TESIS UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA ELÉCTRICA ZONA XALAPA PRESENTA: DANIEL GUIOT CÓRDOVA

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1 UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA ELÉCTRICA ZONA XALAPA MANUAL DE PROCEDIMIENTOS PARA PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN TESIS Que para obtener el título de: INGENIERO MECÁNICO ELECTRICISTA PRESENTA: DANIEL GUIOT CÓRDOVA DIRECTOR DE TESIS: MTRO. WALTER LUIS SÁIZ GONZÁLEZ JURADOS: MTRO. AUGUSTO FERNÁNDEZ RAMÍREZ MTRO. SIMÓN LEAL ORTIZ XALAPA, VER. DICIEMBRE, 2009

2 UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA ELÉCTRICA P D PROGRAMA ACREDITADO POR EL CONSEJO DE ACREDITACIÓN DE LA ENSEÑANZA DE LA INGENIERÍA, A.C. ALC. DANIEL GUIOT CORDOVA PRESENTE. EN RELACIÓN A SU SpLICITUD RELATIVA, ME ES GRATO TRANSCRIBIR A USTED A CONTINUACIÓN EL TEMA QUE APROBADO POR EL H. CONSEJO TÉCNICO Y LA DIRECCIÓN DE ESTA FACULTAD QUE PROPUESTO POR ING. WALTER L. SAIZ GONZÁLEZ PARA QUE LO DESARROLLE COMO TRABAJO RECEPCIONAL DE INGENIERO MECÁNICO ELECTRICISTA. " MANUAL DE PROCEDIMIENTOS PARA PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN" CAPITULO I CAPÍTULO II CAPITULO III INTRODUCCIÓN ANTECEDENTES TEÓRICOS CLASIFICACIÓN DE LAS PRUEBAS PRUEBAS DE RUTINA ATENTA XALAPA, VER A/fO DE C \E DEL TOR QAflCIA CUEVAS R jcc. Circuito Gonzalo Aguirre Beltrán S/N C.P Zona Universitaria Xalapa, Ver. fime@uv.mx Tel-Fax (228) Directo (228)

3 Í N D I C E INTRODUCCIÓN 5 CAPÍTULO I ANTECEDENTES TEÓRICOS EL TRANSFORMADOR RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN POLARIDAD DE LOS DEVANADOS SECUENCIA DE FASES PÉRDIDAS Pérdidas eléctricas Pérdidas magnéticas 13 CAPÍTULO II CLASIFICACIÓN DE LAS PRUEBAS INTRODUCCIÓN CLASIFICACIÓN DE LAS PRUEBAS Pruebas a la materia prima Pruebas de fábrica Pruebas de embarque Pruebas de campo CLASIFICACIÓN DE LAS PRUEBAS SEGÚN LA NORMA OFICIAL MEXICANA Pruebas de prototipo Pruebas de rutina Pruebas opcionales Pruebas de aceptación Pruebas especiales 20 CAPÍTULO III PRUEBAS DE RUTINA INSPECCIÓN PREVIA A LA REALIZACIÓN DE LAS PRUEBAS RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Objetivo Generalidades 24 11

4 3.2.3 Métodos de prueba Método del transformador patrón Equipo de prueba Procedimiento Evaluación de resultados POLARIDAD, SECUENCIA DE FASES Y DIAGRAMA FASORIAL Generalidades Prueba de polaridad Objetivo Generalidades Métodos de prueba Método del transformador patrón Método de los dos voltímetros Método de impulso inductivo Evaluación de resultados Prueba de secuencia de fases Generalidades Equipo de prueba Procedimiento Evaluación de resultados Prueba para verificar el diagrama fasorial Objetivo Generalidades Método de prueba RESISTENCIA DE AISLAMIENTO Objetivo Generalidades Equipo de prueba Procedimiento Evaluación de resultados TENSIÓN APLICADA Objetivo Método de prueba 49 22

5 3.5.3 Equipo de prueba Procedimiento Evaluación de resultados TENSIÓN INDUCIDA Objetivo Método de prueba Equipo de prueba Procedimiento Evaluación de resultados PÉRDIDAS DEBIDAS A LA CARGA E IMPEDANCIA Objetivo Método de prueba Tensión de impedancia Efecto térmico Equipo de prueba Procedimiento PÉRDIDAS EN VACÍO Y CORRIENTE DE EXCITACIÓN Objetivo Método de prueba Equipo de prueba Procedimiento RESISTENCIA ÓHMICA DE LOS DEVANADOS Objetivo Método del puente de Kelvin Procedimiento HERMETICIDAD Objetivo Equipo de prueba Procedimiento Valores de prueba Evaluación de resultados TENSIÓN DE RUPTURA DIELÉCTRICA DEL LÍQUIDO AISLANTE Objetivo 75 33

6 Método de prueba Equipo de prueba Preparación de la muestra Preparación del equipo Procedimiento Evaluación de resultados 79 CONCLUSIÓN 81 BIBLIOGRAFÍA 82 44

7 INTRODUCCIÓN Probablemente los transformadores han contribuido más que cualquier otra máquina eléctrica en el desarrollo de los sistemas de transmisión de potencia, ya que fueron precisamente estos los que dieron lugar a una energía más estable a mayores distancias. Teniendo esto en cuenta, es de suma importancia que las piezas con que son elaborados dichos dispositivos sean altamente confiables en todo momento. Su buen funcionamiento debe ser garantizado con pruebas de calidad que dan un estimado del estado del equipo o la probabilidad de que los componentes presenten defectos. Mi interés por realizar este manual de procedimientos surge al tener la oportunidad de realizar cada prueba durante mi servicio social en la empresa TEIXA (Transformadores e Ingeniería de Xalapa S.A. de C.V.), lo cual me dio la experiencia requerida sobre el tema y me hizo ver su importancia. Con el fin de tener una guía práctica para la realización de las pruebas seleccioné las de mayor importancia de acuerdo con la NORMA OFICIAL MEXICANA, y su secuencia la ajusté de acuerdo a las que realicé durante mi servicio social. En el primer capítulo menciono algunos antecedentes teóricos sobre los transformadores como la relación de transformación, pérdidas eléctricas y magnéticas, entre otros. Mientras que en el capítulo 2 hago una breve referencia a las pruebas aplicables a los transformadores basándome en la NORMA OFICIAL MEXICANA (NMX-J-285-ANCE-2008). Finalmente, en el capítulo 3 describo cada prueba y el seguimiento que se le debe dar para tener resultados adecuados, logrando así una verificación real. 55

8 CAPÍTULO I ANTECEDENTES TEÓRICOS 66

9 1.1 EL TRANSFORMADOR El transformador es un dispositivo electromagnético que sirve de enlace entre dos partes de un sistema eléctrico que generalmente operan a la misma frecuencia pero diferente tensión y corriente con el fin de transformar sus valores. Se le puede considerar como un elemento transmisor de potencia eléctrica, aunque en algunos casos especiales desempeña otra función. Los transformadores de distribución y potencia siempre tendrán como función principal, transmitir una potencia eléctrica, en cambio los transformadores de medición tendrán como objetivo fundamental el permitir medir valores elevados de tensión o de corriente con instrumentos de pequeña capacidad. Esencialmente constan de: Un núcleo ferromagnético. Dos embobinados, uno de alta tensión y otro de baja tensión. Un sistema de aislamiento. Elementos auxiliares como son tanque, sistema de enfriamiento, boquillas de conexión, etc. 1.2 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN La relación de transformación existente entre el número de espiras de los devanados primario y secundario de un transformador, determinará el valor de la f.e.m. inducida sobre su circuito secundario. Un transformador que posea en el secundario mayor número de espiras que las del primario, inducirá sobre aquel una tensión mayor a la aplicada (transformador elevador). Por lo contrario, un secundario con menor número de espiras que las del primario generará una tensión menor (transformador reductor). 77

10 Núcleo Φ Np Fuente Ep Es Ns FIGURA 1.1. Circuito equivalente del transformador La relación que existe entre la tensión del primario (E p ) y la tensión del secundario (E s ) es igual a la relación entre el número de espiras del primario (N p ) y el número de espiras del secundario (N s ). Esto es: Despejando la tensión del secundario (E s ): 88

11 Con esta fórmula deducimos que la tensión inducida en el secundario es proporcional a la relación del número de vueltas del secundario con respecto a las del primario; por lo tanto, a la relación entre vueltas o entre tensiones del primario y secundario se le denomina relación de transformación. La energía absorbida por el primario de un transformador está relacionada directamente con la energía consumida por el circuito secundario, esto significa que un transformador no es un dispositivo que sea capaz de generar energía; sino un elemento electrostático que transforma los valores de tensión y/o corriente a los valores deseados. La intensidad de corriente circulante por el primario del transformador depende de la carga del secundario. Si suponemos un transformador con un secundario a circuito abierto, la corriente primaria (en el caso de un transformador ideal, sin pérdidas) será igual a cero. Las pérdidas se deben generalmente a la resistencia óhmica de los devanados, dispersión del flujo magnético, etc. Si consideramos un transformador con un secundario por el cual está circulando corriente, puede decirse que actúa bajo condiciones de carga y de esta manera, su circuito primario disipará potencia; lo cual equivale a expresar que, bajo condiciones de carga del secundario, aumenta la corriente sobre el primario. La intensidad de corriente del secundario provocará en todo instante un flujo magnético opuesto al que origina el primario, lo cual de acuerdo con lo expresado por la ley de Lenz, tenderá siempre a disminuir el flujo magnético del primario. Esto a su vez, reducirá la f.e.m. de autoinducción, lo que ocasionará que circule mayor intensidad de corriente por el primario. Lo anterior nos indica que, el consumo sobre el circuito primario de un transformador será proporcional a la carga del secundario. 99

12 De lo anterior podemos inferir que la potencia absorbida por el secundario de un transformador es igual a la potencia consumida por el primario: Tomando la fórmula anterior y agrupando términos semejantes tenemos: de donde deducimos que, las corrientes del primario y del secundario de un transformador son inversamente proporcionales a las respectivas tensiones. Esto significa que, si un transformador entrega en su secundario una tensión igual a la mitad de la tensión aplicada al primario, la intensidad de corriente máxima que se puede extraer de dicho secundario será igual al doble de la intensidad circulante por el primario. Por lo contrario, si el transformador es elevador de tensión y suministra en el secundario una tensión, por ejemplo, tres veces mayor que la del primario, sólo podrá suministrar una intensidad de corriente tres veces menor que la del primario. 1.3 POLARIDAD DE LOS DEVANADOS Cuando se aplica a un devanado una onda senoidal de voltaje, en el otro devanado se induce otra onda proporcional a la aplicada. La onda aplicada y la inducida prácticamente se encuentran en fase, de manera que habrá una terminal de alta tensión y una de baja tensión que en cualquier instante tengan la misma polaridad. Estas terminales se identifican en los diagramas con un punto y en las terminales del transformador con mismos subíndices (figura 1.2). 1010

13 H1 X1 Tensión aplicada (primaria) Tensión inducida (secundaria) H2 X2 FIGURA 1.2. Identificación de las terminales de misma polaridad. En esta figura se ilustra como ejemplo el instante en que la onda de voltaje primario es positiva; la terminal de voltaje secundario que en ese instante sea también positiva corresponde a la misma polaridad. 1.4 SECUENCIA DE FASES Un sistema trifásico de voltajes es un conjunto de tres tensiones alternas de misma magnitud y frecuencia, desfasadas entre sí 120 grados. Esto implica que un determinado valor instantáneo de voltaje no aparece simultáneamente en las tres líneas, o sea que se presenta primeramente en una línea, un tiempo t = 1/3 T aparece en la segunda Iínea y otro tiempo t = 2/3 T aparece en la tercera. (T es el período de la onda alterna). La secuencia de fases es el orden en que aparece en las líneas un determinado valor instantáneo de voltaje, por ejemplo el valor máximo de la onda. Si identificamos las líneas con los nombres A, B y C, la secuencia ABC significa que el valor máximo de voltaje aparece primeramente en la línea A, en seguida en la Iínea B y por último en la Iínea C y así se repite constantemente con la rapidez de la frecuencia del sistema. 1111

14 1.5 PÉRDIDAS El transformador, al ser estático, no tiene pérdidas mecánicas como fricción u otras; sin embargo, como toda máquina eléctrica, si presenta pérdidas de potencia. Éstas pueden clasificarse en: 1. Pérdidas eléctricas (las del cobre de los embobinados). 2. Pérdidas magnéticas (las del hierro del circuito magnético). Por tal razón su rendimiento es bastante alto comparado con las máquinas eléctricas rotativas Pérdidas eléctricas Cuando circulan corrientes por los devanados del transformador, debido a que tienen una cierta resistencia, los devanados sufren un calentamiento, cuya energía se disipa al medio ambiente, constituyendo una pérdida. Éstas se conocen como pérdidas eléctricas o pérdidas de carga. Su magnitud sin embargo, no podemos calcularla como la suma de productos I 2 R (en donde I son las corrientes nominales de cada devanado y R Su respectiva resistencia óhmica, la cual se medirá en la prueba No. 9), dado que cuando circula una corriente alterna por un conductor, tiende a debilitarse en el centro del mismo y en cambio se intensifica hacia la región periférica, lo que ocasiona que la resistencia efectiva a la corriente alterna sea mayor que la resistencia óhmica, y por tanto las pérdidas de carga son mayores que la suma de productos I 2 R. Por tanto, podemos considerar que las pérdidas de carga (P) tienen dos componentes, una por suma de productos I 2 R, que serían las pérdidas óhmicas (P r ), y otra que constituyen las pérdidas indeterminadas (P i ) 1212

15 Es necesario entonces medir por medio de una prueba el monto de las pérdidas de carga para poder conocer su valor Pérdidas magnéticas Al energizar un transformador en vacío, es decir, con el secundario en circuito abierto, el transformador no entrega energía, y por tanto, desde un punto de vista teórico e ideal, no debería tampoco consumir energía, pues equivale a conectar una inductancia pura en donde la corriente circulante estaría desfasada 90 grados con respecto al voltaje. De esta manera, la potencia real sería: P = VI cos 90 = 0 Sin embargo, el caso práctico difiere del real debido a dos condiciones del núcleo, que son: Curva de histéresis, que en los casos reales no es posible reducir su área a cero. Circulación de corrientes parásitas (llamadas también de Eddy o de Foucault) que no es posible eliminar, dado que el acero del núcleo es conductor eléctrico. La curva de histéresis, en términos generales, se representa en coordenadas H B (excitación densidad de campo). Para un circuito magnético en el que se tienen valores definidos de número de espiras de los devanados, longitud y sección transversal del núcleo, podemos representar la curva de histéresis a una escala adecuada en coordenadas corriente de excitación flujo como lo muestra la figura 1.3. Observamos en la curva de histéresis que cuando la corriente de excitación es creciente, el flujo aumenta siguiendo la trayectoria "a" hasta alcanzar cierto grado de saturación, mientras que cuando la corriente es decreciente el flujo disminuye siguiendo la trayectoria "b" hasta la región simétrica a la anterior. 1313

16 Este comportamiento del material del núcleo produce ciertos efectos sobre la corriente de magnetización, como son: Distorsión. En vista de que la onda de flujo debe ser senoidal, la onda de corriente es afectada por el fenómeno de saturación y por tanto su forma difiere de la senoidal, siendo afectada principalmente por una onda armónica de tercer orden, lo podemos apreciar en la figura 1.4 Desplazamiento. La onda de corriente también sufre un ligero desplazamiento respecto a su posición ideal, de manera que su ángulo de fase con respecto al voltaje es menor que 90 grados, lo cual también puede apreciarse en la figura 1.4. Esto da lugar a que la potencia real P = VI cos θ tenga un cierto valor conocido como pérdidas de histéresis. Por lo que respecta a corrientes parásitas, debemos tener en cuenta que el acero es un material conductor de la electricidad, y desde el punto de vista del comportamiento eléctrico se constituye como una infinidad de pequeños anillos que rodean las líneas de flujo magnético y, como este flujo es variable con respecto al tiempo, se inducen fuerzas electromotrices en circuito cerrado, lo que da lugar a la circulación de corrientes circulantes en circuitos resistivos, provocando el calentamiento del núcleo y por consiguiente una pérdida más. El conjunto de pérdidas por histéresis y corrientes parásitas se conoce con los nombres de pérdidas magnéticas o pérdidas de excitación. Su magnitud puede reducirse al mínimo por medio de un núcleo laminado y un tratamiento térmico adecuado posterior al proceso de troquelado. 1414

17 Φ b a I exc. FIGURA 1.3. Curva de histéresis del núcleo del transformador. i Onda de corriente Onda fundamental t Tercera armónica FIGURA 1.4. Forma aproximada de la onda de corriente de excitación. 1515

18 CAPÍTULO II CLASIFICACIÓN DE LAS PRUEBAS 1616

19 2.1 INTRODUCCIÓN El transformador debe ser sometido a diferentes pruebas de verificación para examinar si su diseño y construcción son adecuados con la finalidad de soportar la carga y las condiciones a las que se encuentre cuando esté en operación durante un lapso de 20 años aproximadamente. Dichas pruebas no son completamente certeras, pero nos dan una idea, con los resultados, del estado de los materiales aislantes, piezas importantes e incluso si pueden presentar fallas en el futuro por defectos de diseño o fabricación. En general, a los transformadores se les practica una serie de pruebas que van desde las realizadas a la materia prima hasta las de mantenimiento. Estas pruebas en orden cronológico son las siguientes: 2.2 CLASIFICACIÓN DE LAS PRUEBAS Pruebas a la materia prima Materiales electrotécnicos como aislantes sólidos (cintas, papeles, cartones, madera, otros); líquidos (aceite mineral); ferromagnéticos (acero eléctrico) y los aislamientos externos (boquillas de A.T. y B.T.) Pruebas de fábrica Pueden dividirse en tres partes: a) Pruebas que nos determinan la calidad de su fabricación. Estas pruebas nos indican la calidad con que el transformador fue fabricado; así como también, evalúan el estado en que se encuentra para soportar las condiciones normales de operación y las anormales provocadas por condiciones de falla o sobretensiones de tipo atmosférico. Estas pruebas son: 1717

20 Resistencia de aislamiento. Factor de disipación del aislamiento (Transformadores de potencia). Tensión de ruptura dieléctrica del líquido aislante. Relación de transformación y polaridad. Resistencia óhmica de los devanados. Tensión aplicada. Tensión inducida. Impulso por descarga atmosférica. Prueba de temperatura. Prueba de cortocircuito a tensión nominal. b) Pruebas que nos determinan la calidad de servicio. Este conjunto de pruebas nos permite saber que tan eficiente es el transformador, así como su regulación de tensión. Además, determina si éste está dentro del % de impedancia y corriente de excitación establecidos en garantía. Estas pruebas son: Pérdidas en los devanados y % de impedancia. Pérdidas en el núcleo y % de corriente de excitación. c) Pruebas para determinar la calidad de operación del transformador. Estas pruebas nos determinan la vida útil del transformador, ya que dependiendo de la rapidez con que envejezca el aislamiento, en esa misma proporción será el acortamiento de su vida útil. Estas pruebas son: Temperatura. Hermeticidad. Descargas parciales Pruebas de embarque. Fugas de aceite. Punto de rocío (Transformadores de potencia). Detección de impactos. Corriente de excitación a 2500 volts (Transformadores de potencia). 1818

21 2.2.4 Pruebas de campo a) Puesta en servicio: Punto de rocío (Transformadores de potencia). Resistencia de aislamiento. Factor de disipación (Transformadores de potencia). Resistencia de los devanados. Tensión de ruptura dieléctrica del líquido aislante. Relación de transformación. Corriente de excitación a 2500 volts (Transformadores de potencia). b) Mantenimiento preventivo: Punto de rocío (Transformadores de potencia). Resistencia de aislamiento. Factor de disipación (Transformadores de potencia). Tensión de ruptura dieléctrica del líquido aislante. 2.3 CLASIFICACIÓN DE LAS PRUEBAS SEGÚN LA NORMA OFICIAL MEXICANA Pruebas de prototipo Son las aplicables a nuevos diseños, con el propósito de verificar si el producto cumple con lo especificado, ya sea por las normas o el usuario Pruebas de rutina Son pruebas que debe efectuar el fabricante en todos lo transformadores de acuerdo con lo métodos indicados en la norma, para comprobar que la calidad del producto se mantenga dentro de lo especificado por la norma o por el usuario. 1919

22 2.3.3 Pruebas opcionales Son las establecidas entre fabricante y usuario, con el objetivo de verificar características especiales del producto Pruebas de aceptación Son aquellas pruebas establecidas en un contrato que demuestran al usuario que el producto cumple con las normas y especificaciones correspondientes Pruebas especiales Son pruebas distintas a las de rutina y prototipo, acordadas entre el fabricante y el comprador, aplicables únicamente a uno o más transformadores de un contrato particular. Este caso puede presentarse principalmente en productos de exportación, en que el comprador solicite las pruebas según normas vigentes en su país. 2020

23 TABLA 1.1. Pruebas a transformadores de distribución hasta kva, de acuerdo con la NMX-J-169-ANCE NOTAS 1. La prueba de cortocircuito es de prototipo para los transformadores de distribución tipo pedestal, hasta 500 kva, que tengan las siguientes características: a) Transformadores monofásicos o trifásicos, b) Con capacidad preferente de acuerdo a las indicadas en norma, 2121

24 c) Con tensión nominal en baja de: 240/120 V para transformador monofásico 220 Y/127 v para transformador trifásico. d) Con tensión nominal en alta de: YT/7 620 V YT/ V V Para cualquier otro tipo de transformador, la prueba de cortocircuito se considera opcional. 2. En transformadores mayores de 500 kva la prueba de resistencia de aislamiento se realiza a 10 min. 3. De acuerdo al contrato establecido entre fabricante y comprador. 2222

25 CAPÍTULO III PRUEBAS DE RUTINA 2323

26 3.1 INSPECCIÓN PREVIA A LA REALIZACIÓN DE LAS PRUEBAS Es importante hacer una inspección visual del transformador antes de realizar cualquier prueba para comprobar que cumpla con los siguientes requisitos: 1. Boquillas: Deben estar en perfectas condiciones y ser de la clase adecuada. 2. Contenido de aceite: Tendrá que encontrarse en el nivel apropiado. 3. Accesorios para tierra: Que los tenga instalados adecuadamente. 4. Indicador de temperatura (cuando aplique): En excelente estado. 5. Cambiador de derivaciones: En perfecto estado. 6. Seccionador (cuando aplique): En perfecto estado. 7. Conexión de neutros (cuando aplique): Que se encuentren conectados correctamente. 3.2 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Objetivo El principal objetivo de ésta prueba es la determinación de la relación entre el número de vueltas del devanado primario y el secundario para saber si la tensión suministrada puede ser transformada a la tensión deseada Generalidades La relación de vueltas debe determinarse para todas las derivaciones, así como para todas las posibles conexiones de los devanados del transformador. La prueba de relación de transformación debe hacerse a tensión nominal o menor y a frecuencia nominal o mayor y sin carga. La relación de transformación resulta de dividir el número de espiras del devanado primario entre el número de espiras del devanado secundario, 2424

27 o el resultado de dividir la tensión del devanado primario entre la tensión del devanado secundario. Matemáticamente la relación de transformación se puede expresar como sigue: Donde: a V 1 V 2 I 1 I 2 es la relación de transformación; es la tensión en las terminales del devanado primario; es la tensión en las terminales del devanado secundario; es la corriente en el devanado primario; es la corriente en el devanado secundario Métodos de prueba Para determinar la relación de transformación en el laboratorio existen tres métodos: 1. Método de los dos voltímetros, 2. Método del puente de relación, 3. Método del transformador patrón. Básicamente, los tres métodos consisten en aplicar a uno de los devanados una tensión alterna, y detectar el valor del voltaje inducido en el otro devanado. Los artificios para llevar a cabo estas operaciones son lo que dan las tres variantes fundamentales. En todos los casos es importante efectuar las conexiones respetando la polaridad de los devanados. 2525

28 De entre los métodos mencionados el más confiable y seguro por la exactitud de las lecturas obtenidas, así como por la disponibilidad del equipo, es el que utiliza el transformador patrón. Por tal motivo será éste el descrito en este caso Método del transformador patrón Para este método se dispone de un transformador patrón cuya relación de transformación es conocida y por comparación se obtiene la relación del transformador en prueba. El transformador patrón, el cual es de relación variable, conocido comercialmente como T.T.R. (Transformer Turn-ratio), es un instrumento portátil que opera bajo el principio de que cuando dos transformadores que tienen nominalmente la misma relación de transformación y se excitan en paralelo, con la más pequeña diferencia en la relación de alguno de ellos se produce una corriente circulante entre ambos relativamente grande Equipo de prueba El equipo T.T.R. está formado básicamente por los siguientes componentes: Un transformador de referencia con relación ajustable a través de selectores para cambiar el número de espiras en el devanado de A.T. del mismo, con el objetivo de igualar su relación con la del transformador en prueba. Un generador de corriente alterna de acción manual, para excitar los devanados de baja tensión. Un voltímetro y amperímetro para medir los valores de excitación. Un galvanómetro que opera como detector de corriente nula en el momento en que se han igualado las relaciones de transformación. 2626

29 Este aparato está diseñado para hacer mediciones de la relación de transformación (a) en transformadores, autotransformadores y reguladores de voltaje. El aparato tiene una limitante de relación, hasta relaciones de transformación de 130. Para transformadores que tienen una relación superior, es necesario utilizar un transformador auxiliar, con lo que se logra el aumento del rango de medición de acuerdo con la relación del transformador auxiliar. El T.T.R., es un instrumento práctico y preciso para analizar las condiciones de transformadores en los siguientes casos: a) Medición de la relación de transformación de los equipos nuevos, reparados o re embobinados. b) Identificación y determinación de terminales, derivaciones (taps) y sus conexiones internas. c) Determinación y comprobación de polaridad, continuidad y falsos contactos. d) Pruebas de rutina y detección de fallas incipientes. e) Identificación de espiras en cortocircuito. f) Identificación de falsos contactos. g) Identificación de circuitos abiertos Procedimiento 1. Identifique claramente los conectores del T.T.R.: Bornes X conectores en forma de mariposa: X1 negro, X2 rojo. Bornes H conectores en forma de caimán: H1 negro, H2 rojo. 2727

30 2. Verifique el buen estado del equipo de la siguiente manera: Ajuste los diales en cero. Conecte entre sí los bornes H1 y H2, los bornes X1 y X2 no deben tocarse entre sí. Gire la manivela del generador hasta que el voltímetro indique 8 Volts. La aguja del amperímetro debe permanecer en cero y la aguja del galvanómetro no debe mostrar deflexión alguna. 3. Conecte el equipo tal como se indica en la figuras 3.1a y 3.1b. 4. Compruebe si la polaridad es correcta girando un cuarto de vuelta la manivela; si la aguja del galvanómetro tiene cierta deflexión hacia la izquierda (polaridad sustractiva), la conexión es correcta, pero si la deflexión es hacia la derecha (polaridad aditiva), se deben intercambiar las terminales H1 y H2. 5. Excite el T.T.R. mientras opera los selectores de izquierda a derecha. Cuando la lectura del galvanómetro sea nula, la del voltímetro sea 8 V y la corriente de excitación sea mínima, puede dejar de accionar la excitación. La relación de transformación ha quedado indicada en los cuadrantes de los selectores. 6. Tome la lectura y repita el proceso para los 5 taps de cada fase Evaluación de resultados Para interpretar los resultados será necesario calcular el por ciento de diferencia que exista entre los valores reales y valores teóricos, de acuerdo a la siguiente expresión: 2828

31 Como regla general se acepta que el por ciento de diferencia no debe ser mayor del 0.5%. Si al girar la manivela se observa que la aguja del voltímetro no se mueve, el amperímetro indica FULL ESCALA y la manivela se pone dura, hay razones para sospechar que existe un cortocircuito entre espiras. Si al girar la manivela se obtiene: tensión normal, corriente baja y no hay deflexión en el galvanómetro NULL, es indicativo de un circuito abierto. 2929

32 a) H1 H2 H3 Diagrama vectorial H2 x0 x1 x2 x3 H1 H3 x2 x1 x3 GN CR CN GR T.T.R. PRUEBA CONEXIONES DE PRUEBA MIDE CR CN GR GN 1 H1 H3 X1 X0 FASE 1 2 H2 H1 X2 X0 FASE 2 3 H3 H2 X3 X0 FASE 3 FIGURA 3.1a. Conexión para la prueba de relación de transformación. Delta Estrella. GR y GN son las terminales de excitación roja y negra CR y CN son las terminales secundarias roja y negra 3030

33 b) H1 H2 H3 Diagrama vectorial H1 H2 x0 x1 x2 x3 x1 H3 x2 x3 GN CR CN GR T.T.R. PRUEBA CONEXIONES DE PRUEBA MIDE CR CN GR GN 1 H1 H0 X1 X0 FASE 1 2 H2 H0 X2 X0 FASE 2 3 H3 H0 X3 X0 FASE 3 FIGURA 3.1b. Conexión para la prueba de relación de transformación. Estrella Estrella. GR y GN son las terminales de excitación roja y negra CR y CN son las terminales secundarias roja y negra 3131

34 3.3 POLARIDAD, SECUENCIA DE FASES Y DIAGRAMA FASORIAL Generalidades En los transformadores monofásicos es factible identificar entre sus cuatro terminales (dos de alta tensión y dos de baja tensión), dos que corresponden a la misma polaridad; en cambio en transformadores trifásicos, que tienen de seis a ocho terminales según el tipo de conexiones, resulta bastante confuso identificar pares de terminales de la misma polaridad instantánea, por lo que en este caso se recurre al concepto de secuencia de fases. Por lo anterior podemos concluir que el concepto de polaridad se asocia a los transformadores monofásicos y el de secuencia de fases a los transformadores trifásicos Prueba de polaridad Objetivo La prueba de polaridad se requiere principalmente para poder efectuar la conexión adecuada de bancos de transformadores Generalidades En el primer capítulo se presentaron algunos conceptos introductorios sobre polaridad, los cuales serán ampliados en esta prueba. En los transformadores monofásicos, además de identificar una terminal de alta tensión con una de baja tensión que tengan la misma polaridad, la posición relativa de estas terminales en el arreglo global se identifica con la siguiente regla: Cuando el observador se coloca frente a las dos terminales de baja tensión, si H 1 queda a su izquierda y X 1 a su derecha se dice que el transformador tiene polaridad aditiva, y si H 1 y X 1 quedan a su izquierda se 3232

35 dice que tiene polaridad sustractiva (H 1 y X 1 son terminales de misma polaridad), como se muestra en la figura 3.2. H1 H2 H1 H2 X2 X1 Polaridad aditiva Polaridad sustractiva X1 X2 Figura 3.2 Nomenclatura de polaridad de acuerdo al orden de colocación de las terminales Métodos de prueba Para verificar la polaridad de los transformadores se recomiendan tres métodos: 1. Método del transformador patrón, 2. Método de los dos voltímetros, 3. Método de impulso inductivo Método del transformador patrón El transformador patrón, como se vio en la prueba anterior, además de proporcionar la relación de transformación, debe tener la identificación de su polaridad, de manera que al interconectarlo con el transformador en prueba, también se identifica la polaridad de éste. No se requiere en este punto mayor explicación de la que ya se ha dado en la prueba mencionada. 3333

36 Método de los dos voltímetros Este método consiste en aplicar al devanado de alta tensión un voltaje alterno de valor nominal o menor. El observador, colocado frente a las terminales de baja tensión, debe puentear previamente las dos terminales de su izquierda, y colocar dos voltímetros, uno entre las terminales de alta tensión y otro entre las terminales de su derecha, como muestra la figura 3.3. V VH H1 H2 Fuente de voltaje alterno V V V x x FIGURA 3.3. Diagrama del circuito para la prueba de polaridad con dos voltímetros Si convenimos en que el voltímetro colocado en alta tensión da una lectura V H, y el voltímetro colocado entre alta y baja tensión da la suma algebraica de voltajes V, entonces: Si V > V H la polaridad es aditiva. Si V < V H la polaridad es sustractiva Método de impulso inductivo Este método consiste en aplicar corriente directa a uno de los devanados, cuidando no exceder el valor nominal. El observador, colocado 3434

37 frente a las dos terminales de baja tensión con ayuda de un voltímetro de corriente directa, debe averiguar la polaridad de la tensión aplicada, de tal manera que la aguja del instrumento se desvíe hacia la región positiva de la carátula como muestra la figura 3.4a. Posteriormente, sin suspender la corriente directa aplicada, se cambia la conexión del voltímetro a las terminales del devanado opuesto. Después de esta operación se suspende bruscamente la corriente directa y se observa la deflexión momentánea de la aguja del voltímetro ocasionada por la descarga inductiva como muestra la figura 3.4b Evaluación de resultados Si la aguja se desvía en sentido antihorario, la polaridad es correcta (polaridad sustractiva). Si la aguja se desvía en sentido horario, la polaridad es incorrecta (polaridad aditiva). 3535

38 a) Reóstato limitador Interruptor de apertura rápida Fuente de corriente directa H1 H2 x x Voltímetro b) Reóstato limitador Interruptor de apertura rápida Fuente de corriente directa H1 H2 x x Polaridad sustractiva Polaridad aditiva Voltímetro FIGURA 3.4. Diagrama de circuito y observación de la desviación de la aguja en la prueba de polaridad por descarga inductiva. 3636

39 3.3.3 Prueba de secuencia de fases Generalidades En el primer capítulo se presentaron algunos conceptos introductorios sobre secuencia de fases, los cuales serán ampliados en esta prueba. Si se conectan los devanados de alta tensión del transformador en prueba a las líneas trifásicas, de tal manera que se le aplique la secuencia H1 - H2 - H3, en el lado de baja tensión se inducirán voltajes con una determinada secuencia. Si esta secuencia es X1 -X2 -X3, se dice que el transformador tiene secuencia normal Equipo de prueba Fuente de voltaje alterno regulado Voltímetro Esta prueba se efectúa usando un indicador de secuencia de fases, el cual puede ser: Secuencímetro indicador. Es un instrumento de prueba que trabaja con el principio del motor de inducción. Sus tres conexiones están identificadas en orden, y cuando la secuencia del sistema al que se conecta tiene ese mismo orden, se observa que el indicador de carátula gira en sentido positivo según indicaciones de la misma carátula. Motor de inducción. Un motor trifásico de inducción puede servir como secuencímetro si previamente se identifica el orden de sus conexiones con un sentido de giro. 3737

40 Procedimiento La prueba de secuencia de fases en un transformador trifásico, debe efectuarse como sigue: 1. Conecte el indicador de secuencia de fases a las terminales de alta tensión del transformador. Deje abierto el interruptor del secuencímetro como se muestra en la figura 3.5a. 2. Energice la fuente y verifique por medio del voltímetro que la tensión aplicada sea la apropiada para el indicador. 3. Cierre el interruptor del secuencímetro y observe la secuencia de fases. Anote la dirección de rotación o la indicación del instrumento. 4. Desenergice la fuente y cambie las conexiones del indicador al lado de baja tensión del transformador, conectando a X 1, X 2 y X 3 los conductores que estaban conectados a H 1, H 2 y H 3 respectivamente. Abra el interruptor del secuencímetro (figura 3.5b). 5. Energice la fuente y verifique por medio del voltímetro que la tensión aplicada sea la apropiada para el indicador. 6. Cierre el interruptor del secuencímetro y observe la secuencia de fases. Anote la dirección de rotación o la indicación del instrumento Evaluación de resultados Si la indicación del instrumento es la misma en ambos casos, la secuencia de fases del transformador es la adecuada. 3838

41 a) 3 Fuente de voltaje alterno regulado H1 H2 H3 V x1 x2 x3 2 1 S b) 3 Fuente de voltaje alterno regulado H1 H2 H3 x1 x2 x3 V 2 1 S FIGURA 3.5. Diagrama de circuito para la prueba de secuencia de fases energizando por alta tensión. 3939

42 3.3.4 Prueba para verificar el diagrama fasorial Objetivo Las pruebas de relación de transformación y secuencia de fases se han llevado a cabo en base al diagrama fasorial de conexiones del transformador trifásico, y son complementadas con esta prueba que tiene por objeto verificar el diagrama mencionado, y del mismo, obtener el desplazamiento angular Generalidades Los transformadores conectados bajo especificaciones de norma deben cumplir con los siguientes requisitos de desplazamiento angular: Conexiones delta-delta y estrella-estrella, baja tensión en fase con alta tensión. Conexiones delta-estrella y estrella-delta, baja tensión 30 grados atrasada con respecto a alta tensión Método de prueba Para verificar el diagrama, se aplica al lado de alta tensión un sistema trifásico de voltajes, de un valor adecuado para tomar lecturas con un voltímetro, interconectando a la vez una terminal de alta tensión con una de baja tensión, generalmente H 1 con X 1 como lo indica la tabla 3.1. Se toman las lecturas indicadas en la columna derecha de las mismas tablas y se verifican las relaciones de tensión que ahí mismo aparecen. Si las relaciones se cumplen queda verificado el diagrama supuesto. Por último, para obtener el desplazamiento angular, observamos que en todos los diagramas aparece un fasor de alta tensión H 0 - H 1 y uno de baja tensión X 0 - X 1. (En el caso de conexiones en delta se supone un neutro virtual y el fasor aparece con línea punteada.) 4040

43 Si a un lado del diagrama de conexiones transportamos los fasores H 0 - H 1 y X 0 - X 1 con un origen común y suponemos ahora que este sistema gira en el sentido convencional (contrario al movimiento de las manecillas de un reloj), el segundo fasor que pase por un punto del plano, se dice que está atrasado con respecto al primero. TABLA 3.1. Marcado de terminales y diagramas de secuencia de fases para conexión trifásica de transformadores H2 x2 H2 Grupo 1 desplazamiento angular 0 grados H1 H3 x1 Conexión delta - delta H2 x2 x3 x2 H1 x1 x3 H2 H3 H1 H3 x1 x3 Conexión estrella - estrella x2 H1 x1 x3 H3 Conectar: H 1 a x 1 Mediciones de prueba Medir: H 2 x 2, H 3 x 2, H 1 H 2, H 2 X 3 Relaciones de tensión: 1. H 2 x 3 = H 3 x 2 2. H 2 x 2 < H 1 H 2 3. H 2 x 2 < H 2 x

44 H2 x2 H2 H1 H3 x1 x3 H1 x1 x2 H3 Conexión delta - estrella x3 Grupo 2 desplazamiento angular 30 grados H2 x2 x1 H1 H3 x3 Conexión estrella - delta H1 x1 H2 x2 x3 H3 H2 H7 H4 H1 H5 H8 H3 H6 x4 x2x5 x7 x1 x8 x6 x3 Transformador trifásico con derivaciones Conectar: H 1 a x 1 Mediciones de prueba Medir: H 3 x 2, H 3 x 3, H 1 H 3, H 2 x 2, H 2 x 3 Relaciones de tensión: 1. H 3 x 2 = H 3 x 3 2. H 3 x 2 < H 1 H 3 3. H 2 x 2 < H 2 x 3 4. H 2 x 2 < H 1 H

45 3.4 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO Objetivo La medición de la resistencia de aislamiento sirve para "tener una idea" del estado en que se encuentran los aislamientos, y con base en esto decidir si están en condiciones de soportar los esfuerzos dieléctricos que se originan al aplicar tensiones en prueba o trabajo Generalidades Los conductores con los cuales se devanan los transformadores deben estar perfectamente aislados para evitar que entren en contacto las espiras, las capas, las bobinas de alta y baja tensión entre sí, así como las bobinas y el núcleo (frecuentemente identificado como tierra). La calidad y el estado de los aislamientos son aspectos de especial interés en las pruebas de los transformadores, puesto que de ellos depende la vida útil del equipo. La resistencia de aislamiento es una indicación útil en cuanto a que el aparato está en condiciones adecuadas para la aplicación de las pruebas dieléctricas. Los resultados de la prueba de resistencia de aislamiento se ven grandemente afectados por la temperatura, por lo que se tienen que ajustar empleando ciertos factores de corrección (K), que se indican en la tabla 3.3. Son satisfactorios para fines prácticos al usarse con la ecuación siguiente: En donde: RA es la resistencia de aislamiento corregida a 20 C; R at es la resistencia de aislamiento en megóhms a temperatura de prueba (T); K es el factor de corrección según tabla 3.3; T es la temperatura promedio del devanado bajo prueba en grados Celsius. 4343

46 3.4.3 Equipo de prueba La medición de la resistencia de aislamiento se efectúa por lo general con un megóhmetro conocido como "Megger", que consta básicamente, de una fuente de c.d. y un indicador de megóhms. La capacidad de la fuente de c.d. generalmente es baja, ya que la finalidad es ver el estado en que se encuentra un aislamiento; es decir, ésta es una prueba indicativa no destructiva, de tal forma que si un aislamiento está débil no lo agrave Procedimiento 1. El transformador a prueba debe estar en las condiciones siguientes: Todos sus devanados sumergidos en líquido aislante, cuando aplique; Neutros desconectados, cuando aplique; Todas las boquillas instaladas; y Se recomienda que la temperatura de los devanados sean las más cercanas a la temperatura de 20 C. 2. Identifique las terminales de alta tensión del transformador y por medio de un puente póngalas en cortocircuito, lo mismo que las terminales de baja tensión. 3. Localice un punto donde sea factible hacer una buena conexión a tierra. Puede ser en el núcleo del transformador, si es accesible o en el tanque, si no lo es. 4. El devanado cuya resistencia se desea medir, se conecta a la terminal de línea del megóhmetro y los demás devanados y el tanque se conectan a la terminal de tierra del megóhmetro. Como se indica en la figura La tensión debe incrementarse usualmente desde 1 kv hasta 5 kv y mantenerse por un minuto, tome la lectura. 4444

47 6. Registre la temperatura de los devanados al momento de la prueba. 7. Cuando la prueba se termina, deben aterrizarse todas las terminales durante un periodo suficiente para permitir que cualquier carga atrapada se reduzca a un valor despreciable Evaluación de resultados Un valor bajo como resultado de la prueba indicaría posible humedad en los aislamientos, y una lectura de cero ohms indicaría un deterioro grande en algún punto del devanado, por donde se produce una fuga de corriente hacia otro elemento. Para esta prueba la Norma Oficial Mexicana NMX-J-169-ANCE-2008 no indica un valor mínimo de aceptación, pero de acuerdo con la Norma de Referencia NRF-025-CFE para transformadores de distribución tipo poste la resistencia de aislamiento mínima debe ser de 1000 MΩ por kv a 20 C. TABLA 3.2. Valores de resistencia de aislamiento mínimos a 60 s (NRF-025-CFE). Nivel de Aislamiento (kv) Valor de referencia (MΩ) 1, , NOTA: Valores de resistencia de aislamiento corregidos a 20 C. 4545

48 TABLA 3.3. FACTORES DE CORRECCIÓN POR TEMPERATURA PARA RESISTENCIA DE LOS AISLAMIENTOS (NMX-J-169-ANCE-2008). En donde: t ( C) K (1) K (2) t ( C) K (1) K (2) t ( C) K (1) K (2) 0 0,3000 0, ,0503 0, ,9404 3, ,3184 O, ,1857 0, ,8000 3, ,3371 0, ,3260 0, ,7213 3, ,3567 0, ,4700 0, ,7039 3, ,3775 0, ,6172 0, ,7459 3, ,4000 0, ,7703 0, ,8452 3, ,4244 0, ,9327 0, ,0000 4, ,4508 0, ,1081 0, ,2104 4, ,4789 0, ,3000 1, ,4850 4, ,5087 0, ,5108 1, ,8344 4, ,5400 0, ,7389 1, ,2691 4, ,5728 0, ,9816 1, ,8000 5, ,6076 0, ,2362 1, ,4370 5, ,6450 0, ,5000 1, ,1881 5, ,6856 0, ,7715 1, ,0607 5, ,7300 0, ,0534 1, ,0622 6, ,7786 0, ,3495 1, ,2000 6, ,8308 0, ,6638 1, ,4800 6, ,8857 0, ,0000 1, ,9018 7, ,9424 0, ,3617 1, ,4636 7, ,0000 0, ,7509 1, ,1637 7, ,0581 0, ,1692 1, ,0000 8, ,1176 0, ,6184 1, ,9775 8, ,1802 0, ,1000 2, ,1279 8, ,2471 0, ,6153 2, ,4895 9, ,3200 0, ,1639 2, ,1008 9, ,4000 0, ,7448 2, , , ,4877 0, ,3571 2, , , ,5834 0, ,0000 2, , , ,6874 0, ,6738 2, , , ,8000 0, ,3840 2, , , ,9213 0, ,1373 2, , ,9389 K(1) es el factor de corrección para transformadores sumergidos en líquido para una referencia a 20 C; K(2) es el factor de corrección para transformadores secos para una referencia a 40 C. 4646

49 a) X1 H1 H2 X2 + - Megger H1 X1 H2 X2 + - Megger 4747

50 b) H1 H2 H3 X0 X1 X2 X3 Megger + - H1 H2 H3 X0 X1 X2 X3 + - Megger FIGURA 3.6. Diagramas de conexión para la prueba de resistencia de aislamiento con Megger. a) Conexiones para transformadores monofásicos. b) Conexiones para transformadores trifásicos. 4848

51 3.5 TENSIÓN APLICADA Objetivo Esta prueba sirve para verificar el aislamiento entre embobinados, entre un embobinado y tierra, el aislamiento de las boquillas, así como también comprobar que la clase y cantidad de material aislante sean las adecuadas, con el objeto de asegurar que el transformador resistirá los esfuerzos eléctricos a los que se verá sometido durante su operación Método de prueba La prueba se efectúa aplicando una tensión a 60 Hz, durante un minuto, iniciándose con un valor no mayor de un cuarto del establecido como voltaje de prueba (ver tabla 3.4). Posteriormente se elevará hasta alcanzar el voltaje requerido en un tiempo aproximado de 15 segundos. Para suspender la tensión, se reducirá gradualmente hasta alcanzar por lo menos un cuarto de la tensión máxima aplicada en un tiempo no mayor de 5 segundos. Si la tensión se retira repentinamente por medio de un interruptor, el aislamiento puede ser dañado por una tensión transitoria mayor que la de prueba. Sólo en caso de falla la tensión podrá ser suspendida repentinamente Equipo de prueba Para la prueba se requiere un transformador elevador alimentado en baja tensión con una fuente de voltaje regulado y capaz de suministrar en alta tensión el voltaje requerido para la prueba. Debe tener integrado un voltímetro que reporte con la debida precisión los kv en alta tensión, así como también un amperímetro para verificar que no existan incrementos bruscos de corriente durante la prueba. 4949

52 3.5.4 Procedimiento 1. El transformador a prueba debe estar en las condiciones siguientes: Todos sus devanados sumergidos en líquido aislante, cuando aplique; Neutros desconectados, cuando aplique; Todas las boquillas instaladas. 2. Todas las terminales del devanado bajo prueba deben conectarse entre sí y a la línea del transformador elevador como se muestra en la figura Todas las demás terminales y partes (incluyendo el núcleo y el tanque) deben conectarse entre sí y a tierra (figura 3.7). 4. Importante. Después de instalado el transformador para la prueba, aísle el área en que se encuentra, de manera que por ningún motivo, nadie pueda acercarse a la zona de alto voltaje. 5. Seleccione de la tabla 3.4 el potencial de prueba. 6. Energice la fuente. Inicialmente puede tener un voltaje entre 0% y 25% del potencial de prueba. 7. Aumente gradualmente el voltaje hasta obtener el potencial de prueba en 15 segundos como máximo. 8. Mantenga el potencial de prueba durante un minuto. Observe desde una distancia prudente si no hay arqueo en las partes visibles, burbujas, humo, o alguna otra anormalidad. 9. Reduzca el potencial aplicado en 5 segundos máximo. Al llegar al 25% de la tensión de prueba se puede desenergizar el equipo. 5050

53 10. Nunca está de más un exceso de precaución de manera que antes de meter mano para retirar las conexiones conviene tocar las líneas del potencial aplicado con un cable aterrizado, para descargar cualquier voltaje electrostático acumulado. 11. Si se va a probar el otro embobinado elija en la tabla 3.4 el potencial aplicado de acuerdo a la clase de aislamiento de este devanado, y repita nuevamente todos los pasos del desarrollo de la prueba Evaluación de resultados Los medios por los que se pueden detectar una falla son: Incremento brusco de corriente. Al incrementarse la corriente repentinamente durante la prueba existe la presencia de una falla a tierra o entre los devanados de alta y baja tensión. Ruidos dentro del tanque. Al existir un ruido amortiguado o zumbido dentro del tanque, será debido a una distancia crítica o un exceso de humedad. Humo y burbujas. La presencia de humo y burbujas indicará la existencia de una falla a tierra o entre los devanados de alta y baja tensión, pero si se observan burbujas sin humo, no necesariamente indicarán una falla ya que puede existir aire ocluido en el devanado; por lo que en este caso se recomienda repetir la prueba. 5151

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