio tiene gran valor por cuanto la implantación de soluciones

estará dirigida a reducir causas de fallas concretas, detectadas en los

transformadores de distribución monofásicos tipo poste instalados en La Red

de Distribución de 23.9 KV de ENELVEN.

La implementación del instrumento de recolección de datos facilitará a

la empresa el historial requerido para la elaboración de estadísticas en el

seguimiento de los fabricantes y rebobinadotas que presenten elevados

índices de transformadores fallados.

El documento elaborado en esta tesis de grado, servirá de herramienta

para el entrenamiento y capacitación del personal técnico responsable del

proceso de evaluación de unidades falladas dentro del Taller de

Transformadores de ENELVEN; lo cual garantizará la emisión de

diagnósticos acertados y disminuirá el número de horas-hombres asociadas

a esta labor.

Esta reducción de horas-hombres implica un aumento en la

disponibilidad del personal técnico para ejecutar otras actividades y en

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consecuencia se genera una reducción de presupuesto, contribuyendo con

un aumento en la rentabilidad de la empresa.

1.5- DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN

La presente investigación se delimitó de la siguiente manera como se

indica a continuación:

1.5.1- DELIMITACIÓN ESPACIAL

Este estudio se centrará en transformadores de distribución tipo postehasta una capacidad de 75 KVA instalados en la red de distribución de 23.9

KV de ENELVEN en los municipios Maracaibo y San Francisco del Estado

Zulia.

La metodología forense será aplicada a una población finita de

transformadores de distribución monofásicos tipo poste fallados; la cual será

establecida bajo criterios estadísticos en función de la cantidad de

transformadores quemados en ENELVEN en los municipios Maracaibo-San

Francisco clasificando la población por capacidad y marca.

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1.5.2- DELIMITACIÓN TEMPORAL

Esta investigación fue realizada en el lapso comprendido entre los

meses de Mayo 2004 y Abril 2005.

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CAPITULO II

MARCO TEORICODERECHO

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CAPITULO II MARCO TEÓRICO

CAPITULO II: MARCO TEÓRICO

2.1- ANTECEDENTES

Para llevar a cabo esta investigación se tomaron en cuenta como

plataforma para la recopilación de fundamentos teóricos las siguientes

investigaciones:

El Trabajo Especial de Grado realizado en 1983 en la Escuela de

Ingeniería Eléctrica de La Universidad del Zulia, titulado: “NORMAS

ENELVEN PARA LA EVALUACIÓN DE FALLAS EN

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN” , elaborado por Mercedes del

C. Leal Torres y Ulises S. Morales González.

Esta tesis se dedica a describir las causas típicas de fallas en los

transformadores de distribución desarrollándose como un manual que sirve

de herramienta al momento de realizar evaluaciones de transformadores

fallados bajo garantía, ya que en él se especifican las características de los

diferentes tipos de fallas, y las evidencias físicas que quedan en los mismos

posteriores a dicha falla, así como también condiciones establecidas entre el

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fabricante y el comprador para atender reclamos durante el período de

garantía.

La metodología desarrollada en este trabajo especial de grado se

utilizó como apoyo y referencia para llevar a cabo los objetivos que se

persiguen en la presente investigación. Especialmente en lo concerniente a

la determinación de los criterios de análisis y en la elaboración de una nueva

metodología que será propuesta a la empresa ENELVEN para ser aplicada

en la evaluación y diagnóstico de transformadores tipo poste fallados en la

red de distribución.

Otro Trabajo Especial de Grado que sirvió sin duda de marco

referencial para esta investigación se titula: “ DISEÑO DE UN

LABORATORIO DE PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIÓN PARA LA NUEVA SEDE DEL CEPET TAMARE”,

elaborado por Carmen Y. Corrales y Milagros J. Méndez C. en 1990 en la

Escuela de Ingeniería Eléctrica de La Universidad del Zulia.

Consistió en la elaboración de una descripción completa del diseño de

un laboratorio de pruebas a transformadores requerido por el CEPET (Centro

de Formación y Adiestramiento de Petróleos de Venezuela y sus Empresas

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Filiales), así como también un estudio de la normativa vigente

correspondiente a las pruebas a transformadores.

El mencionado trabajo especial de grado se utilizó en la presente

investigación porque describe ampliamente las pruebas que se le deben

ejecutar a los transformadores de acuerdo con la normativa vigente

(CODELECTRA, ANSI, IEEE, NEMA, IEC y ASTM), y además permitió

conocer el procedimiento, los requerimientos de equipo y los criterios de

aceptación asociados a cada prueba.

Por otra parte, en calidad de soporte técnico y a los efectos de

precisar las evidencias físicas que quedan en un transformador después que

ha presentado una falla, fueron utilizados los documentos técnicos que se

mencionan seguidamente:

El Manual de la empresa CAIVET: “MANUAL DE PROCEDIMIENTOS

PARA DETERMINACIÓN DE FALLAS DE TRANSFORMADORES” , que

establece las pautas bajo las cuales se rigen las condiciones para reparar

transformadores que fallen durante el periodo de garantía.

La Guía Técnica Colombiana GTC 71 (2000-12-15): “ GUÍA PARA LA

RECLAMACIÓN DE GARANTÍAS DE TRANSFORMADORES” , certificada

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por el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, ICONTEC;

que establece los principios generales para atender las reclamaciones de

transformadores secos y sumergidos en líquido refrigerante, trifásicos hasta

800 KVA y monofásicos hasta 167 KVA, con tensiones hasta 46 KV, que

presenten fallas o defectos durante el período de garantía.

El “MANUAL DE EVALUACIÓN DE FALLAS DE

TRANSFORMADORES” , (50120-001) publicado en el año 1980 por la

empresa CADAFE, en el que se estipulan los requisitos que debe cumplir un

transformador para considerar que sus condiciones son óptimas; además se

describen los indicios que en él se pueden observar interna y externamente

después que ha evidenciado una falla.

El Manual elaborado en el año 2000 por el Ing. Xavier Garrido,

titulado: “ TALLER DE ENSAYOS, ANÁLISIS DE FALLAS Y

MANIPULACIÓN DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN” ; el cual

ofrece conocimientos sobre el propósito y los criterios de aceptación de los

ensayos de recepción en fábrica y su relación con los ensayos de diagnóstico

para la investigación de fallas, además de emitir recomendaciones en el

manejo, embalaje, preservación y transporte de transformadores.

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Se instaló una nueva planta en el sector la Arreaga, conocida hoy

como “Central Termoeléctrica Ramón Laguna”.

Años más tardes, en 1940, todavía bajo la propiedad del consorcio

canadiense, se registra la empresa en Maracaibo y cambia la rozón social a

C.A. Energía Eléctrica de Venezuela.

Con este nombre la empresa comenzó a expandirse hacia el área rural

en la década del setenta y adquiere las plantas ubicadas en las zonas de

Perijá y Colón. Es así como fue ampliando sus áreas de influencia, hasta

cubrir toda la Costa Occidental y Sur del Lago de Maracaibo.

En 1973 se inaugura la “Central Termoeléctrica Rafael Urdaneta”, la

segunda en importancia que posee.

Para 1976, el fondo de Inversiones de Venezuela adquiere las

acciones mayoritarias de ENELVEN, convirtiéndose en empresa del Estado

Venezolano.

Con ello se traspasan cincuenta y dos años de experiencia de este

nuevo consorcio a la organización, desde el punto de vista de enseñanza

administrativa y gerencial.

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Período 1981 – 1988:

En 1981 se produce la interconexión de ENELVEN con el Sistema

Eléctrico Nacional (SEN) a través de un cable que pasa por debajo de la

plataforma del Puente sobre el Lago.

La segunda interconexión con el SEN entra en funcionamiento en

1985, con la línea de 230 KV que une las subestaciones “El Rincón y

“Peonías.

El tendido sublacustre permite transportar la electricidad desde El

Tablazo, en la Costa Oriental, hasta la subestación “Peonías” en la Costa

Occidental.

El 11 de Marzo de 1987, se instala una línea de 24 KV desde la

subestación “Santa Bárbara” de ENELVEN hasta la subestación “San Carlos”

de CADAFE, para una tercera interconexión.

El primero de Diciembre de 1988, ENELVEN suscribe con CADAFE,

EDELCA y ELECTRICIDAD DE CARACAS el nuevo contrato de

interconexión nacional, incorporando de esta manera la vos y el voto de la

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empresa a las discusiones que a nivel nacional se implementen en materia

de planificación y generación del Sistema Interconectado Nacional.

Año 2001:

A partir del primero de Enero del 2001, ENELVEN se sumerge en un

proceso de transformación integral, debido a factores básicamente

económicos que envuelven la problemática del sistema eléctrico de

Venezuela, y que se resumen a través del mandato de segmentación

contenido en el Decreto con Rango y Fuerza de Ley del Servicio Eléctrico

(1999), el cual define la separación jurídica de las actividades que conforman

el suministro de electricidad, buscando una mayor transparencia en la

gestión y regulación de las mismas.

De allí se generó la nueva estructura organizativa de la empresa,

resultando 5 unidades estratégicas de negocio diversificando su servicio en

áreas de Energía, Telecomunicaciones y Tecnología de Información.

El 3 de Agosto, ENELVEN es adscrita al Ministerio de Energía y Minas

según gaceta Oficial No. 37.253.

Año 2003:

A partir de este año se implementó una de las nuevas tecnologías a

través del Proyecto Compensación en Serie 400 KV para la subestación El

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Tablazo, como parte de un plan nacional que tiene como objetivo aumentar la

capacidad de transferencia de Energía Centro Occidente, a través de la

instalación de bancos condensadores en serie en las líneas de 400 KV.

El 24 de Octubre, en el marco de los 115 años de la Corporación y en

presencia del Presidente de la República Hugo Chávez Frías, fue inaugurada

la fase de arranque de la nueva sede Central Termoeléctrica

“TERMOZULIA”, con un aporte de 300 megavatios al Sistema Interconectado

Nacional (SIN).

Así mismo, desde el 29 de Diciembre del mismo año, entró en

funcionamiento la nueva plataforma SAP – CCS, estrategia enmarcada en el

Proyecto Enlace para atender la necesidad de cambiar el sistema actual de

interacción con el cliente por uno que integre las diferentes áreas de la

organización.

Entre sus bondades se puede destacar: total consistencia e integridad

de los datos, oportunidad para obtener información gerencial que facilite la

toma de decisiones, mayor integración funcional para una mejor atención y

gestión de clientes, menor tiempo de entrega de información vital, entre otros

aspectos.

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La Corporación ENELVEN está conformada por cuatro empresas que

desempeñan actividades propias en el sector eléctrico, como lo son:

ENELVEN Generadora (Enelgen), ENELVEN Distribuidora (ENELDIS C.A.),

ENELVEN Costa Oriental (Enelco) y en el área de Telecomunicaciones y

Tecnología de Información ().

Sin embargo a partir de la fecha 05/11/2004 en la resolución No.

2209-A la Junta Administradora aprueba la modificación del esquema

organizacional actual de 5 Empresas (Enelven, Eneldis, Enelgen, Enelco y

Procedatos) hacia uno de 3 empresas:

– Enelven Enelco Procedatos

• Enelven: Separación basada en Divisiones con enfoque a actividades,

manteniendo la separación contable.

– Generación, Distribución, Comercialización, Centro de

Servicios Compartidos, Estrategia y Desarrollo, y

Tecnología de Información.

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2.3- BASES TEÓRICAS

2.3.1. El Transformador de Distribución Monofásico.

Un transformador monofásico de distribución, tal como se ilustra en la

figura 2.1, es el último transformador en el sistema de utilización, el cual da la

transformación de voltajes primarios de distribución a voltajes que pueden

ser utilizados directamente por el usuario; de allí que el propósito de los

transformadores de distribución es suministrar potencia al consumidor.

Para aplicaciones residenciales, estos transformadores están

designados para producir un bajo voltaje al usuario de 240/120 V ó

480/240 V.

Los transformadores de distribución también son usados para alimentar

pequeñas cargas industriales y comerciales, en las cuales los voltajes del

secundario deben ser del orden de los 120 V, 240 V y 480 V.

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Fig. 2.1 Transformador de Distribución.Fuente: Christopher Shortt.

2.3.2 Aspectos Constructivos del Transformador de Distribución.

Un transformador de distribución está constituido principalmente por dos

devanados dispuestos en un núcleo ferromagnético (Figura 2.2). El devanado

de AT está diseñado con derivaciones para permitir regulación de tensión,

mientras que la parte de BT está constituida por dos bobinas separadas de

iguales características.

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Terminal de AT

Tapa PrincipalVálvula deSobre resión

Placa de

Características

Núcleo

Bobinas

Aislador de BT Cambiador deDerivaciones

Tanque

Salidas de BT

Terminal de BT

Aislador de AT

Puente de AT

Fig. 2.2 Partes de un Transformador de Distribución.Fuente: Manual ENELVEN.

2.3.2.1. Núcleo.

Se denomina núcleo del transformador el sistema que forma su

circuito magnético, éste está conformado por laminaciones de acero que

tienen pequeños porcentajes de silicio (alrededor del 4%) y que se

denominan “Laminaciones Magnéticas”, estas laminaciones tienen la

propiedad de tener pérdidas relativamente bajas por efecto de histéresis y de

corrientes circulantes.

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Las laminaciones se disponen o colocan en la dirección del flujo

magnético, de manera que los núcleos para transformadores están formados

por un conjunto de laminaciones acomodadas en forma y dimensiones

requeridas. La razón de usar laminaciones de acero al silicio en los núcleos

de las máquinas eléctricas, es que el silicio aumenta la resistividad del

material y entonces hace disminuir la magnitud de las corrientes parásitas o

circulantes y en consecuencia las pérdidas por este concepto.

En el caso de los transformadores de gran potencia, se usan las

llamadas “Laminaciones de Cristal Orientado” apiladas entre sí, cuyo espesor

es de algunos milímetros y contienen entre 3% y 4% de silicio, se obtienen

de material laminado en caliente, después se hace el laminado en frío, dando

un tratamiento térmico final a la superficie de las mismas. En este tipo de

laminación cuando se someten al flujo en la dirección de las laminaciones,

presentan propiedades magnéticas mejores que la laminación “normal” de

acero al silicio usada para otro tipo de transformadores.

En el caso de los transformadores de distribución se utilizan

laminaciones de acero al silicio del tipo arrolladas, con un espesor milimétrico

parecido al de los transformadores de potencia, proveniente de un material

laminado en caliente y en frío para posteriormente darle un tratamiento

térmico final a las superficies de las mismas.

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El circuito magnético está compuesto por las columnas, que son las

partes donde se montan los devanados, y las culatas, que son las partes que

realizan la unión entre las columnas. Los espacios entre las columnas y las

culatas, por los cuales pasan los devanados, se llaman ventanas del núcleo.

Según sea la posición relativa entre el núcleo y los devanados, los

transformadores se clasifican en Tipo Acorazado, en los que los devanados

están en su mayor parte abrazados “acorazados” por el núcleo magnético; y

del Tipo núcleo, en los que son los devanados los que rodean casi por

completo el núcleo magnético. El núcleo Tipo Acorazado es comúnmente

utilizado en la construcción de transformadores de distribución (Figura 2.3).

Fig. 2.3 Tipo AcorazadoFuente: Serwestca.

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2.3.2.2. Devanados.

Los devanados de los transformadores de distribución constituyen el

circuito eléctrico de los mismos, y están formados por capas concéntricas de

conductores aislados eléctricamente entre sí utilizando generalmente barniz y

papel aislante especial.

Para el caso de las bobinas de baja tensión están hechas de aluminio

en forma de láminas cubiertas con un papel especial impregnado con una

resina “epoxy” (papel Kraft), que se adhiere a la capa inmediatamente

superior; para sellarla y conferirle rigidez y solidez, después de someter al

transformador a un proceso de secado al horno; en la figura 2.4, se aprecian

las salidas del devanado de BT construidas con el material anteriormente

mencionado. Por otra parte, las bobinas de alta tensión son de alambre de

cobre en forma de hilos redondos (para diámetros inferiores a 4 mm), como

se ilustra en la figura 2.5, ó en forma de pletinas de cobre cuando se

requieren secciones mayores.

Para la construcción de las bobinas se utilizan hormas adaptadas a

tornos de montaje, controladas a través de sistemas automáticos, de manera

de lograr una calidad uniforme en la producción como se ilustra en figura 2.6.

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Fig. 2.4 Bobina de Baja Tensión en forma de Pletinas de AluminioFuente: Christopher Shortt.

Fig. 2.5 Bobina de Alta Tensión de Cobre en Hilos RedondosFuente: Christopher Shortt.

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Fig. 2.6 Devanado del Transformador de Distribución Elaborado Utilizando un Torno.Fuente: Universidad de España.

Por otra parte es importante resaltar que las consideraciones que

orientan desde el punto de vista de diseño, la disposición de los devanados,

son aquellas referentes al enfriamiento, el aislamiento, la reactancia de

dispersión y a los esfuerzos mecánicos.

2.3.2.3. Sistema de Aislamiento.

El aislamiento entre bobinas adyacentes generalmente es sólido, para

proporcionar un soporte mecánico y dar una alta rigidez dieléctrica

relativamente respecto a las tensiones transitorias elevadas de corta

duración.

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Las propiedades eléctricas de los materiales aislantes juegan un papel

crucial dentro de la vida útil del núcleo, devanado y en conclusión del propio

transformador.

Las principales propiedades que determinan la factibilidad de uso de

un material aislante son la resistividad eléctrica, la tensión disruptiva, la

permeabilidad y la histéresis dieléctrica. En adición a las propiedades

dieléctricas, se deben considerar también las propiedades mecánicas y su

capacidad para soportar la acción de agentes químicos, el calor y otros

elementos presentes durante su operación.

Uno de los factores que más afectan la vida de los aislamientos, es la

temperatura de operación de los transformadores, localizados en ciertos

elementos principales como lo son el núcleo y los devanados, originando

pérdidas por Efecto de Histéresis y/o las corrientes circulantes en las

laminaciones. Adicionalmente pueden generarse pérdidas por Efecto Joule.

Todas estas pérdidas producen calentamiento en los transformadores, y por

ende es recomendable reducir este calentamiento a valores que no resulten

perjudiciales o peligrosos para los aislamientos, por medio de la aplicación de

distintos medios de enfriamiento.

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El propósito de mantener en forma confiable y satisfactoria los límites

de elevación de la temperatura de operación del transformador sin perjudicar

su efectividad, radica en minimizar los efectos que puedan causar los

mismos sobre los aislamientos.

La expectativa de vida de un transformador esta relacionada

directamente con la condición en que se mantenga el sistema aislante (aceite

y papel). Se puede decir que la vida del transformador depende del estado

en que se encuentra el aislante sólido (especialmente el papel), ya que el

aceite puede ser tratado y recuperado a sus condiciones originales, pero la

degradación de la celulosa es irreversible. Las estadísticas llevadas a cabo

durante muchos años han demostrado que el 85% de fallas de los

transformadores tienen su origen en deficiencias del sistema dieléctrico o de

aislamiento.

Las deficiencias que presenta el sistema aislante de un transformador

se pueden medir en su justa dimensión cuando se analizan los efectos

originados por la presencia de agua, el sobrecalentamiento del equipo y la

sobrecarga eléctrica en los diferentes tipos de materiales aislantes utilizados.

En los devanados de los transformadores de distribución el

aislamiento, se provee a través del barniz con el que se impregnan los

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conductores de cobre utilizados en AT, y el papel aislante tipo kraft, (Figura

2.7) empleado para aislar las láminas de aluminio de BT y también las capas

de AT. Para darle consistencia mecánica la parte activa (núcleo y devanado),

se somete a un proceso de horneado a cierta temperatura, con lo cual

adquieren la rigidez mecánica necesaria.

Fig. 2.7 Papel Kraft.Fuente: Serwestca.

No obstante, los aislamientos sólidos de un transformador de

distribución envejecen y aunque conserven unas buenas cualidades

dieléctricas, se tornan quebradizos con el tiempo, y su fragilidad puede

originar cortocircuitos.

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Las principales causas que provocan el envejecimiento de los

aislantes sólidos son: la temperatura, la humedad y el contenido de oxigeno

asimilado por el aceite.

Efectos del agua sobre el sistema aislante.

El agua presente en un transformador de potencia puede provenir de

una o más de las siguientes fuentes:

• La humedad residual contenida en el sistema dieléctrico o de aislamiento,

luego del secado del transformador.

• La humedad absorbida por el aceite desde la atmósfera con la cual está

en contacto.

• El agua que se produce durante las reacciones de oxidación del aceite

dieléctrico y la celulosa del papel aislante.

• Debido a sus características físico – químicas, el agua puede causar

muchos daños al sistema aislante así como a otros componentes del

transformador de distribución, ya que de una u otra manera, los efectos

de esas características afectan la eficiencia de casi todos los elementos

presentes en el equipo.

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Las características más sobresalientes del agua, considerada como

compuesto químico activo, son las siguientes:

• Es un compuesto polar, es decir, es atraída hacia uno de los polos y, por

tanto, conduce corriente eléctrica.

• Es un elemento fuertemente electropositivo, por lo tanto es atraída hacia

los electrodos cargados negativamente; de modo que cuando el agua se

encuentra presente en el aceite de un transformador, tenderá a

concentrarse en el área energizada del equipo.

• El agua es un solvente universal por excelencia y disuelve en mayor o

menor grado a casi todos los elementos y compuestos conocidos, los

cuales al estar disueltos en el agua la hacen más conductora de la

electricidad. En el caso específico del agua presente en el aceite del

transformador, ésta se asocia a los ácidos orgánicos que se forman de la

oxidación de los hidrocarburos y contribuye así a hacer más conductor a

dicho aceite.

• El agua es un catalizador activo para un gran número de reacciones

químicas y de todas las reacciones bioquímicas, por ello su presencia en

el aceite del transformador y en la celulosa del papel, presentes en el

transformador, contribuye a oxidar y degradar dichos materiales.

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• El agua es por si sola una sustancia corrosiva frente a la mayoría de los

metales y en especial de las aleaciones ferrosas presentes en los

núcleos, tambores y radiadores de los transformadores. Su acción

corrosiva aumenta considerablemente cuando se combinan con los

ácidos orgánicos derivados de la oxidación del aceite de transformador.

Unida a los óxidos de nitrógeno (NO y NO2) que se forman durante las

descargas eléctricas que pueden presentarse en el transformador, forma

ácidos nitrosos y nítricos, respectivamente, que son corrosivos frente a

todos los metales presentes en el equipo. La corrosividad del agua es

mayor cuando se encuentra en estado líquido, por lo cual su efecto es

más evidente en los radiadores de los transformadores, en los cuales se

condensa por efecto de la disminución de la temperatura.

• Los ácidos orgánicos contienen grupos polares electronegativos que son

atraídos por el agua (electropositiva), lo cual hace que disminuya

considerablemente la tensión interfacial del sistema agua - aceite. La

disminución de la tensión interfacial del aceite del transformador indica

que éste se encuentra en un estado incipiente de oxidación o

degradación.

Hay diferentes formas en que el agua se encuentra en el

transformador:

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a.- Agua Disuelta (Molecular) en el Aceite: es bien conocida la frase

“agua y aceite no se mezclan”, no obstante se sabe que el aceite de

transformador disuelve pequeñas cantidades de agua cuya magnitud

depende de la temperatura a la cual éste se encuentra sometido.

b.- Agua suspendida en el aceite: Cuando un aceite de transformador

se encuentra saturado de agua a una cierta temperatura y se le enfría hasta

una temperatura marcadamente menor, el exceso de agua que contenía a la

temperatura mayor, se condensa y queda suspendida en el seno del aceite

en forma de pequeñas gotas. Si la temperatura sigue bajando, estas gotas

aumentan de tamaño, se unen entre si y finalmente se precipitan hasta el

fondo del recipiente que contiene el aceite.

c.- Agua depositada en el fondo del transformador : Cuando en el

aceite se suceden cambios alternos de temperatura, aumentos y

disminuciones considerables en forma periódica y mientras el aceite está en

contacto con la atmósfera, es posible que el aceite tome agua de ésta y por

el proceso de disolución y condensación lo deposite en el fondo del

transformador. El agua allí depositada no tiene mayores efectos inmediatos

en el comportamiento o eficiencia del transformador, no obstante su

presencia oxida el tanque del transformador, contribuye a la degradación del

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Efectos del sobrecalentamiento sobre los elementos del sistema

aislante.

Tanto el aceite como la celulosa, presentes en el papel aislante que

forma parte de los transformadores, sufren un proceso lento de

descomposición cuando se encuentran en contacto con el agua y con los

agentes atmosféricos, oxígeno y luz solar.

Ese proceso de descomposición se acelera considerablemente

cuando los hidrocarburos y la celulosa son sometidos a moderadas y altas

temperaturas, pero la forma en que sucede la descomposición varía

considerablemente en ambos materiales.

a.- Aceites aislantes.

En la mayoría de las reacciones químicas, el calor es el mayor

acelerador. Como se espera, el tiempo de combinación química del oxígeno

con el aceite varía dependiendo de la temperatura a la que está operando eltransformador. A 75°C por ejemplo, toma aproximadamente 5 días para

combinarse con oxígeno; en cambio a 50°C toma varios meses.

b.- Celulosa de papel aislante.

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Las moderadas y altas temperaturas que se generan en las

operaciones anormales o durante los periodos de sobrecarga de los

transformadores de potencia también causan descomposición en la celulosa

de la cual se compone el papel aislante.

Aproximadamente el 90% del deterioro de la celulosa es de origen

térmico. Las elevadas temperaturas aceleran el problema del envejecimiento

al reducir la rigidez mecánica y dieléctrica. Hay otros efectos secundarios

como la depolimeración de la celulosa y la producción de agua, materiales

ácidos y gases. El mecanismo de esas reacciones es poco conocido, pero si

es bien conocido el hecho de que los productos de esas reacciones son:

monóxido de carbono, dióxido de carbono y agua.

Efectos de la sobrecarga eléctrica.

El efecto que causa la sobrecarga eléctrica en la celulosa es

aparentemente insignificante, pero no lo es el sobrecalentamiento que en ella

pueden producir las chispas intermitentes y/o arcos eléctricos, entre los

conductores separados por láminas de dicho material. Mientras que en los

aceites aislantes la sobrecarga eléctrica por si sola, aun a temperaturas

normalmente bajas, si puede producir efectos característicos entre ellos:

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producción de gases en los que se basa el estudio cromatográfico. Entre las

consecuencias de las sobrecargas se encuentran:

• Producción del efecto Corona.

• Producción de chispas y arco eléctrico.

Efectos combinados de la presencia de agua, el sobrecalentamiento y la

sobrecarga eléctrica sobre el sistema aislante de un transformador.

Indiscutiblemente, los factores mencionados anteriormente no pueden

actuar separadamente en un transformador ya que, unos se derivan de otros

o por lo menos aumentan su efecto como consecuencia de la presencia de

otro factor o de otros factores. Así se tiene por ejemplo, el caso en el que se

puede comprobar que el paso de las descargas eléctricas a través del aceite

dieléctrico, incide en la formación de olefinas (etileno) a temperaturas

considerablemente mas bajas (250°C) que las necesarias pare producirlas

en condiciones de sobrecalentamiento solamente (400°C). Por lo tanto, se

puede concluir que la interrelación existente entre los diversos factores

mencionados, tiende a producir una serie de fenómenos que pueden afectar

el normal funcionamiento de los transformadores.

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Entre estos fenómenos se deben destacar los siguientes:

• Pérdidas de corriente a través del sistema aislante, debido a la presencia

de agua, las cuales son medidas por el factor de potencia del sistema

aislante.

• Efecto corona como resultado del incremento de voltajes en los

conductores.

• Ionización de los gases presentes en el transformador, debido al efecto

corona, y con ella la formación de óxidos de nitrógeno que al

combinarse con el agua producen ácidos nitroso y nítrico, fuertemente

corrosivos.

• Chispas entre conductores, esto es debido a que la resistencia dieléctrica

del material que los separa, ha sufrido una disminución, lo cual a su vez

es debido al efecto combinado de la ionización de los gases y la

presencia de agua en el sistema.

• Arco eléctrico entre conductores, como resultado de la disminución de la

resistividad dieléctrica de los componentes del sistema aislante.

• Sobrecalentamiento, debido a contactos defectuosos entre componentes

energizados, a las chispas y/o al arco eléctrico.

• Producción de gases combustibles, como resultado de la descomposición

del aceite aislante y la celulosa del papel aislante.

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• Explosión del transformador, como consecuencia de la sobrepresión

originada por la formación y/o combustión de gases combustibles (H2,

CH4, C2H6, C2H2, C2H4).

• Incendio del transformador, esto ocurre debido a la presencia simultánea

de los gases combustibles, altas temperaturas y fuentes de ignición.

En función a lo planteado, es de vital importancia tratar de evitar o

mantener al mínimo la influencia de cada uno de los factores que contribuyen

en la ocurrencia de los fenómenos mencionados, pues de ese modo la

condición de equilibrio operacional, se puede mantener por el mayor

tiempo posible sin que se produzcan efectos perjudiciales a la operación y la

vida útil del transformador.

No obstante, es importante resaltar el hecho que en los últimos años

la tendencia en el diseño de transformadores ha sido la de reducir el tamaño

del equipo, lo que trae como consecuencia una menor cantidad de aceite

dieléctrico. Una de las funciones del aceite aislante es la de enfriar al

transformador, por lo tanto al disminuir su volumen se tiende a aumentar

considerablemente las posibilidades de recalentamiento en el transformador.

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Otra tendencia que también ha contribuido a esa situación es la de

sobrecargar los transformadores por encima de su capacidad nominal, lo cual

implica acortar la vida útil del transformador si no se le practica el debido

mantenimiento en el tiempo preciso.

2.3.2.4. El Aceite Dieléctr ico.

En la actualidad el aceite, es considerado como uno de los mejores

medios de refrigeración superior a la del aire, ya que no solo posee buenas

propiedades dieléctricas, sino que también actúa como aislante eléctrico y

protege a los aislamientos sólidos contra la humedad y el aire; elementos

sumamente perjudiciales en la vida útil del transformador. Es por ello que

dependiendo del tipo de función, capacidad, exposición y mantenimiento en

el ámbito de los transformadores es necesario desglosar los tipos de aceites

existentes en el mercado según su aplicabilidad para dicho sector.

Hasta 1.925 se utilizó un aceite de parafina como liquido dieléctrico en

los transformadores. Los problemas que presentaron estos aceites de base

parafínica fueron numerosos y se resolvieron cambiando a un aceite de base

nafténica. Como siempre la respuesta a un problema conduce a otros

problemas. Por ejemplo, los productos de descomposición del aceite de base

parafínica del transformador se caracterizaron por lo siguiente: los ácidos for-

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mados eran inocuos y no ocasionaban mayores problemas al aislamiento de

Papel Kraft. Por tal razón, el nivel de acidez el cual los fabricantes

consideraban problemático era 0,70 mgKOH/g.

Desafortunadamente, numerosas personas aun emplean este patrón

para evaluar aceites de base nafténica para su propia confusión y perjuicio.

Los lodos formados por aceites de base parafínica son

extremadamente fuertes, abrasivos, químicamente inertes y actúan como

una barrera térmica. Una vez formados, los lodos se convierten en parte

permanente del transformador. Los lodos se forman en los aceites

parafínicos aproximadamente cuando el número de acidez alcanza 1,0

mgKOH/g, demostrando así que se consideró bien un numero de acidez de

0,70 mgKOH/g. Las empresas de servicios públicos y la industria podrían

vivir con estos problemas (ácido y lodo).

El problema que originó el cambio a aceites nafténicos fue las

características de temperatura de fluidez crítica. Los aceites con base de

parafina sin aditivo tenían una temperatura de fluidez critica de –10ºC

mientras, que la temperatura de fluidez crítica para aceites nafténicos era de

– 40ºC. Se produjo la congelación de los tanques de conservación y tuberías

llenas con aceite de parafina que causó ruptura en la estructura de los

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tanques y llevó a la decisión de seguir con los nafténicos. Esta fue una

selección excelente, este tipo de aceite ha servido a la industria eléctrica

bastante bien desde 1.925 hasta 1.973 cuando la crisis petrolera golpeo al

mundo.

El problema presentado por los aceites nafténicos en 1.925 fue el

siguiente: los ácidos formados eran más potentes en contraste con los ácidos

más inocuos de los aceites de base parafínica y además tienen un voraz

apetito por los materiales orgánicos, tales como el papel de aislamiento

empleado en la construcción de transformadores.

a.- Productos de descomposición del aceite dieléctrico.

- Peróxido.

- Ácido.

- Alcohol.

- Agua.

- Jabones Metálicos.

- Lodos.

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Función Refrigerante:

La eliminación del calor provocado por las pérdidas es necesaria, para

evitar una temperatura interna excesiva que podría acortar la vida del

aislamiento.

El aceite se mueve generalmente hacia arriba a través de los

conductos del núcleo y de las bobinas, elevándose su temperatura al ir

circulando.

Generalmente por efecto de un proceso de convección natural que se

origina internamente en el transformador de distribución el aceite con

temperatura menos caliente tiende a bajar hacia el núcleo; mientras que el

aceite más caliente tiende a subir; repitiéndose el ciclo de circulación del

aceite dentro del transformador disminuyendo la temperatura.

Además, debido a que el aceite es un buen conductor térmico puede

llevar, rápidamente, hacia fuera el calor originado en las diferentes partes del

transformador.

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Función Aislante:

Debido a que el aceite dieléctrico posee propiedades aislantes, éste

permite operar al transformador con tensiones más elevadas, puesto que la

rigidez dieléctrica del aceite es 6 veces la del aire, pero con el pasar del

tiempo el mismo puede experimentar un proceso de envejecimiento, lo que

indica que se oxida y polimeriza formando lodos, proceso que es activado por

la temperatura, la humedad y el contacto con el oxígeno del aire;

reduciendo de esta forma las propiedades aislantes; más sin embargo para

contrarrestar este efecto se suele agregar al aceite productos químicos

inhibidores.

2.3.3- ACCESORIOS.

Los transformadores de distribución vienen equipados con los

siguientes accesorios: aisladores de alto y bajo voltaje, válvula de

sobrepresión, luz indicadora de sobrecarga y cambiador de derivaciones (tap

changer).

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2.3.3.1 Ais lador de Alto Voltaje (Bushing AT).

Es un dispositivo simple también conocido como “pasatapas” ó

bushing; aislante, el cual permite que las líneas de alto voltaje sean traídas a

través de la pared de metal del tanque (figura 2.8).

Las dimensiones de éste dispositivo en alto voltaje dependen de los

niveles de tensión, esto es que a medida que se aumenta el nivel de tensión,

el pasatapa deberá aumentar de tamaño y de esta forma hacer menos

posible la producción de los arcos entre si y entre uno de ellos al tanque.

Fig. 2.8 Aisladores de Alto VoltajeFuente: Christopher Shortt.

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2.3.3.2 Aislador de Bajo Voltaje (Bushing de BT).

En este dispositivo las partes aislantes son más pequeñas que en el

de alto voltaje y consiste en un mango aislante de porcelana eléctrica o

material “epoxy” aislante (al igual que el pasatapas de alta tensión), que

conecta la clavija de bajo voltaje, facilitando a éste el paso a través del

tanque de metal del transformador tal como se ilustra en la figura 2.9.

Las dimensiones del aislador de baja tensión dependen de las

especificaciones de corriente requeridas, en donde puede ir desde un simple

tornillo de ojo para baja corriente, hasta el tipo papeleta larga, el cual es

usado para corrientes muy altas (altas especificaciones de KVA).

Fig. 2.9 Aisladores de Bajo VoltajeFuente: Christopher Shortt.

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2.3.3.4 Luz Indicadora de Sobrecarga.

El indicador de sobrecarga es un elemento bimetálico que opera una

luz indicadora cuando existe una sobrecarga continua.

Una sobrecarga momentánea no enciende la señal. Es accionado por

los cambios de temperatura del aceite en la parte superior del transformador.

La luz es visible desde cualquier lugar y permanece encendida hasta que un

operario la apague. No hay interrupción del servicio cuando este accesorio

está funcionando.

Con este accesorio (Figura 2.11) las unidades que están

continuamente sobrecargadas se pueden identificar y sustituir por otras de

mayor capacidad. Este dispositivo proporciona a la empresa de electricidad

el uso pleno de su capacidad de sobrecarga en su sistema de distribución,

economizando en los costos de operación.

Fig. 2.11 Dispositivo Indicador de SobrecargaFuente: Christopher Shortt.

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2.3.3.5 Cambiador de Derivaciones (Tap Changer).

Los cambiadores de derivaciones son dispositivos que se colocan

sobre la bobina primaria para compensar pequeñas variaciones de voltajes a

diferentes puntos en el sistema. Estos cambiadores, los cuales cubren

típicamente un rango máximo de un 10 % del voltaje primario, son

seleccionados y fijados como un conmutador cambiador de tomas tal como

se ilustran en la figura 2.12.

Este dispositivo está instalado dentro del tanque del transformador,

entre el aislador de alto voltaje y el ensamblaje del núcleo y la bobina. Estos

cambiadores de derivaciones están designados para operar solo cuando el

transformador es desconectado y desenergizado. El acceso a este

conmutador generalmente debe ser hecho por un agujero en la parte superior

del tanque (tapa de inspección); aunque en la actualidad existen

cambiadores de derivaciones que se encuentran en la parte externa del

transformador dándole un mejor y sencillo acceso al operario.

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Fig. 2.12 Cambiadores de DerivacionesFuente: Christopher Shortt.

2.3.4 PLACA DE CARACTERÍSTICAS.

Cada transformador está provisto de una placa de características

hecha de un material metálico resistente a la corrosión, fijada en una posición

visible y conteniendo los datos de potencia, tensión y corriente nominales,

porcentaje de impedancia y las tensiones de las derivaciones (taps); estos

datos deberán marcarse en forma indeleble en dicha placa (gravado,

estampado, etc.), tal como se ilustra en la figura 2.13.

Además de la información antes mencionada también debe incluirse:

tipo de transformador, nombre del fabricante, año de fabricación, número de

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fases, frecuencia nominal, polaridad, diagrama de conexiones internas, BIL,

elevación de temperatura y peso total del transformador.

Fig. 2.13 Placa de Características para Transformadores de Distribución.Fuente: Christopher Shortt.

Potencia Nominal.

Es un valor convencional de potencia aparente (expresado en KVA),que establece una base para el diseño, garantía y ensayos del fabricante,

determinando un valor bien definido para la corriente nominal que debe ser

soportada con tensión nominal aplicada.

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Esta potencia aparente es igual al producto de la tensión nominal del

devanado por la corriente nominal del mismo devanado. También puede

decirse que es el valor convencional de potencia aparente que sirve de base

para el diseño del transformador.

Tensión Nominal.

Es la tensión especificada para ser aplicada o inducida en vacío entre

los terminales de un transformador trifásico ó entre los terminales de un

devanado de un transformador monofásico.

Corriente nominal:

Es aquella corriente que fluye a través del terminal de línea de un

devanado, obtenido al dividir la potencia nominal por el producto de su

tensión nominal y el factor de fase (1 para los transformadores monofásicos).

Frecuencia Nominal.

Es la frecuencia de funcionamiento para la cual ha sido diseñado el

transformador.

Polaridad.

Dependiendo del propósito de la instalación, un transformador se

puede conectar de distintas formas. En el caso de los transformadores

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Impedancia (Tensión de Impedancia):

Tensión aplicada al primario, capaz de producir la corriente nominal en

el secundario, estando los terminales de éste último en cortocircuito. Se

expresa en porcentaje de la tensión nominal del primario y representa la

oposición del transformador a la corriente durante un cortocircuito.

Cambio en la Relación de Transformación.

Para poder emplear los transformadores de distribución en los

distintos puntos de la red y adaptarlos a las variaciones de tensión, se provee

uno de los devanados de un cambiador de derivaciones (el de alta tensión)

de tal forma que se puedan aumentar o disminuir el número de espiras y en

consecuencia, variar la relación de transformación dentro de límites

establecidos. Estos límites, normalmente son del ± 5% y están especificados

como valores de tensión nominal asociados a cada derivación.

Elevación de Temperatura:

Corresponde con el valor máximo de elevación de temperatura que

pueden soportar los materiales aislantes utilizados en la construcción de los

devanados del transformador, tomando como referencia una temperatura

ambiente máxima establecida en 40ºC. Esta elevación de temperatura

depende de la clasificación térmica de dichos materiales aislantes. Por

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ejemplo para la Clase de Aislamiento designada con la letra A, la elevación

máxima de temperatura es 65ºC de tal manera que la temperatura máxima

en el punto más caliente del transformador es 105ºC. Esto debe interpretarse

que la temperatura máxima en los devanados no debe superar el v

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