Manual de pruebas de transformadores

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA
UNIDAD ZACATENCO
INGENIERÍA ELÉCTRICA
“MANUAL DE PRUEBAS A
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN”.
TESIS
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO ELÉCTRICISTA.
PRESENTAN:
ANDRÉS HERNÁNDEZ ACEVEDO
RUBÉN RODRIGO LEDESMA VILCHIS
EDUARDO ALEJANDRO PERERA MARTÍNEZ
ASESOR:
ING. EDGAR RENÈ MENDOZA RIVAS
MÉXICO D.F. 2007

MANUAL DE PRUEBAS A TRANSFORMADORES
I
ÍNDICE.
PÁG.
RESUMEN. III
INTRODUCCIÓN. IV
Capitulo I. Generalidades de los Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP). 1
1.1 GENERACIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA. 2
1.1.1 Central Termoeléctrica. 2
1.1.2 Centrales Hidroeléctricas. 3
1.1.3 Central Nuclear. 4
1.1.4 Energía Eólica. 5
1.1.5 Central Solar. 6
1.2 TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA. 7
1.3 El Transformador. 9
1.3.1 Clasificación de los Transformadores. 9
1.3.2 Componentes de un Transformador. 11
1.3.3 Principios de Operación del Transformador Monofásico. 13
1.3.4 Fuerza Electromotriz Inducida en Vacío. 14
1.3.5 Relación de Transformación. 17
1.3.6 Corriente de Vacío y Corriente de Carga. 18
1.3.7 Eficiencia de un Transformador. 21
1.3.8 Conexión de Transformadores de Distribución Monofásicos. 22
1.4 PRUEBAS A TRANSFORMADORES Y NORMATIVIDAD. 23
1.4.1Normas Nacionales. 25
1.4.2 Normas Internacionales. 25
Capitulo 2. Metodología de Pruebas a Transformadores. 27
2.1 PRUEBA DE RESISTENCIA ÓHMICA DE LOS DEVANADOS. 28
2.2 PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. 31
2.3 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN. 32
2.4 PRUEBA DE POTENCIAL APLICADO. 36
2.5 PRUEBA DE POTENCIAL INDUCIDO. 40
2.6 PRUEBA DE RUPTURA DIELÉCTRICA DE ACEITE. 44
2.7 PRUEBA DE IMPULSO. 46
Capitulo3. Desarrollo de Pruebas a Transformadores. 53
3.1 PRUEBA DE RESISTENCIA ÓHMICA DE LOS DEVANADOS. 54
3.2 PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. 58
3.3 PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN. 68
3.4 PRUEBA DE POTENCIAL APLICADO. 70
3.5 PRUEBA DE POTENCIAL INDUCIDO. 71
3.6 PRUEBA DE RUPTURA DIELÉCTRICA DE ACEITE. 73

II
3.7 PRUEBA DE IMPULSO. 75
Capitulo 4. Cálculo Económico. 79
4.1 COTIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN. 80
4.2 COTIZACIÓN DE PRUEBAS DE RUTINA. 81
CONCLUSIONES. 84
BIBLIOGRAFíA. 85

III
RESUMEN
Para la elaboración de este manual se tuvo que estudiar de forma general a
los Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP´s), los cuales se encuentran
integrados por diferentes elementos como las centrales generadoras, los
sistemas de transmisión y distribución de la energía eléctrica siendo este
ultimo sistema el de interés ya que de el forman parte los transformadores de
distribución.
El estudio comprendió además la clasificación de los transformadores,
componentes, principio de operación, las pruebas que se les aplican, así como
la normatividad vigente y la metodología establecida para realizar las pruebas
de rutina. Posteriormente se realizaron las pruebas en el laboratorio de la
ESIME-Zac.

IV
INTRODUCCIÓN
La vida moderna atraviesa por una etapa de globalización esto a través del
sector industrial, el cual representa una de las principales fuentes de empleo y
de recursos económicos. Se sabe que, cuando aumenta la demanda de algún
bien o servicio, se tiende a aumentar la producción de los mismos con el fin de
satisfacer a los consumidores. En este caso se enfoca a la demanda en el
suministro de energía eléctrica por parte de sectores tan importantes como el
industrial y residencial.
Hoy en día la energía eléctrica es la principal fuente de energía que utiliza la
industria moderna para el funcionamiento de áreas productivas y a nivel
residencial es de igual manera un servicio indispensable para la realización de
diversas tareas de la vida cotidiana; por tal motivo el suministro de electricidad
debe de satisfacer con ciertas características como es un servicio en forma
continua y eficiente así como con otras particularidades un poco más técnicas
como es el nivel de tensión, su forma de onda y el ciclo de operación ya que de
estos dependen el funcionamiento correcto de algunas áreas productivas en la
industria. Para lograr esto es indispensable tener en cuenta el como solucionar
estas demandas; y para ello se cuenta con los sistemas eléctricos de potencia,
los cuales son los encargados de la generación, transmisión y distribución del
servicio eléctrico en todo el territorio nacional. Aquí se estudiaran los sistemas
de distribución compuestos por las subestaciones, las cuales son el punto final
de la distribución de energía eléctrica.
Dentro de las subestaciones, se cuenta con distintos equipos eléctricos como
son los transformadores de distribución y potencia; transformadores de
instrumento (transformadores de corriente y de potencial); equipo de protección
(fusibles, relevadores, interruptores, etcétera); y apartarrayos entre otros. Cabe
mencionar que en las subestaciones, los equipos más importantes son los
transformadores y especialmente los de distribución ya que estos últimos
constituyen la última fase en la utilización de energía eléctrica tanto en baja
como alta tensión. Se cuenta con diferentes tipos de transformadores de
distribución, como el tipo subestación, el tipo pedestal y el tipo poste, teniendo
que este último es el más empleado aunque cabe mencionar que su
construcción es en esencia la misma y solo difieren entre si por su
presentación y accesorios adicionales. Por otra parte sin importar cual sea el
tipo de transformador, estos se encontraran comúnmente en operación
continua y propensos a fallas.
Por estas razones son el objeto de estudio los transformadores de distribución,
ya que antes de que un transformador se puesto en operación, debe de cumplir
con una serie de pruebas de rutina (resistencia de aislamiento, resistencia
ohmica, tensión aplicada, tensión inducida entre otras); regidas por la norma
NMX-J-169-ANCE-2004 ”Transformadores y Autotransformadores de
Distribución y Potencia – Métodos de Prueba”, y recomendaciones hechas por
el Instituto de Ingenieros en Electricidad y en Electrónica (IEEE). Estas pruebas
proporcionan características sobre los parámetros eléctricos de los
transformadores, los cuales deben ser cumplidos estrictamente de acuerdo a

V
las normas, con el objetivo de conocer el comportamiento de los
transformadores ante cualquier eventualidad durante su operación.
Actualmente no existe un manual para las pruebas de rutina a transformadores
de distribución (resistencia de aislamiento, resistencia ohmica, tensión
aplicada, tensión inducida entre otras); las cuales son posibles llevar a cabo en
el laboratorio de la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica
(ESIME),por lo que el objetivo principal es presentar un manual para que este
sirva a los estudiantes de ingeniería eléctrica ya que al realizar estas pruebas
se adquiere la experiencia y la práctica necesaria para desenvolverse
profesionalmente dentro del área de los transformadores en la industria
eléctrica. Para alcanzar el objetivo la tesis se encuentra integrada por cuatro
capítulos.
En el primer capítulo se analizaron los aspectos básicos que integran a los
Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP) como son las fuentes generadoras de
energía eléctrica, su transmisión y distribución, siendo esta última etapa donde
se ubican los transformadores de distribución. Por lo cual se requirió definir
los transformadores, clasificarlos, describir sus elementos y su principio de
operación. Finalmente se presento la clasificación de las pruebas que debe de
aprobar previas a su puesta en operación, así como la normatividad por la cual
se rigen las pruebas mencionadas.
En el segundo capitulo se expuso la metodología correspondiente para llevar
acabo las pruebas de rutina en el piso de pruebas para transformadores (PPT)
de la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica (ESIME) ,
estableciendo para cada una el objetivo, las consideraciones, los circuitos de
conexión para cada caso y se estableció un criterio de aceptación o rechazo en
la interpretación de resultados tomando en cuenta lo establecido por la norma
NMX-J-169-ANCE-2004 “Transformadores y Autotransformadores de
Distribución y Potencia - Métodos de Prueba”.
En el tercer capitulo se retomaron las pruebas anteriores con la finalidad de
presentar de forma más detallada como se realizan en el laboratorio de la
ESIME. Posteriormente los resultados obtenidos en cada una de las pruebas,
sirvieron para evaluar el buen estado en el que se encuentra el equipo bajo
prueba, presentando además un reporte técnico con los valores obtenidos en
cada una.
En el cuarto capitulo se presentaron las cotizaciones convenientes tanto de
transformadores como de algunas pruebas realizadas las cuales dieron una
visión de los posibles beneficios que obtendría la escuela y alumnos si se
reacreditara el piso de pruebas para transformadores.

- 1 -
Capítulo 1
Generalidades de los Sistemas
Eléctricos de Potencia.
En el presente capítulo se analizan los aspectos básicos que integran a los
Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP) como son las fuentes generadoras de
energía eléctrica, su transmisión y distribución, siendo esta última etapa donde
se ubican los transformadores de distribución. Por lo cual se requerirá definir a
los transformadores, clasificarlos, describir sus elementos y su principio de
operación. Finalmente se expondrá la clasificación de las pruebas que deben
aprobar previas a su puesta en operación, así como la normatividad por las
cuales se rigen.

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1.1 GENERACIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA.
La generación de energía eléctrica en los Sistemas Eléctricos de Potencia
(SEP), consiste en transformar alguna clase de energía, sea esta química,
mecánica, térmica, luminosa en energía eléctrica. Para la generación industrial
de energía eléctrica se recurre a instalaciones denominadas centrales
eléctricas, las que ejecutan alguna de las transformaciones citadas y
constituyen la primera etapa del sistema de suministro eléctrico.
Dependiendo de la fuente primaria de energía utilizada, las centrales
generadoras se clasifican en:
 Térmicas
 Hidroeléctricas
 Nucleares
 Eólicas
 Solares
No obstante todos los tipos indicados, la mayor parte de la energía eléctrica
generada proviene de los tres primeros tipos de centrales mencionadas. Todas
estas centrales, excepto las solares, tienen en común el elemento generador,
movido mediante una turbina que será distinta dependiendo del tipo de energía
primaria utilizada. En las centrales solares la corriente obtenida es continua y
para su utilización es necesaria su conversión en alterna, mediante el empleo
de dispositivos denominados inversores.
1.1.1 Central Termoeléctrica.
Una central termoeléctrica es una instalación industrial empleada para la
generación de energía eléctrica a partir de la energía liberada en forma de
calor, normalmente mediante la quema de algún combustible fósil como
petróleo, gas natural o carbón. Este calor es empleado por un ciclo
termodinámico convencional para mover un alternador y producir energía
eléctrica. Por otro lado, también existen centrales termoeléctricas que emplean
fisión nuclear del Uranio para producir electricidad. Este tipo de instalación
recibe el nombre de central nuclear.
Las centrales termoeléctricas clásicas emplean la combustión del carbón,
petróleo o gas natural para generar la energía eléctrica, siendo sus
componentes principales: caldera de combustión, turbina de vapor, generador,
torres de enfriamiento e instalaciones de control como se observa en la figura
1.1.En la actualidad se están construyendo numerosas centrales

- 3 -
termoeléctricas de las denominadas de ciclo combinado que son un tipo de
central que utiliza gas natural, gasóleo o incluso carbón preparado como
combustible para alimentar una turbina de gas.
Caldera de
combustión
Turbina de vapor
Generador
Torres de
enfriamiento
Instalaciones de
control
Chimenea
Transportadora
de carbon
Tolva
Molino
Transformador
Torre y líneas de
transmisión
Figura 1.1 Central termoeléctrica.
Como los gases tienen todavía una temperatura muy alta, se utilizan para
producir vapor que mueve una segunda turbina, esta vez de vapor. Cada una
de estas turbinas está acoplada a su correspondiente generador para generar
la electricidad como en una central termoeléctrica clásica. Como la diferencia
de temperatura que se produce entre la combustión y los gases de escape es
más alta que en el caso de una turbina de gas o una de vapor, se consiguen
rendimientos del orden del 55%.
1.1.2 Centrales Hidroeléctricas.
Una central hidroeléctrica se utiliza para la generación de energía eléctrica
mediante el aprovechamiento de la energía potencial del agua embalsada en
una presa que se encuentra más alto que la central generadora. El agua es
conducida mediante una tubería de descarga a la sala de máquinas de la
central, donde mediante enormes turbinas hidráulicas se produce la generación
de energía eléctrica en generadores. La potencia de una central puede variar
desde unos pocos MW (megawatts) hasta 30 MW se consideran minicentrales.
La Central hidroeléctrica mayor del país, hasta la fecha (2007), tiene una
potencia instalada de 750 MW.

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Las centrales hidroeléctricas se clasifican según su emplazamiento y existen
dos modelos básicos:
1.- Consiste básicamente en desviar el agua del río mediante una pequeña
presa hacia un canal con (mínima pendiente) hasta un depósito (cámara de
carga), del cual cae por una tubería hacia la sala de máquinas donde los
grupos turbina - generador aprovechan la energía de caída del agua y la
transforman en energía eléctrica tal como se observa en la figura 1.2.
Seguidamente el agua se incorpora al río por medio de un canal.
2.- Consiste en construir una presa para almacenar agua a un cierto nivel. A
media altura de la presa se encuentra la toma de agua, y en la parte inferior la
sala de máquinas que aprovecha la energía del agua para producir la
electricidad.
Turbina
Generador
Transformador
Líneas de
transmisión
Cámara de
agua
Tubería
Entrada de
agua
Salida de
agua
Figura 1.2 Central hidroeléctrica.
1.1.3 Central Nuclear.
Una central nuclear es una instalación industrial empleada para la generación
de energía eléctrica a partir de energía nuclear, que se caracteriza por el
empleo de materiales fisionables que mediante reacciones nucleares
proporcionan calor. Este calor es empleado por un ciclo termodinámico
convencional para mover un generador y producir energía eléctrica.
Las centrales nucleares constan de uno o varios reactores, que son
contenedores (llamados habitualmente vasijas) en cuyo interior se albergan
varillas u otras configuraciones geométricas de minerales con algún elemento
fisil (es decir, que puede fisionarse) o fértil (que puede convertirse en fisil por

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reacciones nucleares), usualmente uranio, y en algunos combustibles también
plutonio, generado a partir de la activación del uranio como se muestra en la
figura 1.3. En el proceso de fisión radiactiva, se establece una reacción que es
sostenida y moderada mediante el empleo de elementos auxiliares
dependientes del tipo de tecnología empleada.
Placas de
combustible
Caldera
Varillas de
regulación
Agua fría
Bomba de
recirculación
Reactor
Vapor
Agua fría
Condensador
Agua de
refrigeración
Turbina Generador
Agua caliente
Figura 1.3 Central nuclear.
La energía nuclear se caracteriza por producir, además de una gran cantidad
de energía eléctrica, residuos nucleares que hay que albergar en depósitos
aislados y controlados durante largo tiempo. A cambio, no produce
contaminación atmosférica de gases derivados de la combustión que producen
el efecto invernadero, ni precisan el empleo de combustibles fósiles para su
operación. Sin embargo, las emisiones contaminantes indirectas derivadas de
su propia construcción, de la fabricación del combustible y de la gestión (todos
los procesos de tratamiento de los residuos, incluido su almacenamiento);
posterior de los residuos radiactivos no son despreciables.
1.1.4 Central Eólica.
La energía eólica es la que se obtiene por medio del viento, es decir mediante
la utilización de la energía cinética generada por efecto de las corrientes de aire
como se observa en la figura 1.4. La energía eólica ha sido aprovechada desde
la antigüedad para mover los barcos impulsados por velas o hacer funcionar la
maquinaria de molinos al mover sus aspas.

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Figura 1.4 Central eólica.
En la actualidad se utiliza, sobre todo para mover aerogeneradores. En estos la
energía eólica mueve una hélice y mediante un sistema mecánico se hace girar
el rotor de un generador, normalmente un alternador, que produce energía
eléctrica. Para que su instalación resulte rentable, suelen agruparse en
concentraciones denominadas parques eólicos.
1.1.5 Central Solar.
Una central solar es una instalación industrial en la que a partir del
calentamiento de un fluido mediante radiación solar, y su uso en un ciclo
termodinámico convencional se produce la potencia necesaria para mover un
alternador para generación de energía eléctrica como en una central térmica
clásica. Constructivamente, es necesario concentrar la radiación solar para que
se puedan alcanzar temperaturas elevadas, de 300 ºC hasta 1000 ºC, y
obtener así un rendimiento aceptable en el ciclo termodinámico, que no se
podría obtener con temperaturas más bajas. La captación y concentración de
los rayos solares se hacen por medio de espejos con orientación automática
que apuntan a una torre central donde se calienta el fluido, o con mecanismos
más pequeños de geometría parabólica. El conjunto de la superficie reflectante
y su dispositivo de orientación se denomina helióstato.
Se denomina energía solar fotovoltaica a una forma de obtención de energía
eléctrica a través de paneles fotovoltaicos como se observa en la figura 1.5.
Los paneles fotovoltaicos están formados por dispositivos semiconductores tipo
diodo que al recibir radiación solar se excitan y provocan saltos electrónicos,
generando una pequeña diferencia de potencial en sus extremos. El
acoplamiento en serie de varios de estos fotodiodos permite la obtención de
voltajes mayores en configuraciones muy sencillas y aptas para alimentar
pequeños dispositivos electrónicos.

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Los componentes fundamentales de una
Planta de Energía Solar son:
1.- El Sol
2.- Paneles Fotovoltaicos ó Fotoceldas
3.- Inversores ó Reguladores
4.- Conexión a la Red
5.- Utilización
1
2
3
4
5
Figura 1.5 Central solar.
A mayor escala, la corriente eléctrica continua que proporcionan los paneles
fotovoltaicos se puede transformar en corriente alterna y pueden ser
suministrados a la red, operación que es muy rentable económicamente pero
que precisa todavía de la energía solar para una mayor viabilidad. En entornos
aislados, donde se requiere poca potencia eléctrica y el acceso a la red es
difícil, como estaciones meteorológicas o repetidores de comunicaciones, se
emplean las placas fotovoltaicas como alternativa económicamente viable.
1.2 TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA.
Debido a que la energía eléctrica no se produce en los lugares donde se
consume, salvo con algunas excepciones, es necesario transportarla grandes
distancias desde las plantas generadoras de electricidad hasta los centros de
distribución (subestaciones) y consumos; esto mediante líneas de transmisión
en alta tensión (A.T.) las cuales tienen que recorrer esas distancias para
cumplir su cometido. Posteriormente se distribuye mediante líneas de
distribución en alta tensión o en baja tensión (B.T.) esto de acuerdo con las
características y necesidades de los consumidores.
Los sistemas eléctricos de potencia (SEP) tienen seis elementos principales
que son: La central eléctrica, los transformadores que elevan la tensión de la
energía eléctrica generada a las altas tensiones utilizadas en las líneas de
transmisión, las líneas de transmisión, las subestaciones donde la señal baja
su tensión para adecuarse a las líneas de distribución, las líneas de distribución
y los transformadores que reduce la tensión al valor utilizado por los
consumidores. Para conducir la electricidad desde las plantas de generación
hasta los consumidores finales, Comisión Federal de Electricidad (CFE) cuenta
con las redes de transmisión y de distribución, integradas por las líneas de
conducción de alta, media y baja tensión.
Transmisión

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La red de transmisión considera los niveles de tensión de 400, 230 y 161
kilovolts (kV). Al finalizar diciembre del año 2006, esta red nacional alcanzó
una longitud de 47,485 km como se muestra en la tabla 1.1.
Tabla 1.1 Longitud de líneas de transmisión (km).
Año
Nivel de Tensión (kV)
400 230 161 150 Total
1996 11,337 18,878 456 445 31,116
1997 11,908 19,374 456 66 31,804
1998 12,249 20,292 456 66 33,063
1999 12,399 21,224 456 0 34,079
2000 13,165 21,598 508 0 35,271
2001 13,695 22,645 508 0 36,848
2002 14,504 24,060 646 0 39,210
2003 15,998 24,773 470 0 41,241
2004 17,790 25,687 475 0 43,952
2005 18,144 27,148 475 0 45,767
2006* 19,265 27,745 475 0 47,485
*Incluye tensiones de 4.16 y 2.4 kV.
El total incluye líneas de transmisión hasta diciembre de 2006.
Transformación
La transformación es el proceso que permite, utilizando subestaciones
eléctricas, cambiar las características de la electricidad (tensión y corriente)
para facilitar su transmisión y distribución. La tabla 1.2 muestra la capacidad en
subestaciones con la que actualmente se cuenta en el país, observando un
creciente aumento en los últimos diez años.
Tabla 1.2 Capacidad en subestaciones (MVA).
Tipo de
Subestación
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006*
Transmisión 91.0 94.5 98.5 104.5 107.8 113.6 119.7 125.1 128.8 134.7 137.0
Distribución 26.2 27.1 28.2 29.9 31.7 33.1 36.2 37.7 38.8 39.7 41.0
Total 117.2 121.6 126.7 134.4 139.5 146.6 155.9 162.8 167.6 174.4 178.0
Distribución
La red de distribución esta integrada por las líneas de subtransmisión con
niveles de tensión de 138, 115, 85 y 69 kilovolts (kV); así como, las de
distribución en niveles de 34.5, 23, 13.8, 6.6, 4.16 y 2.4 kV y baja tensión como
se presenta en la tabla 1.3.
Tabla 1.3 Longitud de líneas de distribución (miles de km).

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Nivel de
tensión
(kV)
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006*
Subtransmisión
138 1.1 1.1 1.1 1.0 1.0 1.0 1.0 1.3 1.3 1.4 1.4
115 30.3 30.9 32.3 34.1 34.9 36.1 38.0 38.7 40.1 40.8 42.2
85 0.2 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1
69 3,566 3.4 3.4 3.4 3.4 3.3 3.3 3.3 3.2 3.2 3.2
Subtotal 35,301 35.7 37.1 38.8 39.6 40.7 42.6 43.6 44.9 45. 6 46.9
Distribución
34.5 54.8 55.6 57.1 58.9 60.3 61.7 62.7 63.6 64.7 66.3 67.4
23 20.5 22.0 22.7 23.3 23.7 24.6 25.8 26.3 27.4 27.9 28.6
13.8 211.5 219.2 226.9 233.2 239.7 246.3 251.7 257.4 264.5 269.4 273.2
6.6 1 0.6 0.6 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5
Baja
tensión
196.9 205.9 208.7 211.9 215.3 221.0 222.1 225.1 230.2 233 236.6
Subtotal 484.5 503.5 516.1 528.1 539.7 554.3 563.0 573.2 587.5 597.1 606.3
Total de
líneas
519.8 539.3 553.3 566.9 579.3 595.1 605.7 616.8 632.4 642.7 653.2
Total
CFE 2
550.9 571.1 586.3 601.0 614.6 632.0 644.9 658.0 676.4 688.4 700.7
1.3 EL TRANSFORMADOR.
El transformador es un equipo eléctrico que por inducción electromagnética
transfiere energía eléctrica, usualmente aumentando o disminuyendo los
valores de tensión y de corriente eléctrica a la misma frecuencia del sistema.
Un transformador que al recibir energía y al devolverla lo hace a una tensión
mas elevada, se le denomina transformador elevador, o puede devolverla a una
tensión mas baja, a este tipo de transformador se le denomina transformador
reductor. En el caso de que el transformador no eleve o reduzca los niveles de
tensión, se tiene entonces, una relación de transformación igual a la unidad
Los transformadores al no tener partes giratorias requieren poca vigilancia y
escasos gastos en su mantenimiento. El rendimiento que tiene este,
comparado con otras máquinas eléctricas es muy superior ya que su eficiencia
se encuentra en el orden del 95 a 99%. Al no tener partes giratorias, dientes,
ranuras, y sus arrollamientos pueden estar sumergidos en aceite u otro material
como héxafloruro de azufre (SF6), no es difícil lograr un buen aislamiento para
trabajar en altas tensiones.
1.3.1 Clasificación de los Transformadores.
Según el empleo que se le asigne, reciben el nombre de transformadores de
potencia o de distribución, encontrando elevadores, reductores o de enlace
(relación de transformación 1/1). Siendo los de distribución los más empleados
por su pequeña capacidad y por ser el ultimo punto entre la distribución y la
carga.
Los transformadores se clasifican de la siguiente manera:

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a) Por su Operación: Esto en base a la energía o potencia que maneje:
- Transformadores de distribución. Capacidades de 5 a 500 kVA.
- Transformadores de potencia. Capacidades mayores a 500 kVA.
b) Por el número de fases: De acuerdo a las características del sistema en
el cual opera:
- Monofásicos (1ø). Estos son conectados a una línea o fase y el neutro o
tierra. Cuentan con un solo devanado de alta tensión y uno de baja
tensión, como se muestra en la Figura 1.6.
- Trifásico (3ø). Se conectan a tres líneas o fases y pueden estar
conectados a un neutro o tierra. Tienen tres devanados de alta tensión y
tres de baja tensión como se observa en la Figura 1.7.
H1 H2
X1 X2
6 4 2 1 3 5
Alta Tensión
Baja Tensión
Figura 1.6 Diagrama eléctrico de un transformador monofásico.
642 1 35 642 1 35 642 1 35
H1 H2 H3
X0 X1 X2 X3
Alta Tensión
Baja Tensión
H1 H2
H3
X0
X1
X2
X3
Figura 1.7 Diagrama eléctrico de un transformador trifásico.
c) Por su utilización:
- Transformador para generador. Se conectan después del generador y
proporcionan energía a la línea de transmisión.
- Transformadores de subestación. Se conectan en el extremo de la línea
de transmisión y se encargan de reducir la tensión para subtransmitirla.
- Transformadores de distribución. Reduce la tensión de subtransmisión a
niveles de consumo.
- Transformadores de instrumento. Aquí se tienen de potencial (TP) y de
corriente (TC), los cuales se encargan de suministrar tensión y corriente
a los equipos de medición, protección y control.
d) Por su tipo de núcleo.
- Acorazado. El núcleo cubre a los devanados de baja y alta tensión.

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- Columna. Las bobinas abarcan parte considerable del circuito
magnético.
e) Por el tipo de enfriamiento. Existen los sumergidos en aceite y del tipo
seco. De los sumergidos en aceite se encuentran los siguientes:
- Tipo OA (Oil/Air). Es el más usado pues consiste en un transformador
sumergido en aceite con enfriamiento natural. Ya que el aceite circula en
forma natural dentro del tanque, o puede tener enfriadores tubulares o
radiadores.
- Tipo OA / FA (Oil/Air)/(Forced/Air). Son sumergidos en aceite y enfriados
por aire forzado.
- Tipo OA / FA / FOA (Oil/Air)/(Forced/Air)/(Forced/Oil/Air). Sumergidos en
aceite con enfriamiento propio, con aire forzado y aceite forzado.
Construidos con radiadores, se adicionan ventiladores sobre estos y
además bombas conectadas a los cabezales de los mismos.
- Tipo FOA (Forced/Oil/Air). Sumergidos en aceite, el enfriamiento es a
base de aceite forzado con enfriadores de aire forzado. Al circular el
aceite por los radiadores de aire y aceite, este es enfriado.
- Tipo OW (Oil/Water). El enfriamiento es con agua que circula por tubos
colocados fuera del tanque.
- Tipo FOW(Forced/Oil/Water). El enfriamiento es de aceite forzado con
enfriador de agua forzada.
Del tipo seco, existen:
- Tipo AA (Air/Air). Son del tipo seco, con enfriamiento propio, el aire es el
encargado de aislar el núcleo y las bobinas.
- Tipo AFA (Air/ForcedAir). El enfriamiento es con aire forzado producido
por un ventilador que hace circular aire por un ducto que se localiza en
la parte inferior del transformador.
- Tipo AA / FA (Air/Air)/(ForcedAir). Con enfriamiento propio y por aire
forzado con ayuda de ventiladores.
f) En función de su lugar de instalación:
- Tipo poste.
- Tipo pedestal.
- Tipo subestación.
- Tipo sumergible.
g) Por su condición de servicio:
- Para interiores.
- Para exteriores.
1.3.2 Componentes de un Transformador.
Básicamente se agrupan en:
a) Circuito magnético

- 12 -
Lo conforma el núcleo, el cual está hecho de laminaciones de acero al silicio
de grano orientado; las láminas se aíslan por ambos lados con la finalidad
de reducir las pérdidas por corrientes parásitas y así conducir el flujo
magnético generado.
b) Circuito eléctrico
Compuesto por los devanados primarios y secundarios. Se fabrican de
cobre o aluminio; forrándose de papel o barnizándose dependiendo si es
seco o sumergido en aceite, de la tensión de operacion y la potencia.
La función que deben cumplir los devanados, es la de crear un flujo
magnético en el primario y por inducción electromagnética, dar origen a
una fuerza electromotriz (f.e.m), en el secundario. Este proceso, causa
pérdidas muy pequeñas de energía debido al efecto Joule. La selección del
material con que se construirán los devanados depende de las propiedades
de cada material. La tabla 1.4 muestra algunas propiedades del cobre y
aluminio.
Tabla 1.4 Tabla comparativa de las propiedades físicas del aluminio y del
cobre.
PROPIEDAD ALUMINIO COBRE
Conductividad eléctrica a
20˚C recocido
62 % 100%
Peso específico en gramos
por centímetro cúbico
(g/cm
3
), a 20˚C
2.7 8.89
Calor específico 0.21 0.094
Punto de fusión (˚C) 660 1083
Conductividad térmica, a
20˚C (calorías/˚C/cm
2
/cm) 0.53 0.941
Esfuerzo mecánico a la
tensión en (kg/mm
2
)
16 25
c) Sistema de aislamiento
Todos los transformadores poseen materiales aislantes que forman el
sistema de aislamiento. Dichos aislamientos aumentan a medida que se
aumenta la capacidad del transformador. A continuación se enlistan algunos
materiales aislantes:
- Cartón prensado o pressboard.
- Papel kraft.
- Papel manila y corrugado.
- Cartón prensado de alta densidad.
- Cartón prensado laminado.
- Esmaltes y barnices.
- Porcelanas.

- 13 -
- Polvo epóxico.
- Algodón.
- Líquidos dieléctricos como aceite mineral o de silicona.
Este sistema aísla eléctricamente a los devanados, el núcleo y partes de
acero que forman la estructura. El aceite mineral por su parte, proporcionará
rigidez dieléctrica, enfriamiento eficiente y protege a los otros aislamientos.
d) Tanque y accesorios
El tanque tiene la función de contener y preservar al aceite dieléctrico y el
conjunto núcleo – bobinas.
Además de los anteriores, esta constituido por los siguientes elementos
(Figura 1.8).
1) Boquillas de porcelana de A.T y B.T.
2) Cambiador de derivaciones (taps).
3) Terminales de cobre para A.T y B.T.
4) Válvula de muestreo de aceite.
Y para transformadores de potencia se agregaran:
- Termómetros.
- Medidor de nivel de aceite.
- Relevador Buchollz.
- Ventilador.
Por otra parte, se deben adjuntar el bastidor y los herrajes según la Norma
Oficial Mexicana (NMX-J-116-ANCE).
4)
3)
1)
2)

- 14 -
Figura 1.8 Tanque con radiadores.
1.3.3 Principios de Operación del Transformador Monofásico.
El transformador basa su funcionamiento en la acción mutua entre fenómenos
eléctricos y magnéticos, y no contienen partes móviles. La transferencia de
energía eléctrica por inducción electromagnética, de un arrollamiento a otro,
dispuestos en el mismo circuito magnético, se realiza con un excelente
rendimiento.
Las fuerzas electromotrices (f.e.m) se inducen por la variación del flujo
magnético. Los devanados y el circuito magnético están en reposo uno con
respecto al otro, y las f.e.m se inducen por la variación de la magnitud del flujo
con el tiempo. Este concepto se puede explicar con la figura 1.9.
Ø
Núcleo
Fuente
S E2
E1
I0
P
N1
N2
Figura 1.9 Transformador monofásico con el secundario en circuito abierto.
El núcleo, como se representa en la figura 1.9 esta formado de chapas de
acero (grado eléctrico) superpuestas y con aislamiento interlaminar propio, de
forma rectangular. En uno de los lados del núcleo se arrolla un devanado
continuo P y en el opuesto otro devanado continúo S, que puede tener el
mismo número de espiras que P, o no tenerlo, tal como se representa de
manera esquemática en la figura 1.9. Una fuente suministra corriente alterna al
arrollamiento primario P, en el que, al estar montado en el núcleo, su fuerza
magneto motriz (f.m.m) produce un flujo alternativo Ø en el mismo. Las espiras
del arrollamiento S abrazan este flujo que, al ser alternativo, induce en ese una
f.e.m de la misma frecuencia que el flujo. Debido a esta f.e.m inducida, el
arrollamiento secundario S es capaz de suministrar corriente y energía
eléctrica. La energía, por lo tanto, se transfiere del primario al secundario por
medio del flujo magnético.
El arrollamiento P, que recibe la energía, se llama el primario. El arrollamiento
S, que suministra energía, se llama el secundario. En un transformador, cual

- 15 -
quiera de los arrollamientos puede hacer de primario, correspondiendo al otro
hacer de secundario, lo que sólo depende de cual de los dos es el que recibe la
energía o el que la suministra a la carga.
1.3.4 Fuerza Electromotriz Inducida en Vacío.
El flujo Ø o flujo común o mutuo, al pasar por el circuito constituido por el
núcleo de hierro -acero eléctrico laminado-, no sólo lo abrazan las aspiras del
secundario S, sino también las del primario y, por lo tanto, debe inducir una
f.e.m. en ambos arrollamientos. Como el flujo es el mismo, en cada uno de
ellos debe inducir la misma f.e.m. por espira, y la f.e.m. total inducida en cada
uno de los arrollamientos debe ser proporcional al número de espiras que 10
componen; es decir,
2
1
2
1
N
N
E
E
 (1.1)
Donde.
E1 y E2: Las f.e.m .inducidas en el primario y en el secundario, en Volts (V).
N1 y N2: Los números de espiras en cada uno de ellos.
En los transformadores ordinarios, la tensión en las terminales solamente
difiere de la f.e.m inducida en un porcentaje muy pequeño de modo que para
muchos casos prácticos puede decirse que Ias tensiones en terminales del
primario y del secundario son proporcionales a sus respectivos números de
espiras.
La f.e.m. inducida en un transformador es proporcional a tres factores: la
frecuencia f, el número de espiras N y el flujo instantáneo máximo Øm. La
ecuación de la f.e.m. inducida, suponiendo que el flujo varía según una ley
senoidal, puede deducirse como se muestra en la figura 1.10.
Øm
- Øm
a b
T/2
Tiempo. (s)
Flujo
Magnético
(Maxwell)
Ø
Figura 1.10 Variación senoidal del flujo con el tiempo.
La figura 1.10 representa el flujo común Ø que varia según una ley senoidal en
función del tiempo. Entre los puntos a y b, la variación de flujo es 2 Maxwell.
Esta variación de flujo se produce durante un semiperíodo o en el tiempo T/2
segundos. Siendo T el periodo o tiempo necesario para que la onda complete

- 16 -
un ciclo. El tiempo T/2 es igual a ½ f segundos. La f.e.m. media inducida es
igual a la variación total del flujo dividida por el tiempo, es decir;
8
8
8
10
4
10
2
2
10
2
2












m
m
m
fN
f
T
N
T
N
e
(1.2)
Teniendo en cuenta que en la senoide, la relación entre el valor eficaz y el valor
medio es 1.11, la f.e.m. eficaz inducida es:
8
10
44
.
4 

 m
fN
E (1.3)
Donde:
E: Fuerza electromotriz inducida, en V.
4.44: constante que depende del factor de forma.
f : Frecuencia, Hertz (Hz).
N: Número de espiras.
m
 : Flujo instantáneo máximo, Maxwell.
Habiéndose suprimido el signo negativo. El factor 4.44 es igual a 4 veces el
factor de forma, que vale 1.11 para la curva senoidal. Si el flujo varia según una
ley que no sea senoidal debe adoptarse un factor de forma Kf, distinto de 1.11
de la ecuación (1.3).
La ecuación (1.3) puede deducirse más rigurosamente de la manera siguiente:
Si:
t
sen
m 


 (1.4)
Luego entonces
)
10
(
cos
10 8
8 






 t
N
dt
d
N
e m 
 (1.5)
Cuyo valor máximo es:
8
8
10
2
10 




 m
m
m fN
N
E 
 (1.6)

- 17 -
Y el valor eficaz queda como:
8
8
10
44
.
4
10
2
2 




 m
m
m fN
fN
E

(1.7)
Si se emplea el sistema internacional y, Ø y Øm se expresa en Weber entonces
la ecuación (1.3) se transforma en:
m
fN
E 
 44
.
4 (1.8)
El flujo máximo Øm =Bm A, si Bm es la densidad de flujo máxima y A la sección
transversal del núcleo, entonces la ecuación (1.3) puede escribirse:
8
10
44
.
4 
 A
fNB
E m (1.9)
Esta forma suele ser más conveniente para el cálculo, ya que los núcleos de
los transformadores se proyectan, partiendo de la densidad de flujo admisible.
La expresión (1.9) se le suele llamar, la ecuación general para el
transformador. Refiriéndose al arrollamiento del lado primario, la tensión
inducida es:
8
1
1 10
44
.
4 
 A
B
fN
E m (1.10)
de la misma forma; para el arrollamiento del lado secundario:
8
2
2 10
44
.
4 
 A
B
fN
E m (1.11)
1.3.5 Relación de Transformación.
La relación de vueltas del primario y el secundario N1:N2 las cuales equivalen a
la relación de f.e.m. del primario y del secundario E1:E2, indica que la magnitud
de la f.e.m del primario es bajada o subida. La relación de vueltas, o la relación
de tensiones inducidas, es llamada la relación de transformación, y es
representada por el símbolo a , así que:
2
1
2
1
E
E
N
N
a 
 (1.12)
Porque la entrada de tensión, del primario V1 y la tensión de carga del
secundario V2 son casi iguales a sus tensiones inducidas respectivamente, la
relación de las tensiones terminales V1:V2 es frecuentemente llamado la
relación de transformación. La verdadera relación de transformación, ecuación
(1.12) es constante, mientras que la relación V1:V2 varía cerca del 1 al 8%,

- 18 -
dependiendo de la carga y del factor de potencia.
Cuando la tensión del primario dado V1 es reducido a una tensión del
secundario bajo V2, se dice que es un paso atrás del transformador;
contrariamente, si la tensión es elevada, este es llamado un paso adelante del
transformador. En un paso atrás del transformador la relación de
transformación es más grande que la unidad, mientras que en un paso
adelante del transformador, es menor que la unidad.
En la práctica es frecuente especificar la relación de transformación como un
número más grande que la unidad; esto es hecho por conveniencia, pero
elimina la posibilidad de no entenderlo, es bueno agregar los términos "un paso
adelante" o "un paso atrás", Así que, a 13.2 kV/220 V en el transformador se
dice que tiene una relación de transformación de 60:1, paso atrás; a 13.2/66 kV
en el transformador se dice que tiene una relación de 5:1, paso adelante.
1.3.6 Corriente de Vacío y Corriente de Carga.
a) Corriente de vacío. La figura 1.11, representa un transformador con sus
arrollamientos primario y secundario. Las direcciones del flujo, de las
tensiones y de las corrientes están indicadas en la figura para el instante
en que la terminal conductor superior primaria es positiva y la intensidad
de la corriente aumenta. Suponer primero que el secundario no tiene
carga alguna. En este caso circula una corriente muy pequeña I0 en el
primario, que suele ser de 1 a 13% de la corriente nominal del primario
(I1)
Ø
Núcleo
Fuente
V2
E1
I1
N1
N2
I1
Primario Secundario
Carga
Figura 1.11 Transformador monofásico con carga en el secundario.
La corriente de vacío (I0) del transformador conocida también como corriente
de excitación, genera la f.m.m que produce el flujo mutuo Ø y compensa
también las pérdidas del núcleo o pérdidas en vacío. La I0 puede
descomponerse en dos: Im en fase con el flujo Ø, que genera f.m.m que
produce Ø; y la otra Ip
2
, en cuadratura con Im, que corresponde a la corriente de

- 19 -
pérdidas. Puesto que las pérdidas son pequeñas y el primario es muy inductivo,
Io tiene un retardo de casi 90° con respecto a la tensión V1 en las terminales.
También se tiene que, para las cargas ordinarias la f.e.m E1 inducida en el
primario por el flujo Ø es casi igual en magnitud a la tensión en terminales del
primario V1, y difiere de ella solo ligeramente, debido a la pequeña impedancia
del primario, luego como V1 es constante, la f.e.m inducida E1 debe ser caso
nula. De las expresiones (1.3) ó (1.8) se deduce que, puesto que E1 es casi
constante, el flujo Ø también es aproximadamente para todas las cargas
normales, y por lo tanto la f.m.m que lo produce; lo mismo que las perdidas en
el hierro, deben ser prácticamente constantes. Así, la corriente de excitación Io
será aproximadamente constante para todas las cargas normales del
transformador. Como se refirio en el primer párrafo es pequeña.
La f.e.m inducida en el primario E1, es una f.e.m que se opone a la corriente
que entra en el primario y es análoga a la fuerza contra electromotriz (f.c.e.m)
de un motor, la corriente de magnetización I1 produce el flujo Ø; en el núcleo
(Fig. 1.11) siendo su dirección, en el instante que se considera, la indicada en
la figura (regla de la mano derecha). El valor de este flujo debe ser tal que la
f.e.m inducida en el primario sea prácticamente igual a la tensión en sus
terminales. La figura 1.12 representa el diagrama vectorial en vacío, del
transformador.
Ø
Im
90°
90°
I0
Ip
-E1 E2
Figura 1.12 Diagrama vectorial del transformador en vacío.
b) Corriente de carga. Si se aplica una carga al secundario (Fig. 1.11) se
tendrá una corriente I2 en éste, cuya magnitud y defasamiento respecto
a la tensión en las terminales de dicho secundario quedará determinada
por las características de la carga. Sin embargo, en cada instante, la
dirección de la corriente en el secundario debe ser tal que se oponga a
las variaciones del flujo, de acuerdo con la ley de Lenz, que establece
que una corriente inducida tiene siempre una dirección que se opone a
la causa que lo produce.
En la figura 1.12 de referencia se supone que la dirección del flujo es la
de las agujas del reloj y que aumenta. Si la corriente en el secundario I2

- 20 -
generase el flujo Ø, según la regla de la mano derecha, penetraría por el
terminal superior (Fig. 1.11). Como I2 se opone al flujo Ø, debe
realmente salir por dicho terminal. La corriente en el secundario I2 tiende,
entonces, a reducir el valor del flujo común en el núcleo del
transformador. Si el flujo se reduce, la f.c.e.m. del primario se reduce
también, lo que permite que circule más corriente por él, suministrando
la energía requerida por el aumento de potencia debida a la carga
aplicada al secundario y haciendo que el flujo adquiera de nuevo un
valor cercano al inicial. Esta es la sucesión de reacciones que se
producen después de aplicar la carga al secundario, que permiten al
primario absorber de la línea de alimentación la energía requerida por el
incremento de potencia exigida en el secundario.
La variación de la f.c.e.m. en el primario al pasar de operación en vacío a
operación en plena carga es aproximadamente de 1 ó 2%. Como la f.c.e.m es
proporcional al flujo común Ø, el valor de Ø varía sólo ligeramente dentro de los
límites del trabajo del transformador y, por lo tanto, los amperes-vueltas netas
que actúan en el núcleo permanecen esencialmente invariables. El aumento de
amperes-vuelta debidos a la carga del secundario debe equilibrarse, pues, con
los amperes-vuelta debidos al aumento de intensidad de corriente en el
primario. Como el flujo se mantiene prácticamente constante, la corriente de
excitación debe conservarse esencialmente constante.
El efecto de aumento cualquiera de los amperes-vuelta del primario, si no los
equilibran igual número de amperes-vuelta del secundario, sería aumentar el
flujo, lo que equivale a un número de amperes-vuelta del secundario, sería
aumentar el flujo, lo que equivale a un aumento de la f.c.e.m y a una tendencia
del primario a alimentar la línea, lo que atenta contra la ley de la conservación
de la energía. Si los amperes-vuelta del primario superan los de excitación
deben, por consiguiente, equilibrarse con igual número de amperes-vuelta en
oposición del secundario.
La corriente excitatriz es de pequeña intensidad y generalmente su
defasamiento es considerable con respecto a la corriente total del primario,
como se ve en la figura 1.13. Suele despreciarse I0 en comparación con la
intensidad de la corriente total del primario. Si se desprecia, los amperes-vuelta
del primario y del secundario son iguales y opuestos, y
2
2
1
1 I
N
I
N  (1.13)
Por tanto
2
1
2
1
N
N
I
I
a 
 (1.14)

- 21 -
Es decir, las intensidades de corriente en el primario y en el secundario son
inversamente proporcionales a sus respectivos números de espiras.
La relación anterior puede deducirse también de la ley de conservación de la
energía. Si las pérdidas en el transformador se desprecian y se supone que el
factor de potencia es uno,
2
2
1
1 I
V
I
V  (1.15)
Por tanto
1
2
2
1
2
1
N
N
V
V
I
I
a 

 (1.16)
Ø
90°
e1=-I1X1
90° E2=E1
I2Z2 I2X2
I2R2
V2
θ2
(N2)I2
φ2
90°
e2=-I2X2
V1
I1X1
I1R1
-E1
θ1
(N1)I1 φ1
I1
Figura 1.13 Diagrama vectorial del transformador con carga.
1.3.7 Eficiencia de un Transformador.
Las pérdidas que ocurren en un transformador con carga pueden ser divididas
en dos grupos:
a) Las perdidas (I2
XR) de los devanados primario y secundario, están
dadas como:
2
2
2
1
2
1 R
I
R
I  (1.17)
b) Las pérdidas del núcleo debido a la histéresis y a las corrientes de eddy.
Puesto que el valor máximo de la densidad de flujo en un transformador normal
no varía más del 2% estando en vacío ó cuando a plena carga, es usual
suponer las pérdidas del núcleo constantes a plena carga. Este valor de
perdidas se obtiene de la prueba de vacío. Así que:

- 22 -
Pn= Perdidas totales del núcleo, luego entonces, las pérdidas totales en el
transformador son Pn+I2
2R1+I2
2R2, y su eficiencia queda definida como:
2
2
2
1
2
1
2
2
2
2
. R
I
R
I
P
fp
X
V
I
Potencia
de
Factor
X
V
I
Eficiencia
Pérdidas
Salida
de
Potencia
Salida
de
Potencia
Entrada
de
Potencia
Salida
de
Potencia
Eficiencia
n 






(1.18)
Es posible tener gran exactitud expresando la eficiencia por las formas:
Entrada
de
Potencia
Perdidas
Eficiencia 
1 (1.19)
En donde las pérdidas están dadas por:
 Perdidas en el hierro
Perdidas por histéresis y perdidas por corrientes de Foucault
 Perdidas en el cobre
R1I1
2
(Watts)
R2I2
2
(Watts)
1.3.8 Conexión de Transformadores de Distribución Monofásicos.
Los transformadores que cubren áreas residenciales y comerciales transforman
generalmente de 13.2 kV a 115 ó 120 V. El arrollamiento secundario se
compone de bobinas, arrolladas cada una para 120 V. Estas dos bobinas
pueden conectarse bien en paralelo, para suministrar a una red bifilar de 120V
(ver figura 1.14 (a)) ó en serie, para suministrar a una red de alimentación
trifilar de 120V y 240V (ver figura 1.14 (b)), y la (figura 1.14 (c)) representa el
esquema eléctrico de un transformador de tipo rural.
Si se comete un error en cuanto a la polaridad al conectar las bobinas
secundarias en paralelo, (figura 1.15 (a)) de modo que 1 se conecta a 4 y 2 a 3,
el resultado será un secundario corto circuitado que hará fundir los fusibles o
activar los dispositivos de protección colocados en el lado de lata tensión. Un
error en la polaridad cuando se conecta la bobina serie (figura 1.15 (b)), que
hará que la tensión entre los conductores exteriores sea nula en lugar de 240V.

- 23 -
13.2 kV
Fusibles
120V
(a)
4
3
2
1
Linea
Fusibles
240V
(b)
4
3
2
1
120V
120V
13.2 kV
Figura 1.14 (a) y (b) Transformadores normales.
Figura 1.14 (c) Transformador tipo rural.
Relativamente en los circuitos ó redes de distribución de gran longitud, la
tensión baja por efectos de caídas de tensión, esto significa que un
transformador de distribución conectado al principio de una línea recibirá una
tensión más alta que muchos kilómetros de distancia adelante. Asumiendo que
dos transformadores de distribución similares son conectados a la misma línea,
pero a distancias diferentes uno de otro, las tensiones en los secundarios en
ambos casos no serán las mismas, la tensión de carga puede ser muy alta al
principio de la línea y muy baja al final de está.
Para vencer estas desventajas y que el servicio de tensión sea adecuado para
todas las cargas, se disponen para el ajuste de tensión y corriente derivaciones
(taps), éstos se colocan sobre el arrollamiento primario. Los taps en el primario
son comúnmente hechos en puntos convenientes del devanado, generalmente,
se colocan a la mitad ó final de éste y son especificados en por ciento de la
tensión total. Un arreglo común es para proveer más y menos dos derivaciones
de dos y medio por ciento, cada una (±2 de 2% c/u). La figura 1.15 muestra los
esquemas de conexiones de un transformador de distribución, monofásico y
trifásico.
BT/2
X3
X2
B.T.
BT/2
A
C
B
D
C)

- 24 -
1.4 PRUEBAS A TRANSFORMADORES Y NORMATIVIDAD.
Estas se aplican para comprobar que un transformador ha sido diseñado
correctamente, así como para operar fuera de sus condiciones nominales.
De acuerdo a la Norma Mexicana (NMX-J-169-ANCE-2004 “Transformadores y
Autotransformadores de Distribución y Potencia- Métodos de Prueba); se tiene
la siguiente clasificación:
a) Pruebas de Prototipo.- Solo se aplica a nuevos diseños para verificar si
el transformador cumple con lo establecido por la norma o el usuario.
b) Pruebas de Rutina.- Son las que el fabricante debe de aplicar a los
transformadores de acuerdo con lo establecido en la norma antes
mencionada; esto con la finalidad de que se cumpla con los
requerimientos de la norma o el usuario.
Alta Tensión
Baja Tensión
H2
X2
2 3 4 5 6 7
8
(a) Monofásico.
Alta Tensión
H1
2 3 4 5 6 7 8 2 3 4 5 6 7 8 2 3 4 5 6 7 8
H2 H3
Baja Tensión
X1 X2 X3
9 10 9 10 9 10
Fase I Fase II Fase III
(b)Trifásico Conexión Delta-Estrella

- 25 -
Figura 1.15 Esquema eléctrico que muestra la salida de derivaciones en
un transformador.
Estas son las que se desarrollarán y se enlistan a continuación:
1.- Prueba de resistencia ohmica
2.- Prueba de resistencia de aislamiento
3.- Prueba de tensión de impulso
4.- Prueba de tensión aplicada
5.- Prueba de tensión inducida
6.- Prueba de rigidez dieléctrica de aceite
7.- Prueba de resistencia de aislamiento
Estas pruebas no necesariamente se aplican en este orden.
c) Pruebas Opcionales.- Son dictadas entre el fabricante y el usuario, con
la finalidad de comprobar características especiales del transformador.
d) Pruebas de Aceptación.- Se establecen en un contrato, estas tienen por
objetivo, demostrar al usuario que el transformador cumple con la norma
y las especificaciones que corresponden.
Los transformadores manufacturados por los fabricantes, son diseñados,
fabricados y probados para cumplir con las normas y especificaciones.
1.4.1 Normas Nacionales
NOM-002-SEDE-1999. Requisitos de seguridad y eficiencia energética para
transformadores de distribución.
NOM-008-SCFI. Sistema general de unidades.
NOM-024-SCFI. Información comercial para empaques, instructivos y garantía
de los productos electrónicos, eléctricos y electrodomésticos.
NMX-J-116- ANCE. Producto eléctricos- Transformadores-Transformadores de
distribución tipo poste, tipo subestación-especificaciones.
NMX-J-285-ANCE-1996. Productos eléctricos-Transformadores de distribución
tipo pedestal, monofásicos y trifásicos para distribución subterránea-
especificaciones.
NMX-J-287-ANCE-1996. Productos eléctricos-transformadores de distribución
tipo sumergible, monofásicos y trifásicos para distribución subterránea-
especificaciones.
NOM-J-271. Técnicas de prueba en alta tensión.

- 26 -
NMX-J-123/I-ANCE-1999 (IEC 296). Productos eléctricos - transformadores -
aceites minerales aislantes para transformador - parte1: especificaciones.
NOM-J-153. Clasificación de materiales aislantes.
1.4.2 Normas Internacionales
C57.12.00 General Requirements for Distribution. Power and Regulating
Transfomers. (Requerimientos Generales Para Transformadores De
Distribución, Potencia y Reguladores).
C57.12.10 Requirements for Transfomers 230000 volts, and below 833/958
through 83333/10417 kVA, single phase, and 750/862 through
60000/80000/100000 kVA, three phase. (Requerimientos para
Transformadores monofásicos de 23 kV, desde 833/958 hasta 83333/1 0417
kVA, y trifásicos de 750/862 hasta 60000/80000/100000 kVA).
C57.12.90 Test code for distribution, power and regulating transformers.(Código
de Prueba para transformadores de distribución potencia y reguladores).
C57.13 Requirements for Instrument Transfomers. (Requerimientos para
transformadores de Instrumento).
En este capitulo se abordaron los aspectos más importantes de los SEP,
desde la generación de energía eléctrica, sus transmisión y distribución,
poniendo especial atención en esta ultima etapa ya que en este se encuentran
los transformadores de distribución.

- 27 -
Capítulo 2
Metodología de Pruebas a
Transformadores.
En este capítulo se expone la metodología correspondientes para llevar a cabo
las pruebas de rutina en el PPT de la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica
y Eléctrica (ESIME) , estableciendo para cada una el objetivo, las
consideraciones, los circuitos de conexión y establecer un criterio de
aceptación o rechazo en la interpretación de resultados tomando en cuenta lo
establecido por la norma NMX-J-169-ANCE-2004 “Transformadores y
Autotransformadores de Distribución y Potencia - Métodos de Prueba”.

- 28 -
2.1 PRUEBA DE RESISTENCIA ÓHMICA DE LOS DEVANADOS.
Objetivo
Comprobar que las conexiones internas de los devanados y guías, están
sujetadas firmemente, de igual forma, obtener las pérdidas en el cobre ( R
I2
) y
calcular la temperatura de los devanados en la prueba de temperatura. Se
debe medir simultáneamente la temperatura de los devanados, como indican
los siguientes puntos:
 Si el transformador es de tipo seco. La temperatura debe ser
determinada por el promedio de por lo menos tres termómetros
colocados entre los devanados.
 Si es sumergido en aceite. Se debe energizar 8 horas antes de efectuar
la medición y la temperatura del devanado se considerara como la del
propio líquido.
 La prueba se realizará en un lugar donde no existan cambios bruscos en
el ambiente.
Consideraciones
Los métodos empleados para realizar la prueba son el método del puente de
Wheatstone o el método del puente Kelvin y el método de caída de potencial
siendo el método del puente, el más usado por su simplicidad y exactitud;
además de operar con corrientes pequeñas, evitando calentamiento en los
devanados y reduciendo errores en las mediciones. La norma establece a este
método como único para devanados donde la corriente nominal sea menor a
un ampere.
El método de caída de potencial se utiliza cuando la corriente nominal del
devanado a probar, es mayor a un ampere. La prueba se realiza haciendo
circular una corriente directa por el devanado sin exceder el 15% de la corriente
nominal, para evitar calentamientos y por consiguiente, errores de medición.
Las lecturas de tensión y corriente se toman simultáneamente de los aparatos,
estando conectados según el arreglo de la figura 2.1, en donde el vóltmetro se
conectará lo más cerca posible al devanado para evitar la caída de potencial en
los conductores. La resistencia se obtendrá aplicando la Ley de Ohm.
A
V
Fuente
C.D
Interruptor para proteger al vóltmetro
por deflexiones fuera de escala
durante la energización o
desenergización
Transformador bajo
prueba
Figura 2.1 Diagrama de conexión para la medición de resistencia óhmica de los
devanados. Método de caída de potencial.

- 29 -
Para una mejor precisión se toman cinco lecturas de tensión y corriente. Y se
toma como valor real de resistencia, el promedio de las mismas. La resistencia
se referirá a la temperatura de operación a plena carga por medio de la
siguiente expresión:
2
1
2
1
T
T
T
T
R
R


 (2.1)
Donde:

1
R Resistencia referida a la temperatura 1
T , en Ω.

2
R Resistencia medida a la temperatura 2
T , en Ω.

T Constante de temperatura de resistencia cero,  
0
.
225
5
.
234 
 Al
y
Cu ,
en C
 .

1
T Temperatura de operación en C
 , determinada por la ecuación
C
T
T 


 20
1 , donde T
 es la elevación total de temperatura del
transformador.

2
T Temperatura del devanado el momento de medir 2
R , en C
 .
Para transformadores monofásicos la resistencia medida es entre las
terminales H1-H2 y X1-X2; y en transformadores trifásicos entre H1-H2, H1-H3,
H2-H3 y X1-X2, X1-X3, X2-X3. Las cuales no representan la resistencia de cada
fase. En este caso de un devanado conectado en estrella, cada medición será
de 2R, siendo R el valor de la resistencia de fase. Esto no se aplicara cuando
exista desequilibrio en las resistencia; por lo que para determinar su valor en
forma correcta, se emplearán las ecuaciones deducidas del circuito en estrella
de la figura 2.2.
Para un devanado conectado en delta, las lecturas serán de 2/3R, y en caso de
presentarse un desequilibrio en sus valores de resistencia, se recurrirá a las
ecuaciones del circuito en delta, (figura2.3).
R1 R2
R3
a
b
c
)
(
5
.
0
)
(
5
.
0
)
(
5
.
0
2
3
1
1
3
2
3
2
1
R
R
R
c
R
R
R
b
R
R
R
a









Figura 2.2 Conexión en estrella.

- 30 -
R2
R1
R3
a b
c
 
 
 
 
 
 
3
2
1
2
1
2
3
2
1
3
2
1
2
1
2
3
2
1
3
2
1
2
1
2
3
2
1
2
4
2
4
2
4
R
R
R
R
R
R
R
R
c
R
R
R
R
R
R
R
R
b
R
R
R
R
R
R
R
R
a























Figura 2.3 Conexión en delta.
Características del equipo empleado
El equipo empleado son el puente de Wheatstone y el puente de Kelvin; ambos
para medir resistencia, la diferencia radica en que el puente de Wheatstone se
usa para medir resistencias de 1 a 1x109
Ω y el puente de Kelvin mide
resistencias de 1x10-5
a 1 Ω. La figura 2.4 muestra el diagrama interno de cada
uno.
Al realizar las mediciones, es necesario eliminar errores introducidos por el
conductor con el cual se conecta el instrumento y la resistencia de contacto.
Para esto se utiliza el método de los cuatro hilos, figura 2.5, donde dos hilos
transmiten corriente y los otros dos miden la caída de tensión en el devanado.
Empleando el puente de Wheatstone, la resistencia RX se calcula con la
expresión:
1
3
2
R
R
R
RX  (2.2)
R1 R3
R2 Rx
Fuente
CD
R1
R2 Rx
Fuente
CD
R3
a
b
a) Puente de Wheatstone
b) Puente de Kelvin
Figura 2.4 Diagrama de los puentes: (a) Wheatstone y (b) Kelvin.

- 31 -
R1 R3
R2 Rx
Fuente
CD
R1
R2
Fuente
CD
a) Puente de Wheatstone
b) Puente de Kelvin
R3
Rx
a
b
Figura 2.5 Puentes de Wheatstone y Kelvin Conectados con el método de
los cuatro hilos. ( ) Señal de corriente.
Corrientes a considerar
Los devanados que no están bajo prueba deberán permanecer en circuito
abierto durante la prueba y así estabilizar más rápido la corriente de
alimentación. En el caso de que la fuente de C.D. sea una máquina de
conmutación, los devanados fuera de prueba deben estar en cortocircuito con
la finalidad de amortiguar las variaciones de tensión y eliminar vibraciones en la
aguja del vóltmetro. Esto se aplica para ambos métodos (utilizando el puente y
el método de caída de tensión).
2.2 PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO.
Objetivo.
Determinar la cantidad de humedad e impurezas que contienen los
aislamientos del transformador.
Consideraciones
La prueba de resistencia de aislamiento se realiza en fábrica y campo, después
de que el transformador ha terminado su proceso de secado y se encuentra a
una temperatura entre 0 º
C y 40 º
C. La prueba se efectúa con un aparato
conocido como medidor de resistencia de aislamiento o megóhmetro y
comúnmente pero erróneamente llamado “MEGGER”, a una tensión de 1000 V,
durante 10 minutos.
El análisis de resultados se realiza con los valores obtenidos y corregidos a
20 º
C; El criterio de aceptación ó de rechazo es fijado por el fabricante. Así
mismo, deberá de analizarse el incremento de la resistencia entre el primer
minuto y el décimo minuto. El cociente de dividir el valor de resistencia de
aislamiento a 10 minutos y el valor a 1 minuto, dará un número mayor a la
unidad, que se conoce como índice de polarización (IP):

- 32 -
1min.
aisl.
R
.
aisl.10min
R
IP  (2.3)
Los resultados de la prueba de resistencia de aislamiento se ven afectados por
la temperatura ambiente al momento de efectuar la prueba, por lo que se tienen
que ajustar empleando ciertos factores de corrección (K), los cuales se pueden
tomar de la tabla 2.1.
Tabla 2.1 Factores de resistencia de aislamiento por temperatura a 20 ºC.
TEMPERATURA
°C
FACTOR “K”
TEMPERATURA
°C
FACTOR “K”
95 89.0 35 2.5
90 66.0 30 1.8
85 49.0 25 1.3
80 36.2 20 1.0
75 26.8 15 0.73
70 20.0 10 0.54
65 14.8 5 0.40
60 11.0 0 0.30
55 8.1 -5 0.22
50 6.0 -10 0.16
45 4.5 -15 0.12
40 3.3
Diagrama de conexiones.
La prueba de resistencia de aislamiento de un transformador debe involucrar
las siguientes maniobras de conexión y se representan en la figura 2.6 en
forma esquemática:
a) Alta tensión contra baja tensión más tierra.
b) Baja tensión contra alta tensión más tierra.
c) Alta tensión contra baja tensión.
2.3 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN.
Objetivo
La prueba de relación de transformación determina la relación entre el número
de vueltas del devanado primario y el secundario, es decir; determina si la
tensión suministrada puede ser transformada exactamente a la tensión
deseada.

- 33 -
H2
X1 X2
a) Conexión de Alta Tensión contra Baja Tensión más
Tierra
+
-
Medidor de Alta Resistencia
(Megóhmetro)
H1
H1 H2
X1 X2
b) Conexón tensión contra Alta Tensión más Tierra
-
+
(Megóhmetro)
H1 H2
X1 X2
c) Conexión Alta Tensión contra Baja Tensión
+
-
(Megóhmetro)
Figura 2.6 Esquema de conexiones de un transformador para la prueba de
resistencia de aislamiento.
Consideraciones
La relación de transformación se deduce de dividir el número de vueltas del
devanado primario entre el número de vueltas del devanado secundario, ó el
resultado de dividir la tensión en el devanado primario entre la tensión del
devanado secundario, ambas tensiones de línea a neutro de las fases.
Matemáticamente, la relación de transformador se puede expresar como:
1
2
2
1
2
1
I
I
V
V
N
N
a 

 (2.4)

- 34 -
Donde:
a : Relación de transformación.
V1 y V2: Tensiones en las terminales del devanado primario y secundario, V.
I1 y I2: Corrientes en el devanado primario y secundario, A.
Básicamente existen tres métodos para determinar la relación de
transformación de un transformador:
1. Métodos de los vóltmetros.
2. Método de los potenciómetros.
3. Método del transformador patrón. Transformer Turn Ratio (TTR).
Solo se mencionara el método del transformador patrón (TTR); ya que es el
método más usual y conveniente para determinar la relación de transformación
a en un transformador.
Principio de operación del transformador patrón (TTR)
El T.T.R opera bajo el principio de dos transformadores con la misma relación
de transformación, que al conectarse en paralelo y ser excitados, con una
pequeña diferencia en la relación de alguno, circulará una corriente
relativamente grande entre ambos. En la figura 2.7 el transformador patrón se
conecta en paralelo con el transformador bajo prueba, con un galvanómetro
conectado en serie con las bobinas secundarias de ambos transformadores. Al
excitar las bobinas primarias y el galvanómetro no detecte deflexión (no circula
corriente a través de él), se puede decir que tienen la misma relación de
transformación.
H2 H1
Polaridad
sustractiva
X2 X1
Terminal
Terminal
Terminal
positiva
Terminal
negativa
Transformador de
Referencia
A V G
N
S
G L N
Galvanómetro
Figura 2.7 Esquema para la prueba de relación de transformación.

- 35 -
Para equilibrar el galvanómetro en el T.T.R, es necesario variar la posición de
los selectores (S1, S2, S3 y S4). Al mover la posición de los selectores, lo que se
hace es variar el número de vueltas del devanado secundario del transformador
patrón.
Aplicación del T.T.R.
Es un equipo diseñado para mediciones de relación de transformación “a” en
transformadores, autotransformadores y reguladores de tensión. En la figura
2.8 se muestra las conexiones de prueba, conectando un segundo T.T.R. si se
requiere una mayor relación. El T.T.R. es práctico para analizar las siguientes
condiciones en los transformadores:
a) Comprobar la relación de transformación en equipos nuevos, reparados
o rebobinados.
b) Identificar y determinar terminales, derivaciones (taps) y su conexión
interna.
c) Determinar y comprobar polaridad, continuidad y falsos contactos.
d) Pruebas de rutina y detección de fallas incipientes.
e) Identificar espiras en cortocircuito.
H1 H2 H3
H1
H2
H3
X0 X1 X2 X3
X1
X2
X3
GR
GN
CR
CN
T.T.R
Diagrama Vectorial
Prueba
Conexiones
Mide
CN CR GN GR
1 H1 H2 X0 X2 Fase 2
Figura 2.8 Secuencia de conexiones para la prueba de relación de
transformación y polaridad, en un transformador delta-estrella.

- 36 -
Interpretación de los resultados.
Para interpretar los resultados es necesario calcular el porciento de diferencia
que existe entre los valores medidos y los teóricos, con ayuda de la siguiente
ecuación:
100
% x
teórico
Valor
medido
Valor
teórico
Valor
Diferencia

 (2.5)
Nota: El porciento de diferencia no debe ser mayor al 0.5%.
2.4 PRUEBA DE POTENCIAL APLICADO.
Objetivo.
Verificar que la clase y cantidad de material aislante de los devanados
correspondiente sean las adecuadas, y así asegurar que el transformador
resistirá los esfuerzos eléctricos a los que se verá sometido durante su
operación.
Consideraciones.
La prueba se efectuará aplicando una tensión a una frecuencia de 60 Hz,
durante un minuto, iniciándose con un valor no mayor a un cuarto de
establecido como tensión de prueba (ver tabla2.2). Posteriormente se elevará
hasta alcanzar la tensión requerida en un tiempo aproximado de 15 segundos.
Para suspender la tensión, se reducirá en forma gradual hasta alcanzar por lo
menos un cuarto de la tensión máxima aplicada en un tiempo no mayor de 5
segundos.
Si la tensión es retirada súbitamente con ayuda de un interruptor, los
aislamientos pueden dañarse debido a una tensión transitoria mayor que la
aplicada. Salvo en el caso de alguna falla es aceptable lo anterior. Cuando el
mismo devanado tiene dos o más clases de aislamiento, como son devanados
conectados en estrella o monofásicos, que tienen aislamiento reducido
progresivamente al neutro, la tensión de prueba es el correspondiente a la
clase de aislamiento de este último.
Conexiones eléctricas.
En esta prueba, todas las terminales de un mismo devanado se conectan entre
si. El devanado bajo prueba se conecta a la terminal de alta tensión del
transformador de prueba y todas las otras terminales de los devanados
restantes se conectan a tierra junto con el tanque, como se muestra en la figura
2.9.

- 37 -
Tabla 2.2 Tensión de prueba para transformadores sumergidos en aceite de
acuerdo a su nivel da aislamiento (establecidos por el IEEE).
Tensión de prueba de acuerdo al nivel de aislamiento
Clase de
Aislamiento
kV
Tensión de Prueba
(valor Eficaz)
kV
Clase de
Aislamiento
kV
Tensión de Prueba
(valor Eficaz)
kV
1,2
2,5
5
8,7
15
18
25
34,5
46
69
92
115
138
10
15
19
26
34
40
50
70
95
140
185
230
275
161
196
215
230
315
345
375
400
430
460
490
520
545
325
395
430
460
630
690
750
800
860
920
980
1040
1090
X1 X2 X1 X2
(a) (b)
FUENTE
FUENTE
Figura 2.9 Conexiones necesarias para la prueba de potencial aplicado.
a) Transformador monofásico con su devanado de alta tensión bajo prueba.
b) Transformador monofásico con su devanado de baja tensión bajo prueba.
Criterios de aceptación o rechazo.
Los medios por los que se pueden detectar fallas 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.

- 38 -
Ruidos dentro del tanque.- Si existe ruido o algún zumbido en el interior del
tanque, será debido a una distancia crítica o un exceso de humedad.
Humo y burbujas.- En caso de presentarse ambos efectos, esto indica la
existencia de una falla a tierra o entre los devanados de alta y baja tensión,
pero si solo se observan burbujas, no necesariamente indicaran una falla ya
que puede existir aire ocluido en el devanado; por lo que se recomienda repetir
la prueba.
Diagrama unifilar de prueba.
El circuito eléctrico simplificado para realizar la prueba de potencial aplicado
está indicado en la figura 2.10
A
V
1
2
3
4
5
6
X1
X2
H1
H2
H1 H2
X1 X2
Donde:
1.- Regulador de tensión.
2.- Sistema e medición.
3.-Transformador de prueba.
4.-Resistencia limitadora de corriente.
5.- Vóltmetro de esferas u otro equipo de medición de
alta tensión
6.-Transformador bajo prueba.
Figura 2.10 Circuito simplificado para realizar la prueba
de potencial aplicado.
El transformador de prueba
Los transformadores de prueba usados en los laboratorios de alta tensión son,
generalmente transformadores de bajos rangos de potencia, pero con
relaciones de transformación muy grandes. Estos transformadores tienen
normalmente una terminal del devanado de alta tensión conectado a tierra, con
el fin de referir la tensión a este punto. Sin embargo, en muchos circuitos
utilizados se requieren transformadores completamente aislados, como los
empleados para cargar el generador de impulsos. La figura 2.11 representa un
transformador de prueba.

- 39 -
No menos importante son los equipos que intervienen en la prueba de potencial
aplicado: Regulador de tensión, sistema de medición, vóltmetro de esferas y
resistencias limitadoras de corriente.
1
2
3
4
5
6
7
(a) Transformador tipo tanque.
1
2
3
4
5
8
(b) Transformador tipo recipiente-aislante
Figura 2.11 Corte transversal de dos tipos de transformadores de prueba
aislados con aceite: 1) Devanado de A.T., 2) Devanado B.T, 3) Núcleo magnético,
4) Base, 5) Terminal A.T., 6) Boquilla, 7) Tanque metálico y 8) Recipiente aislado.
Una vez que las esferas del vóltmetro están calibradas para la tensión de
prueba se procede a aplicar dicha tensión, partiendo desde un mínimo hasta
alcanzar la tensión de flameo, en cuyo instante se toma la lectura del vóltmetro.
Es necesario repetir esta operación no menos de tres veces, con intervalos no
mínimos de 15 segundos. El valor de las lecturas tomadas no deberá diferir del
3% y su promedio se considerará como el correspondiente a la tensión de
prueba.
Realizado lo anterior se conecta el transformador bajo prueba y al vóltmetro de
esferas se le da un 10% más de distancia para evitar que en el transcurso de la
prueba se establezca un arco entre sus esferas. Cuando hay varios
transformadores con las mismas características estos pueden ser sometidos a
prueba al mismo tiempo conectándolos entre si en paralelo, siempre y cuando
el transformador de prueba tenga la potencia suficiente. La potencia requerida
para probar un transformador está, determinada por la siguiente ecuación:
3
2
10
2 x
V
C
f
kVA 
 (2.6)

- 40 -
Donde:
C: Capacitancia a tierra del objeto bajo prueba, F.
V: Tensión de prueba, V.
El número de transformadores que se pueden probar al mismo tiempo, se
calcula con la ecuación:
V
C
f
I
N

2
 (2.7)
Donde:
N: Número de transformadores que se pueden probar.
I: Corriente máxima del equipo de prueba, en Amperes.
2.5 PRUEBA DE POTENCIAL INDUCIDO.
Objetivo.
La finalidad de esta prueba consiste en comprobar si el aislamiento entre
vueltas, capas y secciones de los devanados del transformador es de la calidad
requerida, así como verificar el aislamiento entre bobinas y entre devanados y
tierra.
Consideraciones.
La prueba es al doble de la tensión nominal y hasta completar 7200 ciclos. El
flujo máximo al que opera el núcleo está determinado por la ecuación general
del transformador.
N
f
E
44
.
4
max 
 (2.8)
Al aplicar una tensión del 200%, el flujo aumentará en la misma proporción, por
lo que, para limitarlo se tendrá que aumentar en igual forma la frecuencia. Es
decir, cuando el transformador esté diseñado para operar a 60 Hz, la prueba se
podrá ejecutar a 120 Hz y su duración será de 60 segundos. Cuando la prueba
se realice con una frecuencia mayor a los 120 Hz, el esfuerzo dieléctrico en los
devanados será mayor, por lo que la prueba se ha limitado a 7200 ciclos. Por
tal razón, el tiempo de la prueba depende de la frecuencia del generador
utilizado. Con este criterio se ha formulado la tabla 2.3, con los valores de
frecuencia más comunes y su tiempo de duración.

- 41 -
Tabla 2.3 Tiempos establecidos por las normas ANSI C57-72 para la prueba de
potencial inducido.
Frecuencia (Hz) Duración de la Prueba (s)
120
180
240
360
400
60
40
30
20
18
Procedimiento de prueba
La prueba se inicia aplicando una tensión menor o igual a la cuarta parte del
valor de la tensión de prueba, incrementándose posteriormente hasta alcanzar
la tensión plena en un tiempo no mayor de 15 segundos. Se sostiene la tensión
de prueba durante el tiempo especificado en la tabla 2.3; y para suspender la
prueba, se reduce gradualmente la tensión hasta alcanzar por lo menos una
cuarta parte de su valor en un tiempo no mayor de 5 segundos, después de lo
anterior se podrá interrumpir la alimentación.
Al igual que en la prueba de potencial aplicado, la prueba de potencial inducido
sólo podrá ser suspendida repentinamente en caso de falla, ya que, de otra
manera se puede dañar los aislamientos por transitorios de sobretensión
mayores que el de prueba.
Cuando los transformadores tienen un aislamiento uniforme en sus devanados
se aplica el doble de la tensión nominal, induciéndose por lo tanto una tensión
tal que los volts por vuelta son dos veces el nominal. Los esquemas eléctricos
para aplicar la prueba de potencial inducido se presentan en la figura 2.12.
En caso de que la fuente de excitación sea monofásica y el transformador al
cual se someterá a prueba sea trifásico, la prueba debe realizarse por fases,
como lo representa la figura 2.13, debiéndose probar independientemente cada
una de ellas. En los transformadores con aislamiento reducido al neutro, y que,
por lo tanto, en la prueba de potencial aplicado se prueban con la tensión
correspondiente al nivel de aislamiento del propio neutro, se aplicará una
tensión de tal forma que se induzca entre las terminales de mayor clase de
aislamiento y tierra (no necesariamente entre terminales y neutro) una tensión
igual al que le corresponde en la prueba de potencial aplicado.

- 42 -
G 2 Vnom
X1
X2 H2
H1
Generador
de C.A.
a) Circuito electrico para aplicar la prueba a un transformador monofásico con su
aislamiento uniforme.
G
X2
X3
X1
2 Vnom
2 Vnom
2 Vnom
H2
H3
H1
2 Vnom
2 Vnom
2 Vnom
b) Circuito electrico para aplicar la prueba a un tranformador ftrifásicos, conectado en delta sus
devanados de alta tension y considerando que su aislamiento
es uniforme
Figura 2.12 Esquemas eléctricos representativos para aplicar la prueba de
potencial inducido a transformadores monofásicos y trifásicos con aislamientos
uniformes.
H2
H3
H1
2 Vnom
G
Generador de
C.A.
X1
X2
X3
Figura: 2.13 Circuito representativo de la prueba de un transformador trifásico,
conectado en delta su alta tensión.

- 43 -
Los métodos de prueba más comunes para transformadores con aislamientos
reducidos al neutro, son los siguientes:
 Método delta cerrada.
 Método delta abierta
 Método cierre
Esquema general de conexiones para prueba
El circuito utilizado para aplicar la prueba de potencial inducido, se indica en la
figura 2.14.
Generador de
C.A. G F
A
V
H1
H2
X1
X2
X3
Regulador de
tensión Transformador
bajo prueba
Donde:
F: Frecuencímetro.
A: Ampérmetro.
V: Vóltmetro eficaz.
Figura 2.14 Esquema eléctrico para aplicar la prueba de potencial inducido a un
transformador monofásico, con alimentación en el devanado de baja tensión.
El circuito utilizado en el caso de que el transformador fuera trifásico será el de
la figura 2.15.
G
A1
A2
A3
V2 V1
V3
F
TC1
TC2
TC3
TP3 TP2 TP1
H3
H2
H1
X3
X2
X1
X0
Generador de C.A.
120 Hz
Regulador de
Tensión Transformador bajo
prueba
Donde:
A: Ampérmetro
V: Vóltmetro.
F: Frecuencímetro.
T.C.: Transformador de
corriente.
T.P.: Transformador de
potencial.
Figura 2.15 Esquema eléctrico para aplicar la prueba de potencial inducido a un
transformador trifásico.

- 44 -
Criterios de aceptación o rechazo
Los medios por los que se pueden detectar una falla, son los siguientes:
Incremento brusco de corriente.-Cuando la corriente se incrementa
bruscamente durante la prueba, existe la evidencia de falla en el devanado, ya
sea entre vueltas o entre capas.
Ruidos dentro del tanque.- Si se presenta un ruido intenso en el interior del
tanque, la falla posible puede deberse a distancias cortas de los devanados o
partes vivas contra el tanque. Si el ruido presentado es amortiguado o en forma
de zumbido, la causa puede ser por distancias críticas o por la existencia de
humedad.
Humo y burbujas.- La presencia de estas dos en el aceite es prueba inequívoca
de falla entre vueltas y capas del devanado. Cuando solo se presentan
burbujas no es posible asegurar la existencia de falla, ya que estas pueden
haber estado ocluidas entre el devanado.
2.6 PRUEBA DE RUPTURA DIELÉCTRICA DE ACEITE.
Objetivo.
Determinar que el aceite del transformador utilizado como medio enfriador,
cumple con las características dieléctricas requeridas.
Consideraciones.
La prueba se efectúa con el equipo llamado “probador de aceite”, que consiste
de un transformador elevador, un regulador de tensión, un vóltmetro indicador,
un interruptor y la copa estándar patrón para la prueba. La copa patrón consiste
de un recipiente de baquelita ó de vidrio refractado, dentro de la cual se alojan
dos electrodos en forma de discos de 25.4 mm de diámetro, separados una
distancia entre 2.54 mm y, con las caras perfectamente paralelas (figura 2.16).
La prueba se lleva a cabo llenando la copa con aceite hasta que los discos ó
electrodos queden cubiertos completamente y al nivel marcado en la copa;
posteriormente se cierra el interruptor del aparato, el cual previamente se habrá
conectado a una fuente de 127 V. Luego se va incrementando gradualmente la
tensión en el aparato con el regulador, aproximadamente a una velocidad de 3
kV por cada segundo, hasta que el aceite contenido entre los electrodos falle;
consistiendo esta falla en el brinco del arco eléctrico, entre los electrodos, con
lo cual se cortocircuitan abriéndose el interruptor de alimentación de la fuente
de energía eléctrica.
Mientras se va incrementando el potencial, el operador irá registrando las
lecturas en kV alcanzadas hasta cuando ocurra la ruptura de aislamiento; en
este momento la prueba concluye y el operador anotará en su registro el valor
de los kV más alto alcanzado. Al vaciar la muestra de aceite en la copa de

- 45 -
prueba, está deberá dejarse reposar durante unos tres minutos antes de
probarlo, con el objeto de que se escapen las burbujas de aire que puedan
estar contenidas en el aceite.
A cada muestra se le efectuarán tres pruebas de ruptura, agitando y dejando
reposar la muestra un mínimo de un minuto, después de cada prueba. Los
valores obtenidos se promediarán y el valor obtenido del promedio será el
representativo de la muestra. Este promedio es válido siempre que ninguna
prueba sea diferente en más de 5 kV, sí existe una variación mayor deberán
efectuarse más pruebas con nuevas muestras.
Cuando se prueba aceite muy sucio, deberá lavarse la copa con un buen
solvente y secarla perfectamente; posteriormente, tener la precaución al
obtener una muestra, ya que, se debe enjuagar la copa dos ó tres veces con el
mismo aceite por muestrear. Normalmente una rigidez dieléctrica de 18 kV es
considerada como baja, 25 kV ó mayor como buena. Un aceite seco, limpio y
nuevo soporta normalmente 35 kV.
Copa
Electrodos
Agitador Aceite Bajo Prueba
Transformador
Elevador
M
Motor electrico
Regulador de
Tensión
120/240V, 60Hz
Figura 2.16 Esquema de los principales componentes de un probador de rigidez
dieléctrica.
Criterios de aceptación y recomendaciones
Cuando un aceite rompe a menos de 22 kV, se debe proceder a su
acondicionamiento por medio de un filtro prensa y una bomba centrífuga para
aceite, ó unidad regeneradora de aceite al vacío. Al filtrar un aceite, éste debe
subir su rigidez dieléctrico a un valor mínimo de 22 kV para transformadores de
distribución no nuevos. Algunas veces, puede suceder que en transformadores
que han estado fuera de servicio por mucho tiempo, se encuentren húmedos
tanto los devanados como el aceite. Si al filtrar el aceite no se elimina la
humedad de los devanados, en este caso, hay que someter las bobinas a un
proceso de secado para evitar una falla de aislamiento. Aunque en el filtro
prensa se elimine la humedad, así como partículas finas de sedimentos y
carbón, puede ocurrir que después de pasar varias veces al aceite por el filtro
no suba su poder dieléctrico al valor deseado, entonces, se recomienda
sustituirlo por aceite nuevo.

- 46 -
2.7 PRUEBA DE IMPULSO.
Objetivo.
Como en muchas ocasiones las fallas en los transformadores son causadas
por descargas atmosféricas, es indispensable saber si el aislamiento del
transformador, puede soportar dichas descargas a que está sometido durante
su operación.
Consideraciones.
Para proteger un transformador de las descargas atmosféricas es necesario
ver, primeramente que tipo de onda se produce. En base a muchas
experiencias y años de estudios se determinó que estas descargas son de
corta duración, ya que, desde el momento en que se inicia hasta que llega a su
valor máximo, tarda un tiempo de 1 a 20 µs, y el tiempo en que su valor
desciende a cero es del orden de 10 a 90 µs. Pero la mayoría de estos
transitorios tarda entre 1 y 5 µs, donde 1,2 es el tiempo en µs que tarda una
onda normalizada a llegar a su valor máximo y entre 10 y 40 µs en descender
a un 50% de su valor pico.
De acuerdo con la norma NMX-J-169-ANCE-2004 emitió un reporte
especificando los niveles básicos de aislamiento. Estos niveles se
establecieron tomando como patrón una onda de 1,2/50 µs, donde 1,2 es el
tiempo en µs que tarda una onda normalizada en llegar a su valor de cresta y
50 µs es el tiempo en que la onda decae a la mitad de su valor máximo a partir
de su origen. Las partes de onda descrita anteriormente se ilustran en la figura
2.17.
kV
t(µs)
100%
50%
1
3
2 1) Frente de onda
2) Cresta de onda
3) Cola de onda
Figura 2.17 Representación de una onda de impulso completa.

- 47 -
Los disturbios producidos por descargas atmosféricas pueden ser
representados, por tres tipos básicos de ondas; onda completa, onda cortada y
frente de onda. Al efectuar una prueba, normalmente se omite la prueba de
frente de onda y sólo se aplican en el siguiente orden, una onda completa
reducida, la cual debe estar entre el 50 y el 70 % del valor de la onda completa,
posteriormente, se aplican dos ondas cortas, las cuales son del 115 % del valor
de la onda completa, y finalmente, se aplica una onda completa. La onda
reducida en este caso, sólo sirve para compararla con la onda completa y
establecer diferencias que puedan indicar una falla.
La aplicación de la onda completa en el transformador, es para verificar que
éste soportará los disturbios producidos en la línea de transmisión al caer en
ellas ciertas descargas atmosféricas, ya que estos disturbios viajan por dicha
línea hacia el transformador, en cuyo viaje la onda original es cambiada a
causa de los efectos corona y efectos capacitivos, Cuando la onda llega al
transformador tiene un tiempo aproximado de 1,2 µs de frente y de 50 µs de
cola.
La onda cortada es aplicada, debido a que cuando la onda se aproxima al
transformador, en algunas ocasiones se corta, drenándose su tensión a tierra.
Esto es, a causa del bajo aislamiento que existe en las subestaciones; ya que
en estas partes, el aislamiento es más débil que en la línea de transmisión y,
además, se encuentran instalados apartarrayos. Esta onda es de un 15 %
mayor en magnitud que la onda completa y su tiempo de duración es
aproximadamente de 1 a 3 µs.
La prueba de frente de onda es aplicada para predecir el comportamiento del
transformador, cuando se vea sometido a una descarga atmosférica en forma
directa, ya sea que caiga sobre él o muy cerca. Esta onda sube muy
rápidamente hasta producir un arco, causando así un transitorio de pendiente
pronunciada con una duración del orden 0.025 a 1 µs y una magnitud de 50 %
más que la onda completa. Las tres ondas mencionadas anteriormente se
muestran en la figura 2.18.
kV
t(µs)
kV
t(µs)
kV
t(µs)
(a) Onda completa (b) Onda cortada
(c) Frente de onda
Figura 2.18 Tipos de forma de onda que son aplicadas en la prueba
de impulso.

- 48 -
Normalización de la onda de impulso
Una onda de impulso normalizada es aquella que tiene un tiempo de frente de
1.2 µs con una tolerancia de ± 30 %, un tiempo de cola de 50 µs con una
tolerancia de ± 20 % y sólo un 3% de tolerancia en su magnitud establecida.
El tiempo de frente de onda se obtiene trazando una línea recta que pase por
los puntos situados entre el 30 y 90 % de la magnitud de la onda. La línea recta
se alarga hasta cruzar el eje del tiempo y a este nuevo punto se le llama cero
virtual. El tiempo de frente será el comprendido entre el cero virtual y el punto
donde la recta llega al 100 % de la magnitud de la onda. Esto se muestra en la
figura 2.19, donde:
T1= tiempo que tarda la onda en llegar del 30% al 90% de su valor de cresta
Tc= tiempo que tarda la onda en decaer a un 50% de su valor pico
Tf= tiempo de frente
kV
t(µs)
100%
50%
T1
Tf
Tc
90%
30%
Cero
virtual
Figura 2.19 Diagrama de trazos para determinar si una onda es normalizada.
En la tabla 2.4, se especifican las magnitudes de las ondas de impulso
aplicadas a los transformadores sumergidos en aceite y de acuerdo a su nivel
de aislamiento.
Equipo empleado (generador de impulso)
Los generadores de impulso están formados por una serie de capacitores (C'1)
los cuales son cargados en paralelo y descargados en serie por medio de
explosores (E). Estos capacitores se cargan a través de una resistencia de
carga (R' 3), los cuales deben de ser de un valor mucho más grande que las
resistencias de cola (R' 2), para que no influyan apreciablemente en el circuito
al momento de la descarga.

- 49 -
Tabla 2.4 Magnitud de las ondas de impulso normalizadas.
Clase de
aislamiento
(kV)
Onda completa Onda corta
Nivel básico
de impulso
(kV cresta)
Magnitud
(kV cresta)
Tiempo de
corte
µs
1.2
2.5
5.0
8.7
15
18
25
34.5
46
60
69
92
115
138
161
180
196
215
230
260
287
315
345
375
400
430
460
490
520
545
30
45
60
75
95
125
150
200
250
300
350
450
550
650
750
825
900
975
1050
1175
1300
1425
1550
1675
1800
1925
2050
2175
2300
2425
36
54
69
88
110
145
175
230
290
345
400
520
630
750
865
950
1035
1120
1210
1350
1500
1640
1780
1925
2070
2220
2360
2500
2650
2800
1
1.5
1.5
1.6
1.8
2.25
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Un arreglo completo de un generador de impulso de varios pasos se representa
en la figura 2.20, y en la figura 2.21 se presenta el diagrama unifilar del circuito
para efectuar la prueba de impulso.

- 50 -
Vcarga
C1
V (t)
R´2
R´2
R´2
R´2
E
E
E
E
R´3
R´3
R´3
C´1
C´1
C´1
C´1
R´1
R´1
R´1
R´1
Figura 2.20 Esquema eléctrico de un generador de impulso.
VP
1
2
3
4
5
6 7 8 9
10
11
12 13
Donde:
1.- Regulador de tensión.
2.- Transformador elevador.
3.- Rectificador de tensión.
4.- Resistencia de protección.
5.- Generador de impulsos.
6.- Capacitor de precarga.
7.- Vóltmetro de esferas.
8.- Explosores.
9.- Objeto bajo prueba.
10.- Divisor de tensión.
11.- Cable coaxial.
12.- Osciloscopio.
13.- Vóltmetro de pico.
Figura 2.21 Esquema eléctrico para efectuar una prueba de impulso.
Esquemas de conexiones y detección de fallas
- Esquemas de conexiones.
Generalmente cada una de las terminales de los devanados se debe probar por
separado. Las terminales del mismo devanado que no están siendo probadas
deben conectarse directamente a tierra, así como también las terminales de los

- 51 -
otros devanados que no están bajo prueba, con el fin de limitar altas tensiones
inducidas. Estas conexiones se muestran en la figura 2.22 (A, B y C).
H1 H2 H1 H2
X1 X2 X1 X2
H1 H2
X1 X2
A) Prueba H1 B) Prueba H2 C) Prueba a la
baja tensión
Figura 2.22 Conexiones en un transformador para la prueba de impulso.
Como se observa en la figura 2.22 (c), el devanado de baja tensión esta
puenteado. Esto es aceptado cuando los devanados tienen impedancias tan
bajas que la tensión requerida en los 40 µs, no se puede obtener con el equipo
disponible, debido a la carga tan grande que representa (Eficiencias muy
bajas). Otra forma de probar devanados de baja impedancia, es
interconectando una resistencia no mayor de 500 ohms en la terminal a tierra
del devanado (figura 2.23).
H1 H2 H1 H2
X1 X2
R
X1 X2
R
Figura 2.23 Formas de conexión para efectuar una prueba de impulso, más
rigurosa en el devanado de baja tensión.

- 52 -
En este capitulo se describieron las pruebas de aceptación que se pueden
realizar en el PPT de pesados de la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y
Eléctrica, así como el objetivo de las mismas y los criterios para realizarse todo
esto en base a la norma NMX-J-169-ANCE-2004 (“Transformadores y
Autotransformadores de Distribución y Potencia- Métodos de Prueba).

- 53 -
Capítulo 3
Desarrollo de Pruebas a
Transformadores.
En este capitulo se presenta el desarrollo de las pruebas con la finalidad de
presentar de forma más detallada como se realizan en el laboratorio de la
ESIME. Posteriormente los resultados obtenidos en cada una de las pruebas,
serán los que evalúen el buen estado en el que se encuentra el equipo bajo
prueba, presentando además un reporte técnico con los valores obtenidos en
cada una.

- 54 -
3.1 PRUEBA DE RESISTENCIA ÓHMICA DE LOS DEVANADOS.
Objetivo.
Determinar la resistencia ohmica de los devanados del transformado para el
cálculo de las pérdidas ( R
I2
) en los mismos.
Procedimiento de prueba.
Antes de comenzar a realizar conexiones, es conveniente describir el empleo
del Puente de Kelvin.
1. Teniendo el instrumento apagado; primeramente, se identificaran las
marcas de corriente (C1 y C2) y de potencial (P1 y P2) del puente. Entre
las cuales se conectara el elemento a medir Rx como se observa en la
figura 3.1. Esto en base al método de los cuatro hilos como se explico en
el capitulo anterior.
2. Posteriormente se realizará la primera conexión de acuerdo a la tabla
3.1. Correspondiendo para X0 las terminales C1 y P1 y para X1 las
terminales marcadas como C2 y P2. Estas conexiones se realizaran
respetando para el primer elemento de la posición el primer par de
terminales.
Nota.- Las boquillas que no se empleen deberán de permanecer en circuito
abierto.
GA
OFF
C1 C2
P1 P2
Rx
P1S
P2S
EXT BA
C2S +
x10 x1 x0.1 x0.01x0.001
0.01 0.1 0.3 1 3
MAX CURRENT (A)
MULTIPLY
A
(INT BA)
A
(EXT BA)
0
10
2
0
10
2
0
+
-
GALVANOMETER
BA ON
OFF
GA G2
G0
G1
CH
PORTABLE DOUBLE BRIGGE
TYPO 2769
YOKOGAWA ELECTRIC WORKS
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
0
11
0.8
1.5
2.5
3
.
5
4
.
5
5
.
5
6
.
5
7
.
5
8
.
5
9
.
5
1
0
.
5
Servicios Profesionales en
Calibración S.A de C.V
Serie 03546
Fecha: 1-III-01 Vence: 1-III-02
D.T. 4408-01 Realizo MEMC
Figura 3.1 Puente de Kelvin marca Yokogawa Electric Works.
Perteneciente al piso de pruebas de la ESIME.

- 55 -
3. Una vez conectado el equipo, se elegirá un múltiplo para trabajar (x10-
x0.001). Se procederá a encender el equipo, la perilla de la figura 3.2, se
llevara a G2 y se oprimirá el botón marcado como GA (figura 3.1). Si la
aguja del galvanómetro se deflexiona hacia el lado derecho, nos indica
que hay que mover la posición del múltiplo hacia un valor menor; en
caso de una deflexión hacia la izquierda, habrá que elegir un múltiplo
con un valor mayor.
GA
OFF
G2
G0
G1
CH
Figura 3.2 Seleccionador del puente de Kelvin
4. Una vez elegido de esta manera el múltiplo con el cual se trabajará, se
girará la perilla que mueve el disco con los valores marcados de
resistencia hasta conseguir que la aguja del galvanómetro se estabilice y
quede en cero.
5. Por último con el valor indicado en el disco, se realizará el producto del
valor obtenido con el del múltiplo seleccionado el cual corresponderá al
valor de la resistencia medida. Los pasos anteriores tendrán que
repetirse para cada posición indicada en las tablas 3.1 y 3.2.
6. Cuando se obtengan todas las lecturas requeridas se calcularan las
correcciones a la temperatura de trabajo de acuerdo con la ecuación 3.1
(Ver tabla 3.3 y tabla 3.4), se determinaran los valores de las
resistencias de fase en base a las expresiones en las figuras 2.2 y 2.3.
7. Se determinaran las pérdidas en los devanados debidas al Efecto Joule,
las cuales se observan en la tabla 3.5.
Desarrollo de la prueba.
Prueba realizada el 08 de Octubre de 2007 a las 14:20 horas.
Temperatura de los devanados 18˚C,
Método de Prueba: Puente de Kelvin con el método de los cuatro hilos.
Prueba a un transformador trifásico Delta- Estrella 23 kV/440-254/240-127.
Sumergido en aceite. Este transformador cuanta con cinco taps, cada uno es
de ±2.5% la tensión de línea a neutro por el lado de alta tensión.
Tabla 3.1 Mediciones de resistencia óhmica
por el lado de baja tensión.
Posición
Resistencia
Ohmica (Ω)
X0-X1 0.002965
X0-X2 0.002640
X0-X3 0.0275
X1-X2 0.004730
X2-X3 0.029050
X3-X1 0.030105

- 56 -
Tabla 3.2 Mediciones de resistencia óhmica
por el lado de alta tensión.
Posición
Resistencia
Ohmica (Ω)
H1-H2 13.75
H2-H3 13.85
H3-H1 13.50
Corrección de las resistencias a la temperatura de trabajo.
Esta corrección se hace utilizando la ecuación 2.1. Poniendo como ejemplo el
siguiente calculo de X0-X1 y repitiéndose para los posteriores.
X0-X1





 003634
.
0
18
5
.
234
75
5
.
234
002965
.
0
75 C
R
Tabla 3.3 Correcciones de resistencia óhmica
por el lado de baja tensión.
Posición
Resistencia
Ohmica (Ω) a 75 °C
X0-X1 0.003634
X0-X2 0.003235
*X0-X3 0.03370
X1-X2 0.005797
*X2-X3 0.03560
*X3-X1 0.03690
Como se puede observar en la tabla 3.3, el valor de la resistencia medida en X3
correspondiente a la fase “C” se encuentra dañada, ya que presenta una
magnitud elevada comparada con las fases “A” y “B”.
Tabla 3.4 Correcciones de resistencia óhmica
por el lado de alta tensión.
Posición
Resistencia
Ohmica (Ω) a 75 °C
H1-H2 16.85
H2-H3 16.97
H3-H1 16.54
Promedio 16.78
Calculo de las perdidas por efecto Joule en el lado de alta tensión.
Por definición el Efecto Joule tiene la siguiente ecuación.

- 57 -

 2
RI
Joule
Efecto
Para la conexión delta se tiene que:
 
F
L I
I 3

2
2
1
L
med I
R
Joule
Efecto  (3.1)
Como se realizan tres mediciones, una por cada bobina, se tendrá que
multiplicar por tres la ecuación 3.1
2
2
5
.
1
2
3
L
med
L
med I
R
I
R
Joule
Efecto 
 (3.2)
 
.
55
.
12
000
,
23
3
000
,
500
3
A
V
S
IF 


  
watts
Joule
Efecto
Joule
Efecto
33
.
3964
55
.
12
78
.
16
5
.
1
2


Para la conexión estrella se tiene que.
F
L I
I 
2
L
med I
R
fase
x
Joule
Efecto 
Por lo tanto, para obtener la corriente nominal del lado de baja tensión
(conexión estrella), se tiene que:
 
.
07
.
656
440
3
000
,
500
3
A
V
S
IF 


Debido a la falla que presenta la fase “C”, para obtener las pérdidas totales del
lado de baja tensión, se debe conocer las perdidas en cada una de las fases y
calcular así el total de perdidas:
Calculando las pérdidas por Efecto Joule en cada una de las fases del
transformador, se muestra:
Para la fase “A”
   
watts
Joule
Efecto
Joule
Efecto
17
.
1564
003634
.
0
07
.
656
2



- 58 -
Para la fase “B”
   
watts
Joule
Efecto
Joule
Efecto
43
.
1392
003235
.
0
07
.
656
2


Para la fase “C”
   
watts
Joule
Efecto
Joule
Efecto
41
.
14505
03370
.
0
07
.
656
2


Pérdidas totales en el lado de baja tensión (Conexión Estrella), se obtiene:
     
watts
Joule
Efecto
Joule
Efecto
03
.
17462
41
.
14505
43
.
1392
17
.
1564




Lo que indica que si el transformador estuviera energizado y operando no
entregaría la potencia nominal establecida de 500 kVA.
Tabla 3.5 Reporte de las pérdidas por efecto Joule en los devanados de baja y
alta tensión.
Devanados del lado
de
Perdidas
(Watts)
Alta tensión 3964.33
Baja tensión 17462.03
3.2 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO.
Objetivo.
Determinar la cantidad de humedad e impurezas que contienen los
aislamientos del transformador.
Procedimiento de prueba
1. Revisar la fecha de calibración del megóhmetro a utilizar en la prueba,
así como el estado físico de las puntas de prueba del mismo.
2. Realizar la conexión correspondiente para cada caso.
3. Tomar lecturas de la resistencia de los devanados cada 10 segundos
para el primer minuto de prueba, posteriormente cada minuto hasta
completar los 10 minutos de prueba establecidos por la norma
4. Calcular el índice de polarización utilizando la ecuación 2.3.
5. Realizar la grafica de resistencia-tiempo
6. Analizar y determinar el estado de los devanados del transformador
NOTA: Para la realización de esta prueba se utilizaron dos megóhmetros uno
digita y uno analógico de los cuales se muestran en las figuras 3.3 y 3.4.

- 59 -
Push
to
read
Lock on
0-500 MΩ
40-2000 MΩ
200-20000 MΩ
OFF/VAC
DC
Meas
V AC
DC
Scale
Mult
Test
Volts
See
x1
x.5
x.2
1000 Max.
500 x.1
5000
2500
1000
500
+ -
Figura 3.3 Megóhmetro Marca Simpson; calibrado y certificado por- IME0434-
2007Fecha-21-Julio-2007Prox. Cal.- 21-Julio-2008Por Ma. Gpe. Ocampo Brito.
Figura 3.4 Megóhmetro Marca AEMEC instruments modelo 1050, catalogo
número 2130.01
Desarrollo de la Prueba.
Realizada el 1 de Octubre de 2007 a las 14:38 horas.
Temperatura 21˚C
Método de Prueba: Medición con Megóhmetro.
Transformador Trifásico Delta- Estrella 23 kV/440-254/240-127.

- 60 -
1. Medición de resistencia de aislamiento entre baja tensión contra alta tensión
más tierra ver figura 3.5.
Diagrama de conexión:
H1
H2
X1 X2
-
+
H3
X3
X0
Figura 3.5 Esquema de conexiones para baja tensión contra alta tensión más
tierra.
Al realizar la prueba se van tomando lecturas cada 10 s hasta el primer minuto
y posteriormente cada minuto hasta completar los 10 minutos de prueba. Las
lecturas tomadas para este caso se muestran en la tabla 3.6
Tabla 3.6 Medición de resistencia de aislamiento entre baja tensión contra alta
tensión más tierra con el megóhmetro analógico.
Posteriormente se hace el cálculo del índice de polarización con la ecuación
2.3.
4285
.
1
2100
3000
1min.
aisl.
R
.
aisl.10min
R
IP 


Las mediciones se repiten pero ahora con el megóhmetro digital y los
resultados se muestran en la tabla 3.7.
Tiempo
Resistencia de
aislamiento
(MΩ)
10 s 1500
20 s 1700
30 s 1800
40 s 1900
50 s 2000
1 min. 2100
2 min. 2400
3 min. 2500
4 min. 2700
5 min. 2800
6 min. 2800
7 min. 2900
8 min. 2900
9 min. 3000
10 min. 3000

- 61 -
tensión más tierra con el megóhmetro digital.
El megóhmetro digital muestra automáticamente el índice de polarización el cual
resulta ser:
456
.
1
IP 
Arrojando la figura 3.6 de resistencia contra tiempo:
1.200E+9
1.400E+9
1.600E+9
1.800E+9
2.000E+9
2.200E+9
04:19:37.000 p.m.
01/10/2007
04:30:07.000 p.m.
01/10/2007
2 Min/Div
10:30.000 (M:S)
1.200E+9
1.400E+9
1.600E+9
1.800E+9
2.000E+9
2.200E+9
04:19:37.000 p.m.
01/10/2007
04:30:07.000 p.m.
01/10/2007
2 Min/Div
10:30.000 (M:S)
Figura 3.6 Resistencia vs tiempo. Medición de resistencia de aislamiento entre
baja tensión contra alta tensión más tierra.
Las diferencias que se muestra en las mediciones con los equipos analógico y
digital se deben a la antigüedad y calibración del equipo analógico y error en la
toma de mediciones por paralelaje.
Tiempo
Resistencia de
aislamiento
(MΩ)
10 s 1194
20 s 1297
30 s 1374
40 s 1432
50 s 1481
1 min. 1522
2 min. 1700
3 min. 1813
4 min. 1896
5 min. 1963
6 min. 2019
7 min. 2069
8 min. 2112
9 min. 2151
10 min. 2186

- 62 -
2. Medición de resistencia de aislamiento entre alta tensión contra baja tensión
más tierra, ver figura 3.7.
H2
X1 X2
+
-
H1 H3
X3
X0
Figura 3.7 Esquema de conexiones para alta tensión contra baja tensión más
tierra.
lecturas tomadas para este caso se muestran en la tabla 3.8.
Tabla 3.8 Medición de resistencia de aislamiento entre alta tensión contra baja
tensión más tierra con el megóhmetro analógico.
Tiempo
Resistencia de
aislamiento
(MΩ)
10 s 2800
20 s 2850
30 s 2900
40 s 3000
50 s 3000
1 min. 3100
2 min. 3800
3 min. 3900
4 min. 4000
5 min. 4100
6 min. 4100
7 min. 4100
8 min. 4200
9 min. 4400
10 min. 4500
Calculando el índice de polarización. Se tiene:
4516
.
1
3100
4500
IP 

Empleando el megóhmetro digital se obtienen los siguientes resultados
mostrados en la tabla 3.9.

- 63 -
tensión más tierra con el megóhmetro digital.
Tiempo
Resistencia de
aislamiento
(MΩ)
10 s 2279
20 s 2432
30 s 2548
40 s 2649
50 s 2735
1 min. 2806
2 min. 3118
3 min. 33264
4 min. 3486
5 min. 3626
6 min. 3745
7 min. 3857
8 min. 3950
9 min. 4042
10 min. 4131
El megóhmetro digital muestra automáticamente el índice de polarización el cual para
este caso resulta:
493
.
1
IP 
2.000E+9
2.500E+9
3.000E+9
3.500E+9
4.000E+9
05:47:03.000 p.m.
01/10/2007
05:57:23.000 p.m.
01/10/2007
2 Min/Div
10:20.000 (M:S)
alta tensión contra baja tensión más tierra.

- 64 -
3. Medición de resistencia de aislamiento entre baja tensión contra alta tensión,
ver figura 3.9
Figura 3.9 Esquema de conexiones para baja tensión contra alta tensión.
tensión con el megóhmetro analógico.
Tiempo
Resistencia de
aislamiento
(MΩ)
10 s 2800
20 s 2900
30 s 3100
40 s 3200
50 s 3300
1 min. 3300
2 min. 4000
3 min. 4100
4 min. 4200
5 min. 4500
6 min. 4600
7 min. 4700
8 min. 4800
9 min. 5000
10 min. 5000
Teniendo un índice de polarización igual a:
4285
.
1
3500
5000
IP 

Los resultados arrojados por el megóhmetro digital se muestran en la tabla
3.11.

- 65 -
tensión con el megóhmetro digital.
Tiempo
Resistencia de
aislamiento
(MΩ)
10 s 1896
20 s 2010
30 s 2094
40 s 2159
50 s 22134
1 min. 2262
2 min. 2475
3 min. 2624
4 min. 2740
5 min. 2836
6 min. 2926
7 min. 3007
8 min. 3078
9 min. 3146
10 min. 3207
El índice de polarización de acuerdo al megóhmetro digital resulta ser:
432
.
1
IP 
1.800E+9
2.000E+9
2.200E+9
2.400E+9
2.600E+9
2.800E+9
3.000E+9
3.200E+9
3.400E+9
05:29:28.000 p.m.
01/10/2007
05:39:58.000 p.m.
01/10/2007
2 Min/Div
10:30.000 (M:S)
1.800E+9
2.000E+9
2.200E+9
2.400E+9
2.600E+9
2.800E+9
3.000E+9
3.200E+9
3.400E+9
05:29:28.000 p.m.
01/10/2007
05:39:58.000 p.m.
01/10/2007
2 Min/Div
10:30.000 (M:S)
baja tensión contra alta tensión.

- 66 -
4. Medición de resistencia de aislamiento entre alta tensión contra baja
tensión, ver figura 3.11.
Figura 3.11 Esquema de conexiones para alta tensión contra baja tensión.
tensión con el megóhmetro analógico.
Tiempo
Resistencia de
aislamiento
(MΩ)
10 s 2300
20 s 3000
30 s 3000
40 s 3000
50 s 3000
1 min. 3100
2 min. 3800
3 min. 4000
4 min. 4000
5 min. 4100
6 min. 4500
7 min. 4500
8 min. 4500
9 min. 5000
10 min. 5000
Con un índice de polarización de:
6129
.
1
3100
5000
IP 

Posteriormente se hace la misma prueba pero ahora con el megóhmetro digital
y los resultados se muestran en la tabla 3.13

- 67 -
tensión con el megóhmetro digital.
Tiempo
Resistencia de
aislamiento
(MΩ)
10 s 3513
20 s 3774
30 s 3935
40 s 4053
50 s 4144
1 min. 4218
2 min. 4504
3 min. 4671
4 min. 4793
5 min. 4895
6 min. 4988
7 min. 5087
8 min. 5174
9 min. 5253
10 min. 5330
El megóhmetro digital muestra automáticamente el índice de polarización el cual es:
273
.
1
IP 
3.500E+9
4.000E+9
4.500E+9
5.000E+9
5.500E+9
05:13:22.000 p.m.
01/10/2007
05:24:12.000 p.m.
01/10/2007
2 Min/Div
10:50.000 (M:S)
3.500E+9
4.000E+9
4.500E+9
5.000E+9
5.500E+9
05:13:22.000 p.m.
01/10/2007
05:24:12.000 p.m.
01/10/2007
2 Min/Div
10:50.000 (M:S)
alta tensión contra baja tensión.

- 68 -
Los valores del índice de polarización obtenidos con los dos megóhmetros son
muy aproximados, debido a que las lecturas tomadas en el analógico difieren a
las del digital por cuestiones de exactitud al momento de tomar las lecturas
(error de paralelaje); y por antigüedad y calibración de los equipos. En las
figuras 3.6, 3.8, 3.10, 3.12 se observa que la resistencia de aislamiento de los
devanados se incrementa a causa del potencial aplicado.
Tomando en cuenta que en las cuatro pruebas hechas tanto para el
megóhmetro analógico y digital el índice de polarización resulta ser aproximado
a 1.4, el cual de acuerdo con la norma NMX-J-169-ANCE-2004
“Transformadores y Autotransformadores de Distribución y Potencia - Métodos
de Prueba”. Se puede considerar que los devanados del transformador bajo
prueba contienen un grado de humedad alto y que por este motivo es muy
probable que presenten una falla próxima.
3.3 PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN.
Objetivo.
Determinar por medio del método del transformador patrón (T.T.R), la relación
de transformación del equipo bajo prueba.
1. Previo a realizar la prueba, calcular la relación de transformación por
medio de la ecuación (2.4). Normalmente la relación es calculada con la
tensión de línea a neutro estando el tap del transformador posicionado
en su valor más grande. La relación de transformación se calculará para
cada paso en el tap.
2. En seguida se procederá a realizar la secuencia de conexiones como se
mostró en la figura 2.8.
3. Girar la manivela del T.T.R para comenzar a inducir la tensión de prueba
la cual es una tensión reducida proporcionada por el mismo instrumento.
4. Variar el valor de las perillas del T.T.R de derecha a izquierda y de la
menor escala a la mayor, hasta logar un equilibrar la aguja del
galvanómetro del transformador patrón.
5. Reportar las relaciones calculadas y medidas para cada fase en cada
uno de los pasos del tap.
6. Calcular el porciento de diferencia (ecuación 2.5), el cual no debe de
exceder el 0.5% establecido por la norma NMX-J-169-ANCE-2004
“Transformadores y Autotransformadores de Distribución y Potencia -
Métodos de Prueba”.
Realizada el 27 de agosto del 2007 a las 19:18 horas.
Temperatura: 25˚C
Método de Prueba: Método del Transformador Patrón (T.T.R).
Transformador Trifásico Delta- Estrella 23 kV/440-254/240-127. Este
transformador cuanta con cinco taps, cada uno es de ±2.5% la tensión de línea
a neutro por el lado de alta tensión.

- 69 -
Ilustrativamente se hace el cálculo para el primer tap y repitiéndose para los
restantes (Ver tabla 3.14).
Tap 1
078
.
95
254
24150
2
1



a
V
V
a
Tabla 3.14 Relación de transformación para cada Tap.
Tap
Relación de
transformación
( a )
1 95.078
2 92.814
3 90.555
4 88.287
5 86.023
Al realizar las mediciones respectivas para cada tap del transformador, de
acuerdo a la secuencia de la figura 2.8, en cada fase obtuvieron las lecturas
registradas en la tabla 3.15 Informe de la prueba de relación de transformación.
En esta parte se requiere calcular el porciento de diferencia con ayuda de la
ecuación 2.5 registrando los resultados en la tabla 3.15.
Mostrándose el ejemplo del tap 1 en la fase A.
 Tap 1
Fase A
000
.
0
100
078
.
95
078
.
95
078
.
95
% 

 x
Diferencia
Para obtener la relación mínima y máxima, se resta y se suma el 0.5% a la
relación nominal respectivamente.
Tabla 3.15 Informe de la prueba de relación de transformación
# de
Tap
Medida Calculada % de Diferencia
Fase A Fase B Fase C
Relación
Mínima
Relación
Nominal
Relación
Máxima
Fase
A
Fase
B
Fase
C
1 95.078 95.032 95.008 94.602 95.078 95.553 0.000 -0.048 -0.073
2 92.810 92.814 92.781 92.349 92.814 93.278 -0.004 0.000 -0.035
3 90.530 90.529 90.508 90.098 90.551 91.003 -0.023 -0.024 -0.047
4 88.240 88.267 88.225 87.845 88.287 88.728 -0.053 -0.022 -0.070
5 85.959 85.969 85.944 85.592 86.023 86.453 -0.074 -0.062 -0.091

- 70 -
De esta prueba se puede concluir que el transformador probado presenta una
relación de transformación aceptable ya que en ninguna fase y para cada paso
del tap no existen diferencias mayores a la establecida por la norma que es del
0.5%. Por otra parte se comprueba que no hay devanados con polaridades
encontradas, derivaciones sin continuidad o en cortocircuito.
3.4 PRUEBA DE POTENCIAL APLICADO.
Objetivo.
Determinar que los aislamientos del transformador se encuentren en buen
estado. La prueba es catalogada como de tipo destructiva.
Procedimiento de la prueba.
1. El cambiador de derivaciones del transformador a probar deberá estar
en la posición más alta de su capacidad nominal.
2. Las terminales del transformador se cortocircuitan conectándose entre
sí, el devanado del transformador que se somete a prueba se conecta a
la línea del transformador y los devanados del transformador restantes
así como la estructura del transformador se conectan entre sí.
3. La tensión de prueba se seleccionará según el tipo de reparación del
transformador y el nivel de aislamiento del transformador. (Ver tabla
3.16.)
Tabla 3.16 Potencial aplicado dependiendo del tipo de reparación del
transformador.
Tipo de Reparación Potencial Aplicado
Reconstrucción total; Cambio de bobinas 100%Vp
Reconstrucción total; Cambio de bobina de
1 fase
75%Vp
Revisión; Limpieza, ajuste, etc, sin Cambio
de bobina
65%Vp
Donde:
Vp= Valor de la tensión de prueba obtenido. (Ver tabla 3.17).
Tabla 3.17 Nivel básico de aislamiento al impulso.
Nivel de aislamiento (Kv)
Valor de prueba a baja
frecuencia (60Hz)
En aceite Secos
1.2 10 4
5.0 19 12
8.7 26 19
15.0 34 31
25.0 50
34.5 70
46.0 95
69.0 140

- 71 -
4. Después de obtener la tensión a probar, se deberá comenzar con una
tensión de cero ó máximo ¼ de la tensión plena de la prueba y se
incrementará la tensión hasta llegar a un tiempo no mayor a 15 s. De
acuerdo a la figura 3.13.
5. Después de alcanzar el valor requerido de tensión, la prueba se
sostendrá durante un promedio de 1 minuto.
Realizada el 15 de Octubre del 2007 a la 13:30 horas.
Temperatura 23 °C
Método de Prueba: Potencial Aplicado
Transformador: 500 kVA, 8147, V=2300/440/254x220/127, 3 Fases, 60 Hertz,
IMP=4.0% a 85 °
C a Tensión Nom, Elev=65 °C, Altitud=2000MSNM, Clase OA,
NBAI= AT=150 kV, BT=35 kV, Liquido Aislante=815 Lt, Peso=1920 kg, Hecho
en México por Tecnología Electromagnética, AUT. SC. NOMI 10710.
v
INTERRUPTOR
MANIVELA (REGULADOR DE TENSIÓN)
TRANSFORMADOR DE
POTENCIAL
TRANSFORMADOR
BAJO PRUEBA
Xo
H3
H2
H1
X1
X2
X3
Figura 3.13 Potencial aplicado por alta tensión contra baja tensión más tierra.
Después de aplicada esta prueba se concluye que el aislamiento de los
devanados del transformador aun está en buen estado ya que no se
presentaron incrementos de corriente, ruido en el interior del tanque ni humo o
burbujas en el aceite del transformador; por lo que puede soportar algún
disturbio.
3.5 PRUEBA DE POTENCIAL INDUCIDO.
Objetivo.
Determinar que los aislamientos entre espiras de las bobinas del transformador
estén en buen estado. Al igual que la Prueba de Potencial Aplicado está prueba
también es destructiva.

- 72 -
Procedimiento de la prueba
1. El transformador deberá estar en la posición máxima del cambiador de
derivaciones
2. Se debe recordar que la tensión es dos veces la tensión nominal, esto
es se induce una tensión del 200% de la tensión nominal.
3. La frecuencia de operación debe de ser lo suficientemente alta
aproximadamente 7200 ciclos/s. (Ver tabla 3.18).
Tabla 3.18 Frecuencias de operación.
Frecuencia(ciclos/s) Tiempo(s)
120 60
180 40
240 30
360 20
400 18
4. Las conexiones que se realizan al transformador son sólo para los
devanados de alta tensión, ya que se considera que la prueba está en
vacío como se ve en la figura 3.14.
5. Se recomienda iniciar con una tensión igual a cero kV, durante un
periodo no mayor a 15 segundos, hasta alcanzar la tensión de la prueba
que es 35 kV, al concluir ese tiempo se tendrá 5 segundos para regresar
la tensión a cero kV.
6. Se debe recordar que la corriente no debe variar de 0 A.
Desarrollo de la Prueba
Temperatura 25 °
C
Método de Prueba: Potencial Inducido.
Transformador: 500 kVA, 8147, V=2300/440/254x220/127, 3Fases, 60 Hertz,
IMP=4.0% a 85 °
C a Tensión Nominal, Elevación =65 °
C, Altitud=2000MSNM,
Clase OA, NBAI= AT=150 kV ,BT=35 kV, Liquido Aislante=815 Lt, Peso=1920
kg, Hecho en México por Tecnología Electromagnética, AUT. SC. NOMI 10710.

- 73 -
Diagrama de Conexión
H1 H2 H3
X3
X2
X1
X0
FUENTE DE
CORRIENTE
ALTERNA
VARIABLE A1
A2
A3
A=AMPERMETRO
V=VOLTMETRO
F= MEDIDOR DE
FRECUENCIA
F
V3
V1
V2
Figura 3.14 Diagrama de conexión de la prueba de potencial inducido.
Una vez aplicado el potencial y no presentarse incrementos de corriente
{IA,B,C = 0 A }, ruidos dentro del tanque y no haber humo y burbujas en el aceite,
se concluye que el aislamiento entre las espiras de los devanados del
transformador se encuentra en buen estado y este puede soportar algún
disturbio.
3.6 PRUEBA DE RUPTURA DIELÉCTRICA DEL ACEITE
Objetivo.
Determinar que el aceite del transformador utilizado como medio enfriador,
cumple con las características dieléctricas requeridas.
Procedimiento de la prueba.
1. La prueba se llevará acabo con un probador de aceite, para este caso se
trata de un probador de la marca Foster.
2. Se tomara una muestra de 3 a 4 litros de aceite, esto con la finalidad de
obtener una muestra libre de impurezas. Una vez obtenido el aceite, se
usara para enjuagar la cuba a utilizar y así limpiar el recipiente de
posibles residuos de pruebas anteriores.
3. Una vez depositado el aceite en la cuba, se introducirán los electrodos
de prueba y se colocara la cuba en el probador de aceites cerrando la
tapa que a su vez cierra una Jaula de Faraday, esto con la finalidad de
brindar protección a los usuarios.

- 74 -
4. Como el equipo trabaja en forma automática, primero removerá el
aceite para uniformizarlo y eliminar burbujas de aire que pueda contener
el líquido.
5. La prueba dura 5 minutos, tiempo en el cual el probador incrementara su
tensión en pasos de 3 kV por segundo hasta que el aceite rompa y se
presente un pequeño arco eléctrico; una vez esto el equipo registrara la
tensión de ruptura. Este proceso se repetirá tres veces más y al final se
entrega un promedio de las lecturas obtenidas.
Desarrollo de la Prueba
Temperatura 20 °
C
Método de Prueba: Probador de aceite.
Transformador: 500 kVA. V=2300/440/254x220/127, 3 Fases, 60 Hertz,
Imp. =4.0% a 85 °
C a Tensión Nominal.
Elevación de temperatura =65 °C, Altitud=2000MSNM, Clase OA.
NBAI= AT=150 kV, BT=35 kV, Liquido Aislante =815 Lt, Peso=1920 kg,
Hecho en México por Tecnología Electromagnética, AUT. SC. NOMI 10710.
Ya que se cuenta con la muestra de aceite se vierte en la cuba del probador
(figura 3.15). Se baja la tapa del equipo para cerrar el circuito que forma una
jaula de Faraday y se enciende el probador por medio del interruptor principal
para que este comience a trabajar.
ON/OFF
KV
1
2
3
4
5
1.- Electrodos de Potencial
2.-Jaula de Faraday
3.-Cuba del Aceite
4.-Interruptor ON/OFF
5.-Pantalla de Lecturas
Figura 3.15 Probador de aceite Marca Foster, OTS, 100AF/2, 127 V Corriente
Alterna
El probador de aceites realiza la prueba de los 5 minutos de manera
automática arrojando en la pantalla del equipo la tensión en la cual se presenta
el arco eléctrico para las tres lecturas, arrojando al final un promedio de las
mediciones tomadas; las cuales se pueden observar en la tabla 3.19.

- 75 -
Tabla 3.19 Lecturas obtenidas en la prueba de ruptura dieléctrica del aceite.
Prueba
Tensión de
ruptura (kV)
1 64.7
2 38.6
3 65.3
Promedio 56.2
Como se aprecia la prueba es muy sencilla ya que el encargado de realizarla
solo tiene que tomar lecturas y reportarlas. Por otra parte la muestra de aceite
rompió su rigidez dieléctrica a una tensión de 56 kV indicio de que el aceite se
encuentra en buenas condiciones y no contiene impurezas ni humedad en su
estructura molecular.
3.7 PRUEBA DE IMPULSO.
Objetivo.
Comprobar el Nivel Básico de Aislamiento al Impulso (NBAI) para saber si el
aislamiento del transformador soportará sobretensiones transitorias. Esta
prueba entra dentro de las destructivas.
1. Revisar la clase de aislamiento del transformador ubicado en la placa de
datos, para determinar por medio de la tabla 2.4 el Nivel Básico de
Aislamiento al Impulso que se le aplicará al transformador.
2. Hacer las conexión del equipo (figura 2.22)
3. Preparar la mesa de control del generador de impulso.
4. Para la operación del generador es necesario energizar el tablero,
verificar que la distancia entre las esferas en kV sea el máximo, es decir
55 kV. Se inicia el incremento de tensión, este depende del nivel de
aislamiento del transformador al cual se va a realizar la prueba. Para
lograr el aumento de tensión es necesario disminuir la distancia entre las
esferas del generador.
Este incremento progresivo de la tensión se realizará hasta que en el
equipo de prueba se presente un arqueo, al presentarse éste, se tiene
que aumentar la distancia entre esferas para evitar su desgaste, se
verifica que no exista un nivel de tensión es decir 0.
5. Aplicar un impulso de onda completa con una magnitud de entre 50 y
70% de la tensión obtenida en la tabla 2.4
6. Aplicar dos ondas cortadas al 115% de la tensión, una cortada al frente
y una cortada en la cola de la onda.
7. Aplicar una onda completa al 100% de la tensión.

- 76 -
Nota: Esta prueba se realizó con el siguiente transformador ya no se contaron
con las facilidades para mover el transformador que se estaba utilizando para
las demás pruebas hacia el área destinada para realizar la prueba de impulso.
Realizada el 22 de Octubre del 2007 a las 14:30 horas.
Temperatura 20 °C
Método de Prueba: Impulso por Rayo.
Transformador: 75 kVA,V=6600 x 13200-220/127,3 Fases,60 Hertz,IMP=0.35%
a 75 °C a Tensión Nominal, Altitud=2000MSNM, Clase OA, NBAI= AT=95 kV ,
BT=80 kV, Liquido Aislante=25 Lt, Peso=540 kg.
Curvas obtenidas
El desarrollo de la prueba arrojó las siguientes curvas para el análisis del
comportamiento del aislamiento del transformador. En la figura 3.16 se
muestra la onda de tensión reducida aplicada al transformador. En la figura
3.17 se muestra la onda de tensión cortada en el frente. En la figura 3.18 se
muestra la onda de tensión cortada en la cola. Por último en la figura 3.19 se
muestra la onda de tensión completa aplicada al transformador.
-100.0µ 0.0 100.0µ 200.0µ 300.0µ 400.0µ 500.0µ
-10
0
10
20
30
40
Tensión
(V)
Tiempo (s)
Figura 3.16 Onda completa de tensión reducida aplicada al transformador. Sin la
relación del divisor capacitivo del generador de impulso.

- 77 -
-2.0µ 0.0 2.0µ 4.0µ 6.0µ 8.0µ 10.0µ
-5
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Tensión
(V)
Tiempo (s)
Figura 3.17 Onda de tensión aplicada al transformador cortada en el frente. Sin la
-2.0µ 0.0 2.0µ 4.0µ 6.0µ 8.0µ 10.0µ
-20
-10
0
10
20
30
40
50
Tensión
(V)
Tiempo (s)
Figura 3.18 Onda de tensión cortada en la cola aplicada al transformador. Sin la

- 78 -
-2.0µ 0.0 2.0µ 4.0µ 6.0µ 8.0µ 10.0µ
-20
-10
0
10
20
30
40
Tensión
(V)
Tiempo (s)
Figura 3.19 Onda de tensión cortada en la frente, aplicada al transformador. Sin
la relación del divisor capacitivo del generador de impulso.
Como se observa en las figuras 3.16 a 3.19 estas curvas no presentan
disturbios en ninguno de los casos lo que indica que el transformador soporto la
tensión aplicada, además considerando que durante la prueba, no se presentó
flameo en las boquillas del transformador el NBAI es el apropiado.
En esté capitulo se realizaron las pruebas de rutina que se pueden efectuar en
el laboratorio de la ESIME Zacatenco. Además de añadirse las consideraciones
correspondientes que especifica la norma NMX-J-169-ANCE-2004.

- 79 -
Capítulo 4
Calculo Económico.
En este capítulo se presenta el cálculo económico de las pruebas realizadas a
transformadores, considerando prestar este servicio a las pequeñas industrias,
así como la posible reacreditación del piso de pruebas de la ESIME-Zacatenco.

- 80 -
4.1 COTIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN.
En la actualidad el mercado de los transformadores tiene una variedad de
fabricantes los cuales ofrecen a sus clientes los equipos con los que cuentan
en base a sus capacidades y clases normalizadas. Citando el caso particular
del transformador probado, se presenta una lista de precios proporcionada por
una empresa con previa autorización, describiéndose de manera detallada los
montos del equipo.
En la tabla 4.1 se muestra una lista de precios de transformadores trifásicos de
donde se obtiene el costo del transformador probado el cual tiene un monto de
14, 439 dólares.
LISTA DE PRECIOS AÑO 2007 DISTRIBUIDORES
CLIENTE: xxxxxxxxxxxxxxxxxx Descuento: 40% + 5%
Tabla 4.1. Transformadores trifásicos, estándar tipo subestación en aceite, 65˚,
enfriamiento “OA”.
CAPACIDAD
CLASE
15 kV 25 kV 34.5 kV
P. Lista
$ USD
P. Lista
$ USD
P. Lista
$ USD
112.5 6,483 6,588 7,456
150 7,763 7,877 8,667
225 10,053 10,658 11,176
300 11,298 12,079 12,325
500 13,483 14,439 15,535
750 17,404 19,369 20,342
1000 21,632 22,781 24,597
1250 26,597 27,991 30,088
1500 29,000 31,606 34,149
2000 35,421 38,070 41,114
2500 44,904 45,834 48,123
3000 56,807 57,983 60,886
Tabla 4.2 Transformadores trifásicos, tipo seco, enfriamiento “AA”.
CAPACIDAD
1.2 KV 1.2 KV
80˚ 150˚
P. Lista
$ USD
P. Lista
$ USD
30 3,325 2,763
45 4,877 3,325
75 5,746 4,877
112.5 6,526 5,746
150 8,298 6,526
225 10,184 8,298
300 17,053 10,184
500 18,255 17,053

- 81 -
Precios en dólares Americanos, no incluye IVA.
Vigencia a partir del 01 de Julio del 2007, sujeta a modificaciones con 15 días
de anticipación.
Especificaciones y características del transformador Estándar:
Tabla 4.3 Transformadores trifásicos, estándar tipo pedestal, operación radial
en aceite, 65˚, enfriamiento “OA”.
CAPACIDAD
CLASE
15 kV 25 kV 34.5 kV
P. Lista
$ USD
P. Lista
$ USD
P. Lista
$ USD
112.5 12,395 12,588 14,255
150 13,544 13,373 15,114
225 16,088 17,062 18,483
300 18,281 19,526 20,605
500 21,807 23,360 25,983
750 25,711 30,606 33,255
1000 33,491 35,255 39,369
1500 44,878 48,921 54,676
NOTAS:
1.- Norma de fabricación NMX-J-285-ANCE. “Productos eléctricos-
transformadores tipo pedestal”.
2.- Clase5, 15, 25 kV. Conexión Delta- Estrella.
3.- Clase 34.5 kV. Únicamente conexión Estrella-Estrella.
Cargos adicionales:
1.- Conexión Estrella-Estrella en clases 5, 15 y 25 kV. Incrementa 5%.
2.- Operación anillo incrementa 670 dólares.
Precios en dólares Americanos, no incluye IVA.
4.2 COTIZACIÓN DE PRUEBAS DE RUTINA.
Las pruebas incluidas en la fabricación del transformador son las consideradas
como pruebas de rutina (ver tabla 4.4):
Tabla 4.4 Pruebas de rutina incluidas en el precio del transformador
PRUEBAS Rutina PRUEBAS Rutina
Relación de transformación * Corriente de excitación *
Polaridad y secuencia de fases * Pérdidas de excitación *
Resistencia de aislamiento * Pérdidas debidas a la carga *
Resistencia Ohmica de los
devanados
* Cálculo de impedancia *
Tensión aplicada *
Rigidez dieléctrica del
aceite
*
Tensión inducida * Hermeticidad *

- 82 -
La tabla 4.5 muestra las pruebas que no son incluidas en el precio del
transformador.
Tabla 4.5 Cargos por pruebas adicionales.
CARGOS POR PRUEBAS ADICIONALES $ USD
Prueba de impulso 1000.00
Prueba de temperatura hasta 500 kVA 1500.00
Prueba de temperatura de 750 a 3000 kVA 2200.00
Prueba de descargas parciales 1000.00
Cromatografía de gases 150.00
Contenido de PCB´s 200.00
NOTA:
En las tablas 4.4 y 4.5, se encuentran marcadas las pruebas que se realizaron
el PPT de la ESIME-Zac. Aumentando el precio de la prueba de impulso se
incrementa el costo del transformador a 15,439 dólares.
Cargos Adicionales al Precio del Transformador.
Las modificaciones realizadas al transformador de distribución estándar que se
requieran, así como los accesorios adicionales que se soliciten, tienen el cargo
adicional señalado en la tabla 4.6 y 4.7, el cual se deberá de aplicar a los
precios vigentes:
Tabla 4.6 Precios por accesorios opcionales al transformador.
No. ACCESORIOS OPCIONALES $ USD
1
Indicador de Nivel y de Temperatura del aceite y Válvula mecánica de
Sobrepresión con Contactos de Alarma
750.00
2
Indicador de Nivel y de Temperatura del aceite con Contactos de
Alarma
400.00
3 Indicador de Temperatura de los Devanados con Contactos de Alarma 2000.00
4 Válvula mecánica de Sobrepresión con Contactos de Alarma 390.00
5 Válvula mecánica de Sobrepresión sin Contactos de Alarma 290.00
6 Relevador Mecánico de presión súbita 1600.00
7 Tanque Conservador hasta 1,250 kVA 2000.00
8 Tanque Conservador desde 1500 hasta 3,000 kVA 2500.00
9 Ruedas Tipo Ferrocarril hasta 2500 kVA 600.00
10 Tapas en Gargantas 50.00
11 Enfriamiento OA/FA hasta 1,500 kVA 2000.00
12 Enfriamiento OA/FA desde 1,500 hasta 3,000 kVA 3000.00

- 83 -
Tabla 4.7 Precios por modificaciones de las especificaciones estándar.
No. MODIFICACIONES DE LA ESPECIFICACIÓN ESTÁNDAR $ USD
1 Altitud de Operación Superior a 2,300 M.S.N.M. hasta 2,600 M.S.N.M. 3%
2 Conexión Estrella-Delta o Delta-Delta 4%
3 Conexión Estrella-Estrella 10%
4 Cambiador de Derivaciones de 6 Posiciones incluida la Nominal 2%
5 Transformadores con devanados de Cobre en Alta y Baja Tensión Sin Cargo
6
Doble Relación operación simultanea en el Secundario 220/127 ó
440/254 Volts hasta 1000 kVA
15%
7
Doble Relación operación No simultanea en el Secundario 220/127 ó
440/254 Volts hasta 1000 kVA
5%
8
Doble Relación en el Secundario 220/127 ó 440/254 Volts en
Capacidades Superiores a los 1000 kVA
Consultar
Fabrica
9
Corriente Secundaria mayor a 2600 A:
- Para Transformadores de capacidad de 1001 kVA a 1250 kVA
5%
10%
30%
10 Tensión en el Secundario de 2,300/1328 ó 2,400/1386 ó 4,160/2.400V 5%
11 Tensión en el Secundario de 208/12 Volts hasta 750 kVA 2%
12 Tensión en el Secundario de 380/220 Volts 2%
13 Tensión en el Secundario de 13,200/7,620 Volts 5%
14 Doble Tensión en el Primario 20-23 kV para Transform. Clase 25 5%
15 Tensión de 33,000 kV en lugar de 34,500 en Alta Tensión Sin Cargo
16
Tensión de 22,860 ó 20,000 Volts en lugar de 23,000 Volts en Alta
Tensión
Sin Cargo
17 Tensión de 13,800 kV en lugar de 13,200 en Alta Tensión Sin Cargo
18 Tensión de 4,160 ó 6,600 ó 6,900 Volts en Alta Tensión Sin Cargo
19 Sobreelevación de Temperatura de 55˚/65˚ 5%
20 Sobreelevación de Temperatura de 55˚ 5%
21 Impedancia Garantizada 5%
22 Transformador Tipo Costa 2%
23 Radiadores Tubulares hasta 1000 kVA 4%
24 Radiadores Tubulares de 1250 a 3000 kVA 6%
25 Válvulas de bloqueo hasta 1000 KVA 6%
26 Válvulas de bloqueo de 1250 a 3000 kVA 5%
NOTA:
En el presente capitulo no se encuentran todos los precios de las pruebas
realizadas ya que fue imposible poder cotizarlas debido al hermetismo de los
laboratorios que realizan dichas pruebas ya que se considera como secreto
industrial.

- 84 -
Conclusiones
Una vez finalizado esté trabajo que lleva por título Manual de Pruebas a
Transformadores de Distribución, se concluye por principio de cuenta que los
transformadores de distribución son las máquinas eléctricas con mayor
eficiencia dentro de los Sistemas Eléctricos de Potencia. Además de ser los
puntos principales entre el sistema de distribución y los centros de consumo de
energía eléctrica por lo que se requiere de su correcta operación la cual se
garantiza por una serie de pruebas de rutina por las cuales se deben someter
los transformadores una vez terminada su construcción.
Para el desarrollo de esté trabajo se tuvo que tener el conocimiento y la
comprensión de los métodos establecidos por los organismos nacionales e
internacionales los cuales han sido establecidos previamente en normas para
llevar a acabo la realización de las pruebas. Las cuales fueron realizadas en el
PPT de la ESIME – Zacatenco, cumpliéndose uno de los objetivos particulares
de esté documento.
De estas pruebas realizadas se concluye que el transformador probado se
encuentra en mal estado para ser puesto en servicio debido a que presenta
deficiencias en la resistencia de uno de sus devanados lo cual ocasiona que
sus pérdidas sean muy elevadas en el orden de kW. Por otra parte ya que este
transformador es usado con fines didácticos se puede considerar que se
encuentra en buen estado para que los alumnos realicen las pruebas de rutina
que se han venido mencionando y así adquieran la experiencia necesaria
dentro del campo de los transformadores.
Al momento de realizar las pruebas se tuvieron contratiempos como fueron:
fechas de calibración vencidas, disponibilidad de los profesores, del equipo de
prueba y del PPT, aun que esto no impidió llevarlas a cabo y llegar a la
redacción del manual donde se describieron los pasos a seguir aplicados
específicamente al PPT.
El último objetivo de la tesis no pudo cumplirse en su totalidad ya que fue
imposible obtener los costos detallados de cada una de las pruebas y del
equipo empleado, para así poder justificar una posible reacreditación del piso
de pruebas y prestar un servicio a la pequeña industria constructora de
transformadores la cual al no ser de gran potencial económico no tiene las
posibilidades de contar un PPT para garantizar el buen funcionamiento de sus
productos.
Tomando como base este trabajo se propone para proyectos posteriores la
reacreditación del PPT y por ende proporcionar un ingreso económico a la
escuela y mejorar con mejor equipo los demás laboratorios de la ESIME-
Zacatenco.

- 85 -
Bibliografía
1. AVELINO PÉREZ, PEDRO. “Transformadores de Distribución, Teoría,
Cálculo, Construcción y Pruebas”. Segunda Edición. Editorial Reverté S.A,
México, D.F. 2001.
2. “Manual de Diseño de Subestaciones”. Luz y Fuerza del Centro. México
D.F.2003.
3. NMX-J-169-ANCE-2004. Transformadores y Autotransformadores de
Distribución y Potencia”. Métodos de Prueba.
4. IEEE Std. C57. 109-1993; Guide for Liquid-Immersed Transformer Through-
Fault-Current Duration. (Dirigido para Transformadores, Líquidos-Sumergidos,
Falla-Duración de Corriente).
5. IEEE Std C57.12.00-2000, IEEE Standard General Requirements for Liquid-
Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers. (Norma del
“Instituto de Ingenieros en Electricidad y en Electrónica” y Requerida para
Transformadores de Distribución, Potencia y Reguladores en Liquido-
Sumergido).
6. IEC 60076 -1 Power transformers – Part 1: General. (Transformadores de
Potencia – Parte 1: General).
7. IEC 60076 - 2 Power transformers – Part 2: Temperature Rise.
(Transformadores de Potencia – Parte 2: Elevación de Temperatura).
8. IEC 60076 - 3 Power transformers – Part 3: Insulation levels, dielectric tests
and external clearances in air. (Transformadores de Potencia – Parte 3: Nivel
de Aislamiento, Prueba Dieléctrica Exterior en el aire).
9. IEC 60076 - 4 Power transformers – Part 4: Guide to the lightning impulse
and switching impulse testing – Power transformers and reactors.
(Transformadores de Potencia – Parte 4: Dirigido a la Prueba de Impulso por
Rayo – Transformadores de Potencia y Reactores).
10. IEC 60076 - 5 Power transformers – Part 5: Ability to withstand short circuit.
(Transformadores de Potencia – Parte 5: Capacidad de Soportar Corto
Circuito).
11. IEC 60076 - 8 Power transformers – Part 8: Application guide.
(Transformadores de Potencia – Parte 8: Dirigido a la Aplicación).
12. http://www.cfe.gob.mx/es/LaEmpresa/transmisionydistribucion.

- 86 -
13. Ing. Edgar René Mendoza Rivas. Comunicación Personal.
14. Ing. Cesar M. Vilchis Cervantes. Comunicación Personal.
15. Ing. Raybel Ureña Olivares. Comunicación Personal.
16. Ing. Fabián Molina López. Comunicación Personal.

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