Diseño de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores de Potencia
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UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE EL SALVADORFACULTAD DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA.
TRABAJO DE GRADUACIÓN:“DISEÑO DE MODELO DE MANTENIMIENTO MODERNO DE
TRANSFORMADORES DE POTENCIA, APLICADO A TENSIONES DESDE 46KVHASTA 230KV CON POTENCIA HASTA 100MVA”
PRESENTADO POR:MARCOS ALEXANDER ARGUETA MENDOZAEDWIN HERNÁN PALACIOS QUINTANILLA
FRANCISCO MARCELO PEREIRA HERNÁNDEZ
PARA OPTAR AL GRADO DE:
INGENIERO ELECTRICISTA
DICIEMBRE 2009SAN SALVADOR, EL SALVADOR, CENTRO AMÉRICA
ING. ROBERTO LÓPEZ MEYERRECTOR
ING. JOSÉ RODOLFO MONTÚFARSECRETARIO GENERAL
ING. RAÚL ALBERTO GARCÍA AQUINODECANO DE LA FACULTAD
JURADOS DEL TRABAJO DE GRADUACIÓN
“DISEÑO DE MODELO DE MANTENIMIENTO MODERNO DETRANSFORMADORES DE POTENCIA, APLICADO A TENSIONES DESDE 46KV
HASTA 230KV CON POTENCIA HASTA 100MVA”
ING. JULIO RIGOBERTO ARTEROASESOR
ING. MARCO TULIO AGUILARJURADO
ING. WALTER EDUARDO CARTAGENAJURADO
i
RECONOCIMIENTOS Y AGRADECIMIENTOS
DEDICATORIAS
A Dios Todopoderoso
Porque su espíritu permanece en mí y su gracia no se aparta, la cual ha guiado mis
pasos para alcanzar el final de mi carrera.
A mis padres Marcelino Argueta Berrios y Melania de Argueta
Por su amor y apoyo cuando más lo necesitaba en mi carrera.
A mi hermana Ena Patricia Argueta Mendoza
Por su apoyo y comprensión en finalizar exitosamente mis estudios.
A mi primo Jorge Alberto Mendoza Coronado (Q.D.D.G.)
Por ser mi inspiración para ser cada día mejor y recordar los buenos momentos de la
vida donde seremos unos buenos ciudadanos.
Marcos Alexander Argueta Mendoza
ii
AGRADECIMIENTOS
A Dios Todopoderoso
Por su amor y misericordia, por darme la oportunidad, la sabiduría y la fuerza de
finalizar ésta carrera profesional.
A mi madre Berta Lilian Quintanilla Aguilar
Por su Amor y comprensión, por sus oraciones y apoyo incondicional, por estar
siempre a mi lado.
A mi padre, Hernán Palacios Hernández (Q.D.D.G.)
Por su fuerza y apoyo incondicional, por enseñarme a desarrollar carácter y creer en
mí, y por ser mi inspiración para éste y futuros proyectos.
A mi hermano, Enrique Eduardo Palacios Quintanilla
Por su apoyo y colaboración que me brindó a lo largo del desarrollo de ésta tesis.
A mi hermana, Jessica Beatriz Palacios Quintanilla
Por su apoyo y cariño, por animarme y estar conmigo en el desarrollo de mi carrera
profesional
Edwin Hernán Palacios Quintanilla.
iii
DEDICATORIAS
A Dios Todopoderoso
Por su inmenso amor en darme la vida, la salvación, sabiduría, paciencia y las
fuerzas para llegar a cumplir mis metas, sueños y anhelos de mi carrera.
A mi madre Margarita Hernández
Por su amor, cariño, comprensión, paciencia y apoyo incondicional en toda mi vida,
por sus consejos, cuidados y sus oraciones, por darme cada día el impulso para no
desmayar y seguir adelante en lograr mis sueños.
A mis Padrinos José Alfredo Linares López y Ana Mercedes de Linares
Por haberme cuidado desde mi niñez, demostrando su amor y apoyo en todo este
largo proceso, educándome y guiándome en el buen camino que Dios bendice.
A mi hermano José Roberto Pereira y cuñada Bessi de Pereira
Por demostrarme ese apoyo incondicional siendo un modelo de inspiración en cada
día de este proceso y ser mí esperanza en lograr el éxito de mí carrera.
A mis amigos y compañeros
Por estar conmigo en todo momento por creer en mí, por animarme, apoyarme e
impulsarme a seguir adelante en todo este proceso de aprendizaje que inicio desde
el colegio, aunque muchas veces sufrimos, lloramos, luchamos y triunfamos, siempre
existirá esa amistad como hermanos que me ayudará a terminar cualquier proyecto
en mi vida. Y en especial a esa persona que hizo que estos 8 meses de trabajo
fueran los más bonitos porque me daba de su amistad, apoyo, comprensión e
inspiración para culminar exitosamente este trabajo.
Francisco Marcelo Pereira Hernández
iv
CONTENIDO PÁGINA
RECONOCIMIENTOS Y AGRADECIMIENTOS ...................................................... i
TABLA DE CONTENIDO.........................................................................................iv
LISTA DE TABLAS.................................................................................................xii
LISTA DE FIGURAS .............................................................................................xv
INTRODUCCIÓN ................................................................................................. xxii
OBJETIVOS ........................................................................................................ xxiv
CAPÍTULO I CONCEPTOS GENERALES DE TRANSFORMADORES DEPOTENCIA1.1 Introducción .................................................................................................... 25
1.2 Fundamentos electromágneticos de transformadores de potencia ............. 26
1.2.1 Generalidades ................................................................................... 26
1.3 Principio de funcionamiento del transformador ............................................... 37
1.3.1 Historia............................................................................................... 37
1.3.2 Definición de transformador de potencia ........................................... 37
1.3.3 Principio de operación de un transformador de potencia................... 38
1.3.4 Clasificación de los transformadores según su ambiente de
operación ................................................................................................... 39
1.3.5 Clasificación de los transformadores de potencia según su
capacidad .................................................................................................. 39
1.3.6 Clasificación de los transformadores según el número de fases ...... 40
1.4 Construcción de la parte activa de los transformadores de potencia .............. 41
1.4.1 Núcleo magnético ............................................................................. 42
1.4.2 Ruido del núcleo ................................................................................ 42
1.4.3 Fabricación y partes del núcleo ........................................................ 44
1.4.4 Aspectos constructivos del núcleo .................................................... 47
1.4.5 Tipo de núcleo de transformadores de potencia según su
construcción .............................................................................................. 48
1.4.6 Transformador tipo núcleo o de columnas ........................................ 48
1.4.6.1 Núcleo monofásico ......................................................................... 48
v
1.4.6.2 Nucleo trifásico ............................................................................... 49
1.4.7 Transformador tipo acorazado........................................................... 50
1.4.8 Manufactura del núcleo ..................................................................... 51
1.4.9 Clasificación de devanados ............................................................... 53
1.4.10 Devanado de baja tensión ............................................................... 53
1.4.11 Devando de alta tensión .................................................................. 55
1.4.12 Manufactura de los devanados........................................................ 56
1.4.13 Disposición de los devanados ......................................................... 57
1.4.14 Montaje de los arrollamientos .......................................................... 58
1.4.15 Comparación del cobre y el aluminio ............................................... 60
1.5 Materiales aislantes utilizados en el transformador ........................................ 61
1.5.1 Aislamientos sólidos .......................................................................... 63
1.5.2 Clasificación del papel aislante .......................................................... 64
1.5.3 Aislantes líquidos ............................................................................... 65
1.5.4 Aislantes sintéticos ........................................................................... 66
1.5.5 Aceites derivados del petróleo .......................................................... 66
1.6 Componentes y accesorios del transformador de potencia..............................67
1.6.1 Boquillas ............................................................................................ 67
1.6.2 Pararrayos o Descargadores de tensión............................................ 68
1.6.3 Tanque principal ................................................................................ 69
1.6.4 Tanque conservador .......................................................................... 70
1.6.5 Radiadores ........................................................................................ 70
1.6.6 Ventiladores....................................................................................... 72
1.6.7 Indicador de nivel de aceite tipo magnético ....................................... 72
1.6.8 Relevador Buchholz........................................................................... 73
1.6.9 Válvula de sobrepresión .................................................................... 73
1.6.10 Indicador de temperatura de aceite ................................................. 74
1.6.11 Indicador de temperatura del devando ............................................ 74
1.6.12 Gabinete de control.......................................................................... 75
1.6.13 Transformador de corriente ............................................................. 75
1.6.14 Cambiador de derivaciones ............................................................. 76
vi
1.6.15 Sistemas de preservación del aceite ............................................... 77
1.6.16 Bombas e indicadores de flujo ......................................................... 78
1.7 Sistemas de enfriamiento de los transformadores de potencia ....................... 79
1.7.1 Generalidades ................................................................................... 79
1.7.2 Métodos de enfriamiento de transformadores de potencia ................ 79
1.7.3 Liquidos refrigerantes y aislantes....................................................... 80
1.8 Conexiones más comúnmente usadas del transformador de potencia ........... 85
1.8.1 Características y aplicaciones de los diferentes grupos de conexión en
transformadores trifásicos........................................................................... 86
1.9 Protección del transformador de potencia ....................................................... 91
1.9.1 Protecciones propias del transformador de potencia ......................... 92
1.9.2 Protecciones eléctricas ...................................................................... 95
CAPÍTULO II PRUEBAS DE CAMPO A TRANSFORMADORES DE POTENCIA.2.1 Introducción .................................................................................................... 97
2.2 Prueba de resistencia de aislamiento a transformadores de potencia............ 99
2.3 Prueba de resistencia óhmica a transformadores de potencia ..................... 105
2.4 Prueba de impedancia de transformadores de potencia ............................... 109
2.5 Prueba de relación de transformacion a transformadores de potencia ......... 113
2.6 Prueba de factor de potencia del aislamiento de los transformadores.......... 117
2.7 Prueba de corriente de excitación a transformadores de potencia ............... 122
2.8 Pruebas de factor de potencia y capacitancia de boquillas (bushings)......... 125
2.9 Pruebas de componentes y accesorios de los transformadores. .................. 129
2.9.1 Prueba del relevador buchholz. ....................................................... 129
2.9.2 Prueba a termómetros de aceites y devanados............................... 133
CAPÍTULO III ANÁLISIS DE ACEITES A TRANSFORMADORES DE POTENCIA3.1 Introducción .................................................................................................. 137
3.2 Generalidades del aceite............................................................................... 138
3.2.1 Antecedentes históricos del aceite en transformadores................... 138
3.2.2 Tipos de aceite................................................................................. 138
3.3 Aceites sinteticos .......................................................................................... 138
3.3.1 Generalidades de los PCB’s ........................................................... 138
vii
3.3.2 Uso de los PCB’s ............................................................................. 140
3.3.3 Peligros para la salud que originan las dioxinas y los PCB´s .......... 140
3.3.4 Aceites Siliconados.......................................................................... 141
3.4 Aceites minerales .......................................................................................... 142
3.5 Aceites paráfinicos y nafténicos ................................................................... 144
3.5.1 Diferencias de aceites paráfinicos y nafténicos ............................... 144
3.6 Aceite vegetal................................................................................................ 149
3.7 Propiedades físicas, químicas y eléctricas del aceite diélectrico................... 150
3.8 Tipos de aceites utilizados en transformadores de potencia ......................... 159
3.9 Toma de muestras del aceite aislante del transformador de potencia .......... 165
3.10 Pruebas del aceite en los transformadores de potencia.............................. 171
3.10.1 Rigidez diélectrica ASTM D-877 – D-1816 ................................... 172
3.10.2 Tensión interfacial ASTM D-971 ................................................... 176
3.10.3 Número de neutralización ASTM D-974 ...................................... 181
3.10.4 Contenido de humedad ASTM D-1533 ......................................... 183
3.10.5 Prueba de color del aceite ASTM D-1500 ..................................... 187
3.10.6 Prueba de factor de potencia ASTM D-924 .................................. 190
3.10.7 Contenido de inhibidor ASTM D-2668 ......................................... 193
3.11 Análisis de compuestos furánicos Método normalizado ASTM 5837 .......... 196
3.12 Grado de Polimerización Método normalizado ASTM D4243 ..................... 201
3.13 Análisis de gases disueltos en el aceite por cromatografía de gases ......... 205
3.13.1 Análisis de gases .......................................................................... 207
3.13.2 Métodos para diagnosticos de fallas ............................................ 213
3.13.3 Equipo utilizado para cromatografía de gases .............................. 225
3.13.4 Descripción de la prueba .............................................................. 231
CAPÍTULO IV FORMULACIÓN DEL DISEÑO DE MANTENIMIENTO MODERNO ATRANSFORMADORES DE POTENCIA.4.1 Introducción................................................................................................... 234
4.2 Generalidades del mantenimiento de transformadores de potencia ............. 235
4.2.1. Antecedentes .................................................................................. 235
4.2.2 Definición de mantenimiento............................................................ 237
viii
4.3 Tipos de mantenimiento ................................................................................ 238
4.3.1 Mantenimiento correctivo ................................................................. 238
4.3.2 Mantenimiento preventivo ................................................................ 238
4.3.3 Mantenimiento predictivo ................................................................. 240
4.4 Implementación del diseño de modelo de mantenimiento............................. 241
4.5 Formularios ................................................................................................... 242
4.5.1 Instrucciones de llenado del formulario para la medición de
resistencia de aislamiento......................................................................... 242
4.5.2 Instrucciones de llenado del formulario para la medición
de impedancia de cortocircuito ................................................................ 244
4.5.3 Instrucciones de llenado del formulario para la medición de
resistencia óhmica del transformador ...................................................... 246
4.5.4 Instrucciones de llenado del formulario para la medición de
relación de transformación........................................................................ 248
4.5.5 Instrucciones de llenado del formulario para la medición de
factor de potencia del transformador ........................................................ 250
4.5.6 Instrucciones de llenado del formulario para la medición de
factor de potencia a boquillas del transformador ..................................... 252
4.5.7 Instrucciones de llenado del formulario para la medición de
corriente de excitación del transformador ................................................. 254
4.5.8 Instrucciones para el llenado del formulario del análisis
cromatográfico .......................................................................................... 256
4.5.9 Instrucciones para el llenado del formulario para pruebas físico
químicas del aceite aislante ..................................................................... 258
CAPÍTULO V CASO PRÁCTICO DE MODELO DE MANTENIMIENTO MODERNODE TRANSFORMADORES DE POTENCIA.5.1 Introducción .................................................................................................. 260
5.2 Caso 1 Pruebas eléctricas y análisis de gases realizados a uno de los
transformadores de potencia trifásico de la subestación de Santo Tomás ... 261
5.2. Antecedentes..................................................................................... 261
5.2.1 Pruebas Eléctricas .......................................................................... 262
ix
5.2.2 Prueba de medición de resistencia óhmica ..................................... 263
5.2.3 Prueba de relación de transformación ............................................. 264
5.2.4 Prueba de impedancia de cortocircuito............................................ 265
5.2.5 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante ........ 266
5.2.5.1 Aplicación del método de Doermenburg ............................... 267
5.2.5.2 Aplicación del método de Roger ........................................... 268
5.2.5.3 Análisis de gases por el método de Duval ............................. 268
5.2.6 Conclusiones de pruebas del transformador de potencia caso 1 .... 269
5.3 Caso 2 Mantenimiento preventivo a uno de los transformadores de la
subestación de Central Hidroeléctrica 5 de Noviembre ............................ 270
5.3. Antecedentes..................................................................................... 270
5.3.1 Pruebas eléctricas .......................................................................... 271
5.3.2 Prueba de factor de potencia........................................................... 272
5.3.3 Prueba de Factor de potencia a boquillas de transformadores........ 273
5.3.4 Prueba de corriente de excitación de los devanados....................... 274
5.3.5 Prueba de relación de transformación ............................................ 275
5.3.6 Prueba de resistencia de aislamiento de devanados....................... 276
5.3.7 Prueba de resistencia óhmica.......................................................... 277
5.3.8 Conclusiones de pruebas del transformador de potencia caso 2 .... 277
5.4 Caso 3 Mantenimiento predictivo y análisis de gases disueltos en aceite al
transformador de potencia de la subestación nuevo nuscatlán ............... 278
5.4. Antecedentes..................................................................................... 278
5.4.1 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante ....... 279
5.2.4.1 Aplicación del método del gas clave ..................................... 280
5.4.2 Conclusión de pruebas del transformador de potencia caso 3 ...... 280
CAPÍTULO VI ANALISIS DE RESULTADOS AUTOMATIZADO DE PRUEBAS DELDISEÑO DE MANTENIMIENTO A TRANSFORMADORES DE POTENCIA.6.1 Introducción .................................................................................................. 281
6.2 Utilización del Software................................................................................. 282
6.3 Caso 1 Ingreso de datos de las pruebas realizadas en campo del
transformador de potencia de la subestación de Santo Tomás .................... 284
x
6.3.1 Pruebas eléctricas .......................................................................... 286
6.3.2 Prueba de resistencia óhmica.......................................................... 287
6.3.3 Prueba de relación de transformación ............................................. 288
6.3.4 Prueba de impedancia de cortocircuito............................................ 289
6.3.5 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante ........ 290
6.3.5.1 Aplicación del método del total de gases combustibles ........ 291
6.3.5.2 Aplicación del método gas clave ........................................... 292
6.3.5.3 Aplicación de los métodos Doernenburg y Roger ................. 293
6.3.5.4 Aplicación del método de Duval ............................................ 294
6.3.6 Conclusiones de pruebas del transformador de potencia caso 1 .... 296
6.4 Caso 2 Ingreso de datos de las pruebas realizadas en campo del
transformador de potencia de la subestación de Central Hidroeléctrica
5 de Noviembre ........................................................................................ 297
6.4.1 Prueba de factor de potencia de devanados ................................... 298
6.4.2 Prueba de collares calientes a boquillas de transformadores.......... 299
6.4.3 Prueba de corriente de excitación de los devanados....................... 301
6.4.4 Prueba de relación de transformación ............................................ 302
6.4.5 Prueba de resistencia de aislamiento de devanados....................... 303
6.4.6 Prueba de resistencia óhmica.......................................................... 304
6.4.7 Conclusión de las pruebas del transformador de potencia caso 2... 304
6.5 Caso 3 Ingreso de datos obtenidos del mantenimiento predictivo al
transformador de potencia de la subestación de Nuevo Cuscatlán ......... 305
6.5.1 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante ....... 306
6.5.2 Método total de gases combustibles disueltos ................................ 308
6.5.3 Método del gas clave ...................................................................... 309
6.5.4 Método relaciones de Doernenburg................................................. 310
6.5.5 Método relaciones de Roger............................................................ 311
6.5.6 Conclusiones del caso práctico 3..................................................... 312
Conclusiones ...................................................................................................... 313
Recomendaciones .............................................................................................. 315
Bibliografía .......................................................................................................... 318
xi
Anexos ................................................................................................................ 320
Manual de usuario y manual del administrador del sistema de mantenimiento
moderno de transformadores de potencia........................................................... 321
I. Descripción del contenido ................................................................................ 321
II. Requerimientos mínimos de software y hardware........................................... 322
III. Guía de instalación ........................................................................................ 323
IV. Accediendo al sistema ................................................................................... 326
xii
LISTA DE TABLAS
N° TABLA. Pág
Tabla 1 Valores de potencia para transformadores de potencia…………………. 40
Tabla 2 Características y aplicaciones para tipos específicos de acero….…….. 47
Tabla 3 Comparación entre el cobre y el aluminio………………………………….. 60
Tabla 4 Materiales Aislantes…………………………………………………………. 61
Tabla 5 Designación del tipo de enfriamiento para transformadores
de potencia……………………………………………………………………………... 82
Tabla 6 Ejemplos de la clase de enfriamiento en la denominación IEEE
Std C57.12.00-1993………………………..………………………………………….. 82
Tabla 7 Coeficiente de corrección por temperatura…..…………………………… 102
Tabla 8 Valores normalmente permisibles………………………………………..... 102
Tabla 9 Conexiones para la medición de resistencia de aislamiento……………. 104
Tabla 10 Conexiones de la prueba de resistencia óhmica………………………... 107
Tabla 11 Fórmulas de relación……………………………………………………….. 114
Tabla 12.Materiales aislantes, factor de potencia y constante dieléctrica………. 120
Tabla 13 Conexiones de prueba……………………………………………………... 121
Tabla 14 Medición de la corriente de excitación………………………………….... 124
Tabla 15 Valores de micro interruptores……………………………………………. 134
Tabla 16 Viscosidades máximas en los aceites dieléctricos……………………… 151
Tabla 17 Factor de potencia máximo permisible en los aceites dieléctricos……. 154
Tabla 18 Ejemplo de valores limites de propiedades del aceite dieléctrico
VASTROL 65…………………………………………………………………………... 160
Tabla 19 Ejemplo de valores típicos de propiedades del aceite dieléctrico
SHELL DIALA....................................................................................................... 162
Tabla 20 Características químicas según norma ASTM D- 3487 - tipo II……….. 163
Tabla 21 Características típicas según norma ASTM D- 3487 - Tipo II…………. 164
Tabla 22 Valores aceptación de la prueba D1816 1mm…………………………... 174
Tabla 23 Valores aceptación de la prueba D1816 2mm………………………….. 174
Tabla 24 Clasificación de aceites según índice de Myers………………………… 179
xiii
Tabla 25 Valores de tensión interfacial……………………………………………… 180
Tabla 26 Valores permitidos de la norma ASTM D1533………………………….. 184
Tabla 27 Valores de humedad residual aceptables……………………………….. 186
Tabla 28 Descripción de colores según norma ASTM D 1500…………………… 188
Tabla 29 Valores de color permitido…………………………………………………. 189
Tabla 30 Valores permisibles de la prueba de Factor de Potencia………………. 191
Tabla 31 Contenido de inhibidor de oxidación……………………………………… 194
Tabla 32 Vida útil del papel del transformador…………………………………...... 201
Tabla 33 Valores de las ecuaciones………………………………………………… 203
Tabla 34 Ventajas y desventajas para la vida del aislamiento del transformador
de potencia……………………………………………………………………………... 204
Tabla 35 Gases presentes en el aceite……………………………………………... 207
Tabla 36 Concentración de gases disueltos………………………………………... 215
Tabla 37 Diagnósticos aplicando el método de Doernenburg……………………. 218
Tabla 38 Diagnósticos aplicando el método de Rogers…………………………… 222
Tabla 39 Datos de placa del transformador de potencia N°1 de la subestación
de Santo Tomás……………………………………………………………………….. 262
Tabla 40 Datos de prueba de resistencia óhmica de transformador de potencia
(caso1)………………………………………………………………………………….. 263
Tabla 41 Datos de equipo de medición para la prueba de relación de
transformación del transformador de potencia (caso1)…………………………… 264
Tabla 42 Datos de prueba de relación de transformación (caso 1)…………….. 264
Tabla 43 Datos de equipo de medición de impedancia de cortocircuito
(caso1)………………………………………………………………………………….. 265
Tabla 44 Datos de prueba de impedancia de cortocircuito (caso 1)…………….. 265
Tabla 45 Datos generales para la prueba de análisis de gases (caso 1)……….. 266
Tabla 46 Datos obtenidos en la prueba de análisis de gases (caso 1)………….. 266
Tabla 47 Datos de placa del transformador de potencia N°1 de la subestación
5 de noviembre………………………………………………………………………… 271
Tabla 48 Datos de prueba de factor de potencia (caso2)………………………… 272
xiv
Tabla 49 Datos de prueba de collar caliente (caso2)……………………………... 273
Tabla 50 Datos de prueba de corriente de excitación (caso2)…………………... 274
Tabla 51 Datos de prueba de relación de transformación (caso2)……………… 275
Tabla 52 Datos de prueba de resistencia de aislamiento de devanados
(caso2)………………………………………………………………………………….. 276
Tabla 53 Datos de prueba de resistencia óhmica (caso 2)………………………. 277
Tabla 54 Datos generales para el análisis de gases disueltos en aceite (caso
3)……………………………………………………………………………………….. 278
Tabla 55 Concentración de gases combustibles (caso 3)………………………… 279
xv
LISTA DE FIGURAS.N° FIGURA Pág
Figura 1 Transformador ideal de 2 devanados sin pérdidas……………………… 26
Figura 2 Curva de Histéresis…………………………………………………………. 31
Figura 3 Ensayo de circuito abierto………………………………………………….. 32
Figura 4 Pérdidas en el hierro del ensayo de circuito abierto…………………….. 33
Figura 5 Ensayo de cortocircuito…………………………………………………….. 33
Figura 6 Pérdidas en el hierro del ensayo de cortocircuito……………………….. 34
Figura 7 Circuito equivalente del transformador para el ensayo de cortocircuito. 34
Figura 8 Diagrama fasorial de un transformador en vacio………………………… 35
Figura 9 Diagrama fasorial de las pérdidas en el núcleo………………………….. 36
Figura 10 Transformador real………………………………………………………… 38
Figura 11 Circuito equivalente……………………………………………………….. 38
Figura 12 Esquema general eléctrico de potencia (SEP)…………………………. 39
Figura 13 Vista de un transformador de potencia………………………………….. 41
Figura 14 Vista interna de la parte activa del transformador de potencia……….. 41
Figura 15 Núcleo magnético………………………………………………………….. 42
Figura 16 Parte activa de un transformador de potencia………………………….. 43
Figura 17 Circuito magnético de “columnas” monofásico (1 columna bobinada). 44
Figura 18 Circuito magnético de “3 columnas” trifásico…………………………… 44
Figura 19 Circuito magnético de “columnas” trifásico (5 columnas)……………... 45
Figura 20 Circuito magnético “acorazado” monofásico……………………………. 45
Figura 21 Circuito magnético “acorazado” trifásico………………………………... 45
Figura 22 Núcleo de transformador de potencia…………………………………… 46
Figura 23 Formas de núcleo de transformador…………………………………….. 46
Figura 24 Circuito magnético de 2 columnas bobinadas………………………….. 48
Figura 25 Transformador tipo “columnas” con bobinas cilíndricas………………. 49
Figura 26 Transformador tipo “acorazado…………………………………………... 50
Figura 27 Circuito magnético “acorazado” trifásico (7 columnas)………………... 50
Figura 28a Manufactura de núcleos…………………………………………………. 51
xvi
Figura 28b Manufactura de bobinas…………………………………………………. 51
Figura 29 Fabricación del núcleo apilado…………………………………………… 52
Figura 30 Fabricación del núcleo apilado en pleno proceso……………………… 52
Figura 31 Transformador tipo “columnas” con bobinas rectangulares….……….. 52
Figura 32 Arrollamiento de baja tensión…………………………………………….. 54
Figura 33 Tipos de arrollamiento de alta tensión bobinas en serie………………. 55
Figura 34 Tipos de arrollamiento de alta tensión tipo disco o galleta……………. 55
Figura 35 Transformador tipo “columnas” con bobinas cilíndricas………………. 56
Figura 36 Transformador tipo “columnas”…………………………………………... 56
Figura 37 (a) Concéntricos simples, (b) Concéntricos dobles, (c) Alternados….. 57
Figura 38 Montaje de arrollamientos………………………………………………… 58
Figura 39 Devanado en capas……………………………………………………….. 58
Figura 40 Devanados en discos……………………………………………………… 58
Figura 41 Fabricación de bobinas para transformador de potencia……………… 59
Figura 42 Fase completa de transformador de potencia………………………….. 59
Figura 43 Encubado de un transformador de potencia……………………………. 59
Figura 44 Papel kraft…………………………………………………………………... 64
Figura 45 Cartón Prensado (pressboard)………………………………………….. 65
Figura 46 Boquillas tipo capacitivo…………………………………………………... 68
Figura 47 Boquillas no capacitivo……………………………………………………. 68
Figura 48 Pararrayos de A.T…………………………………………………………. 69
Figura 49 Pararrayos de B.T…………………………………………………………. 69
Figura 50 Tanque principal…………………………………………………………… 69
Figura 51 Tanque conservador………………………………………………………. 70
Figura 52 Radiadores tipo aleta……………………………………………………… 71
Figura 53 Ventiladores………………………………………………………………… 72
Figura 54 Indicador magnético de nivel de aceite…………………………………. 72
Figura 55 Relevador Buchholz……………………………………………………….. 73
Figura 56 Válvula de sobrepresión…………………………………………………... 73
Figura 57 Indicador de temperatura de aceite y de devanado…………………… 74
xvii
Figura 58 Panel de control……………………………………………………………. 75
Figura 59 Transformador de corriente………………………………………………. 75
Figura 60 Cambiador de derivación OCTC…………………………………………. 76
Figura 61 Cambiador de derivaciones LTC………………………………………… 77
Figura 62 Sistema de preservación del aceite……………………………………… 78
Figura 63 Bombas e indicadores de flujo…………………………………………… 78
Figura 64 Diagrama de conexión Y-Y……………………………………………….. 87
Figura 65 Diagrama de conexión Y-……………………………………………….. 88
Figura 66 Diagrama de conexión -Y……………………………………………….. 89
Figura 67 Diagrama de conexión -……………………………………………….. 90
Figura 68 Relé diferencial…………………………………………………………….. 95
Figura 69 Esquema típico de protección de un transformador de potencia…….. 96
Figura 70 Diagrama de bloques de un sistema de pruebas del transformador
de potencia……………………………………………………………………………... 98
Figura 71 Prueba de resistencia de aislamiento…………………………………… 104
Figura 72 Equipo de medición marca Megger BM25……………………………… 104
Figura 73 Prueba de resistencia óhmica de devanados, Conexión delta-
estrella…………………………………………………………………………………... 106
Figura 74 Equivalente óhmico……………………………………………………….. 107
Figura 75 (a) Unidad de medida de resistencia de bobinados Unitronics (b)
MULTI-AMP………............................................................................................... 108
Figura 76 Diagrama de conexiones para prueba de transformadores de
potencia trifásicos……………………………………………………………………… 111
Figura 77 Unidad de medida de impedancia de cortocircuito UNITRONICS,
modelo UM5B………………………………………………………………………….. 112
Figura 78 Prueba TTR para un transformador estrella-delta; (a) Medición de
C1, (b) Medición de C2………………………………………………………………... 116
Figura 79 Equipo M4000 de DOBLE ENGINEERING……………………………. 116
Figura 80 Diagrama vectorial equivalente de un aislamiento bajo prueba……… 117
Figura 81 Circuito eléctrico equivalente de un aislamiento bajo prueba………… 118
xviii
Figura 82 Esquema de aislamiento de un transformador de potencia…………... 120
Figura 83 Prueba del factor de potencia del aislamiento del transformador de
potencia…………………………………………………………………………………. 121
Figura 84 Medición de corriente de excitación (directa)…………………………... 124
Figura 85 Medición de corriente de excitación (inversa)………………………….. 122
Figura 86 Comportamiento de un bushing capacitivo……………………………... 125
Figura 87 Prueba C1-UST……………………………………………………………. 126
Figura 88 Prueba C2-GST guarda………………………………………………….. 127
Figura 89 Medición de collar-UST…………………………………………………… 128
Figura 90 Vista interna del relevador Buchholz……………………………………. 132
Figura 91 Indicador de temperatura de devanado…………………………………. 135
Figura 92 Indicador de la temperatura del aceite………………………………….. 136
Figura 93 Proceso general de fabricación del aceite mineral…………………….. 142
Figura 94 Estructura de un hidrocarburo parafínico……………………………….. 143
Figura 95 Estructura de un hidrocarburo nafténico monocíclico…………………. 143
Figura 96 Estructura de un hidrocarburo aromático……………………………….. 143
Figura 97 Curva de viscosidad de los aceites dieléctricos………………………... 151
Figura 98 Grafica de contenido de agua vrs temperatura………………………… 156
Figura 99 Valores típicos de las propiedades de los aceites……………………... 158
Figura 100 Equipo a utilizar en la toma de muestra……………………………….. 165
Figura 101 Válvula inferior del transformador………………………………………. 166
Figura 102 Presión positiva del trasformador………………………………………. 167
Figura 103 Jeringa con la manguera de vynil puesta en el transformador…….. 167
Figura 104 Drenando el aceite del transformador.……..……………………… 168
Figura 105 Toma de muestra de aceite del transformador……………………….. 168
Figura 106 Toma de la muestra de aceite mediante frasco………………………. 169
Figura 107 Rotulación de la muestra de aceite…………………………………….. 170
Figura 108 Protección de la jeringa………………………………………………….. 170
Figura 109 Protección de las muestras para que sean transportadas…………... 170
Figura 110 Valores de variación de tensión de ruptura…………………………… 173
xix
Figura 111 Pruebas de rigidez dieléctrica ASTM 1816/877………………………. 175
Figura 112 Comportamiento de la tensión interfacial……………………………… 176
Figura 113 Guía para evaluar aceites de transformadores de potencia………… 177
Figura 114 Clasificación de aceites en función de la tensión interfacial………… 178
Figura 115 Ensayo de tensión interfacial…………………………………………… 180
Figura 116 Equipo para medir el número de neutralización………………………. 182
Figura 117 Equipo de prueba Karl Fischer…………………………………………. 184
Figura 118 Curvas de equilibrio en base al contenido de agua en el aceite 185
Figura 119 (a) Fracción parafínica y (b) muestra de nafténicas…………………. 188
Figura 120 Colorímetro con colores ASTM…………………………………………. 189
Figura 121 Grafica de factor de potencia del aceite dieléctrico…………………... 191
Figura 122 Ensayo de factor de potencia………………………………………… 192
Figura 123 Curvas de oxidación del aceite……………………………………….. 195
Figura 124 Enlace químico………………………………………………………….. 196
Figura 125 Componentes de furanos……………………………………………… 198
Figura 126 Comparación entre el GP y el contenido de 2-FAL………………….. 204
Figura 127 Comparación entre el GP y el contenido total de furanos…………... 204
Figura 128 Evolución de gases en función de temperatura y energía…………. 208
Figura 129 Proporción de gases al sobrecalentamiento en el aceite…………... 216
Figura 130 Proporción de gases a sobrecalentamiento en la celulosa…………. 216
Figura 131 Proporción relativa de gases por presencia de arco……………….... 217
Figura 132 Proporción relativa de gases por descargas parciales…………….... 217
Figura 133 Método gráfico de Doernenburg……………………………………... 218
Figura 134 Diagrama de flujo mostrando los pasos a seguir para un
diagnóstico según el método de las relaciones de Doernenburg………………. 219
Figura 135 Diagrama de flujo diagrama de flujo mostrando los pasos a seguir
para un diagnostico según el método de las relaciones de Rogers……………… 221
Figura 136 Método gráfico del Triángulo de Duval………………………………... 223
Figura 137 Cromatógrafo de gases del laboratorio de ETESAL………………… 225
Figura 138 Diagrama de un cromatógrafo de gases……………………………… 226
xx
Figura 139 Cromatógrafo de gases portatil Transport X..………………………... 226
Figura 140 Inyector de muestras para un cromatógrafo de gases……………… 228
Figura 141 Columna capilar…………………………………………………………. 229
Figura 142 Transformador de potencia N°1 de la subestación de Santo
Tomás…………………………………………………………………………………… 261
Figura 143 Diagrama de conexión del transformador de potencia N°1 de la
subestación de Santo Tomás………………………………………………………… 262
Figura 144 Concentración en porcentaje de gases combustibles (caso 1)…….. 267
Figura 145 Triangulo de Duval (caso 1)…………………………………………….. 269
Figura 146 Transformador de potencia de la unidad 1 de la subestación 5 de
Noviembre………………………………………………………………………………. 270
Figura 147 Diagrama de conexión del transformador de potencia de la unidad
1 de la subestación 5 de Noviembre………………………………………………… 271
Figura 148 Concentración en porcentaje de gases combustibles (caso 3)…….. 280
Figura 149 Pantalla de acceso de usuarios ó administrador…………………….. 282
Figura 150 Pantalla de Bienvenida y de instrucciones del sistema……………... 283
Figura 151 Pantalla de captura de datos de placa del transformador…………… 284
Figura 152 Pantalla de Inicio de reporte…………………………………………….. 285
Figura 153 Pantalla de selección de pruebas eléctricas………………………….. 286
Figura 154 Pantalla de prueba de resistencia óhmica…………………………... 287
Figura 155 Pantalla de prueba de relación de transformación…………………. 288
Figura 156 Pantalla de prueba Impedancia de cortocircuito……………………… 289
Figura 157 Pantalla de registro de gases combustibles………………………… 290
Figura 158 Pantalla de método de total de gases combustibles…………………. 291
Figura 159 Pantalla del método de gas clave……………………………………… 292
Figura 160 Pantalla de relación de Doernenburg…………………………………. 293
Figura 161 Pantalla de relación de Roger…………………………………………. 293
Figura 162 Pantalla de método de Duval…………………………………………… 294
Figura 163 Pantalla resumen de las pruebas eléctricas…………………………. 295
Figura 164 Pantalla resumen de cromatografía de gases……………………….. 296
xxi
Figura 165 Pantalla creación de registro……………………………………………. 297
Figura 166 Pantalla prueba de factor de potencia de los devanados……………. 298
Figura 167 Pantalla de registro de factor de potencia a boquillas de alta
tensión………………………………………………………………………………….. 299
Figura 168 Pantalla de registro de la prueba de factor de potencia a boquillas
de baja tensión…………………………………………………………………………. 300
Figura 169 Pantalla de registro de corriente de excitación……………………… 301
Figura 170 Pantalla de registro de prueba de relación de transformación…... 302
Figura 171 Pantalla de registro de la prueba de aislamiento…………………… 303
Figura 172 Pantalla de registro de prueba de resistencia óhmica…………….. 304
Figura 173 Pantalla de creación de registros……………………………………... 306
Figura 174 Pantalla de registros de gases combustibles………………………... 307
Figura 175 Pantalla de total de gases combustibles disueltos………………….. 308
Figura 176 Pantalla de método de gas clave……………………………………... 309
Figura 177 Pantalla de relaciones de Doernenburg……………………...………. 310
Figura 178 Pantalla de relaciones de Roger………………………………………. 311
Figura 179 Pantalla resumen de las pruebas de gases disueltos……………… 312
xxii
.INTRODUCCIÓN
Los transformadores de potencia son los componentes más importantes dentro de
los sistemas de potencia (además de ser los de mayor costo económico), ya que la
continuidad del servicio depende en gran parte de ellos; es necesario que éste
equipo tenga una adecuada gestión de mantenimiento.
Los transformadores de potencia son generalmente unos equipos muy confiables.
Sin embargo, a medida que el transformador envejece y se aproxima al final de su
vida útil, sus componentes se deterioran y la probabilidad de falla crece.
Hoy en día los transformadores nuevos debido a la alta competitividad han bajado los
precios, pero también sus márgenes de seguridad han disminuido, por lo que se
requiere que sean monitoreados más continuamente. El presente trabajo tiene como
finalidad el determinar una gestión de mantenimiento moderno, para revisar con
cierto periodo el estado de operación del transformador y detectar a tiempo fallas
incipientes para ser corregidas, y evitar una falla franca o fatal que produzca la
desconexión y daño del transformador.
En este trabajo se desarrollara seis capítulos de investigación llamado “Diseño de
modelo de mantenimiento moderno de transformadores de potencia, aplicado a
tensiones desde 46 KV hasta 230 KV con potencia hasta 100 MVA”, los cuales se
detallan a continuación:
Capítulo I Conceptos Generales de Transformadores de Potencia. Este capítulo está
enfocado a aspectos generales y los fundamentos de los transformadores de
potencia.
xxiii
Capítulo II Pruebas de Campo a Transformadores de Potencia. En este segundo
capítulo se trata de las pruebas eléctricas de campo que se realizan a los
transformadores de potencia.
Capítulo III Análisis de Aceite a Transformadores de Potencia. Aquí se enfoca el
análisis de aceites a los transformadores de potencia desde las pruebas físico
químicas realizadas al aceite dieléctrico hasta la cromatografía de gases
combustibles.
Capítulo IV Formulación del Diseño de Mantenimiento Moderno a Transformadores
de Potencia. En este capítulo se mostrará el diseño del modelo de mantenimiento al
transformador de potencia después de haber realizado previamente las pruebas de
campo y laboratorio para utilizarlo como una herramienta de diagnóstico.
Capítulo V Caso Práctico de Modelo de Mantenimiento Moderno de Transformadores
de Potencia. En este capítulo se mostrará el caso práctico de tres transformadores
de potencia trifásicos a los cuales se les realizaron diferentes pruebas de campo y
laboratorio mostrando sus resultados y diagnósticos de los ensayos efectuados.
Capítulo VI Análisis de Resultados Automatizado de Pruebas del Diseño de
Mantenimiento a Transformadores de Potencia. Finalmente en este capítulo se
presentara la automatización a través de la utilización del programa de
mantenimiento moderno de transformadores de potencia.
xxiv
OBJETIVOS
Objetivo General
Mostrar la formulación del diseño de modelo de mantenimiento moderno de
transformadores de potencia con el fin de utilizarlo como herramienta de diagnóstico
para tener el equipo en condiciones de operación normales.
Objetivos Específicos
Describir los conceptos generales de transformadores de potencia.
Mostrar las pruebas de campo a los transformadores de potencia.
Mostrar la importancia que tiene el aceite dieléctrico en los transformadores
de potencia en el diagnóstico de un buen estado de funcionamiento y
disponibilidad de servicio del equipo.
Mostrar las pruebas de campo y laboratorio efectuadas en un caso práctico de
mantenimiento moderno de transformadores de potencia.
Mostrar la utilización del programa automatizado de sistema de mantenimiento
moderno de transformadores de potencia y su análisis de resultados a las
pruebas efectuadas en el caso práctico.
25
CAPÍTULO I CONCEPTOS GENERALES DE TRANSFORMADORES DEPOTENCIA.1.1Introducción
En la primera parte de la investigación se propone reforzar, ampliar y mostrar las
generalidades, principios, componentes, diseño y construcción de un transformador
de potencia.
En este se desarrollan las generalidades del transformador a partir de sus
ecuaciones fundamentales para su análisis y estudio de funcionamiento, las cuales
servirán como una base teórica y a la vez práctica en las pruebas eléctricos de
campo que posteriormente se mencionarán. Luego se mostrará como está
constituido un transformador de potencia visto desde su parte activa, la construcción
del núcleo y tipos de bobinados.
Seguidamente se muestran los componentes y accesorios del transformador de
potencia usados en el sistema eléctrico de potencia de El Salvador.
Debido a que los transformadores se basan en la topología de construcción bajo las
normas y estándares internacionales, se mostrara cuales son las que se cumplen en
los materiales aislantes utilizados en el transformador, en los sistemas de
enfriamiento de los transformadores de potencia, protecciones eléctricas y
conexiones del transformador de potencia.
26
1.2Fundamentos electromagnéticos aplicados a los transformadores depotencia1.2.1 Generalidades
Para el estudio del transformador es necesario el conocimiento de los circuitos
magnéticos y de las leyes que los rigen. En el análisis de los circuitos magnéticos
se emplean ecuaciones y fórmulas para la representación de los circuitos
equivalentes del transformador donde se aplica conceptos básicos del análisis
eléctrico y fundamentos electromagnéticos.
Un transformador está constituido por dos circuitos eléctricos acoplados mediante
un circuito magnético, es decir que tiene dos o más bobinas estacionarias
acopladas a través de un flujo mutuo.
Figura 1. Transformador ideal de 2 devanados sin pérdidas
Los componentes básicos de un transformador de potencia son el núcleo, el
devanado primario (N1) y el devanado secundario (N2).
La acción de un transformador se basa en la ley de inducción electromagnética
de Faraday1, de acuerdo con la cual un flujo variable en el tiempo eslabona una
bobina e induce una fuerza electromotriz (fem) en ella.
1La ley de inducción electromagnética de Faraday se basa en los experimentos que Michael Faraday realizó en 1831 y
establece que el voltaje inducido en un circuito cerrado es directamente proporcional a la rapidez con que cambia en el
tiempo el flujo magnético que atraviesa una superficie cualquiera cuyo perímetro es una trayectoria cerrada.
26
1.2Fundamentos electromagnéticos aplicados a los transformadores depotencia1.2.1 Generalidades
Para el estudio del transformador es necesario el conocimiento de los circuitos
magnéticos y de las leyes que los rigen. En el análisis de los circuitos magnéticos
se emplean ecuaciones y fórmulas para la representación de los circuitos
equivalentes del transformador donde se aplica conceptos básicos del análisis
eléctrico y fundamentos electromagnéticos.
Un transformador está constituido por dos circuitos eléctricos acoplados mediante
un circuito magnético, es decir que tiene dos o más bobinas estacionarias
acopladas a través de un flujo mutuo.
Figura 1. Transformador ideal de 2 devanados sin pérdidas
Los componentes básicos de un transformador de potencia son el núcleo, el
devanado primario (N1) y el devanado secundario (N2).
La acción de un transformador se basa en la ley de inducción electromagnética
de Faraday1, de acuerdo con la cual un flujo variable en el tiempo eslabona una
bobina e induce una fuerza electromotriz (fem) en ella.
1La ley de inducción electromagnética de Faraday se basa en los experimentos que Michael Faraday realizó en 1831 y
establece que el voltaje inducido en un circuito cerrado es directamente proporcional a la rapidez con que cambia en el
tiempo el flujo magnético que atraviesa una superficie cualquiera cuyo perímetro es una trayectoria cerrada.
26
1.2Fundamentos electromagnéticos aplicados a los transformadores depotencia1.2.1 Generalidades
Para el estudio del transformador es necesario el conocimiento de los circuitos
magnéticos y de las leyes que los rigen. En el análisis de los circuitos magnéticos
se emplean ecuaciones y fórmulas para la representación de los circuitos
equivalentes del transformador donde se aplica conceptos básicos del análisis
eléctrico y fundamentos electromagnéticos.
Un transformador está constituido por dos circuitos eléctricos acoplados mediante
un circuito magnético, es decir que tiene dos o más bobinas estacionarias
acopladas a través de un flujo mutuo.
Figura 1. Transformador ideal de 2 devanados sin pérdidas
Los componentes básicos de un transformador de potencia son el núcleo, el
devanado primario (N1) y el devanado secundario (N2).
La acción de un transformador se basa en la ley de inducción electromagnética
de Faraday1, de acuerdo con la cual un flujo variable en el tiempo eslabona una
bobina e induce una fuerza electromotriz (fem) en ella.
1La ley de inducción electromagnética de Faraday se basa en los experimentos que Michael Faraday realizó en 1831 y
establece que el voltaje inducido en un circuito cerrado es directamente proporcional a la rapidez con que cambia en el
tiempo el flujo magnético que atraviesa una superficie cualquiera cuyo perímetro es una trayectoria cerrada.
27
Para esta investigación se partirá de un estudio de un transformador ideal, en el
que se supone que tanto las pérdidas en el circuito magnético, como las pérdidas
en los devanados sean nulas.
Si es el flujo magnético que enlaza el devanado de N1 vueltas, entonces su
voltaje inducido, e1, está dado por:= N ∅ (v) Ecuación 1
La dirección de e1 es tal que produce una corriente, la cual produce un flujo en
oposición al cambio de flujo ∅ (Ley de Lenz2).
En el transformador ideal, e1= v1, lo que significa que los valores instantáneos del
voltaje inducido y el voltaje en los terminales son iguales, en consecuencia a
partir de la ecuación 1 se tiene:
∅ = ∫ ( ) Ecuación 2
Debido a consideraciones matemáticas, donde la variación del tiempo de es
importante, se ignora la constante de integración de la ecuación 2 y combinándola
con la ecuación 1 queda lo siguiente:
∅ = ∅
El voltaje inducido en el devanado primario está dado por:
= ∅ w cos Ecuación 3
De manera similar el voltaje inducido en el secundario está dado por:
= ∅ w cos Ecuación 4
2 La Ley de Lenz nos dice que las fuerzas electromotrices o las corrientes inducidas serán de un sentido tal que seopongan a la variación del flujo magnético que las produjo.
28
A partir con los valores eficaces se tiene:
= 4.44 ∅= 4.44 ∅Donde = es la frecuencia en Hz.
Tomando las ecuaciones 3 y 4, llegamos a lo siguiente:
=Que también puede escribirse en términos de valores rms, que da la relación
denominada relación de transformación o relación de espiras (vueltas):
= ≡ Ecuación 5
En el caso de que N2 > N1, se escribe convencionalmente 1⁄ ; por lo tanto la
relación de vueltas es siempre mayor que 1.
Si la resistencia óhmica de los devanados es nula y no hay flujo de dispersión, la
tensión aplicada es igual a la tensión inducida, por lo que se obtiene una
expresión muy importante en el estudio de las pruebas eléctricas a los
transformadores de potencia: = =Ecuación 6: 1° ley del transformador.
Debido a que el transformador es ideal, con características tales como:
Núcleo con permeabilidad magnética infinita esto es debido a que la
reluctancia ℜ = es nula y por lo tanto todo el flujo magnético está
confinado en el núcleo.
El material conductor de las bobinas es de conductividad infinita, esto es
debido a las resistencias propias de las bobinas son nulas.
29
Como resultado de las consideraciones anteriores se tiene que la fem neta a lo
largo del circuito magnético debe ser cero, esto es si I1 e I2 son la corriente
primaria y secundaria respectivamente, entonces N1I1 – N2 I2 = 0
Si en el secundario existe una impedancia (carga) Z2, de acuerdo con la Ley de
Ampere3
− = = ℜ ( )Suponiendo que la reluctancia del circuito magnético es nula, entonces N1I1 = N2
I2, que en valores eficaces da lugar a la 2° expresión más importante en el estudio
de los transformadores de potencia:
= =Ecuación 7: 2° ley del transformador.
A partir de la ecuación 6 y ecuación 7, puede mostrarse que si una impedancia Z2
se conecta al secundario, la impedancia Z1 observada en el primario satisface la
siguiente expresión:
= ≡Ecuación 8: Relación de transformación para impedancias 4
3 La ley de Ampere, también conocida como efecto Oersted, relaciona un campo magnético estático con la causa que laproduce, es decir, una corriente eléctrica estacionaria, se utiliza en la inducción electromagnética y en la autoinducción enlos transformadores de potencia.
4 Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. IEEE Standard Dictionary of Electrical and Electronics Terms, IEEEStd. 100-1972.)
30
Pérdidas reales en los transformadores.El transformador ideal está libre de pérdidas como ya se ha señalado
anteriormente, mientras que en un transformador real se consideran las
siguientes pérdidas:
Pérdidas con carga (Load Losses), efecto Joule:Estas pérdidas son generadas en los embobinados primarios y secundario,
los cuales están construidos por un material conductor de buena calidad
por lo general cobre con conductividad finita llegando a alcanzar una
resistencia nula.
El flujo de corriente en el conductor genera un sobrecalentamiento en los
embobinados de los transformadores, deteriorando irreversiblemente el
aislamiento de los conductores que además de reducir la vida útil de los
equipos y pueden producir fallas de aislamiento.
Pérdidas sin carga (No Load Losses) en el núcleo efecto histéresis:Estas pérdidas son debidas a que el núcleo del transformador se
encuentra ubicado dentro del campo magnético generado por el mismo y,
en consecuencia, se imanta.
Cuando un material ferro magnético, sobre el cual ha estado actuando un campo
magnético, cesa la aplicación de éste el material no anula completamente su
magnetismo, sino que permanece un cierto magnetismo residual. Para
desimantarlo será precisa la aplicación de un campo contrario al inicial, este
fenómeno se llama histéresis magnética
La figura 2 representa el llamado ciclo de histéresis de un determinado material
magnético. Se supone que una bobina crea sobre dicho material magnético una
intensidad de campo H, el cual induce un campo B.
31
El punto S representa la saturación del núcleo magnético. Una vez saturado el
núcleo, B no puede aumentar por mucho que lo haga H.
Figura 2. Curva de Histéresis
Fórmula para calcular las pérdidas por histéresis:W = η B . f x 10Donde: W es la potencia de pérdida en un Kg. de núcleo, dada en Watts.
B es la inducción máxima que atraviesa el núcleo.
f es la frecuencia de operación Hz.
El coeficiente es el coeficiente de Steinmetz y depende del tipo de
hierro del núcleo.
Otras pérdidas del transformador potencia.Recordando que como toda máquina eléctrica un transformador está formado de
hierro y cobre, existen pérdidas en él y por ser estático no tiene pérdidas mecánicas.
Existen dos ensayos que se efectúan en fabrica de lo que nos van a permitir calcular
la magnitud de las pérdidas en el hierro y en el cobre, al mismo tiempo que nos
determinaran los parámetros básicos del circuito equivalente, con el objetivo de tener
las condiciones previas para realizar las pruebas eléctricas en campo a los
transformadores de potencia.
31
El punto S representa la saturación del núcleo magnético. Una vez saturado el
núcleo, B no puede aumentar por mucho que lo haga H.
Figura 2. Curva de Histéresis
Fórmula para calcular las pérdidas por histéresis:W = η B . f x 10Donde: W es la potencia de pérdida en un Kg. de núcleo, dada en Watts.
B es la inducción máxima que atraviesa el núcleo.
f es la frecuencia de operación Hz.
El coeficiente es el coeficiente de Steinmetz y depende del tipo de
hierro del núcleo.
Otras pérdidas del transformador potencia.Recordando que como toda máquina eléctrica un transformador está formado de
hierro y cobre, existen pérdidas en él y por ser estático no tiene pérdidas mecánicas.
Existen dos ensayos que se efectúan en fabrica de lo que nos van a permitir calcular
la magnitud de las pérdidas en el hierro y en el cobre, al mismo tiempo que nos
determinaran los parámetros básicos del circuito equivalente, con el objetivo de tener
las condiciones previas para realizar las pruebas eléctricas en campo a los
transformadores de potencia.
31
El punto S representa la saturación del núcleo magnético. Una vez saturado el
núcleo, B no puede aumentar por mucho que lo haga H.
Figura 2. Curva de Histéresis
Fórmula para calcular las pérdidas por histéresis:W = η B . f x 10Donde: W es la potencia de pérdida en un Kg. de núcleo, dada en Watts.
B es la inducción máxima que atraviesa el núcleo.
f es la frecuencia de operación Hz.
El coeficiente es el coeficiente de Steinmetz y depende del tipo de
hierro del núcleo.
Otras pérdidas del transformador potencia.Recordando que como toda máquina eléctrica un transformador está formado de
hierro y cobre, existen pérdidas en él y por ser estático no tiene pérdidas mecánicas.
Existen dos ensayos que se efectúan en fabrica de lo que nos van a permitir calcular
la magnitud de las pérdidas en el hierro y en el cobre, al mismo tiempo que nos
determinaran los parámetros básicos del circuito equivalente, con el objetivo de tener
las condiciones previas para realizar las pruebas eléctricas en campo a los
transformadores de potencia.
32
A. Ensayo en circuito abiertoSupongamos que al primario del trasformador aplicamos una tensión alterna e1 al
mismo tiempo que mantenemos el secundario en circuito abierto.
Figura 3. Ensayo en circuito abierto
Al efectuar el ensayo se conecta un vatímetro al primario, lo cual nos registra una
potencia de entrada. Al estar en circuito abierto no entrega ninguna potencia de
salida es evidente que toda la potencia de entrada se perderá. Esta potencia perdida
será la suma de las pérdidas en el cobre y las pérdidas en el hierro.
1. Pérdidas en el cobre (en Req y el Leq).
Por lo que respecta al secundario debido a que está en circuito abierto
no estará recorrido por ninguna corriente. Esto nos dice que las
pérdidas en él serán nulas.
En cuanto al primario puesto que está recorrido por una corriente
pequeña iv las pérdidas en él pueden despreciarse.
Por tanto podemos afirmar que las pérdidas en el cobre (Pcv) son
despreciables en el ensayo en circuito abierto.
2. Pérdidas en el hierro (en Lm y Rp).
Son debidas a pérdidas por histéresis y por corrientes de Foucault,
ahora bien, aquellas para un transformador dado no depende más que
de la inducción máxima (y por tanto del voltaje aplicado) y de la
frecuencia.
La variación de las pérdidas en el hierro (PFe) con el voltaje es pequeña,
y podemos considerarlas constantes. Así pues podemos suponer que
las pérdidas en el hierro del transformador son las mismas para todas
las cargas, e iguales a la de la prueba de vacío.
32
A. Ensayo en circuito abiertoSupongamos que al primario del trasformador aplicamos una tensión alterna e1 al
mismo tiempo que mantenemos el secundario en circuito abierto.
Figura 3. Ensayo en circuito abierto
Al efectuar el ensayo se conecta un vatímetro al primario, lo cual nos registra una
potencia de entrada. Al estar en circuito abierto no entrega ninguna potencia de
salida es evidente que toda la potencia de entrada se perderá. Esta potencia perdida
será la suma de las pérdidas en el cobre y las pérdidas en el hierro.
1. Pérdidas en el cobre (en Req y el Leq).
Por lo que respecta al secundario debido a que está en circuito abierto
no estará recorrido por ninguna corriente. Esto nos dice que las
pérdidas en él serán nulas.
En cuanto al primario puesto que está recorrido por una corriente
pequeña iv las pérdidas en él pueden despreciarse.
Por tanto podemos afirmar que las pérdidas en el cobre (Pcv) son
despreciables en el ensayo en circuito abierto.
2. Pérdidas en el hierro (en Lm y Rp).
Son debidas a pérdidas por histéresis y por corrientes de Foucault,
ahora bien, aquellas para un transformador dado no depende más que
de la inducción máxima (y por tanto del voltaje aplicado) y de la
frecuencia.
La variación de las pérdidas en el hierro (PFe) con el voltaje es pequeña,
y podemos considerarlas constantes. Así pues podemos suponer que
las pérdidas en el hierro del transformador son las mismas para todas
las cargas, e iguales a la de la prueba de vacío.
32
A. Ensayo en circuito abiertoSupongamos que al primario del trasformador aplicamos una tensión alterna e1 al
mismo tiempo que mantenemos el secundario en circuito abierto.
Figura 3. Ensayo en circuito abierto
Al efectuar el ensayo se conecta un vatímetro al primario, lo cual nos registra una
potencia de entrada. Al estar en circuito abierto no entrega ninguna potencia de
salida es evidente que toda la potencia de entrada se perderá. Esta potencia perdida
será la suma de las pérdidas en el cobre y las pérdidas en el hierro.
1. Pérdidas en el cobre (en Req y el Leq).
Por lo que respecta al secundario debido a que está en circuito abierto
no estará recorrido por ninguna corriente. Esto nos dice que las
pérdidas en él serán nulas.
En cuanto al primario puesto que está recorrido por una corriente
pequeña iv las pérdidas en él pueden despreciarse.
Por tanto podemos afirmar que las pérdidas en el cobre (Pcv) son
despreciables en el ensayo en circuito abierto.
2. Pérdidas en el hierro (en Lm y Rp).
Son debidas a pérdidas por histéresis y por corrientes de Foucault,
ahora bien, aquellas para un transformador dado no depende más que
de la inducción máxima (y por tanto del voltaje aplicado) y de la
frecuencia.
La variación de las pérdidas en el hierro (PFe) con el voltaje es pequeña,
y podemos considerarlas constantes. Así pues podemos suponer que
las pérdidas en el hierro del transformador son las mismas para todas
las cargas, e iguales a la de la prueba de vacío.
33
Una vez hechas estas consideraciones dibujemos el circuito equivalente y
calculemos PFe, Rp y Lm:
= . = . ==
Figura 4. Pérdidas en el hierro del ensayo de circuito abierto
= 1 = 1 = 1 → = 12 + − 1=
B. Ensayo en cortocircuito.
En este ensayo se coloca el secundario del transformador en cortocircuito. Al no
tener carga, la impedancia del secundario será muy pequeña lo cual puede dar lugar
a que circule por el transformador una corriente muy elevada que lo destruya.
Figura 5. Ensayo de cortocircuito
Para evitar esto ser regula la tensión de entrada, de tal forma que por el primario
circule una corriente i1 que es de valor de la corriente nominal. Esta tensión, que
denominaremos e1cc, será evidentemente mucho menor que la de funcionamiento
con carga conectada e1, debido precisamente a la menor impedancia que presentará
el circuito.
33
Una vez hechas estas consideraciones dibujemos el circuito equivalente y
calculemos PFe, Rp y Lm:
= . = . ==
Figura 4. Pérdidas en el hierro del ensayo de circuito abierto
= 1 = 1 = 1 → = 12 + − 1=
B. Ensayo en cortocircuito.
En este ensayo se coloca el secundario del transformador en cortocircuito. Al no
tener carga, la impedancia del secundario será muy pequeña lo cual puede dar lugar
a que circule por el transformador una corriente muy elevada que lo destruya.
Figura 5. Ensayo de cortocircuito
Para evitar esto ser regula la tensión de entrada, de tal forma que por el primario
circule una corriente i1 que es de valor de la corriente nominal. Esta tensión, que
denominaremos e1cc, será evidentemente mucho menor que la de funcionamiento
con carga conectada e1, debido precisamente a la menor impedancia que presentará
el circuito.
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Una vez hechas estas consideraciones dibujemos el circuito equivalente y
calculemos PFe, Rp y Lm:
= . = . ==
Figura 4. Pérdidas en el hierro del ensayo de circuito abierto
= 1 = 1 = 1 → = 12 + − 1=
B. Ensayo en cortocircuito.
En este ensayo se coloca el secundario del transformador en cortocircuito. Al no
tener carga, la impedancia del secundario será muy pequeña lo cual puede dar lugar
a que circule por el transformador una corriente muy elevada que lo destruya.
Figura 5. Ensayo de cortocircuito
Para evitar esto ser regula la tensión de entrada, de tal forma que por el primario
circule una corriente i1 que es de valor de la corriente nominal. Esta tensión, que
denominaremos e1cc, será evidentemente mucho menor que la de funcionamiento
con carga conectada e1, debido precisamente a la menor impedancia que presentará
el circuito.
34
Entonces:
1. Pérdidas en el cobre
Puesto que las pérdidas en el cobre dependen solamente de las corrientes y éstas
son las mismas que tendría el transformador trabajando en el régimen propuesto, la
potencia que midamos en este ensayo serán las pérdidas en el cobre (efecto Joule)
en dicho régimen.
2. Pérdidas en el hierro
Dado que, según hemos visto, la tensión del primario es muy pequeña, la inducción
será también muy pequeña, y por lo tanto, las perdidas en el hierro serán
despreciables. El circuito equivalente será ahora:
Figura 6. Pérdidas en el hierro del ensayo de corto circuito
O bien:
Figura 7. Circuito equivalente del transformador para el ensayo de corto circuito
Entonces: = . 121 = 12
1 = 12 11 2 − 122
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Entonces:
1. Pérdidas en el cobre
Puesto que las pérdidas en el cobre dependen solamente de las corrientes y éstas
son las mismas que tendría el transformador trabajando en el régimen propuesto, la
potencia que midamos en este ensayo serán las pérdidas en el cobre (efecto Joule)
en dicho régimen.
2. Pérdidas en el hierro
Dado que, según hemos visto, la tensión del primario es muy pequeña, la inducción
será también muy pequeña, y por lo tanto, las perdidas en el hierro serán
despreciables. El circuito equivalente será ahora:
Figura 6. Pérdidas en el hierro del ensayo de corto circuito
O bien:
Figura 7. Circuito equivalente del transformador para el ensayo de corto circuito
Entonces: = . 121 = 12
1 = 12 11 2 − 122
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Entonces:
1. Pérdidas en el cobre
Puesto que las pérdidas en el cobre dependen solamente de las corrientes y éstas
son las mismas que tendría el transformador trabajando en el régimen propuesto, la
potencia que midamos en este ensayo serán las pérdidas en el cobre (efecto Joule)
en dicho régimen.
2. Pérdidas en el hierro
Dado que, según hemos visto, la tensión del primario es muy pequeña, la inducción
será también muy pequeña, y por lo tanto, las perdidas en el hierro serán
despreciables. El circuito equivalente será ahora:
Figura 6. Pérdidas en el hierro del ensayo de corto circuito
O bien:
Figura 7. Circuito equivalente del transformador para el ensayo de corto circuito
Entonces: = . 121 = 12
1 = 12 11 2 − 122
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Análisis vectorial.Diagrama fasorial del transformador en vacío.Cuando un transformador está energizado en su devanado primario por una
fuente de voltaje y el devanado secundario está en circuito abierto, circula por su
devanado primario una corriente de excitación. Esta corriente es normalmente
inferior al 5% de la corriente plena carga, debido a que no circula corriente por el
devanado secundario, el primario se puede considerar como una bobina con una
reactancia de valor elevado debido al núcleo de hierro. Esto causa la circulación
de una corriente pequeña. Por otra parte, si se hace la suposición de que no hay
pérdidas en el transformador, la corriente en el primario sólo se usa para producir
el flujo en el núcleo y entonces en términos vectoriales se atrasa 90° con
respecto al voltaje aplicado.
La corriente pequeña IM estará en fase con el flujo en el hierro, si el hierro no se
satura y se puede establecer esto como una suposición válida, estas relaciones
se muestran en la siguiente figura 8:
Figura 8. Diagrama fasorial de un transformador en vacio.
Donde:
: Flujo mutuo
IM: Corriente de magnetización
V1: Voltaje aplicado
E1: Voltaje inducido en el primario
E2: Voltaje inducido en el secundario
36
El voltaje inducido E1 en el devanado primario, debe ser igual y opuesto al voltaje
aplicado V1 y por lo tanto está desfasado 180° con respecto a éste. Aún cuando
no circula corriente por el secundario, se induce un voltaje E2 debido al flujo
mutuo , que induce también al voltaje E1, por lo tanto, están en fase y sólo
difieren en magnitud debido al número de espiras. Los voltajes terminales V1 y V2
se encuentran desfasados 180° también.
En la práctica en los transformadores, cuando se tiene un flujo variante en un
núcleo de material magnético, se presentan pérdidas. Una parte de estas
pérdidas son debidas a las corrientes circulantes en el núcleo magnético, y la otra
es debida al llamado efecto de Histéresis.
Estas dos pérdidas se combinan y se denominan en conjunto “Perdidas en el
núcleo”, cuando un transformador opera en vacío, estas pérdidas las suministra
solo el voltaje de alimentación. Considerando ahora la corriente de vacío con
estas dos componentes: = +Donde:
: Corriente de vacío
: Corriente de magnetización
: Corriente de Histéresis más corrientes circulantes
O: Factor de potencia de vacío
Figura 9. Diagrama fasorial de las pérdidas en el núcleo de un transformador
37
1.3 Principio de funcionamiento del transformador1.3.1 HistoriaLa invención del transformador, data del año de 1884 para ser aplicado en los
sistemas de transmisión, que en esa época presentaban limitaciones técnicas y
económicas.
El primer sistema comercial de corriente alterna con fines de distribución de la
energía eléctrica que usaba transformadores, se puso en operación en 1886 en
Great Barrington, Massachussetts, en los Estados Unidos de América. En ese
año se transmitió a 2000 volts en corriente alterna a una distancia de 30
kilómetros, en una línea construida en Cerchi, Italia. A partir de estas pequeñas
aplicaciones iníciales, la industria eléctrica en el mundo, ha recorrido en tal forma,
que en la actualidad es factor de desarrollo de los pueblos, formando parte
importante en esta industria el transformador.
1.3.2 Definición de transformador de potencia
Se denomina transformador a una máquina eléctrica que permite aumentar o
disminuir el voltaje o tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna,
manteniendo la frecuencia. La potencia que ingresa al equipo, en el caso de un
transformador ideal, esto es sin pérdidas, es igual a la que se obtiene a la salida.
Los transformadores son dispositivos basados en el fenómeno de la inducción
electromagnética y están constituidos, en su forma más simple por dos bobinas
devanadas sobre un núcleo cerrado de hierro dulce o hierro silicio. Las bobinas o
devanados se denominan primarios y secundarios según correspondan a la
entrada o salida del sistema en cuestión respectivamente.
38
1.3.3 Principio de operación de un transformador de potencia
Si se aplica una fuerza electromotriz alterna en el devanado primario, las
variaciones de intensidad y sentido de la corriente alterna crearán un campo
magnético variable dependiendo de la frecuencia de la corriente. Este campo
magnético variable originará, por inducción, la aparición de una fuerza
electromotriz en los extremos del devanado secundario. La relación entre la
fuerza electromotriz inductora (Ep), la aplicada al devanado primario y la fuerza
electromotriz inducida (Es), la obtenida en el secundario es directamente
proporcional al número de espiras de los devanados primario (Np) y secundario
(Ns).
Figura 10. Transformador real Figura 11. Circuito equivalente
= = =Donde:Vp = Voltaje aplicado al devanado primario.Np = Espiras del devanado primario.Ip = Corriente suministrada al devanado primario.Ep = Tensión inducida (tensión interna) en el devanado primario.
Iop = Corriente de excitación suministrada al devanado primario (de vacío).Iφmp = Corriente de magnetización del núcleo magnético.Ih+e = corriente de pérdidas en el núcleo por ciclo de histéresis y por corrientes de eddyVs = Voltaje en terminales del devanado secundario.Ns = Espiras del devanado secundario.Is = Corriente del devanado secundario.Es = Tensión inducida (tensión interna) en el secundario.
38
1.3.3 Principio de operación de un transformador de potencia
Si se aplica una fuerza electromotriz alterna en el devanado primario, las
variaciones de intensidad y sentido de la corriente alterna crearán un campo
magnético variable dependiendo de la frecuencia de la corriente. Este campo
magnético variable originará, por inducción, la aparición de una fuerza
electromotriz en los extremos del devanado secundario. La relación entre la
fuerza electromotriz inductora (Ep), la aplicada al devanado primario y la fuerza
electromotriz inducida (Es), la obtenida en el secundario es directamente
proporcional al número de espiras de los devanados primario (Np) y secundario
(Ns).
Figura 10. Transformador real Figura 11. Circuito equivalente
= = =Donde:Vp = Voltaje aplicado al devanado primario.Np = Espiras del devanado primario.Ip = Corriente suministrada al devanado primario.Ep = Tensión inducida (tensión interna) en el devanado primario.
Iop = Corriente de excitación suministrada al devanado primario (de vacío).Iφmp = Corriente de magnetización del núcleo magnético.Ih+e = corriente de pérdidas en el núcleo por ciclo de histéresis y por corrientes de eddyVs = Voltaje en terminales del devanado secundario.Ns = Espiras del devanado secundario.Is = Corriente del devanado secundario.Es = Tensión inducida (tensión interna) en el secundario.
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1.3.3 Principio de operación de un transformador de potencia
Si se aplica una fuerza electromotriz alterna en el devanado primario, las
variaciones de intensidad y sentido de la corriente alterna crearán un campo
magnético variable dependiendo de la frecuencia de la corriente. Este campo
magnético variable originará, por inducción, la aparición de una fuerza
electromotriz en los extremos del devanado secundario. La relación entre la
fuerza electromotriz inductora (Ep), la aplicada al devanado primario y la fuerza
electromotriz inducida (Es), la obtenida en el secundario es directamente
proporcional al número de espiras de los devanados primario (Np) y secundario
(Ns).
Figura 10. Transformador real Figura 11. Circuito equivalente
= = =Donde:Vp = Voltaje aplicado al devanado primario.Np = Espiras del devanado primario.Ip = Corriente suministrada al devanado primario.Ep = Tensión inducida (tensión interna) en el devanado primario.
Iop = Corriente de excitación suministrada al devanado primario (de vacío).Iφmp = Corriente de magnetización del núcleo magnético.Ih+e = corriente de pérdidas en el núcleo por ciclo de histéresis y por corrientes de eddyVs = Voltaje en terminales del devanado secundario.Ns = Espiras del devanado secundario.Is = Corriente del devanado secundario.Es = Tensión inducida (tensión interna) en el secundario.
39
1.3.4 Clasificación de los transformadores según su ambiente de operaciónSe refiere a las condiciones ambientales a las que será sometido el
transformador, las categorías son:
De intemperie: Sometido a las situaciones climáticas directamente.
De interior: Para ubicarse en subestaciones encapsulas o en recintos
ventilados.
1.3.5 Clasificación de los transformadores de potencia según su capacidadDe acuerdo a la potencia los transformadores se clasifican en tres grupos según
norma IEEE C57.12.00-2000:
De pequeña potencia con capacidades 500 a 7500KVA
De mediana potencia con capacidades de 7.5 a 10 MVA
De gran potencia con capacidades de 10 MVA y superiores.
Figura 12. Esquema general eléctrico de potencia (SEP)
40
1.3.6 Clasificación de los transformadores de potencia según el número defases
Según estándar IEEE C57.12.00.2000 – (KVA de salida nominal de los
transformadores de potencia), los transformadores monofásicos y trifásicos se
clasifican en distintos valores de voltamperes según su construcción.
Tabla 1: Valores de potencia en volta amperes para transformadores monofásicos y trifásicos, estándarIEEE C57.12.00.2000-5.4
TRANSFORMADORESMONOFÁSICO (KVA)
TRANSFORADORESTRIFÁSICOS (KVA)
5 1510 3015 4525 75
37.5 112.550 15075 225100 300167 500250 750333 1000500 1500----- 2,000833 2,500
1250 3,7501667 5,0002500 7,5003333 10,000----- 12,000
5000 15,0006667 20,0008333 25,000
10,000 30,00012,500 37,50016,667 50,00020,000 60,00025,000 75,00033,333 100,000
41
1.4 Construcción de la parte activa de los transformadores de potenciaUn transformador sustancialmente se puede decir que está constituido por un núcleo
de material magnético que forma un circuito cerrado, y sobre de cuyas columnas o
piernas se localizan los devanados, uno denominado “primario” que recibe la energía
y el otro “secundario”, donde se conecta la carga.
Figura 13. Vista de un transformador de potencia
Los devanados se encuentran eléctricamente aislados entre sí, un transformador de
potencia consta de dos partes esenciales según su construcción y esta es lo que
conforma la parte activa de este:
El núcleo magnético.
Los devanados.
Figura 14. Vista interna de la parte activa del transformador de potencia.
41
1.4 Construcción de la parte activa de los transformadores de potenciaUn transformador sustancialmente se puede decir que está constituido por un núcleo
de material magnético que forma un circuito cerrado, y sobre de cuyas columnas o
piernas se localizan los devanados, uno denominado “primario” que recibe la energía
y el otro “secundario”, donde se conecta la carga.
Figura 13. Vista de un transformador de potencia
Los devanados se encuentran eléctricamente aislados entre sí, un transformador de
potencia consta de dos partes esenciales según su construcción y esta es lo que
conforma la parte activa de este:
El núcleo magnético.
Los devanados.
Figura 14. Vista interna de la parte activa del transformador de potencia.
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1.4 Construcción de la parte activa de los transformadores de potenciaUn transformador sustancialmente se puede decir que está constituido por un núcleo
de material magnético que forma un circuito cerrado, y sobre de cuyas columnas o
piernas se localizan los devanados, uno denominado “primario” que recibe la energía
y el otro “secundario”, donde se conecta la carga.
Figura 13. Vista de un transformador de potencia
Los devanados se encuentran eléctricamente aislados entre sí, un transformador de
potencia consta de dos partes esenciales según su construcción y esta es lo que
conforma la parte activa de este:
El núcleo magnético.
Los devanados.
Figura 14. Vista interna de la parte activa del transformador de potencia.
42
1.4.1 Núcleo MagnéticoUn núcleo magnético es básicamente un conjunto de laminaciones de acero al
silicio de baja reluctancia, con arreglo de trayectoria cerrada por donde circula el
flujo magnético. Este almacena el campo magnético producido por el devanado
primario, dirigiéndolo e induciendo corriente en el secundario.
Figura 15. Núcleo magnético
1.4.2 Ruido del NúcleoDebido al fenómeno que se da en el núcleo del transformador por la variación de
corriente eléctrica según la onda sinusoidal, el flujo magnético también lo hace a
través del núcleo magnetizado. Esta ligera contracción y expansión del laminado
del núcleo durante la magnetización y desmagnetización, medido en partes por
millón (micro pulgadas por pulgada de longitud de acero), ocurrida 120 veces por
segundo se llama magnetostricción.
Este movimiento periódico de contracción del núcleo 120 veces por segundo,
produce una vibración en el acero del núcleo, ocasionando ruido manifestado por
un zumbido.
El ruido del núcleo se puede caracterizar por dos parámetros:
La frecuencia (el tono) medido en ciclos por segundo
La intensidad (el volumen) que se refiere a la amplitud medida en
decibeles (dB) de nivel de presión sonora.
43
Factores del núcleo que afectan su nivel de ruido:
Densidad de flujo (B)
Geometría del núcleo
Dimensiones del núcleo
Calidad de fabricación del núcleo
Ruido total del transformador de potencia:
Nivel de ruido del núcleo
Vibraciones de las estructuras de los conectores internos
Soportes del núcleo y estructuras de restricción de las bobinas
Vibraciones y resonancia del tanque
Bombas de aceite
Ventiladores de enfriamiento
Figura 16. Parte activa de un transformador de potencia
44
1.4.3 Fabricación y partes del núcleo de transformadores de potenciaEl núcleo magnético en transformadores de distribución, media potencia y gran
potencia está formado básicamente por columnas y yugos cuyo arreglo describe
la trayectoria del circuito magnético.
Las columnas son las partes verticales pueden ser de diferente ancho
dependiendo del tipo de núcleo, son rodeadas por el devanado de baja
tensión y de alta tensión.
Los yugos corresponden a las partes horizontales, se denominan yugo
inferior y superior, conocidas como uniones del núcleo (tope y fondo) unen
las columnas y completan el circuito magnético
Las juntas del núcleo, donde las láminas de las columnas se unen a las láminas
de las uniones horizontales, deben estar cortadas en ángulo (45°) para facilitar el
paso del flujo magnético. Para reducir más aún la reluctancia de las uniones al
paso del flujo, las láminas típicamente se unen solapadas en escalón, resultando
en una reducción al nivel de ruido en el núcleo y una reducción en el número de
puntos calientes.
Figura 17. Circuito magnético de “columnas” monofásico (1 columna bobinada)
Figura 18. Circuito magnético de “3 columnas” trifásico
45
Figura 19. Circuito magnético de “columnas” trifásico (5 columnas)
Figura 20. Circuito magnético “acorazado” monofásico
Figura 21. Circuito magnético “acorazado” trifásico
46
El núcleo magnético está formado por laminaciones de acero que tienen
pequeños porcentajes de silicio (alrededor del 4%) y que se denominan
"laminaciones magnéticos", estas laminaciones tienen la propiedad de tener
pérdidas relativamente bajas por efecto de histéresis y de corrientes circulantes
(de remolino ó de eddy ).
Un aspecto importante de usar laminaciones de acero al silicio en los núcleos de
las máquinas eléctricas, es que el silicio aumenta la resistividad del material y
entonces hace disminuir la magnitud de las corrientes parásitas o circulantes y en
consecuencia las pérdidas.
Figura 22. Núcleo de transformador de potencia.
De acuerdo a la construcción del tipo de núcleo este debe tener una forma de
sección circular y no cuadrada, debido que la primera reduce las pérdidas
ocasionadas por el calor, una manera de tener núcleos con sección circular es
colocando chapas en forma escalonada y con canales de enfriamiento usando
listones de madera.
Figura 23. Forma del núcleo.
46
El núcleo magnético está formado por laminaciones de acero que tienen
pequeños porcentajes de silicio (alrededor del 4%) y que se denominan
"laminaciones magnéticos", estas laminaciones tienen la propiedad de tener
pérdidas relativamente bajas por efecto de histéresis y de corrientes circulantes
(de remolino ó de eddy ).
Un aspecto importante de usar laminaciones de acero al silicio en los núcleos de
las máquinas eléctricas, es que el silicio aumenta la resistividad del material y
entonces hace disminuir la magnitud de las corrientes parásitas o circulantes y en
consecuencia las pérdidas.
Figura 22. Núcleo de transformador de potencia.
De acuerdo a la construcción del tipo de núcleo este debe tener una forma de
sección circular y no cuadrada, debido que la primera reduce las pérdidas
ocasionadas por el calor, una manera de tener núcleos con sección circular es
colocando chapas en forma escalonada y con canales de enfriamiento usando
listones de madera.
Figura 23. Forma del núcleo.
46
El núcleo magnético está formado por laminaciones de acero que tienen
pequeños porcentajes de silicio (alrededor del 4%) y que se denominan
"laminaciones magnéticos", estas laminaciones tienen la propiedad de tener
pérdidas relativamente bajas por efecto de histéresis y de corrientes circulantes
(de remolino ó de eddy ).
Un aspecto importante de usar laminaciones de acero al silicio en los núcleos de
las máquinas eléctricas, es que el silicio aumenta la resistividad del material y
entonces hace disminuir la magnitud de las corrientes parásitas o circulantes y en
consecuencia las pérdidas.
Figura 22. Núcleo de transformador de potencia.
De acuerdo a la construcción del tipo de núcleo este debe tener una forma de
sección circular y no cuadrada, debido que la primera reduce las pérdidas
ocasionadas por el calor, una manera de tener núcleos con sección circular es
colocando chapas en forma escalonada y con canales de enfriamiento usando
listones de madera.
Figura 23. Forma del núcleo.
47
1.4.4 Aspectos constructivos del núcleo del transformador de potenciaLa característica principal del núcleo es presentar una baja reluctancia al paso del
flujo magnético, que se traduce en un bajo consumo de corriente de
magnetización y de pérdidas.
El material que satisface estos requisitos es acero al silicio laminado en frío y
recocido de manera especial para orientar los cristales de hierro en el sentido del
laminado proporcionándole alta permeabilidad, se cubre con un material
denominado CARLITE que aísla eléctricamente una lámina con respecto a la otra.
Tabla2 Características y aplicaciones para tipos específicos de acero (eléctrico)5
TipoNo, AISI
%SILICIO CARACTERÍSTICAS APLICACIONES
M-4
M-52.8-3.5
Altas propiedades magnéticasMuy bajas pérdidas en el núcleo y altapermeabilidad.
Alta eficiencia en transformadores de potenciay distribución con bajo peso por KVA.
M-7 2.8-3.5 Granulación orientada, las propiedadesson menos direccionales
Generadores grandes y transformadores depotencia.
M-14 4-5Baja pérdida en el núcleo, altapermeabilidad en baja inducción, bajaen alta inducción frágil.
Transformadores de distribución y de potenciay de potencia, máquinas rotatorias de altaeficiencia.
M-15 2.8-5Las características dependen de cuálde los dos procesos de templado quese use
Donde haya perforación y se requiere bajaspérdidas, excelente permeabilidad en baja ymoderada inducción.
M-22 2.5-3.5 Dúctil, propiedades relativamentebuenas.
Núcleos de alta reactancia, estatores de altaeficiencia equipo eléctrico rotatorio,transformadores de trabajo intermitente yelectroimanes.
Generalidades núcleo de hierro (circuito magnético): Formado por columnas y culatas. Chapas ferromagnéticas eléctricamente aisladas. Material, grano orientado. Tratamiento "CARLITE"6
Empalmes de columnas y culatas a 45°
5 La norma AISI/SAE (también conocida por SAE-AISI) es una clasificación de aceros y aleaciones de materialesno ferrosos. AISI es el acrónimo en inglés de American Iron and Steel Institute (Instituto americano del hierro y elacero), mientras que SAE es el acrónimo en inglés de Society of Automotive Engineers (SociedadNorteamericana de Ingenieros Automotores).
6 Las chapas utilizadas, en todos los casos presentan aislación eléctrica en ambas caras a través de una delgada películade material inorgánico (conocida comercialmente como “carlite”), la cual presenta alta resistencia mecánica a los aceitesminerales y a las altas temperaturas.
48
1.4.5 Tipo de núcleo de transformadores de potencia según suconstrucción
Los transformadores de potencia pueden ser monofásicos y trifásicos, desde el
punto de vista de su construcción hay básicamente dos tipos de núcleos de
hierro:
El tipo núcleo.
El tipo acorazado.
1.4.6 Transformador tipo núcleo o de columnasExisten dos tipos de núcleos de columna, que se caracterizados por la posición
relativa de las columnas y de los yugos, las cuales son:
Nucleo monofásico.
Nucleo Trifásico.
1.4.6.1 Núcleo monofásico.Se tienen dos columnas unidas en las partes inferior y superior por medio de un
yugo, en cada una de estas columnas se encuentran incrustados la mitad del
devanado primario y la mitad del devanado secundario.
Figura 24. Circuito magnético de 2 columnas bobinadas
48
1.4.5 Tipo de núcleo de transformadores de potencia según suconstrucción
Los transformadores de potencia pueden ser monofásicos y trifásicos, desde el
punto de vista de su construcción hay básicamente dos tipos de núcleos de
hierro:
El tipo núcleo.
El tipo acorazado.
1.4.6 Transformador tipo núcleo o de columnasExisten dos tipos de núcleos de columna, que se caracterizados por la posición
relativa de las columnas y de los yugos, las cuales son:
Nucleo monofásico.
Nucleo Trifásico.
1.4.6.1 Núcleo monofásico.Se tienen dos columnas unidas en las partes inferior y superior por medio de un
yugo, en cada una de estas columnas se encuentran incrustados la mitad del
devanado primario y la mitad del devanado secundario.
Figura 24. Circuito magnético de 2 columnas bobinadas
48
1.4.5 Tipo de núcleo de transformadores de potencia según suconstrucción
Los transformadores de potencia pueden ser monofásicos y trifásicos, desde el
punto de vista de su construcción hay básicamente dos tipos de núcleos de
hierro:
El tipo núcleo.
El tipo acorazado.
1.4.6 Transformador tipo núcleo o de columnasExisten dos tipos de núcleos de columna, que se caracterizados por la posición
relativa de las columnas y de los yugos, las cuales son:
Nucleo monofásico.
Nucleo Trifásico.
1.4.6.1 Núcleo monofásico.Se tienen dos columnas unidas en las partes inferior y superior por medio de un
yugo, en cada una de estas columnas se encuentran incrustados la mitad del
devanado primario y la mitad del devanado secundario.
Figura 24. Circuito magnético de 2 columnas bobinadas
49
1.4.6.2 Núcleo trifásico.Se tienen tres columnas dispuestas en el mismo plano unidas en sus partes
inferior y superior por medio de yugos. Sobre cada columna se incrustan los
devanados primarios y secundarios de una fase. Las corrientes magnetizantes de
las tres fases son distintas entre sí, debido principalmente a que el circuito
magnético de las columnas externas es más largo que el correspondiente a la
columna central.
Este fenomeno, tomando en cuenta que la corriente de vacío7 es bastante baja,
tiene influencia solamente para las condiciones de operación en vacío.
Figura 25. Transformador tipo “columnas” con bobinas cilíndricas
7 Corriente de vacío o corriente de excitación, análisis del circuito equivalente de un transformador de potencia dela bobina de reactancia con núcleo de hierro.
50
1.4.7 Transformador tipo acorazadoEste tipo de núcleo acorazado, tiene la ventaja con respecto al llamado tipo
columna, de reducir la dispersión magnética8, su uso es más común en los
transformadores monofásicos9. En el núcleo acorazado, los devanados se
localizan sobre la columna central, y cuando se trata de transformadores
pequeños, las laminaciones se hacen en troqueles. Las formas de construcción
pueden ser distintas y varían de acuerdo con la potencia.
Figura 26. Transformador tipo “acorazado
Figura 27. Circuito magnético “acorazado” trifásico (7 columnas)
8 La dispersión magnética donde los flujos de dispersión tienen que concentrarse dentro del espacio comprendidoentre los arrollamientos, y cuando más pequeño se dicho espacio, tanto menores serán los flujos y reactancias dedispersión.9 Reactancia de dispersión:-Es el valor numérico que toma en cuenta el flujo propio del devanado, que noeslabona al otro devanado , se conoce como flujo disperso y depende de la frecuencia del voltaje dealimentación
50
1.4.7 Transformador tipo acorazadoEste tipo de núcleo acorazado, tiene la ventaja con respecto al llamado tipo
columna, de reducir la dispersión magnética8, su uso es más común en los
transformadores monofásicos9. En el núcleo acorazado, los devanados se
localizan sobre la columna central, y cuando se trata de transformadores
pequeños, las laminaciones se hacen en troqueles. Las formas de construcción
pueden ser distintas y varían de acuerdo con la potencia.
Figura 26. Transformador tipo “acorazado
Figura 27. Circuito magnético “acorazado” trifásico (7 columnas)
8 La dispersión magnética donde los flujos de dispersión tienen que concentrarse dentro del espacio comprendidoentre los arrollamientos, y cuando más pequeño se dicho espacio, tanto menores serán los flujos y reactancias dedispersión.9 Reactancia de dispersión:-Es el valor numérico que toma en cuenta el flujo propio del devanado, que noeslabona al otro devanado , se conoce como flujo disperso y depende de la frecuencia del voltaje dealimentación
50
1.4.7 Transformador tipo acorazadoEste tipo de núcleo acorazado, tiene la ventaja con respecto al llamado tipo
columna, de reducir la dispersión magnética8, su uso es más común en los
transformadores monofásicos9. En el núcleo acorazado, los devanados se
localizan sobre la columna central, y cuando se trata de transformadores
pequeños, las laminaciones se hacen en troqueles. Las formas de construcción
pueden ser distintas y varían de acuerdo con la potencia.
Figura 26. Transformador tipo “acorazado
Figura 27. Circuito magnético “acorazado” trifásico (7 columnas)
8 La dispersión magnética donde los flujos de dispersión tienen que concentrarse dentro del espacio comprendidoentre los arrollamientos, y cuando más pequeño se dicho espacio, tanto menores serán los flujos y reactancias dedispersión.9 Reactancia de dispersión:-Es el valor numérico que toma en cuenta el flujo propio del devanado, que noeslabona al otro devanado , se conoce como flujo disperso y depende de la frecuencia del voltaje dealimentación
51
1.4.8 Manufactura del núcleoLas laminaciones se obtienen a partir de un rollo de lámina de acero al silicio, el
primer corte es longitudinal (en el sentido del grano orientado). Se cortan los
tramos con cortes a 90° ó 45° según las dimensiones de altura de la columna ó
yugo.
El diseño de núcleo acorazado ofrece la ventaja de proporcionar un mejor soporte
mecánico y de permitir una mejor sujeción de las bobinas, los núcleos se pueden
construir de laminaciones cortadas de rollos de acero. la mayoría del material
tiene una aleación de aproximadamente un contenido de 3% de silicio y 97% de
hierro, de aquí la denominación de acero al silicio10, el contenido de silicio reduce
las pérdidas de magnetización, esta aleación hace al material un tanto
quebradizo, lo cual trae como consecuencia algunos problemas de manufactura,
por lo que hay un límite práctico en el contenido de silicio. Las laminaciones para
transformadores están cubiertas por una o varias capas de barniz para aislar
unas de otras.
Sobre una cama de madera se coloca la primera capa de tramos, la capa
siguiente se forma con tramos que cubren las unión de la primera y se repite
para armar el núcleo.
Figura 28 (a) Manufactura de núcleos Figura 28 (b) Manufactura de bobinas
10 Maquinas Electricas y Transformadores, Bhag S. Guru, Edición: Oxford University press
52
El arreglo más común para formar las columnas es la de utilizar laminaciones de
anchos diferentes que originan secciones transversales cruciformes y
escalonadas.
Los yugos se sujeta firmemente por medio de canales de hierro y piezas roscadas
que reciben el nombre de opresores (posición horizontal). Las columnas se
flechan para formar un cuerpo compacto y evitar que se origine un exceso de
ruido bajo condiciones de carga.
Figura 29. Fabricación del núcleo apilado
Figura 30. Fabricación del núcleo apilado en pleno proceso Figura 31. Transformador tipo “columnas” conbobinas rectangulares
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El arreglo más común para formar las columnas es la de utilizar laminaciones de
anchos diferentes que originan secciones transversales cruciformes y
escalonadas.
Los yugos se sujeta firmemente por medio de canales de hierro y piezas roscadas
que reciben el nombre de opresores (posición horizontal). Las columnas se
flechan para formar un cuerpo compacto y evitar que se origine un exceso de
ruido bajo condiciones de carga.
Figura 29. Fabricación del núcleo apilado
Figura 30. Fabricación del núcleo apilado en pleno proceso Figura 31. Transformador tipo “columnas” conbobinas rectangulares
52
El arreglo más común para formar las columnas es la de utilizar laminaciones de
anchos diferentes que originan secciones transversales cruciformes y
escalonadas.
Los yugos se sujeta firmemente por medio de canales de hierro y piezas roscadas
que reciben el nombre de opresores (posición horizontal). Las columnas se
flechan para formar un cuerpo compacto y evitar que se origine un exceso de
ruido bajo condiciones de carga.
Figura 29. Fabricación del núcleo apilado
Figura 30. Fabricación del núcleo apilado en pleno proceso Figura 31. Transformador tipo “columnas” conbobinas rectangulares
53
1.4.9 Clasificación de DevanadosLos devanados de un transformador se pueden clasificar en baja y alta tensión.
Esta clasificación tiene importancia para los efectos de la realización práctica de
los devanados, debido a que los criterios constructivos para la realización de los
devanados de baja tensión son distintos a aquellos adoptados para la fabricación
de los de alta tensión.
Para un caso práctico según su construcción los arrollamientos podemos
clasificarlos por:
• Número de espiras.
• Forma circular.
• Tipos: cilíndricos y alternados.
1.4.10 Devanado baja tensiónSe construyen de una espira única de conductor redondo, el conductor redondo
se usa en los de pequeña potencia con conductores de diámetro hasta 3 –
3.5mm. el aislamiento de estos conductores puede ser algodón o papel, muy
raramente con esmalte, para mediana y gran potencia se usa más
frecuentemente el conductor tipo rectangular en forma de placa con aislamiento
de papel.
Este devanado, emplea cobre y aluminio (baja resistividad y economía), se
fabrican con cinta rectangular de cobre y alambre magneto con aislamiento de
barniz, forro de papel y cinta de algodón.
54
La bobina cilíndrica de una ó dos secciones consta de una ó varias capas con
determinado número de espiras según el voltaje de operación.
El tipo de bobina es del tipo dona ó paquete, consta de varias capas y cada capa
de varias espiras de alambre magneto. Son de tres tipos : normales, con
derivaciones y sobre aisladas.
Generalidades de los arrollamientos de baja tensión:
Una o varias capas de espiras de conductor Redondo/Pletina.
Reparto de sección en varios conductores.
Del orden de 6 ó 12 conductores en paralelo ( permutados ).
Aislamiento entre espiras ( barniz y/o papel).
Figura 32. Arrollamiento de baja tension
55
1.4.11 Devanado de alta tensiónEn los transformadores de potencia, los devanados de alta tensión con muchas
espiras y corriente relativamente baja, son conductores circulares con diámetros
máximos de 2.5 a 3.0mm. las bobinas de los devanados de alta tensión,
dependiendo de la técnica de fabricación usada y del nivel de tensión, se pueden
tener de dos tipos: el tipo helicoidal, con conductores en varias capas y el
discoidal, con bobinas tipo disco “o galleta”11.
Generalidades de los arrollamientos de alta tensión:
Bobinas en serie ( de pocas espiras por capa).
Figura 33. Tipos de arrollamiento de alta tensión bobinas en serie
Pletinas por capas de uno o varios conductores en paralelo.
Figura 34. Tipos de arrollamiento de alta tensión tipo disco o galleta
11 Maquinas Electricas y Transformadores, Bhag S. Guru, Edición: Oxford University press
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1.4.11 Devanado de alta tensiónEn los transformadores de potencia, los devanados de alta tensión con muchas
espiras y corriente relativamente baja, son conductores circulares con diámetros
máximos de 2.5 a 3.0mm. las bobinas de los devanados de alta tensión,
dependiendo de la técnica de fabricación usada y del nivel de tensión, se pueden
tener de dos tipos: el tipo helicoidal, con conductores en varias capas y el
discoidal, con bobinas tipo disco “o galleta”11.
Generalidades de los arrollamientos de alta tensión:
Bobinas en serie ( de pocas espiras por capa).
Figura 33. Tipos de arrollamiento de alta tensión bobinas en serie
Pletinas por capas de uno o varios conductores en paralelo.
Figura 34. Tipos de arrollamiento de alta tensión tipo disco o galleta
11 Maquinas Electricas y Transformadores, Bhag S. Guru, Edición: Oxford University press
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1.4.11 Devanado de alta tensiónEn los transformadores de potencia, los devanados de alta tensión con muchas
espiras y corriente relativamente baja, son conductores circulares con diámetros
máximos de 2.5 a 3.0mm. las bobinas de los devanados de alta tensión,
dependiendo de la técnica de fabricación usada y del nivel de tensión, se pueden
tener de dos tipos: el tipo helicoidal, con conductores en varias capas y el
discoidal, con bobinas tipo disco “o galleta”11.
Generalidades de los arrollamientos de alta tensión:
Bobinas en serie ( de pocas espiras por capa).
Figura 33. Tipos de arrollamiento de alta tensión bobinas en serie
Pletinas por capas de uno o varios conductores en paralelo.
Figura 34. Tipos de arrollamiento de alta tensión tipo disco o galleta
11 Maquinas Electricas y Transformadores, Bhag S. Guru, Edición: Oxford University press
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1.4.12 Manufactura de los devanadosCon respecto a las características constructivas, se tienen variantes de fabricante
a fabricante, hay básicamente dos tipos, el llamado "tipo bobina" formados de
varias capas de conductores, estas bobinas tienen forma discoidal, estas bobinas
se conectan, por lo general, en serie para dar el número total de espiras de una
fase. El otro tipo es el llamado "de capas" constituido por una sola bobina con
varias capas, esta bobina es de longitud equivalente a las varias bobinas
discoidales que constituirían el devanado equivalente, por lo general, el número
de espiras por capa en este tipo de devanado; es superior al constituido de varias
bobinas discoidales.
Figura 35. Transformador tipo “columnas” con bobinas cilíndricas
Figura 36. Transformador tipo “columnas”
57
1.4.13 Disposición de los devanadosLa disposición de los devanados en los transformadores debe de cumplir con
ciertas caracteristicas constructivas del aislamiento y la menor dispersión del flujo.
La primera requiere de la mayor separación entre devanados, en tanto que la
segunda requiere que el primario se encuentre los más cercano posible del
secundario. En la práctica se alcanza una solución conveniente del problema con
la disposición de los devanados dentro de los siguientes tipos:
Figura 37. (a) Concéntricos simples (b) Concéntricos dobles (c) Alternados
En el tipo concéntrico, cada uno de los devanados está distribuido a lo largo de
toda la columna, el devanado de tensión más baja se encuentra en la parte
interna (más cercana al núcleo), aislado del núcleo y del de tensión más
elevada,por medio de tubos aislantes (cartón baquelizado, baquelita, etc).
En la disposición de concéntrico doble el devanado de tensión más baja se divide
en dos mitades dispuestas respectivamente al interior y al exterior uno de otro.En
el llamado tipo alternado, los dos devanados están subdivididos cada uno en una
cinta número de bobinas que están dispuestas en las columnas en forma
alternada. La consideraciones que orientan desde el punto de vista de diseño, la
disposición de los devanados, son aquellos referentes al enfriamiento, el
aislamiento, la reactancia de dispersión y a los esfuerzos mecánicos.
El llamado concéntrico doble tiene la prerrogativa de dar lugar a la reactancia de
dispersión con valor de alrededor de la mitad de aquel relativo al concéntrico
simple. El tipo alternado en cambio permite variar tales reactancias, repartiendo
en forma distinta las posiciones de las bobinas de los dos devanados, permitiendo
que el transformador soporte mejor los esfuerzos mecánicos.
58
1.4.14 Montaje de arrollamientos
Figura 38. Montaje de arrollamientos
Figura 39. Devanado en capasLos devanados en capas son más económicos, pero requieren más experticiapor parte del fabricante.
Figura 40. Devanados en discosLos devanados en discos son más costosos, porque requieren mayor cantidadde cobre.
58
1.4.14 Montaje de arrollamientos
Figura 38. Montaje de arrollamientos
Figura 39. Devanado en capasLos devanados en capas son más económicos, pero requieren más experticiapor parte del fabricante.
Figura 40. Devanados en discosLos devanados en discos son más costosos, porque requieren mayor cantidadde cobre.
58
1.4.14 Montaje de arrollamientos
Figura 38. Montaje de arrollamientos
Figura 39. Devanado en capasLos devanados en capas son más económicos, pero requieren más experticiapor parte del fabricante.
Figura 40. Devanados en discosLos devanados en discos son más costosos, porque requieren mayor cantidadde cobre.
59
Figura 41. Fabricación de bobinas para transformador de potencia
Figura 42. Fase completa de transformador de potencia
Figura 43. Encubado de un transformador de potencia
60
1.4.15 Comparación del cobre y el aluminio
Ventajas del cobre:
Baja resistividad eléctrica
Índice bajo de perdidas
Bajo calentamiento
Dureza
Resistencia a corto circuito
Desventajas:
En la actualidad el cobre tiene un elevado costo económico
Ventajas del Aluminio:
Bajo costo en el mercado
Manejable en sus condiciones físicas
Desventajas:
Resistividad eléctrica alta
Alto índice de perdidas
Ocupa más espacio
Alto calentamiento
Menor resistencia a la tracción
Tabla 3 Comparación entre el cobre y el aluminioPROPIEDAD ALUMINIO COBRE
Conductividad Eléctrica a 20°C 61% 100%
Peso en libras por pulgadacúbica a 20 °C 0.0975 0.322
Calor específico 0.226 0.092Punto de fundición 660 1083Conductividad térmica a 20°C
0.57 0.941
Cal/cm2 /cm/sec/CResistencia a la tensión 12 34
Costo Bajo Alto
61
Factores a considerar:
Ambos son aceptados por las normas IEEE-ANSI12
Se observa la máxima temperatura de corto circuito para cobre 250°C y
aluminio 200°C
¿Qué decide la selección del conductor? La preferencia del cliente; La
economía por el de más bajo costo; Consideraciones del diseño (perdidas,
espacio, etc.); opciones de suministro.
Preferir el cobre al aluminio en la fabricación de los devanados.
Para la misma corriente, el conductor de aluminio será más grande, por lo
tanto los devanados serán más grandes.
1.5 Materiales aislantes utilizados en el transformadorBásicamente, el sistema aislante de un transformador está compuesto de papel
aislante impregnado en aceite, el cual tiene una alta rigidez dieléctrica. También se
utilizan aunque en menor proporción, otros materiales como la madera, la resina
epóxica con fibra de vidrio, la porcelana y los aceites sintéticos.
Los materiales aislantes se pueden clasificar de acuerdo a sus características
térmicas y se utilizan letras del alfabeto asociadas a la máxima temperatura que
pueden operar, como se muestra a continuación:
Tabla 4 Materiales Aislantes
CLASE DEAISLAMIENTO
MÁXIMATEMPERATURADE OPERACIÓN
[°C]Y 90A 105E 120B 130F 155H 180
12Standard General Requirements for Liquid-Immersed Distribution, Power, and RegulatingTransformers ANSI/IEEE C57.12.00-2000
62
La humedad, la temperatura, la contaminación química, el efecto corona y los
esfuerzos dieléctricos y mecánicos, afectan seriamente el comportamiento de los
materiales aislantes y acortan su vida útil.
La calidad y condición del sistema aislante aceite-papel, determina la vida útil del
transformador y para su selección es importante considerar los siguientes factores:
a. Tipo de fabricación del transformador: Acorazado o Columna.
b. Aplicación; medio ambiente de operación: Potencia, elevador, o reductor,
intemperie o interior.
c. Sobre elevación de temperatura y tipo de enfriamiento: Sumergido en aceite,
con aire o aceite forzado, con respiración a la atmósfera con desecador de
silica gel, con tanque conservador o con tanque sellado con bolsa de
neopreno.
d. Nivel básico de impulso: En función del voltaje de operación de cada uno de
los devanados.
63
1.5.1 Aislamientos sólidosLos materiales sólidos utilizados como aislamiento en los transformadores son
básicamente papel y pressboard. El papel es un producto natural que se obtiene
de celulosa. Algunos de los materiales aislantes utilizados:
Cartón prensado, Cartón kraft y soportes de madera de alta densidad e
impregnados con resina sintética. Se utilizan para proporcionar el aislamiento
entre el núcleo y las bobinas, y entre fases. La presentación del material es
en tubos cilíndricos o en láminas.
Revestimiento de barniz para la laminación de el núcleo, orgánico e
inorgánico.
Papel manila o papel pescado, que se utiliza en las transposiciones del
conductor de las bobinas del conductor de las bobinas.
Soportes de madera de maple, de micarta y de resina póxicol con fibra de
vidrio, que se utilizan como soportes de las bobinas y de otros ensambles del
transformador.
Papel Kraft y crepé se utilizan para el encintado de las bobinas y guías. Estos
papeles tienen excelentes propiedades dieléctricas y una buena
permeabilidad al aire, lo que facilita la evacuación del aire atrapado entre las
capas de los devanados. Son materiales vibroscopios que llegan a contener
entre el 5% y 10% de su peso en humedad.
Placas estáticas aislantes su objetivo es distribuir proporcionalmente las
tensiones de impulso por maniobra o descargas atmosféricas en el devanado.
64
1.5.2 Clasificación del papel aislantePapel KraftEstá compuesto a 100% de pulpa de madera sulfatada y construida por una o
varias capas adheridas entre sí. Cuando el espesor de el papel es de 0.6mm o
menor, se utiliza un recubrimiento resistente a la acción de líquidos aislante.
Cabe mencionar que solo existe un tipo de papel Kraft de excelente calidad:
Tipo pm-100-compuesto al 100% de pulpa de madera sulfatada.
Figura 44. Papel kraft
Cartón Prensado (pressboard).Puede obtenerse con el 100% de pulpa de madera sulfatada, o bien con el 50%
de algodón y el resto de pulpa de madera sulfatada se construye con una o
varias capas entre sí.
En espesores mayores a 0.8mm se utiliza un pegamento resistentes a la acción
de líquidos aislantes existen dos tipos de este papel:
Tipo CM-100-compuesto al 100% de pulpa de madera sulfatada.
Tipo Cm-50-compuesto al 50% de algodón y 50% de pulpa de madera
sulfatada.
65
Figura 45. Cartón Prensado (pressboard).
1.5.3 Aislantes líquidosEl aceite es un componente muy importante del aislamiento del transformador. El
aceite aislante debe tener una rigidez dieléctrica alta, un bajo factor de potencia,
una estabilidad química y física y de preferencia de bajo costo. Es un producto
natural que contiene una variedad de impurezas en diferentes cantidades.
Entre los tipos de aceites aislantes están: Los sintéticos y los derivados del
petróleo.
66
1.5.4 Aceites sintéticosEstos aceites son llamados comúnmente bifenilos policlorados (PCB) y son
compuestos sintéticos anti inflamable, los cuales una vez descompuestos por
arqueo eléctrico producen mezclas gaseosas, son estables y difíciles de destruir,
son contaminantes ambientales y tóxicos. Además producen acné por contacto o
disturbios al hígado o riñones por inhalación de sus gases. Los más comunes son
el tricloro difenil, pentacloro difenil y el triclorobenceno.
Durante muchos años se ha utilizado PCB en transformadores de forma
irrestricta, y ahora es preciso proponer soluciones prácticas para eliminar los
PCB. Y además está considerado según el Programa de las Naciones Unidas
para el Medio Ambiente (PNUMA) como uno de los doce contaminantes más
nocivos fabricados por el ser humano, actualmente su uso está prohibido en casi
todo el mundo.
En la actualidad ya no se utiliza, además por su alta propiedad de inflamabilidad
no es comúnmente utilizada en instalaciones exteriores.
1.5.5 Aceites derivados del petróleoExisten dos clases de aceites derivados del petróleo: Aceite nafténico y aceite
parafínico.
Aceite nafténico: Se deriva de un crudo especial que tiene muy bajo contenido
de n-parafinas (ceras). Este aceite tiene un punto bajo de escurrimiento, no
necesita ser desparafinado (eliminar cera) y no requiere el uso de depresores de
escurrimiento.
Aceite parafínico: Se deriva de un crudo con alto contenido de n-parafinas
(ceras) naturales. Estas parafinas deben ser liberadas de los aceites. Para
alcanzar un nivel bajo de escurrimiento, se requiere añadir un depresor al aceite.
67
1.6 Componentes y accesorios del transformador de potenciaEl transformador de potencia además de poseer su parte activa (núcleo y devanado)
comprende una serie de componentes y accesorios que cumplen una función en
particular, que ayudan al desempeño correcto y eficiente del mismo, cada uno de
éstos se describe a continuación:
1.6.1 Boquillas (Bushings ó Aisladores pasatapas)Su función es permitir la conexión eléctrica entre las terminales de los devanados
del transformador y la red eléctrica. Prácticamente se clasifican en dos tipos:
Tipo capacitivo
Tipo no capacitivo
Boquillas tipo capacitivoLas boquillas tipo capacitivo poseen un aislamiento principal que puede ser papel
impregnado en aceite (OIP), papel devanado con resina (RBP) y papel
impregnado en resina (RIP), el cual se devana alrededor del conductor, formando
un cilindro concéntrico para efectos de graduación capacitiva, con envolventes de
porcelana y hule silicón.
Este tipo de boquillas es el que se utiliza prácticamente en todos los
transformadores de transmisión y se han aplicado en sistemas de voltaje de 35
KV hasta 1500 KV.
68
Boquillas tipo no capacitivoEstas boquillas se caracterizan por no tener capacitores concéntricos para
graduación de campo eléctrico. Se construyen con aislamiento sólido, aisladas
con aire o gas. Normalmente se utilizan para tensiones menores de 35 KV hasta
46KV.
Figura 46. Boquillas tipo capacitivo Figura 47. Boquillas no capacitivo
1.6.2 Pararrayos o Descargadores de tensiónSon dispositivos que protegen los transformadores contra los sobre voltajes que
producen las descargas eléctricas o las maniobras de operación. Los tipos de
pararrayos utilizados en los transformadores de potencia son:
Aislamiento de porcelana ANSI, clase estación, rango 4- 468 KV
Aislamiento de polímero directamente inyectado en molde ANSI, clase
estación, rango 3 - 240 KV.
Aislamiento en silicona inyectado en molde, clase intermedia, rango de 3 -
36 KV.
Aislamiento en silicona soporte aislado y inyección en molde, clase
distribución, rangos 3 – 36 KV
Normalmente en la actualidad se utilizan pararrayos tipo Oxido-Zinc ó
Metal Oxido, por su operación excelente en transformadores de potencia.
68
Boquillas tipo no capacitivoEstas boquillas se caracterizan por no tener capacitores concéntricos para
graduación de campo eléctrico. Se construyen con aislamiento sólido, aisladas
con aire o gas. Normalmente se utilizan para tensiones menores de 35 KV hasta
46KV.
Figura 46. Boquillas tipo capacitivo Figura 47. Boquillas no capacitivo
1.6.2 Pararrayos o Descargadores de tensiónSon dispositivos que protegen los transformadores contra los sobre voltajes que
producen las descargas eléctricas o las maniobras de operación. Los tipos de
pararrayos utilizados en los transformadores de potencia son:
Aislamiento de porcelana ANSI, clase estación, rango 4- 468 KV
Aislamiento de polímero directamente inyectado en molde ANSI, clase
estación, rango 3 - 240 KV.
Aislamiento en silicona inyectado en molde, clase intermedia, rango de 3 -
36 KV.
Aislamiento en silicona soporte aislado y inyección en molde, clase
distribución, rangos 3 – 36 KV
Normalmente en la actualidad se utilizan pararrayos tipo Oxido-Zinc ó
Metal Oxido, por su operación excelente en transformadores de potencia.
68
Boquillas tipo no capacitivoEstas boquillas se caracterizan por no tener capacitores concéntricos para
graduación de campo eléctrico. Se construyen con aislamiento sólido, aisladas
con aire o gas. Normalmente se utilizan para tensiones menores de 35 KV hasta
46KV.
Figura 46. Boquillas tipo capacitivo Figura 47. Boquillas no capacitivo
1.6.2 Pararrayos o Descargadores de tensiónSon dispositivos que protegen los transformadores contra los sobre voltajes que
producen las descargas eléctricas o las maniobras de operación. Los tipos de
pararrayos utilizados en los transformadores de potencia son:
Aislamiento de porcelana ANSI, clase estación, rango 4- 468 KV
Aislamiento de polímero directamente inyectado en molde ANSI, clase
estación, rango 3 - 240 KV.
Aislamiento en silicona inyectado en molde, clase intermedia, rango de 3 -
36 KV.
Aislamiento en silicona soporte aislado y inyección en molde, clase
distribución, rangos 3 – 36 KV
Normalmente en la actualidad se utilizan pararrayos tipo Oxido-Zinc ó
Metal Oxido, por su operación excelente en transformadores de potencia.
69
Figura 48. Pararrayos A.T. Figura 49. Pararrayos B.T.
1.6.3 Tanque PrincipalEl tanque cumple con la función de contener el aceite aislante y proteger las
partes energizadas del transformador. Sirve también como estructura de montaje
para los accesorios y equipo de control. La cubierta del tanque puede ser
empotrada o soldada al marco del tanque, el cual está diseñado en la mayoría de
casos para soportar la presión de la expansión térmica del aceite aislante. La
presión a la que puede ser sometido el tanque principal, no debe exceder 10 psi
de presión absoluta, para evitar deformaciones permanentes, fisuras o fracturas.
Figura 50. Tanque principal
69
Figura 48. Pararrayos A.T. Figura 49. Pararrayos B.T.
1.6.3 Tanque PrincipalEl tanque cumple con la función de contener el aceite aislante y proteger las
partes energizadas del transformador. Sirve también como estructura de montaje
para los accesorios y equipo de control. La cubierta del tanque puede ser
empotrada o soldada al marco del tanque, el cual está diseñado en la mayoría de
casos para soportar la presión de la expansión térmica del aceite aislante. La
presión a la que puede ser sometido el tanque principal, no debe exceder 10 psi
de presión absoluta, para evitar deformaciones permanentes, fisuras o fracturas.
Figura 50. Tanque principal
69
Figura 48. Pararrayos A.T. Figura 49. Pararrayos B.T.
1.6.3 Tanque PrincipalEl tanque cumple con la función de contener el aceite aislante y proteger las
partes energizadas del transformador. Sirve también como estructura de montaje
para los accesorios y equipo de control. La cubierta del tanque puede ser
empotrada o soldada al marco del tanque, el cual está diseñado en la mayoría de
casos para soportar la presión de la expansión térmica del aceite aislante. La
presión a la que puede ser sometido el tanque principal, no debe exceder 10 psi
de presión absoluta, para evitar deformaciones permanentes, fisuras o fracturas.
Figura 50. Tanque principal
70
1.6.4 Tanque conservadorLa finalidad de este tanque es absorber la expansión térmica del aceite, que se
produce al incrementar la temperatura en el interior del tanque principal del
transformador, originada por un aumento de carga o de la temperatura ambiente.
La capacidad de este tanque debe ser entre el 10% y el 20% de la capacidad del
tanque principal.
Figura 51. Tanque conservador
1.6.5 RadiadoresEstos dispositivos permiten disipar el calor generado en el transformador. El
aceite se hace circular por convección natural o por circulación forzada del
mismo.
El aceite caliente ingresa en la parte superior de los radiadores, intercambia el
calor con el medio ambiente y retorna nuevamente al tanque, en la conexión
inferior de los radiadores con el tanque principal, existen tres tipos:
a. Tipo tubo
b. Tipo plato
c. Tipo aleta
70
1.6.4 Tanque conservadorLa finalidad de este tanque es absorber la expansión térmica del aceite, que se
produce al incrementar la temperatura en el interior del tanque principal del
transformador, originada por un aumento de carga o de la temperatura ambiente.
La capacidad de este tanque debe ser entre el 10% y el 20% de la capacidad del
tanque principal.
Figura 51. Tanque conservador
1.6.5 RadiadoresEstos dispositivos permiten disipar el calor generado en el transformador. El
aceite se hace circular por convección natural o por circulación forzada del
mismo.
El aceite caliente ingresa en la parte superior de los radiadores, intercambia el
calor con el medio ambiente y retorna nuevamente al tanque, en la conexión
inferior de los radiadores con el tanque principal, existen tres tipos:
a. Tipo tubo
b. Tipo plato
c. Tipo aleta
70
1.6.4 Tanque conservadorLa finalidad de este tanque es absorber la expansión térmica del aceite, que se
produce al incrementar la temperatura en el interior del tanque principal del
transformador, originada por un aumento de carga o de la temperatura ambiente.
La capacidad de este tanque debe ser entre el 10% y el 20% de la capacidad del
tanque principal.
Figura 51. Tanque conservador
1.6.5 RadiadoresEstos dispositivos permiten disipar el calor generado en el transformador. El
aceite se hace circular por convección natural o por circulación forzada del
mismo.
El aceite caliente ingresa en la parte superior de los radiadores, intercambia el
calor con el medio ambiente y retorna nuevamente al tanque, en la conexión
inferior de los radiadores con el tanque principal, existen tres tipos:
a. Tipo tubo
b. Tipo plato
c. Tipo aleta
71
a) Tipo tuboEs básicamente un tubo de paredes delgadas (1mm o 2mm de espesor)
aplanadas, lo que reduce la cantidad de aceite en el radiador. Estos tubos son
soldados manualmente a un colector (cabezal) en ambos extremos.
b) Tipo platoEstá formado por dos láminas de acero delgado troqueladas de 1mm a
1.5mm. En este caso los colectores (cabezales) son colocados a presión
dentro de las obleas y luego son soldados manualmente por la parte interna.
c) Tubo con aletasEste tipo de radiadores permite obtener una mayor disipación del calor del
aceite, por medio del contacto del aire a través de las aletas. Debido a que las
aletas están en contacto con el tubo, absorben el calor del aceite circulante y
éstas a su vez disipan el calor al estar en contacto con el flujo de aire.
Figura 52. Radiadores tipo aleta
71
a) Tipo tuboEs básicamente un tubo de paredes delgadas (1mm o 2mm de espesor)
aplanadas, lo que reduce la cantidad de aceite en el radiador. Estos tubos son
soldados manualmente a un colector (cabezal) en ambos extremos.
b) Tipo platoEstá formado por dos láminas de acero delgado troqueladas de 1mm a
1.5mm. En este caso los colectores (cabezales) son colocados a presión
dentro de las obleas y luego son soldados manualmente por la parte interna.
c) Tubo con aletasEste tipo de radiadores permite obtener una mayor disipación del calor del
aceite, por medio del contacto del aire a través de las aletas. Debido a que las
aletas están en contacto con el tubo, absorben el calor del aceite circulante y
éstas a su vez disipan el calor al estar en contacto con el flujo de aire.
Figura 52. Radiadores tipo aleta
71
a) Tipo tuboEs básicamente un tubo de paredes delgadas (1mm o 2mm de espesor)
aplanadas, lo que reduce la cantidad de aceite en el radiador. Estos tubos son
soldados manualmente a un colector (cabezal) en ambos extremos.
b) Tipo platoEstá formado por dos láminas de acero delgado troqueladas de 1mm a
1.5mm. En este caso los colectores (cabezales) son colocados a presión
dentro de las obleas y luego son soldados manualmente por la parte interna.
c) Tubo con aletasEste tipo de radiadores permite obtener una mayor disipación del calor del
aceite, por medio del contacto del aire a través de las aletas. Debido a que las
aletas están en contacto con el tubo, absorben el calor del aceite circulante y
éstas a su vez disipan el calor al estar en contacto con el flujo de aire.
Figura 52. Radiadores tipo aleta
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1.6.6 VentiladoresEstos dispositivos están acoplados a un motor eléctrico y se utilizan para generar
un flujo de aire sobre la superficie de los radiadores e incrementar el nivel de
disipación del calor.
Figura 53. Ventiladores
1.6.7 Indicador de nivel de aceite tipo magnéticoEs un dispositivo que indica el nivel de aceite del tanque. Cuando existe un nivel
bajo de aceite, se activa una alarma. El principio de funcionamiento es la
transmisión magnética, entre imanes permanentes opuestos, herméticamente
separados, accionados por un flotador montado en una varilla.
Figura 54. Indicador de nivel de aceite tipo magnético
72
1.6.6 VentiladoresEstos dispositivos están acoplados a un motor eléctrico y se utilizan para generar
un flujo de aire sobre la superficie de los radiadores e incrementar el nivel de
disipación del calor.
Figura 53. Ventiladores
1.6.7 Indicador de nivel de aceite tipo magnéticoEs un dispositivo que indica el nivel de aceite del tanque. Cuando existe un nivel
bajo de aceite, se activa una alarma. El principio de funcionamiento es la
transmisión magnética, entre imanes permanentes opuestos, herméticamente
separados, accionados por un flotador montado en una varilla.
Figura 54. Indicador de nivel de aceite tipo magnético
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1.6.6 VentiladoresEstos dispositivos están acoplados a un motor eléctrico y se utilizan para generar
un flujo de aire sobre la superficie de los radiadores e incrementar el nivel de
disipación del calor.
Figura 53. Ventiladores
1.6.7 Indicador de nivel de aceite tipo magnéticoEs un dispositivo que indica el nivel de aceite del tanque. Cuando existe un nivel
bajo de aceite, se activa una alarma. El principio de funcionamiento es la
transmisión magnética, entre imanes permanentes opuestos, herméticamente
separados, accionados por un flotador montado en una varilla.
Figura 54. Indicador de nivel de aceite tipo magnético
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1.6.8 Relevador BuchholzEs un dispositivo que detecta el incremento súbito de la presión del aceite o la
generación de gases por una falla incipiente, para emitir una alarma o para
accionar un disparo provocando la desconexión de transformador. Normalmente
se instala entre el tanque conservador y el tanque principal del transformador.
Figura 55. Relevador Buchholz
1.6.9 Válvula de sobrepresiónEste accesorio tiene la función de aliviar cualquier sobre presión que se presente
en el interior del transformador, evitando daños o deformaciones en el tanque
principal, y se calibra para operar a una presión de 8 a 10 psi.
Figura 56. Válvula de sobrepresión
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1.6.8 Relevador BuchholzEs un dispositivo que detecta el incremento súbito de la presión del aceite o la
generación de gases por una falla incipiente, para emitir una alarma o para
accionar un disparo provocando la desconexión de transformador. Normalmente
se instala entre el tanque conservador y el tanque principal del transformador.
Figura 55. Relevador Buchholz
1.6.9 Válvula de sobrepresiónEste accesorio tiene la función de aliviar cualquier sobre presión que se presente
en el interior del transformador, evitando daños o deformaciones en el tanque
principal, y se calibra para operar a una presión de 8 a 10 psi.
Figura 56. Válvula de sobrepresión
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1.6.8 Relevador BuchholzEs un dispositivo que detecta el incremento súbito de la presión del aceite o la
generación de gases por una falla incipiente, para emitir una alarma o para
accionar un disparo provocando la desconexión de transformador. Normalmente
se instala entre el tanque conservador y el tanque principal del transformador.
Figura 55. Relevador Buchholz
1.6.9 Válvula de sobrepresiónEste accesorio tiene la función de aliviar cualquier sobre presión que se presente
en el interior del transformador, evitando daños o deformaciones en el tanque
principal, y se calibra para operar a una presión de 8 a 10 psi.
Figura 56. Válvula de sobrepresión
74
1.6.10 Indicador de temperatura del aceiteTiene como función medir la temperatura del aceite que se encuentra en la parte
superior del tanque principal. En esta sección existe un gradiente mayor de
temperatura, y es donde se localiza el sensor.
Figura 57. Indicador de temperatura del aceite y del devanado
1.6.11 Indicador de temperatura del devanadoMide incrementos de temperatura en los devanados provocado por el calor
generado en el núcleo y en los devanados a partir de una falla, ocasionando el
envejecimiento de los aislamientos.
Para medir esta temperatura y mantenerla en operación normal, se utiliza un
transformador de corriente conectado a una resistencia en derivación y a su vez a
un indicador de temperatura. La función de este indicador es medir a través de un
dispositivo de mando (imagen térmica) la temperatura de los devanados (Winding
Temperature Indicator).
74
1.6.10 Indicador de temperatura del aceiteTiene como función medir la temperatura del aceite que se encuentra en la parte
superior del tanque principal. En esta sección existe un gradiente mayor de
temperatura, y es donde se localiza el sensor.
Figura 57. Indicador de temperatura del aceite y del devanado
1.6.11 Indicador de temperatura del devanadoMide incrementos de temperatura en los devanados provocado por el calor
generado en el núcleo y en los devanados a partir de una falla, ocasionando el
envejecimiento de los aislamientos.
Para medir esta temperatura y mantenerla en operación normal, se utiliza un
transformador de corriente conectado a una resistencia en derivación y a su vez a
un indicador de temperatura. La función de este indicador es medir a través de un
dispositivo de mando (imagen térmica) la temperatura de los devanados (Winding
Temperature Indicator).
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1.6.10 Indicador de temperatura del aceiteTiene como función medir la temperatura del aceite que se encuentra en la parte
superior del tanque principal. En esta sección existe un gradiente mayor de
temperatura, y es donde se localiza el sensor.
Figura 57. Indicador de temperatura del aceite y del devanado
1.6.11 Indicador de temperatura del devanadoMide incrementos de temperatura en los devanados provocado por el calor
generado en el núcleo y en los devanados a partir de una falla, ocasionando el
envejecimiento de los aislamientos.
Para medir esta temperatura y mantenerla en operación normal, se utiliza un
transformador de corriente conectado a una resistencia en derivación y a su vez a
un indicador de temperatura. La función de este indicador es medir a través de un
dispositivo de mando (imagen térmica) la temperatura de los devanados (Winding
Temperature Indicator).
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1.6.12 Gabinete de controlEste gabinete tiene la finalidad de concentrar las conexiones de los dispositivos
de protección, indicación, señalización, las alarmas, los controles de los
ventiladores de enfriamiento, las señales de los transformadores de corriente y de
las resistencias calefactoras, entre otros.
Figura 58. Panel de control
1.6.13 Transformadores de corrienteGeneralmente tienen construcción tipo dona y se instalan en las
boquillas.(bushings). Su finalidad es proveer una señal de corriente proporcional a
la corriente del transformador para medición, protección y control.
Figura 59. Transformador de corriente
76
1.6.14 Cambiador de derivacionesLa finalidad del cambiador de derivaciones es mantener constante el voltaje en el
secundario y esto es logra agregando o disminuyendo espiras internamente en el
lado primario ya que el voltaje primario no es constante, de acuerdo con lo
anterior existen dos tipos:
Cambiador de derivaciones con operación sin carga.
Conocidos también como Cambiadores de tomas sin tensión (OCTC - Off-
Circuit Tap Changers) opera manualmente con una manivela, cuando el
transformador se encuentra fuera de operación. Para evitar daños y
accidentes, tiene un seguro que impide operarlo cuando el transformador está
energizado.
Figura 60. Cambiador de derivaciones OCTC
Cambiador de derivaciones con operación con carga.
Conocido como Load Tap Changer (LTC) se puede operar en cualquier
condición de carga del transformador, estando energizado. La operación se
puede hacer con un control local o remoto, también puede operarse en forma
automática, si se fija el nivel de voltaje requerido. El cambiador bajo carga
también se puede operar manualmente.
77
Figura 61. Cambiador de derivaciones LTC
1.6.15 Sistemas de preservación del aceiteSu función es evitar la oxidación del aceite provocada por la humedad, el polvo y
otros contaminantes sólidos que se encuentran en el medio ambiente. Los
sistemas más utilizados son:
Respiración a través del material deshidratante, usualmente sílica gel, que
es un material compuesto por aluminato de calcio con un indicador de
color.
Con sello de gas inerte (generalmente nitrógeno).
Con sello a través de una membrana o bolsa elástica (balón).
78
Figura 62. Sistema de preservación del aceite
1.6.16 Bombas e indicadores de flujoEstos accesorios se utilizan para incrementar el flujo del aceite, a través de los
radiadores para acelerar la disipación de calor generado en el interior del
transformador. Este equipo tiene un indicador que permite observar la operación
de la bomba y el sentido del flujo.
Figura 63. Bombas e indicadores de flujo
78
Figura 62. Sistema de preservación del aceite
1.6.16 Bombas e indicadores de flujoEstos accesorios se utilizan para incrementar el flujo del aceite, a través de los
radiadores para acelerar la disipación de calor generado en el interior del
transformador. Este equipo tiene un indicador que permite observar la operación
de la bomba y el sentido del flujo.
Figura 63. Bombas e indicadores de flujo
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Figura 62. Sistema de preservación del aceite
1.6.16 Bombas e indicadores de flujoEstos accesorios se utilizan para incrementar el flujo del aceite, a través de los
radiadores para acelerar la disipación de calor generado en el interior del
transformador. Este equipo tiene un indicador que permite observar la operación
de la bomba y el sentido del flujo.
Figura 63. Bombas e indicadores de flujo
79
1.7 Sistemas de enfriamiento de los transformadores de potencia.1.7.1 Generalidades.Los medios refrigerantes más usuales en los transformadores son: el aire, el
aceite dieléctrico, el silicón, y el gas SF613. El más utilizado es el aceite
dieléctrico, por ser uno de los mejores medios refrigerantes con buenas
propiedades dieléctricas.
1.7.2 Métodos de enfriamiento de transformadores de potencia.El calor producido por las pérdidas en los transformadores afecta la vida de
los aislamientos, por esta razón es importante que este calor producido
disipe de manera que se mantenga dentro de los límites tolerables por los
distintos tipos de aislamiento. La transferencia del calor tiene las etapas
siguientes en los transformadores:
Conducción.
Convección.
Radiación.
a) Conducción.La conducción es un proceso por el cual se transmite el calor, debido a una
actividad molecular en una sustancia y su capacidad para conducir el calor,
se mide por la conductividad térmica.
b) ConvecciónLa transferencia de calor por convección es posible de dos maneras:
Convección Natural
Convección Forzada
13 Hexafloruro azufre (SF6)
80
Convección Natural:Termo fusión es el fenómeno de circulación natural que presentan los
fluidos, debido a la diferencia de densidades que se origina al calentarse.
En el flujo por convección natural, las fuerzas debidas a las diferentes
densidades de los líquidos son muy pequeñas.
Convección Forzada:Con la finalidad de incrementar la eficiencia de transmisión del calor, se
utilizan medios externos, como un ventilador o una bomba para dirigir el
aceite a velocidades elevadas, sobre la superficie de los devanados.
c) Radiación.Es la emisión o absorción de ondas electromagnéticas que se desplazan a
la velocidad de la luz y representa en temperaturas elevadas un mecanismo
de pérdida de calor. En el caso de los transformadores, la transferencia del
calor a través del tanque y los tubos radiadores hacia la atmósfera es por
radiación.
1.7.3 Líquidos refrigerantes y aislantes.El calor producido por las pérdidas se transmite a través de un medio al
exterior, este medio puede ser aire o bien líquido.
La transmisión del calor se hace por un medio en forma más o menos
eficiente, dependiendo de los siguientes factores:
La densidad relativa.
Calor específico.
Conductividad Térmica
Viscosidad.
81
La densidad relativa.La densidad relativa del aceite disminuye al aumentar la temperatura, tal
propiedad se aprovecha para el enfriamiento por convección y radiación
del transformador.
Calor específico.El calor específico y la conductividad térmica del aceite aislante,
dependen de la temperatura y están relacionados con la densidad del
aceite.
Conductividad Térmica.La conductividad térmica del papel aislante, impregnado con aceite
aislante es de alrededor de 1/3 a 1/4 de la conductividad térmica del
aceite y 0.05% de la conductividad térmica del cobre, referidos a la
misma temperatura.
Viscosidad.Al calentar el aceite aislante disminuye su viscosidad, lo cual permite que
fluya fácilmente y aumente la transmisión del calor. La temperatura entre
la superficie de una bobina, el aceite y la superficie del tanque
disminuye, a medida que el aceite fluye más rápidamente y disminuye la
diferencia de temperaturas, entre la parte superior e inferior del tanque.
82
La selección del método de enfriamiento de un transformador es muy
importante, ya que la disipación del calor, como ya se mencionó antes influye
mucho en su vida útil y la capacidad de carga, así como en el área de su
instalación y su costo.
De acuerdo a las normas americanas (ASA C57-1948) se han normalizado
algunos métodos básicos de enfriamiento.
Tabla5 Designación del tipo de enfriamiento para transformadores de potencia.
1ra Letra 2da Letra 3ra Letra 4ta Letra
Medio Mecanismo Medio Mecanismo
Indica el medio de enfriamiento en Contacto de
los devanados.
Indica el medio de enfriamiento
externo
Tabla 6 Ejemplos de la clase de enfriamiento en la denominación IEEE Std C57.12.00-1993 y en
revisiones anteriores, y las correspondientes nuevas designaciones.
TIPO DE ENFRIAMIENTO DESCRIPCIÓN
Designación
anterior
Designación actual
OA ONAN Sumergido en líquido aislante, con
enfriamiento natural
OA/FA ONAN/ONAF Sumergido en líquido aislante con
enfriamiento natural y enfriamiento con aire
forzado.
OA/FOA/FOA ONAN/ODAF/ODAF Sumergido en líquido aislante con
enfriamiento natural/ aceite dirigido-aire
forzado/aceite dirigido –aire forzado.
FOA OFAF Sumergido en líquido aislante con
enfriamiento por aceite forzado y de aire
forzado
OW ONWN Sumergido en líquido aislante con
enfriamiento con agua.
FOW OFWF Sumergido en líquido aislante, con
enfriamiento de aceite forzado y
enfriadores de agua forzada.a
83
ONAN: Sumergido en líquido aislante, con enfriamiento natural.En estos transformadores, el aceite aislante circula por convección natural
dentro de un tanque con paredes lisas o corrugadas, o bien provistos de
enfriadores tubulares o radiadores desmontables.
Por lo general, en transformadores mayores de 50 KVA, se usan tubos
radiadores o tanques corrugados, para disminuir las pérdidas. En capacidades
superiores a 3 MVA, se usan radiadores del tipo desmontable.
ONAN/ONAF: Sumergido en líquido aislante con enfriamiento natural yenfriamiento con aire forzadoEs básicamente un transformador ONAN, al cual se le han adicionado
ventiladores para aumentar la capacidad de disipación del calor en las
superficies que requieren enfriamiento.
ONAN/ODAF/ODAF: Sumergido en líquido aislante con enfriamientonatural/aceite dirigido aire forzado/aceite dirigido-aire forzado.El régimen de operación del transformador tipo ONAN en líquido aislante, se
incrementa cuando se emplea una combinación de bombas y ventiladores. El
incremento de la capacidad se realiza en dos pasos: primero se usa la mitad de
los radiadores y la mitad de las bombas para lograr un aumento de 1.333 veces
sobre el diseño ONAN.
OFAF: Sumergido en líquido aislante, con enfriamiento por aceite forzadoy por aire forzado.Este tipo de transformadores se usa con los ventiladores y las bombas de
aceite trabajando al mismo tiempo, tales condiciones absorben cualquier carga
pico a plena capacidad.
84
ONWN: Sumergido en líquido aislante con enfriamiento por agua.En estos transformadores, el agua de enfriamiento se conduce a través de
serpentines, los cuales están en contacto con el aceite aislante del
transformador y se drena por gravedad o por medio de una bomba
independiente.
OFWF: Sumergido en líquido aislante, con enfriamiento de aceite forzadocon enfriadores de agua forzada.
El transformador es prácticamente igual que el OFAF, sólo que el cambiador de
calor es del tipo agua-aceite, y por tanto el enfriamiento de aceite se hace por
medio de agua sin tener ventiladores.
85
1.8 Conexiones más comúnmente usadas del transformador de potenciaLos transformadores de potencia pueden conectarse según diversas disposiciones,
unas simétricas y otras asimétricas.
Si la conexión es simétrica, cada fase del primario es igual que las otras dos, y lo
mismo ocurre con las fases del secundario.
Si la conexión es asimétrica, no existe identidad, desde el punto de vista eléctrico,
magnético y constructivo, entre las tres fases. Un ejemplo notable es cuando se
emplea dos de las tres fases de un transformador trifásico, cuando una de ellas
queda fuera de servicio.
Las conexiones simétricas son:
Estrella – estrella (Yy)
Delta - delta (Dd)
Estrella - delta (Yd)
Delta - estrella (Dy)
Estrella - zig zag (Yz)
Delta - zig zag (Dz)
La conexión estrella consiste en unir los terminales de igual polaridad (de primario o
secundario) para formar el punto neutro de la estrella. La conexión delta consiste en
unir los extremos de polaridad opuesta de fases adyacentes para formar un triángulo.
La conexión zig zag (sólo se emplea en el lado de menor tensión) consiste en
subdividir en dos partes iguales los devanados secundarios, se forma un neutro y se
conectan en serie, a cada rama de la estrella, las semi bobinas invertidas de las
fases adyacentes en un cierto orden cíclico.
86
Consideraciones:A cada tipo de conexión trifásica se le asigna un subíndice numérico (entre 0 y 12)
que indica porque el múltiplo de 30º, el fasor voltaje del lado secundario atrasa al
fasor voltaje del primario. Esto se denomina desplazamiento angular de la conexión.
Los bornes sacados al exterior, se designan con las letras H1, H2 y H3, para el
primario y X1, X2 y X3 para el secundario (según normas americanas ANSI/IEEE
C57.12.00).
En cuanto al desplazamiento angular, se aceptan sólo dos grupos de conexiones:
Grupo N°1: Con un desplazamiento angular de cero grados, obtenido con
transformadores conectados en estrella-estrella ó delta-delta.
Grupo N°2: Con un desplazamiento angular de 30°, en que el lado de baja tensión
atrasa 30° al lado de alta. Este se obtiene con conexiones estrella-delta ó delta
estrella.
1.8.1 Características y aplicaciones de los diferentes grupos deconexión en transformadores trifásicos
En términos generales, puede decirse que en transformadores pequeños o medianos
con tensiones elevadas o muy elevadas (arrollamientos previstos para intensidades
de corriente pequeñas), se prefiere utilizar la conexión estrella. Tratándose de
potencias elevadas y tensiones moderadas (arrollamientos previstos para
intensidades de corriente elevadas), se prefiere utilizar la conexión delta.
87
Conexión estrella (Y) – estrella (Y)
Figura 64. (Conexión Y-Y)
En una conexión Y - Y, el voltaje primario de cada fase se expresa por VFP=VLP /√3.
El voltaje de la primera fase se enlaza con el voltaje de la segunda fase por la
relación de espiras del transformador. El voltaje de fase secundario se relaciona,
entonces, con el voltaje de la línea en el secundario por VLS =√3 * VFS. Por tanto, la
relación de voltaje en el transformador es
VLP / VLS = (√3 * VFP) / (√3 * VFS) = a
Aplicaciones:Se emplea en sistemas con tensiones muy elevadas, ya que disminuye la capacidad
de aislamiento. Esta conexión tiene dos serias desventajas.
Si las cargas en el circuito del transformador están desbalanceadas, entonces
los voltajes en las fases del transformador se desbalancearan seriamente.
No presenta oposición a los armónicos impares (especialmente el tercero).
Debido a esto la tensión del tercer armónico puede ser mayor que el mismo
voltaje nominal.
De estas técnicas de corrección, una u otra deben usarse siempre que un
transformador Y-Y se instale. En la práctica muy pocos transformadores de estos se
usan, pues el mismo trabajo puede hacerlo cualquier otro tipo de transformador
trifásico.
88
Conexión estrella (Y) - delta ()
Figura 65. (Conexión Y-)
En esta conexión el voltaje primario de línea se relaciona con el voltaje primario de
fase mediante VLP = √3 * VFP, y el voltaje de línea secundario es igual al voltaje de
fase secundario VLS = VFS. La relación de voltaje de cada fase es
VFP / VFS = a
De tal manera que la relación total entre el voltaje de línea en el lado primario del
grupo y el voltaje de línea en el lado secundario del grupo es:
VLP / VLS = (√3 * VFP) / VFS
VLP / VLS = (√3 * a)
La conexión Y - no tiene problema con los componentes del tercer armónico en sus
voltajes, ya que ellos se consumen en la corriente circulatoria del lado delta (). Está
conexión también es más estable con relación a las cargas desbalanceadas, puesto
que la delta () redistribuye parcialmente cualquier desbalance que se presente.
Esta disposición tiene, sin embargo, un problema. En razón de la conexión delta (),
el voltaje secundario se desplaza 30º con relación al voltaje primario del
transformador. El hecho de que un desplazamiento de la fase haya ocurrido puede
causar problemas al conectar en paralelo los secundarios de dos grupos de
transformadores.
89
Los ángulos de fase de los transformadores secundarios deben ser iguales si se
supone que se van a conectar en paralelo, lo que significa que se debe poner mucha
atención a la dirección de desplazamiento de 30º de la fase, que sucede en cada
banco de transformadores que van a ser puestos en paralelo.
Aplicación:
Se usa en los sistemas de transmisión de las subestaciones receptoras cuya función
es reducir el voltaje.
Conexión Delta () – estrella (Y)
Figura 66. (Conexión -Y)
En una conexión -Y, el voltaje de línea primario es igual al voltaje de fase primario,
VLP=VFP, en tanto que los voltajes secundarios se relacionan por VLS = √3*VFS, por
tanto la relación de voltaje línea a línea de esta conexión es:
VLP / VLS = VFP / (√3 * VFS)
VLP / VLS = a /√3Esta conexión tiene las mismas ventajas y el mismo desplazamiento de fase que la
conexión en Y - . Esta conexión hace que el voltaje secundario atrase el primario
en 30º.
Aplicación:Se usa en los sistemas de transmisión en los que es necesario elevar tensiones de
generación. En sistemas de distribución industrial, su uso es conveniente debido a
que se tiene acceso a dos tensiones distintas, de fase y línea.
90
Conexión Delta () – delta ()
Figura 67. (Conexión -)
En una conexión de estas, el voltaje de línea primario es igual al voltaje de fase
primario y el voltaje de línea secundario es igual al voltaje de fase secundario:
VLP = VFP
VLS = VFS
Así que la relación entre los voltajes de línea primario y secundario es:
VLP / VLS = VFP / VFS = a
Aplicación:Se suele usar en baja tensión (buen comportamiento frente a desequilibrios), donde
no se necesita neutro.
91
1.9 Protección del transformador de potencia.La protección de los transformadores debe contemplar tres áreas bien
diferenciadas:
a. Protección contra perturbaciones de origen externo: sobretensiones,
cortocircuitos, sobrecargas, etc.
b. Protección contra defectos internos del propio transformador:
cortocircuitos entre espiras, puestas a masa, descargas internas,
“puntos calientes”, etc.
c. Detección de defectos incipientes: mediante la observación de la
evolución de determinados parámetros fundamentales de los
elementos aislantes.
Métodos de protección.El requerimiento básico exigible a todo sistema de protección es de que en
todo momento, sea capaz de discriminar entre las condiciones normales y
anormales de servicio.
Son varios los principios operativos de los métodos ó sistemas de
protección. Unos actúan directamente para reducir las perturbaciones a
valores por debajo de los límites de seguridad, y otros miden la magnitud
característica de la falla: corriente, temperatura, cantidad de gas, etc.,
dando una alarma ó aislando el transformador de la línea mediante el
disparo del interruptor correspondiente.
Las protecciones de los transformadores de potencia se clasifican en dos
grandes ramas las cuales son:
Protecciones Propias.
Protecciones Eléctricas.
92
Dado que la aparición de fallos en los transformadores sumergidos en
aceite suele generar gases, es posible detectar estos fallos mediante
procedimientos de tipo mecánico o químico (en la norma ANSI/IEEE
C57.104 se realiza un análisis exhaustivo de la magnitud del defecto en
relación a la concentración de gases).
1.9.1 Protecciones propias del transformador de potenciaRelevador de Presión Súbita o Válvula de Sobré presión SPR (ANSI 63P)para transformadores de potencia con tanque principal sellados.Estos relés son aplicables en transformadores sumergidos en aceite, operan
ante cambios súbitos de presión del aceite, que se originan durante fallas
internas.
Este relé no opera por presiones estáticas o cambios de presión resultantes
de la operación normal del transformador, que pueden ocurrir ante cambios
de carga y de temperatura. Son usados generalmente para dar disparo con
los contactos en paralelo con el relé diferencial, aunque también pueden ser
utilizados para dar solo alarma si se prefiere.
Relevador Buchholz (ANSI 63) para tanque conservador.El relevador Buchholz es una de las protecciones propias del transformador
y se utiliza ampliamente en la protección de transformadores sumergidos en
aceite, esté es una combinación de acumulador de gas y relé de aceite y es
instalado entre el tanque principal y el tanque conservador. Sirve para
detectar fallas internas, cortocircuitos, arcos eléctricos y bajo nivel de
aceite. La protección “buchholz” detecta:
Cortocircuitos entre espiras
Descargas a tierra
Descargas de poca energía (descargas parciales)
Puntos calientes
93
Relevador de Imagen Térmica (ANSI 49)Este relevador determina la temperatura de los devanados con base en la
corriente que circula por ellos y con la temperatura previa del aceite del
transformador.
Consiste de una resistencia inmersa en el aceite del transformador y que
está conectada a los transformadores de corriente ubicados en las boquillas
del transformador; el calentamiento de esta resistencia es medida con un
sensor de temperatura para dar alarma, disparo o control del mecanismo de
enfriamiento de los transformadores.
Detector de Nivel de Aceite. (ANSI 71)Opera cuando el nivel de aceite no es el requerido cerrando unos contactos
que accionan alarma y disparo del interruptor que protege al transformador.
Detector de temperatura del aceiteConsisten en termómetros, que indican la temperatura del aceite, es una
protección del transformador, ya que al subir la temperatura se accionan los
contactos que activan el sistema de enfriamiento y/o alarma y/o disparo del
transformador.
Protección contra incendiosDeterminadas averías pueden provocar la rotura violenta de los bornes, e
incluso producir fisuras en la cuba ó tapa del transformador, dejando
escapar aceite en ignición.
La protección tiene dos objetivos fundamentales: en primer lugar, sofocar el
incendio para evitar su propagación a otras partes de la instalación, y el
segundo, limitar los daños al propio transformador.
94
Dos son los sistemas más comúnmente utilizados:
Sistema de vaciado de aceite y rellenado de nitrógeno.Consiste en el vaciado rápido del aceite del transformador para inyectar
nitrógeno por la parte inferior del transformador, de forma que el gas logre
formar burbujas a través del aceite se acumula en la parte superior de la
cuba desplazando al aire y creando una cámara inerte, con lo cual se
consigue eliminar el comburente y que el incendio se extinga por si solo,
además de evitar la entrada de agentes contaminantes, con lo que se
cumple con los dos objetivos propuestos.
El sistema atiende tanto a la prevención de explosión como a la extinción
del incendio interior y está formado por los siguientes elementos:
Botella de nitrógeno.
Tanque para vaciado del aceite.
Obturador automático del aceite del conservador.
Tuberías y válvulas de comunicación del equipo en el
transformador.
Detectores de incendio.
Cabina de control automático.
Ducha de agua a presión sobre el transformador.Es un sistema simple y bastante eficaz para reducir el incendio, pero solo
cumple el primero de los objetivos propuestos. Consta de una serie de
tuberías con proyectores que rodean convenientemente al transformador a
la altura de la tapa. El sistema puede ser accionado manualmente y de
forma automática al ser activado el sistema mediante una serie de
detectores dispuestos convenientemente.
95
1.9.2 Protecciones eléctricasRelevador diferencial (ANSI 87T)
Una protección diferencial del transformador, es una protección contra
cortocircuitos o fallas a tierra internas al transformador, se conecta a los
circuitos secundarios de los transformadores de corriente (TC’s) situados
en las boquillas de ambos lados del transformador y su principio se basa
en comparar la magnitud y ángulo de fase de las corrientes que entran y
salen del transformador de potencia por medios de sus TC’s de alta y baja.
En condición normal de operación siempre habrá igualdad de magnitudes
de corrientes en donde las corrientes que llegan al ajuste de operación se
anulan dando cero corriente en su bobina de operación, es decir no habrá
diferencia de corriente que hagan operar a la protección diferencial.
Figura 68. Relé diferencial
La protección diferencial es muy adecuada para detectar las fallas que se
producen tanto en el interior del transformador como en sus conexiones
externas hasta los transformadores de corriente asociados con esta
protección.
95
1.9.2 Protecciones eléctricasRelevador diferencial (ANSI 87T)
Una protección diferencial del transformador, es una protección contra
cortocircuitos o fallas a tierra internas al transformador, se conecta a los
circuitos secundarios de los transformadores de corriente (TC’s) situados
en las boquillas de ambos lados del transformador y su principio se basa
en comparar la magnitud y ángulo de fase de las corrientes que entran y
salen del transformador de potencia por medios de sus TC’s de alta y baja.
En condición normal de operación siempre habrá igualdad de magnitudes
de corrientes en donde las corrientes que llegan al ajuste de operación se
anulan dando cero corriente en su bobina de operación, es decir no habrá
diferencia de corriente que hagan operar a la protección diferencial.
Figura 68. Relé diferencial
La protección diferencial es muy adecuada para detectar las fallas que se
producen tanto en el interior del transformador como en sus conexiones
externas hasta los transformadores de corriente asociados con esta
protección.
95
1.9.2 Protecciones eléctricasRelevador diferencial (ANSI 87T)
Una protección diferencial del transformador, es una protección contra
cortocircuitos o fallas a tierra internas al transformador, se conecta a los
circuitos secundarios de los transformadores de corriente (TC’s) situados
en las boquillas de ambos lados del transformador y su principio se basa
en comparar la magnitud y ángulo de fase de las corrientes que entran y
salen del transformador de potencia por medios de sus TC’s de alta y baja.
En condición normal de operación siempre habrá igualdad de magnitudes
de corrientes en donde las corrientes que llegan al ajuste de operación se
anulan dando cero corriente en su bobina de operación, es decir no habrá
diferencia de corriente que hagan operar a la protección diferencial.
Figura 68. Relé diferencial
La protección diferencial es muy adecuada para detectar las fallas que se
producen tanto en el interior del transformador como en sus conexiones
externas hasta los transformadores de corriente asociados con esta
protección.
96
Protección de sobre corriente (ANSI 50/51)Es un relevador de sobrecarga / cortocircuito. Este relé permite detectar
condiciones de cortocircuito o sobrecarga mediante mecanismos de respuesta
instantánea o diferida ajustada a curvas de tiempo inverso.
A continuación se muestra un esquema de protección de un transformador
de potencia:
Figura 69. Esquema típico de protección de un transformador de potencia
Donde:
• Relevador de sobrecorriente de fase instantáneo (50)
• Relevador de sobrecorriente de tierra instantáneo (50G)
• Relevador de sobrecorriente residual instantáneo (50N)
• Relevador de sobrecorriente de fase de tiempo inverso (51)
• Relevador de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso (51G)
• Relevador de sobrecorriente residual de tiempo inverso (51N)
96
Protección de sobre corriente (ANSI 50/51)Es un relevador de sobrecarga / cortocircuito. Este relé permite detectar
condiciones de cortocircuito o sobrecarga mediante mecanismos de respuesta
instantánea o diferida ajustada a curvas de tiempo inverso.
A continuación se muestra un esquema de protección de un transformador
de potencia:
Figura 69. Esquema típico de protección de un transformador de potencia
Donde:
• Relevador de sobrecorriente de fase instantáneo (50)
• Relevador de sobrecorriente de tierra instantáneo (50G)
• Relevador de sobrecorriente residual instantáneo (50N)
• Relevador de sobrecorriente de fase de tiempo inverso (51)
• Relevador de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso (51G)
• Relevador de sobrecorriente residual de tiempo inverso (51N)
96
Protección de sobre corriente (ANSI 50/51)Es un relevador de sobrecarga / cortocircuito. Este relé permite detectar
condiciones de cortocircuito o sobrecarga mediante mecanismos de respuesta
instantánea o diferida ajustada a curvas de tiempo inverso.
A continuación se muestra un esquema de protección de un transformador
de potencia:
Figura 69. Esquema típico de protección de un transformador de potencia
Donde:
• Relevador de sobrecorriente de fase instantáneo (50)
• Relevador de sobrecorriente de tierra instantáneo (50G)
• Relevador de sobrecorriente residual instantáneo (50N)
• Relevador de sobrecorriente de fase de tiempo inverso (51)
• Relevador de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso (51G)
• Relevador de sobrecorriente residual de tiempo inverso (51N)
97
CAPITULO 2. PRUEBAS DE CAMPO A TRANSFORMADORES DE POTENCIA
2.1 IntroducciónLos transformadores de potencia son uno de los componentes más importantes de
los sistemas de potencia. La falla de un transformador implica asumir elevados
costos, no solo por el reemplazo de la unidad sino que también el lucro cesante ante
la imposibilidad de abastecer consumos.
El diagnóstico y mantenimiento preventivo a los Transformadores de Potencia es una
tarea sistemática que realizan las empresas eléctricas así como la industria en
general que cuenta con este tipo de dispositivos, con la finalidad de mantener en
condiciones de operación óptima los equipos, así como de identificar posibles
condiciones de operación críticas, presentadas éstas incluso como fallas incipientes.
La detección oportuna de una falla mediante un mantenimiento preventivo previo es
importante para su corrección y de esta manera evitar una posible falla catastrófica
en el transformador. La medición de parámetros del Transformador como el Factor
de Potencia, Corriente de Excitación, Impedancia, Relación de Transformación, entre
otros, permite detectar oportunamente una condición de operación crítica del mismo.
Las operaciones de mantenimiento moderno deben estar orientadas en asegurar la
eficiencia del aislamiento mediante acciones preventivas y predictivas, de manera de
alcanzar el ideal de operación sin fallas a lo largo de la vida útil.
En el presente capitulo se describen los fundamentos de los principales ensayos
(recomendados por las normativas de referencia mundial en la materia) y se realiza
un análisis conceptual de los resultados posibles, de forma de contribuir en el
diagnóstico del estado del aislamiento del transformador y poder de esta forma,
prevenir fallas incipientes.
98
Figura 70. Diagrama de bloques de un sistema de pruebas del transformador de potencia
98
Figura 70. Diagrama de bloques de un sistema de pruebas del transformador de potencia
98
Figura 70. Diagrama de bloques de un sistema de pruebas del transformador de potencia
99
2.2 Prueba de resistencia de aislamiento a transformadores de potencia (IEEEC57.12.90-1999 - IEEE 43-2000)
En qué consiste la medición.La medición de resistencia de aislamiento es la medición comúnmente utilizada para
determinar las condiciones de los aislamientos de un transformador de potencia.
Que detecta la mediciónEsta medición ayuda a determinar la detección de la humedad, la presencia de
contaminantes, la evaluación de las condiciones aislantes del aceite y la detección de
daños o envejecimiento del aislamiento. Además, permite obtener información rápida
y confiable de las condiciones del aislamiento total que integra el transformador de
potencia bajo medición.
Lo que se logra con esta prueba es verificar que los aislamientos del transformador
bajo prueba cumplen con la resistencia mínima soportable bajo la operación a la que
serán sometidos, así como de comprobar que no exista conexión entre sus
devanados y tierra.
Con los valores obtenidos en ésta prueba, se calcula el índice de polarización, que
se relaciona con la cantidad de humedad presente en el aceite y que será
complementaria a las pruebas físico-químicas efectuadas a una muestra de aceite.
Existen tres componentes de corriente de que pueden ser medidos en esta prueba:
Corriente capacitivaLa corriente que circula durante la prueba tiene un valor inicial alto y decrece a
medida que se carga la capacitancia del aislamiento y alcanza un valor despreciable
de un tiempo máximo de 15 seg. Debido a esto, la resistencia inicial del aislamiento
tiene un valor bajo. Es decir, cuando se aplica un voltaje de corriente directa, la
resistencia de aislamiento inicia con un valor bajo y aumenta gradualmente con el
tiempo, hasta estabilizarse.
100
Corriente de absorción dieléctricaLa corriente que circula durante la prueba decrece gradualmente en minutos, desde
un valor relativamente alto a un valor cercano a cero y varía exponencialmente.
Generalmente, los valores de resistencias obtenidos en los primeros minutos de una
prueba, están determinados por ésta corriente de absorción dieléctrica. Dependiendo
del volumen y tipo de aislamiento, ésta corriente puede tardar minutos u horas en
alcanzar un valor despreciable. Generalmente, 10 minutos después de iniciada la
prueba se desprecia cualquier variación que se presente
Corriente de fugaLa corriente de fuga es pequeña y fluye sobre la superficie del aislamiento. Ésta
corriente permanece constante y permiten analizar las condiciones del aislamiento
El índice de polarización (ip)Se expresa como la relación entre el valor de resistencia de aislamiento a los 10
minutos y de la medición de la resistencia de aislamiento a 1 minuto a partir de la
aplicación del voltaje. = 101Este índice se presenta debido al cambio en la corriente de absorción dieléctrica con
respecto al tiempo y permiten medir la variación de la resistencia eléctrica de los
aislamientos, en función del tiempo al aplicarles un voltaje de corriente directa.
También es considerado como un método indirecto para determinar el contenido de
humedad en los aislamientos.
Para transformadores de potencia el índice de polarización si el IP<1.0 el aislamiento
es malo si el valor de IP está entre 1.1 y 1.3 el aislamiento esta aceptable y si el
IP>1.3 el aislamiento en buenas condiciones, en general un valor alto indica un buen
estado de aislación. Valores por debajo de 1.0 indican que se deben tomar acciones
correctivas en el equipo.
101
Factores que afectan la medición de resistencia de aislamiento.Los factores que afectan a la medición de resistencia de aislamiento y que no son
atribuibles al equipo de medición, son los siguientes:
Conexiones inadecuadas o erróneas
Efectos de la condición de la superficie del aislamiento
Efecto de la humedad
Efecto de la temperatura
Potencial de prueba aplicado
Efecto de la duración de aplicación de voltaje de prueba
Efecto de la carga residual
Efecto de la temperaturaEn la mayor parte de los materiales aislantes, la resistencia de aislamiento varía
inversamente con la temperatura. Para comparar apropiadamente las mediciones
periódicas de resistencia de aislamiento, es necesario efectuar las mediciones a la
misma temperatura, o convertir cada medición a una misma base. Esta conversión
se efectúa utilizando la siguiente ecuación:= ∗Donde:
Rc : Resistencia de aislamiento corregida a la temperatura base (MΩ)
Kt : Coeficiente de corrección por temperatura.
Rt : Resistencia de aislamiento a la temperatura que efectuó la prueba
102
La base de temperatura recomendada por la Norma ANSI/IEEE C57.12.00- 2000
para transformadores de potencia es de 20°C. En la siguiente tabla se presentan
factores de corrección para una temperatura de 20°C.
Tabla 7 (Coeficiente de corrección por temperatura)Temperatura
°CCoeficiente de
corrección0 0.255 0.36
10 0.5020 1.0025 1.4030 1.9835 2.8040 3.9545 5.6050 7.8555 11.2060 15.8565 22.4070 31.7575 44.70
Potencial de prueba aplicadoLa medición de resistencia de aislamiento es, en sí, una prueba de potencial. Por lo
tanto, el voltaje aplicado debe restringirse a valores apropiados, los cuales
dependerán de la tensión nominal de operación del equipo bajo medición y de las
condiciones de su aislamiento. Si la tensión de prueba es alta, se puede provocar
fatiga en el aislamiento. En la siguiente tabla aparecen valores de voltaje de prueba
recomendados de acuerdo con la tensión nominal del equipo.
Tabla 8 (Valores normalmente permisibles)Voltaje clasificado en
bobina (V)Voltaje directo de laprueba de resistenciade aislamiento (V)
<1000 5001000-2500 500-10002501-5000 1000-25005001-12000 2500-5000
>12000 5000-10000
103
Las lecturas de resistencias de aislamiento disminuyen normalmente al utilizar
voltajes altos. Si al aumentar el voltaje de prueba se reducen significativamente los
valores de resistencia de aislamiento, esto puede indicar que existen imperfecciones
o fracturas en el aislamiento, posiblemente agravados por suciedad o humedad
Recomendaciones.Según el efecto debido a la presencia de una carga capacitiva en el aislamiento por
medio de una carga residual, afecta las mediciones de resistencia de aislamiento, se
deben descargar los aislamientos mediante su conexión a tierra antes de efectuar las
mediciones.
Procedimiento para las medicionesEl procedimiento de prueba para la medición de la resistencia de aislamiento de un
transformador de potencia está descrito en la norma IEEE std 62-1995 numeral
6.1.5.2
El tiempo de duración para cada medición es de diez minutos. Se toman las lecturas
a los 30 y 60 segundos de iniciada la prueba, después se toman lecturas a cada
minuto, es decir, a los 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 y 10 minutos de iniciada la prueba. En la
medición, se debe aplicar el máximo voltaje de prueba del medidor de resistencia de
aislamiento, tomando en consideración el voltaje nominal del devanado del
transformador bajo medición. Se toman las lecturas de temperatura del aceite y del
ambiente y de humedad relativa, para corregir los valores a una misma base de
referencia.
La forma de evaluar con cierta seguridad las condiciones del aislamiento de un
devanado, es mediante el análisis de la tendencia de los valores obtenidos en las
pruebas periódicas a que se somete el aislamiento.
104
Figura 71. Prueba de resistencia de aislamiento
Tabla 9 conexiones para la medición de resistencia de aislamiento
PRUEBA CONEXIONESMIDEL G T
1 H - X+Tq RH+RHX2 H Tq X RHX3 X - H+Tq RX+RHX
Donde:H: Devanado de alta tensiónX: Devanado de baja tensiónRH: Resistencia de aislamiento del devanado de alta tensiónRHX: Resistencia de aislamiento de devanados de alta bajaRX: Resistencia de aislamiento del devanado de baja tensiónTq: Tanque aterrizado
Equipo de medición.En esta ocasión para medir la resistencia de aislamiento de un transformador de
potencia se utilizará el instrumento de medición Megger BM25 de la marca AVO.
Figura 72. Equipo de medición marca Megger BM25
104
Figura 71. Prueba de resistencia de aislamiento
Tabla 9 conexiones para la medición de resistencia de aislamiento
PRUEBA CONEXIONESMIDEL G T
1 H - X+Tq RH+RHX2 H Tq X RHX3 X - H+Tq RX+RHX
Donde:H: Devanado de alta tensiónX: Devanado de baja tensiónRH: Resistencia de aislamiento del devanado de alta tensiónRHX: Resistencia de aislamiento de devanados de alta bajaRX: Resistencia de aislamiento del devanado de baja tensiónTq: Tanque aterrizado
Equipo de medición.En esta ocasión para medir la resistencia de aislamiento de un transformador de
potencia se utilizará el instrumento de medición Megger BM25 de la marca AVO.
Figura 72. Equipo de medición marca Megger BM25
104
Figura 71. Prueba de resistencia de aislamiento
Tabla 9 conexiones para la medición de resistencia de aislamiento
PRUEBA CONEXIONESMIDEL G T
1 H - X+Tq RH+RHX2 H Tq X RHX3 X - H+Tq RX+RHX
Donde:H: Devanado de alta tensiónX: Devanado de baja tensiónRH: Resistencia de aislamiento del devanado de alta tensiónRHX: Resistencia de aislamiento de devanados de alta bajaRX: Resistencia de aislamiento del devanado de baja tensiónTq: Tanque aterrizado
Equipo de medición.En esta ocasión para medir la resistencia de aislamiento de un transformador de
potencia se utilizará el instrumento de medición Megger BM25 de la marca AVO.
Figura 72. Equipo de medición marca Megger BM25
105
2.3 Prueba de resistencia óhmica a transformadores de potencia (IEEE Std 62-1995 numeral 6.1.1.1.2)
En qué consiste la medición.La resistencia óhmica es la resistencia eléctrica que se opone al paso de la corriente
en un circuito eléctrico cerrado. Consiste en medir la resistencia óhmica de los
devanados.
Que detecta la mediciónEsta prueba permite detectar falsos contactos entre conductores y terminales,
espiras cortocircuitadas o alta resistencia de contacto en cambiadores de derivación.
Por lo general, estas condiciones producen puntos calientes en el devanado y
pueden generar gases en el aceite.
Equipo de medición.Para medir la resistencia óhmica de los devanados, se usa generalmente un puente
de alta precisión, siendo los más comunes:
Puente de Wheatstone
Puente de kelvin
Correcciones en la mediciónExiste un método utilizado para los fabricantes y es el método de la ley de ohm,
porque esto permite obtener los valores de la resistencia de los devanados útiles
para medir las pérdidas de cada uno devanados del transformador. De acuerdo con
los fabricantes, la temperatura de referencia es igual a la elevación de temperatura
del devanado (55°C o 65°C) más 20°C (lo que daría 75°C u 80°C).
Sin embargo en campo, los valores medidos deben ser corregidos a una temperatura
de 75°C. La fórmula empleada para realizar esta conversión es la siguiente:=
106
Donde:Rs: Resistencia a la temperatura de referencia
Rm: Resistencia medida
Ts: Temperatura de referencia
Tm: Temperatura del devanado durante la medición
Tk: Constante equivalente a 234.5 para el cobre y 225 para el aluminio
Comparación de valoresLa tolerancia permisible de la medición en campo con respecto a las efectuadas en
fábrica debe ser ± 2%
Una resistencia medida en los devanados ligeramente mayor al valor aceptable de
variación, puede deberse a un falso contacto interno.
Un valor de resistencia alto puede deberse a bobinas abiertas o conexiones abiertas
internamente.Diagrama de conexión
Figura 73. Prueba de resistencia óhmica de devanados, conexión delta-estrella
106
Donde:Rs: Resistencia a la temperatura de referencia
Rm: Resistencia medida
Ts: Temperatura de referencia
Tm: Temperatura del devanado durante la medición
Tk: Constante equivalente a 234.5 para el cobre y 225 para el aluminio
Comparación de valoresLa tolerancia permisible de la medición en campo con respecto a las efectuadas en
fábrica debe ser ± 2%
Una resistencia medida en los devanados ligeramente mayor al valor aceptable de
variación, puede deberse a un falso contacto interno.
Un valor de resistencia alto puede deberse a bobinas abiertas o conexiones abiertas
internamente.Diagrama de conexión
Figura 73. Prueba de resistencia óhmica de devanados, conexión delta-estrella
106
Donde:Rs: Resistencia a la temperatura de referencia
Rm: Resistencia medida
Ts: Temperatura de referencia
Tm: Temperatura del devanado durante la medición
Tk: Constante equivalente a 234.5 para el cobre y 225 para el aluminio
Comparación de valoresLa tolerancia permisible de la medición en campo con respecto a las efectuadas en
fábrica debe ser ± 2%
Una resistencia medida en los devanados ligeramente mayor al valor aceptable de
variación, puede deberse a un falso contacto interno.
Un valor de resistencia alto puede deberse a bobinas abiertas o conexiones abiertas
internamente.Diagrama de conexión
Figura 73. Prueba de resistencia óhmica de devanados, conexión delta-estrella
107
En la conexión delta, el valor de la resistencia implica la medición de una fase en
paralelo con la resistencia en serie de las otras dos fases. Por lo que al realizar la
medición, en las tres fases se obtienen valores similares.
Figura 74. Equivalente óhmico
En conexión estrella, el valor de la resistencia es similar en las tres fases. Por lo que
se puede determinar con precisión si existe fase fallada.
Para las dos condiciones anteriores según la norma IEEE std 62-1995
numeral.1.1.1.2 establece los parámetros a seguir.
Tabla 10 Conexiones de la prueba de resistencia óhmica
Nota: Para la conexión delta se considera el equivalente serie.
PRUEBAPUNTAS DE PRUEBA
MEDICIÓN CONEXIÓN(1) (2)
1 H1 H0 H1-H0 1 Estrella2 H2 H0 H2-H0 2 Estrella3 H3 H0 H1-H0 3 Estrella4 X1 X3 X1-X3, X1-X2+ X2-X3 4, 5+6 Delta5 X2 X1 X1-X2, X1-X3+ X3-X2 5, 6+4 Delta6 X3 X2 X2-X3, X3-X1+ X1-X2 6, 4+5 Delta
107
En la conexión delta, el valor de la resistencia implica la medición de una fase en
paralelo con la resistencia en serie de las otras dos fases. Por lo que al realizar la
medición, en las tres fases se obtienen valores similares.
Figura 74. Equivalente óhmico
En conexión estrella, el valor de la resistencia es similar en las tres fases. Por lo que
se puede determinar con precisión si existe fase fallada.
Para las dos condiciones anteriores según la norma IEEE std 62-1995
numeral.1.1.1.2 establece los parámetros a seguir.
Tabla 10 Conexiones de la prueba de resistencia óhmica
Nota: Para la conexión delta se considera el equivalente serie.
PRUEBAPUNTAS DE PRUEBA
MEDICIÓN CONEXIÓN(1) (2)
1 H1 H0 H1-H0 1 Estrella2 H2 H0 H2-H0 2 Estrella3 H3 H0 H1-H0 3 Estrella4 X1 X3 X1-X3, X1-X2+ X2-X3 4, 5+6 Delta5 X2 X1 X1-X2, X1-X3+ X3-X2 5, 6+4 Delta6 X3 X2 X2-X3, X3-X1+ X1-X2 6, 4+5 Delta
107
En la conexión delta, el valor de la resistencia implica la medición de una fase en
paralelo con la resistencia en serie de las otras dos fases. Por lo que al realizar la
medición, en las tres fases se obtienen valores similares.
Figura 74. Equivalente óhmico
En conexión estrella, el valor de la resistencia es similar en las tres fases. Por lo que
se puede determinar con precisión si existe fase fallada.
Para las dos condiciones anteriores según la norma IEEE std 62-1995
numeral.1.1.1.2 establece los parámetros a seguir.
Tabla 10 Conexiones de la prueba de resistencia óhmica
Nota: Para la conexión delta se considera el equivalente serie.
PRUEBAPUNTAS DE PRUEBA
MEDICIÓN CONEXIÓN(1) (2)
1 H1 H0 H1-H0 1 Estrella2 H2 H0 H2-H0 2 Estrella3 H3 H0 H1-H0 3 Estrella4 X1 X3 X1-X3, X1-X2+ X2-X3 4, 5+6 Delta5 X2 X1 X1-X2, X1-X3+ X3-X2 5, 6+4 Delta6 X3 X2 X2-X3, X3-X1+ X1-X2 6, 4+5 Delta
108
Medidor trifásico de resistencia de devanadosUno de los instrumentos muy prácticos y exactos para medir la resistencia de los
devanados es la unidad UNITRONICS UM3B la cual está diseñada para medir bajas
resistencias en transformadores. Para esto la unidad proporciona una corriente
necesaria para magnetizar el bobinado y estabilizar la medida, asegurando la
repetitividad de la misma. Para el cálculo de los resultados, el software toma en
cuenta el grupo de conexión y la temperatura para ofrecer los valores de resistencia
óhmica simples y compuestos de cada uno de los devanados y en base a una
temperatura de referencia.
Con la unidad UNITRONICS UM3B se puede detectar problemas como:
Falsos contactos en conexiones
Cortocircuitos entre espiras
Puntos calientes en el bobinado
La prueba es sencilla, automática y guiada por el software de la unidad
UNITRONICS UM3B. En la siguiente figura 71(b) se muestra otro equipo de medición
utilizado para la resistencia óhmica marca multi-amp.
Figura 75. (a) Unidad de medida de resistencia de Figura 75. (b) Unidad de medida de resistenciade bobinados de la firma UNITRONICS, modelo UM3B bobinados de la firma MULTI-AMP
109
2.4 Prueba de impedancia de transformadores de potencia ( IEEE Std 62-1995Numeral 6.1.4)
La impedancia de cortocircuito (%Z) de los transformadores de potencia medida se
debe comparar con el valor de placa o los valores de prueba de fábrica. Cualquier
diferencia entre estos valores, puede ser indicio de deformaciones en los devanados.
Que detecta la medición.Detecta variaciones o cambios en la geometría de los devanados. Indicio de
deformaciones en los devanados. Las deformaciones en los devanados se producen
debido los esfuerzos mecánicos, provocados por corrientes de falla en los circuitos
alimentadores o por daño mecánico durante la transportación y/o instalación.
Normalmente, las mediciones son efectuadas en cada fase y un cambio mayor al 3%
de la impedancia de cortocircuito (%Z), debe ser considerado significante.
En qué consiste la medición.Este método consiste en aplicar un voltaje al devanado del cual se desea medir su
impedancia, teniendo el otro devanado cortocircuitado. Se conecta un wáttmetro, un
amperímetro y un voltímetro en el devanado para medir la potencia, la corriente y la
caída de tensión en él. Para ésta prueba generalmente se utiliza una fuente de
voltaje (440 V ó 220 V) de corriente alterna trifásica, el cual debe ajustarse hasta
obtener una corriente en el devanado igual a la nominal. Una vez alcanzada dicha
condición, se toman lecturas de voltaje, corriente y potencia con los equipos de
medición instalados en el circuito de prueba (ver figura 76).
El valor de %Z del transformador trifásico es dado por la siguiente ecuación:
% = 160 + + ( )
110
En donde:
%Z: Es la impedancia de cortocircuito del transformador.
E12,E23,E31: Son las tensiones medidas (V).
Im: Es la corriente de prueba medida (A).
KVA3r : Es la capacidad trifásica (KVA).
KV1r: Es la tensión nominal de línea a línea de los devanados energizados
(KV).
Preparativos de la pruebaAntes de realizar la prueba, es necesario tomar en cuenta las siguientes
consideraciones:
a) Desenergizar el equipo a evaluar, o bien, si se trata de un equipo nuevo o que
se encuentre en mantenimiento, debe retirarse cualquier conexión externa de
la boquilla.
b) Verificar que el tanque se encuentre aterrizado.
c) Verificar que el neutro se encuentre aterrizado.
d) Colocar el cambiador de derivaciones en la posición superior, nominal, o en la
que se encuentre conectado el transformador de acuerdo a lo indicado en la
placa de datos.
e) Determinar la temperatura de los devanados con suficiente precisión.
f) Los conductores utilizados para realizar el cortocircuito en los devanados,
debe tener una sección transversal igual o mayor a la sección transversal de
la boquilla del transformador.
g) La frecuencia de la fuente de prueba empleada debe estar dentro del ±0.5%
del valor nominal.
111
Circuito de conexiónEn la siguiente figura se muestra el diagrama de conexión para la medición de
impedancia en transformadores trifásicos, independientemente si el tipo de conexión
es delta o estrella.
Figura 76. (Diagrama de conexiones para prueba de transformadores trifásicos)
111
Circuito de conexiónEn la siguiente figura se muestra el diagrama de conexión para la medición de
impedancia en transformadores trifásicos, independientemente si el tipo de conexión
es delta o estrella.
Figura 76. (Diagrama de conexiones para prueba de transformadores trifásicos)
111
Circuito de conexiónEn la siguiente figura se muestra el diagrama de conexión para la medición de
impedancia en transformadores trifásicos, independientemente si el tipo de conexión
es delta o estrella.
Figura 76. (Diagrama de conexiones para prueba de transformadores trifásicos)
112
Equipo requeridoPara realizar la medición de impedancia se requiere el siguiente equipo:
a) Fuente de alimentación (de 220 V de preferencia)
b) Amperímetro de escala múltiple
c) Voltímetro de escala apropiada a la fuente
d) Vatímetro
Medidor trifásico de impedancia de cortocircuitoUno de los instrumentos muy prácticos y exactos es el UM5B de la marca Unitronics,
el cual es un equipo de medida de impedancia de cortocircuito de transformadores
de potencia. Este instrumento aplica para medidas de impedancia una tensión en el
bobinado de alta del transformador, teniendo en cortocircuito el devanado de baja de
tensión midiendo la tensión y la corriente que circula por el devanado de alta tensión,
obteniendo con éstos parámetros el ángulo de desfase entre ellos.
Figura 77. Unidad de medida de impedancia de cortocircuito de la firma UNITRONICS, modelo UM5B.
Criterios de aceptaciónCuando se detecta una variación mayor al ±3% en la impedancia medida con
respecto a la calculada se debe investigar la causa.
113
2.5 Prueba de relación de transformación a transformadores de potencia (IEEEStd 62-1995. Numeral 6.1.2.3)
DefiniciónLa relación de transformación en un transformador es la relación entre el número de
vueltas del devanado primario con el número de vueltas del devanado secundario.
En qué consiste la mediciónLa relación de transformación en un transformador es aquella que se obtiene de la
medición ya sea del número de vueltas de los devanados, la relación entre voltaje
primario y secundario o la relación entre corrientes de los devanados.
Que detecta la mediciónEsta prueba detecta cortocircuitos o circuitos abiertos en el enrollamiento de los
devanados, problemas con las conexiones del cambiador de taps, y además sirve
para confirmar las relaciones de los datos de placa.
Ecuaciones para cálculosLa ecuación fundamental de la relación de transformación entre el devanado primario
y secundario de un transformador relaciona corrientes y voltajes:
= = =Donde es la relación de espiras del transformador.
En los transformadores trifásicos conectados en delta-delta o estrella-estrella, el
desplazamiento angular es de 0°. En transformadores con conexión delta-estrella o
estrella delta, el desplazamiento angular es de 30°.
114
De acuerdo con la norma (IEEE std 62-1995. Numeral 6.1.5.2), el devanado de alta
tensión tiene un desplazamiento angular adelantado de 30° con respecto al
devanado de baja tensión, sin importar que las conexiones sean estrella-delta o
delta-estrella.
En la siguiente tabla, se muestran las fórmulas de relación de transformación para
transformadores con conexión delta-estrella y estrella-delta-
Tabla 11 Fórmulas de relaciónConexión
Primario/SecundarioRelación
entre espiraVoltaje
secundarioDelta/Estrella = 1.73 VV = 1.73 VEstrella/Delta = V1.73V = V1.73
Interpretación de resultados
Una vez registrados todos los valores de las relaciones de transformación
experimentales y las teóricas, se calcula el porcentaje de error entre los valores
obtenidos y los datos teóricos. El porcentaje de error de la relación de transformación
debe de estar dentro del rango de ± 0.5 % del valor de placa del transformador, para
cada derivación o tap (según norma IEEE std 62-1995. Numeral 6.1.5.2). Estas
pruebas se deben de realizar en todas las derivaciones del transformador, para
constatar que los valores obtenidos están acorde a la placa de datos del
transformador.
Para interpretar los resultados, es necesario calcular el porciento de diferencia entre
la relación teórica y la relación medida, según la siguiente ecuación:
% = − x 100
115
Donde:
%DIF: Porcentaje de diferencia entre la relación teórica y la medida
RT: Relación teórica
RM: Relación Medida
Equipo de medición1. Medidor de relación de transformación (TTR), el cual proporciona directamente
la relación de transformación de cada fase en forma individual y de un solo
paso, los equipos más comunes son monofásicos y requieren probar cada
fase individualmente.
2. Equipo para la medición de TTR mediante la aplicación de alta tensión con
niveles de hasta 10 KV, por ejemplo el medidor M4000 marca doble, este
emplea un capacitor auxiliar y la prueba consiste en efectuar la medición de la
capacitancia de este dispositivo auxiliar en forma independiente (C1), y su
capacitancia aparente (C2) cuando es conectado en el lado del devanado de
menor tensión. y mediante una simple relación entre las capacitancia (C1) y
(C2) se obtiene la relación de transformación buscada.
El nivel de tensión aplicado dependerá del nivel que soporta el devanado en su
operación normal a voltaje nominal, principalmente por el nivel de aislamiento que
pueden soportar los devanados del Transformador.
Es importante mencionar que la diferencia entre ambas pruebas principalmente
estriba en el nivel de tensión aplicado ya que una corriente de fuga entre espiras de
un devanado no podrá ser detectada por el equipo de baja tensión utilizado en la
primera prueba, sin embargo al aplicar alta tensión es posible que estos arqueos de
corriente estén presentes y sean detectados al momento de la prueba.
116
La Figura78, muestra el diagrama esquemático de la conexión del transformadorpara la prueba de TTR en alta tensión.
(a)
(b).Figura 78. Prueba de TTR para un transformador estrella-delta; (a) Medición de C1, (b) Medición de C2
Equipo de medición M4000 marca doble además proporciona de una manera precisa
los resultados de los ensayos realizados en cada una de las pruebas (factor de
potencia y corriente de excitación) de diagnóstico a los transformadores de potencia.
Figura 79. Equipo de medición M4000 marca doble
116
La Figura78, muestra el diagrama esquemático de la conexión del transformadorpara la prueba de TTR en alta tensión.
(a)
(b).Figura 78. Prueba de TTR para un transformador estrella-delta; (a) Medición de C1, (b) Medición de C2
Equipo de medición M4000 marca doble además proporciona de una manera precisa
los resultados de los ensayos realizados en cada una de las pruebas (factor de
potencia y corriente de excitación) de diagnóstico a los transformadores de potencia.
Figura 79. Equipo de medición M4000 marca doble
116
La Figura78, muestra el diagrama esquemático de la conexión del transformadorpara la prueba de TTR en alta tensión.
(a)
(b).Figura 78. Prueba de TTR para un transformador estrella-delta; (a) Medición de C1, (b) Medición de C2
Equipo de medición M4000 marca doble además proporciona de una manera precisa
los resultados de los ensayos realizados en cada una de las pruebas (factor de
potencia y corriente de excitación) de diagnóstico a los transformadores de potencia.
Figura 79. Equipo de medición M4000 marca doble
117
2.6 Pruebas de factor de potencia del aislamiento de los transformadores depotencia (IEEE Std 62-1995. Numeral 6.1.6 )
El Factor de Potencia de un aislamiento es una cantidad a dimensional normalmente
expresada en por ciento, que se obtiene de la resultante formada por la corriente de
carga de pérdidas que toma el aislamiento al aplicarle una corriente de un voltaje
determinado.
El factor de potencia de un aislamiento se define como el coseno del ángulo entre el
vector del voltaje aplicado y el vector de la corriente total que circula por el
aislamiento bajo prueba = cos θ
Figura 80. Diagrama vectorial equivalente de un aislamiento bajo prueba
Debido a la situación de no ser aislantes perfectos, además de una corriente de
carga puramente capacitiva (Ic), siempre los atravesará una corriente que está en
fase con el voltaje aplicado (IR), a esta corriente se le denomina de pérdidas
dieléctricas. Sin embargo, cuando el transformador es energizado en el lado del
secundario, la corriente resistiva es muy pequeña y prácticamente limita las pérdidas
dieléctricas. En estas condiciones, el factor de potencia es muy bajo y la corriente
total está compuesta casi solo por el componente capacitivo. Por consiguiente, se
puede representar el factor de potencia como la relación entre la corriente resistiva y
la corriente capacitiva (muy parecida a la total).
117
2.6 Pruebas de factor de potencia del aislamiento de los transformadores depotencia (IEEE Std 62-1995. Numeral 6.1.6 )
El Factor de Potencia de un aislamiento es una cantidad a dimensional normalmente
expresada en por ciento, que se obtiene de la resultante formada por la corriente de
carga de pérdidas que toma el aislamiento al aplicarle una corriente de un voltaje
determinado.
El factor de potencia de un aislamiento se define como el coseno del ángulo entre el
vector del voltaje aplicado y el vector de la corriente total que circula por el
aislamiento bajo prueba = cos θ
Figura 80. Diagrama vectorial equivalente de un aislamiento bajo prueba
Debido a la situación de no ser aislantes perfectos, además de una corriente de
carga puramente capacitiva (Ic), siempre los atravesará una corriente que está en
fase con el voltaje aplicado (IR), a esta corriente se le denomina de pérdidas
dieléctricas. Sin embargo, cuando el transformador es energizado en el lado del
secundario, la corriente resistiva es muy pequeña y prácticamente limita las pérdidas
dieléctricas. En estas condiciones, el factor de potencia es muy bajo y la corriente
total está compuesta casi solo por el componente capacitivo. Por consiguiente, se
puede representar el factor de potencia como la relación entre la corriente resistiva y
la corriente capacitiva (muy parecida a la total).
117
2.6 Pruebas de factor de potencia del aislamiento de los transformadores depotencia (IEEE Std 62-1995. Numeral 6.1.6 )
El Factor de Potencia de un aislamiento es una cantidad a dimensional normalmente
expresada en por ciento, que se obtiene de la resultante formada por la corriente de
carga de pérdidas que toma el aislamiento al aplicarle una corriente de un voltaje
determinado.
El factor de potencia de un aislamiento se define como el coseno del ángulo entre el
vector del voltaje aplicado y el vector de la corriente total que circula por el
aislamiento bajo prueba = cos θ
Figura 80. Diagrama vectorial equivalente de un aislamiento bajo prueba
Debido a la situación de no ser aislantes perfectos, además de una corriente de
carga puramente capacitiva (Ic), siempre los atravesará una corriente que está en
fase con el voltaje aplicado (IR), a esta corriente se le denomina de pérdidas
dieléctricas. Sin embargo, cuando el transformador es energizado en el lado del
secundario, la corriente resistiva es muy pequeña y prácticamente limita las pérdidas
dieléctricas. En estas condiciones, el factor de potencia es muy bajo y la corriente
total está compuesta casi solo por el componente capacitivo. Por consiguiente, se
puede representar el factor de potencia como la relación entre la corriente resistiva y
la corriente capacitiva (muy parecida a la total).
118
En este caso, la ecuación sería: = =Donde: ≈
Figura 81. Circuito eléctrico equivalente de un aislamiento bajo prueba
El ángulo complementario a es delta () como se indica en el gráfico anterior. El
valor de la tangente de dicho ángulo se define como el factor de disipación. Este
factor es aproximadamente igual al factor de potencia y esta dado por:ó ( ) = tan =Tanto el factor de disipación, como el de potencia deben ser valores bajos, pues
representan pérdidas indeseables en el aislamiento que pueden diagnosticar
presencia de cavidades en esta y por ende aparición de descargas parciales.
Ecuación para cálculo de FPEl factor de potencia es la relación de las pérdidas del dieléctrico (watts, miliwatts),
entre la carga que demanda el aislamiento bajo prueba (mili-amperes, milivolt-
ampere), manejado en porciento para facilidad de referencia.
El porciento de factor de potencia (%FP) es calculado usando la pérdida en watts de
la corriente total medida.
= ( é )(100)( )( )118
En este caso, la ecuación sería: = =Donde: ≈
Figura 81. Circuito eléctrico equivalente de un aislamiento bajo prueba
El ángulo complementario a es delta () como se indica en el gráfico anterior. El
valor de la tangente de dicho ángulo se define como el factor de disipación. Este
factor es aproximadamente igual al factor de potencia y esta dado por:ó ( ) = tan =Tanto el factor de disipación, como el de potencia deben ser valores bajos, pues
representan pérdidas indeseables en el aislamiento que pueden diagnosticar
presencia de cavidades en esta y por ende aparición de descargas parciales.
Ecuación para cálculo de FPEl factor de potencia es la relación de las pérdidas del dieléctrico (watts, miliwatts),
entre la carga que demanda el aislamiento bajo prueba (mili-amperes, milivolt-
ampere), manejado en porciento para facilidad de referencia.
El porciento de factor de potencia (%FP) es calculado usando la pérdida en watts de
la corriente total medida.
= ( é )(100)( )( )118
En este caso, la ecuación sería: = =Donde: ≈
Figura 81. Circuito eléctrico equivalente de un aislamiento bajo prueba
El ángulo complementario a es delta () como se indica en el gráfico anterior. El
valor de la tangente de dicho ángulo se define como el factor de disipación. Este
factor es aproximadamente igual al factor de potencia y esta dado por:ó ( ) = tan =Tanto el factor de disipación, como el de potencia deben ser valores bajos, pues
representan pérdidas indeseables en el aislamiento que pueden diagnosticar
presencia de cavidades en esta y por ende aparición de descargas parciales.
Ecuación para cálculo de FPEl factor de potencia es la relación de las pérdidas del dieléctrico (watts, miliwatts),
entre la carga que demanda el aislamiento bajo prueba (mili-amperes, milivolt-
ampere), manejado en porciento para facilidad de referencia.
El porciento de factor de potencia (%FP) es calculado usando la pérdida en watts de
la corriente total medida.
= ( é )(100)( )( )
119
Los valores obtenidos de factor de potencia deben ser referenciados a una
temperatura de 20°C de tal manera que se pueda evaluar a una misma temperatura
y su tendencia en futuras mediciones.
Que detecta la mediciónLa prueba del factor de potencia es otra manera de evaluar las condiciones del
aislamiento de los devanados de transformadores, es una indicación de sus pérdidas
por unidad de volumen, un incremento del valor de FP puede indicar: humedad,
suciedad envejecimiento, contaminación, fallas, esfuerzos dieléctricos.
Método de pruebaLa prueba consiste en aplicar un potencial determinado (10 KV) al aislamiento que se
desea probar, medir la potencia en watts que se disipa a través de él y medir la carga
del mismo en volta-amperios.
Los cuidados a tomar en cuenta para ejecutar la prueba es des energizar los
terminales externas a las boquillas, desconectar el neutro del devanado, se debe
conectar en cortocircuito cada devanado en las terminales de sus boquillas y además
verificar que la superficie de las boquillas debe de estar limpia y seca.
Valores o límites recomendadosLos valores según la (IEEE std 62-1995. Numeral 6.1.6), para un FP<0.5% (20°C) se
considera excelente estado si el valor se encuentra entre 0.5% y 1.0% (20°C) son
aceptables y si el valor supera el 1% (20°C) es motivo de preocupación.
Se deberán realizar pruebas adicionales para investigar la causa del valor alto. Por lo
que deberían probarse los aisladores pasatapas y el líquido aislante para ver si ellos
contribuyen al valor alto de factor de potencia.
120
ConsideracionesPara la interpretación de resultados de prueba, es necesario el conocimiento de
valores básicos de factor de potencia de materiales aislantes. Como referencia, se
presentan valores de factor de potencia y constantes dieléctricas de algunos
materiales.Tabla 12. Materiales aislantes, factor de potencia y constante dieléctrica de interpretación de resultados.
MATERIAL %FP A 20°C CONST. DIELECTRICAAire 0.0 1.0
Aceite 0.1 2.1Papel 0.5 2.0
Porcelana 2.0 7.0Hule 4.0 3.6
Barniz Cambray 4.0-8.0 4.5Agua 100.0 81.0
Equipo de mediciónEl equipo que se utilizan para realizar la prueba, es un medidor de factor de potencia,
existen varios tipos y marcas en el mercado, como por ejemplo el modelo M4000 de
doble.
Diagrama esquemático de los aislamientos de un transformador
Figura 82. Esquema de aislamiento de un transformador de potencia
Los aislamientos representados como CH (devanado de alta), CX (devanado de
baja) y CHX (devanado de alta-baja), son respectivamente los aislamientos entre el
devanado de alta tensión y tierra, entre el devanado de baja tensión y tierra, y el
aislamiento entre los devanados de alta y baja tensión. Estos aislamientos aunque
actúan distribuidos a lo largo de los devanados, se muestran como un solo capacitor
para mayor simplicidad.
121
Prueba del factor de potencia del aislamiento
Figura 83. Prueba del factor de potencia del aislamiento del transformador de potencia
Tabla 13 Conexiones de pruebaPRUEBA CONEXIONES DE PRUEBA MIDE
(A) (B) MODO1 H X Ground CH+CHX2 H X Guarda CH3 X H Ground CX+CHX4 X H Guarda CX5 H X UST CHX
UST: Prueba de espécimen no puesto a tierra
121
Prueba del factor de potencia del aislamiento
Figura 83. Prueba del factor de potencia del aislamiento del transformador de potencia
Tabla 13 Conexiones de pruebaPRUEBA CONEXIONES DE PRUEBA MIDE
(A) (B) MODO1 H X Ground CH+CHX2 H X Guarda CH3 X H Ground CX+CHX4 X H Guarda CX5 H X UST CHX
UST: Prueba de espécimen no puesto a tierra
121
Prueba del factor de potencia del aislamiento
Figura 83. Prueba del factor de potencia del aislamiento del transformador de potencia
Tabla 13 Conexiones de pruebaPRUEBA CONEXIONES DE PRUEBA MIDE
(A) (B) MODO1 H X Ground CH+CHX2 H X Guarda CH3 X H Ground CX+CHX4 X H Guarda CX5 H X UST CHX
UST: Prueba de espécimen no puesto a tierra
122
2.7 Prueba de corriente de excitación a transformadores de potencia (IEEE Std62-1995. Numeral 6.1.3)
La corriente de excitación es la que se genera en el transformador cuando se aplica
voltaje en los terminales del devanado de alta tensión, cuando el devanado de baja
tensión se encuentra abierto o sin carga.
Que detecta la medición.Detecta numerosos problemas tales como los daños o cambios en la geometría de
núcleo y devanados; así como espiras en cortocircuito, y juntas o terminales con
mala calidad.
En qué consiste la medición.Las pruebas de corriente de excitación se realizan con el medidor de factor de
potencia que se disponga. Consiste en medir la corriente (en miliamperios) que toma
un devanado de alta tensión al aplicar un nivel de voltaje de prueba de 10Kv a 60 Hz
manteniendo el transformador en vacio, es decir el devanado de baja tensión abierto.
La magnitud de la corriente de excitación, depende del voltaje aplicado, del número
de vueltas y de las dimensiones del devanado, cuando un devanado tiene una o
varias espiras en corto, estas espiras se convierten en un devanado adicional que se
encuentra en corto circuito incrementando las perdidas. Estas pérdidas originan que
la corriente de excitación se incremente.
También el exceso de corriente se puede deber a efectos dentro del circuito
magnético, como por ejemplo, cuando el núcleo presenta multi-aterrizamientos,
incrementan las pérdidas debido a la existencia de fallas en el aislamiento de los
tornillos de sujeción que aterrizan al núcleo con el yugo. Otro daño en el circuito
magnético consiste en el desplazamiento de las láminas del núcleo y la falla en su
aislamiento, lo cual incrementa sus pérdidas.
123
En los transformadores conectados en estrella, la corriente de excitación se logra
medir aplicando un voltaje independiente a cada una de las fases y conectando un
amperímetro en serie entre el neutro y tierra. En este caso la corriente de excitación
medida en la pierna central es menor a la medida en las otras dos fases. Esto se
debe a que el flujo retorna por las dos piernas adyacentes. Luego de obtener los
resultados se compara con otros registros de otras unidades similares.
Preparativos de la pruebaAntes de realizar la prueba, es necesario tomar en cuenta las siguientes
consideraciones:
a) Todas las pruebas de corriente de excitación deben efectuarse en el devanado
de mayor tensión.
b) Cada devanado debe medirse en dos direcciones, es decir, primero se
energiza una terminal, se registran sus lecturas y enseguida se energiza la
otra terminal registrando también sus lecturas.
c) Tanto la prueba que se esté realizando ya sea en estrella no debe de exceder
el voltaje nominal de línea a neutro del transformador, y si la prueba que se
realice es en delta no debe de exceder el voltaje nominal de línea a línea del
transformador.
Calculo de la corriente de excitación.Cuando los valores obtenidos se comparan con valores históricos, o con mediciones
de otras fases o con las mediciones directas e inversas de la misma fase, se
considera como aceptable una variación de ±5%.
Las variaciones se calcularan de la siguiente forma:
% = − 100
124
Cuando las variaciones entre los valores de corriente de excitación exceden él 5%,
(IEEE Std 62-1995. Numeral 6.1.6) se debe investigar las causas una de ellas es que
el núcleo se encuentre magnetizado.
Equipo a utilizarEquipo a utilizar para la medición de la corriente de excitación es el M4000 de
DOBLE ENGINEERING
Circuito de conexión
Figura 84. Medición de corriente de excitación en un Figura 85. Medición de corriente de excitaciónen un Tx conectado en estrella. (Medición directa) Tx conectado en estrella. (Medición inversa).
Tabla 14 Medición de la corriente de excitación en un transformador conectado en estrella.
TIPO DEMEDICIÓN
TERMINALA
ENERGIZAR
TERMINALDE
MEDICIÓNTERMINALESFLOTADAS
TERMINALESATERRIZADAS
CORRIENTE DEEXCITACIÓN(IE)
DirectaH1 H0 H2,H3,X1,X2,X3 X0* H1-H0H2 H0 H1,H3,X1,X2,X3 X0* H2-H0H3 H0 H1,H2,X1,X2,X3 X0* H3-H0
InversaH0 H1 H2,H3,X1,X2,X3 X0* H0-H1H0 H2 H1,H3,X1,X2,X3 X0* H0-H2H0 H3 H1,H2,X1,X2,X3 X0* H0-H3
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Cuando las variaciones entre los valores de corriente de excitación exceden él 5%,
(IEEE Std 62-1995. Numeral 6.1.6) se debe investigar las causas una de ellas es que
el núcleo se encuentre magnetizado.
Equipo a utilizarEquipo a utilizar para la medición de la corriente de excitación es el M4000 de
DOBLE ENGINEERING
Circuito de conexión
Figura 84. Medición de corriente de excitación en un Figura 85. Medición de corriente de excitaciónen un Tx conectado en estrella. (Medición directa) Tx conectado en estrella. (Medición inversa).
Tabla 14 Medición de la corriente de excitación en un transformador conectado en estrella.
TIPO DEMEDICIÓN
TERMINALA
ENERGIZAR
TERMINALDE
MEDICIÓNTERMINALESFLOTADAS
TERMINALESATERRIZADAS
CORRIENTE DEEXCITACIÓN(IE)
DirectaH1 H0 H2,H3,X1,X2,X3 X0* H1-H0H2 H0 H1,H3,X1,X2,X3 X0* H2-H0H3 H0 H1,H2,X1,X2,X3 X0* H3-H0
InversaH0 H1 H2,H3,X1,X2,X3 X0* H0-H1H0 H2 H1,H3,X1,X2,X3 X0* H0-H2H0 H3 H1,H2,X1,X2,X3 X0* H0-H3
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Cuando las variaciones entre los valores de corriente de excitación exceden él 5%,
(IEEE Std 62-1995. Numeral 6.1.6) se debe investigar las causas una de ellas es que
el núcleo se encuentre magnetizado.
Equipo a utilizarEquipo a utilizar para la medición de la corriente de excitación es el M4000 de
DOBLE ENGINEERING
Circuito de conexión
Figura 84. Medición de corriente de excitación en un Figura 85. Medición de corriente de excitaciónen un Tx conectado en estrella. (Medición directa) Tx conectado en estrella. (Medición inversa).
Tabla 14 Medición de la corriente de excitación en un transformador conectado en estrella.
TIPO DEMEDICIÓN
TERMINALA
ENERGIZAR
TERMINALDE
MEDICIÓNTERMINALESFLOTADAS
TERMINALESATERRIZADAS
CORRIENTE DEEXCITACIÓN(IE)
DirectaH1 H0 H2,H3,X1,X2,X3 X0* H1-H0H2 H0 H1,H3,X1,X2,X3 X0* H2-H0H3 H0 H1,H2,X1,X2,X3 X0* H3-H0
InversaH0 H1 H2,H3,X1,X2,X3 X0* H0-H1H0 H2 H1,H3,X1,X2,X3 X0* H0-H2H0 H3 H1,H2,X1,X2,X3 X0* H0-H3
125
2.8 Pruebas de factor de potencia y capacitancia de boquillas (bushings). IEEEStd 62-1995. Numeral 6.2
Un bushing, es esencialmente una serie de capacitores concéntricos entre el
conductor central y el conector del soporte de tierra.
Figura 86. Comportamiento de un bushing capacitivo
La figura 86 se muestra un típico diseño de un condensador capacitor. Iguales
capacitancias, CA a través de C1, producen igual distribución de voltaje desde el
conductor central energizado hasta la capa y brida del condensador aterrizado.
Que detecta la medición.Esta prueba se realiza con el medidor de factor de potencia (M-4000).el cual detecta
el deterioro de la graduación capacitiva de los bushings, que se manifiesta en un
incremento en el valor de la capacitancia nominal, así como también de las perdidas
del sistema dieléctrico (papel-aceite), y malformación del mismo (porcelana) del
bushing.
En qué consiste la medición.Las pruebas del factor de potencia y capacitancia a los bushings. Se realizan con el
medidor de factor de potencia.
125
2.8 Pruebas de factor de potencia y capacitancia de boquillas (bushings). IEEEStd 62-1995. Numeral 6.2
Un bushing, es esencialmente una serie de capacitores concéntricos entre el
conductor central y el conector del soporte de tierra.
Figura 86. Comportamiento de un bushing capacitivo
La figura 86 se muestra un típico diseño de un condensador capacitor. Iguales
capacitancias, CA a través de C1, producen igual distribución de voltaje desde el
conductor central energizado hasta la capa y brida del condensador aterrizado.
Que detecta la medición.Esta prueba se realiza con el medidor de factor de potencia (M-4000).el cual detecta
el deterioro de la graduación capacitiva de los bushings, que se manifiesta en un
incremento en el valor de la capacitancia nominal, así como también de las perdidas
del sistema dieléctrico (papel-aceite), y malformación del mismo (porcelana) del
bushing.
En qué consiste la medición.Las pruebas del factor de potencia y capacitancia a los bushings. Se realizan con el
medidor de factor de potencia.
125
2.8 Pruebas de factor de potencia y capacitancia de boquillas (bushings). IEEEStd 62-1995. Numeral 6.2
Un bushing, es esencialmente una serie de capacitores concéntricos entre el
conductor central y el conector del soporte de tierra.
Figura 86. Comportamiento de un bushing capacitivo
La figura 86 se muestra un típico diseño de un condensador capacitor. Iguales
capacitancias, CA a través de C1, producen igual distribución de voltaje desde el
conductor central energizado hasta la capa y brida del condensador aterrizado.
Que detecta la medición.Esta prueba se realiza con el medidor de factor de potencia (M-4000).el cual detecta
el deterioro de la graduación capacitiva de los bushings, que se manifiesta en un
incremento en el valor de la capacitancia nominal, así como también de las perdidas
del sistema dieléctrico (papel-aceite), y malformación del mismo (porcelana) del
bushing.
En qué consiste la medición.Las pruebas del factor de potencia y capacitancia a los bushings. Se realizan con el
medidor de factor de potencia.
126
Las mediciones que se realizan son:
Medición capacitiva en C1
Medición capacitiva en C2.
Medición con collar caliente.
Medición capacitiva en C1.Esta medición permite determinar la capacitancia entre el conductor principal y el tap
capacitivo de la boquilla. El valor obtenido se compara con el valor indicado en la
placa de datos. El valor aceptable para C1 es del 0.5% corregido a una temperatura
del 20°C.
Si la medición indica una diferencia del 5% se deberá investigar la causa con una
diferencia del 10% de debe de retirar de servicio. Para investigar la causa se
recomienda realizar pruebas adicionales del laboratorio, cromatografía de gases,
pruebas físico químicas al aceite etc.
Figura 87. Prueba C1-UST.
126
Las mediciones que se realizan son:
Medición capacitiva en C1
Medición capacitiva en C2.
Medición con collar caliente.
Medición capacitiva en C1.Esta medición permite determinar la capacitancia entre el conductor principal y el tap
capacitivo de la boquilla. El valor obtenido se compara con el valor indicado en la
placa de datos. El valor aceptable para C1 es del 0.5% corregido a una temperatura
del 20°C.
Si la medición indica una diferencia del 5% se deberá investigar la causa con una
diferencia del 10% de debe de retirar de servicio. Para investigar la causa se
recomienda realizar pruebas adicionales del laboratorio, cromatografía de gases,
pruebas físico químicas al aceite etc.
Figura 87. Prueba C1-UST.
126
Las mediciones que se realizan son:
Medición capacitiva en C1
Medición capacitiva en C2.
Medición con collar caliente.
Medición capacitiva en C1.Esta medición permite determinar la capacitancia entre el conductor principal y el tap
capacitivo de la boquilla. El valor obtenido se compara con el valor indicado en la
placa de datos. El valor aceptable para C1 es del 0.5% corregido a una temperatura
del 20°C.
Si la medición indica una diferencia del 5% se deberá investigar la causa con una
diferencia del 10% de debe de retirar de servicio. Para investigar la causa se
recomienda realizar pruebas adicionales del laboratorio, cromatografía de gases,
pruebas físico químicas al aceite etc.
Figura 87. Prueba C1-UST.
127
Medición capacitiva en C2.Esta medición permite determinar la capacitancia entre el tap capacitivo y la brida de
la boquilla. Se recomienda la realizar la prueba a 500V, el valor obtenido se compara
con el valor de la capacitancia o datos anteriores.
Figura 88. Prueba C2-GST guarda.
Medición con collar caliente.Esta medición se debe realizar a boquillas llenas de aceite o compound y el collar
caliente se coloca en el primer faldón superior. Con esta medición se verifica el nivel
aceite, humedad interna, así como las fisuras del aislamiento externo. Los valores
obtenidos en la medición deben ser ≤ 0.1W. a 10 Kv. Si al realizar la medición los
resultados se encuentran fuera del rango de aceptación, se debe de realizar la
medición de con collar caliente múltiple (esta medición se realiza colocando el collar
faldón por faldón).
128
Interpretación de resultados.Las lecturas de la prueba de factor de potencia en bushings pueden depender de
ciertos factores como la temperatura y humedad. Para los valores prácticos se debe
corregir referenciado a una temperatura estándar (20°C), se consideran normales
valores de factor de potencia por debajo de 0.5%.
Figura 89. Medición de collar - UST
129
2.9 Pruebas de componentes y accesorios de los transformadores de potencia.
2.9.1 Pruebas del relevador buchholzGeneralidadesRecordando que el relevador buchholz es una protección para transformadores con
tanque conservador. Este relevador actúa en consecuencia de los defectos.
Fallas a tierra entre elementos bajo tensión y núcleo de hierro o cuba
Cortocircuito entre espiras
Fuga de aceite continua
Entrada de aire en el sistema
Es importante que el relevador responda solamente a los defectos que pueden surgir
en el transformador. Influencias externas por ejemplo, fuertes vibraciones como
terremotos o otras provocadas por las condiciones de funcionamiento no deben
provocar el funcionamiento del relevador buchholz; por esa razón, este tipo de
relevador es insensible a las vibraciones y soporta choques hasta cinco veces la
aceleración de la gravedad.
DescripciónEl relevador buchholz consta de los siguientes elementos: su caja de soporte, juego
de contactos y la tapa. Para verificar el funcionamiento de los contactos, existen dos
ventanas en cada lado de la caja, si es necesario realizar la fijación de las ventanas
se realiza por medio de tornillos de aprieto, en la parte más baja de la caja existe un
tapón de vaciamiento.
El juego de contactos, el grifo de purga, el interruptor de ensayo, dos soportes y los
terminales de conexión están fijados en la tapa. Los terminales de conexión y el
terminal de tierra se encuentran en la caja de terminales que forma una sola pieza de
fundición con la tapa del relevador.
130
Los elementos de protección y disparo son los siguientes:
El sistema de alarma, superior, que comprende: el flotador superior con imán
permanente, y interruptor magnético.
El sistema de disparo, inferior, que comprende: el flotador inferior con imán
permanente, interruptor magnético y válvula de retención ajustable.
De los cuatro terminales de conexión, los cables de los terminales 1 y 2 se conectan
al dispositivo de disparo y los cables de los terminales 3 y 4 al dispositivo de alarma.
FuncionamientoEn estado de reposo los dos flotadores se encuentran en la posición superior por
acción del impulso ejercido por el aceite existente en el relé. Si ocurre una fuga de
aceite continua, el nivel de aceite en el relé baja y, con él, el flotador superior baja a
la posición inferior. A medida el aceite continúa fugándose el imán acoplado
mecánicamente al flotador pasa por el interruptor magnético, que hace actuar un
contacto eléctrico. Esta actuación provoca una señal de alarma, en éste caso el nivel
del líquido indica un valor menor que 300 cm³ en la escala del visor.
Si después de la alarma, sigue habiendo pérdida de líquido, el nivel en el relé bajará
aún más, lo que provocará que baje el flotador interior. Entonces, el imán inferior
acoplado mecánicamente al flotador inferior, pasará por el interruptor magnético que
hace actuar también un contacto eléctrico, se dará entonces el corte del aparato a
proteger. Esta operación tiene lugar antes que el nivel del líquido llegue a la parte
inferior del diámetro interior de la tubería.
131
Cuando ocurre un defecto eléctrico en el transformador, existe siempre la formación
de gases, conforme el defecto sea grande o pequeño así será abundante o diminuta
la formación de gases. El gas formado sube en el transformador y llega al relé por
medio de la tubería.
En el relevador buchholz, el gas sube también y se aloja, en un espacio previsto
especialmente para eso, por encima del flotador superior. El aceite es desplazado
por el gas y el flotador superior baja, acompañando el nivel del aceite. Habrá
entonces una alarma por perdida de aceite. Desde éste nivel, si la formación de gas
es pequeña, el gas pasará directamente hacia el conservador y no hace actuar el
flotador inferior. Sin embargo si la falla es grande, la formación de gas será muy
grande y en este caso, el gas provocará un fuerte flujo de aceite hacia el
conservador.
En el relevador Buchholz esta corriente de aceite empuja la válvula de retención,
colocada próximo a la entrada, en dirección del desplazamiento del aceite. De esta
forma el imán pasa también por el interruptor magnético inferior, actuando el
respectivo contacto eléctrico. Así se consigue el corte para protección del
transformador.
Ajuste de la válvula de retenciónEn el relé con dos flotadores, es posible ajustar la válvula de retención-acoplada al
flotador inferior desde la velocidad de evacuación de 65 cm/s hasta 150 cm/s. Se
suministra ajustada en 100 cm/s, para modificar el valor del ajuste es necesario
vaciar el Buchholz, abrirlo y después de desapretar el tornillo de fijación, ajustar la
válvula de retención para el valor pretendido he indicado en la escala.
Ensayo de funcionamiento del flotador de alarma con la bomba de ensayoSe adapta una bomba de ensayo, tipo bomba de bicicleta, al grifo de purga. Se abre
el grifo y, con la bomba, se introduce aire en el relé hasta que el contacto sea
actuado por el descenso del flotador superior.
132
Prueba de funcionamiento del flotador de alarma y del flotador de disparo pormedio del interruptor de prueba.
Cuando se aprieta el interruptor de ensayo, baja primero el flotador superior y
después el inferior. De esta forma se simula el funcionamiento en caso de falta de
aceite. La posición de los flotadores puede ser observada por las ventanas de la
caja. El funcionamiento eléctrico puede ser determinado por el buen funcionamiento
de los componentes que el relevador buchholz acciona (alarma, disparo). Antes de
poner el transformador en servicio, es necesario hacer un ensayo de funcionamiento
del relevador buchholz lleno de aceite.
Figura 90. Vista interna del relevador buchholz
133
2.9.2 Pruebas a termómetros de aceites y devanado
GeneralidadesCon la finalidad de que el personal encargado de la operación y mantenimiento del
transformador pueda conocer la temperatura del líquido aislante, devanados, así
como la del transformador, los fabricantes del mismo instalan medidores de
temperatura en el tanque del transformador, y es necesario por lo tanto realizar un
mantenimiento a estos componentes, a continuación mostraremos las pruebas a
termómetros de aceite y devanados.
Comprobación de calibraciónPara comprobar la calibración hay que colocar el bulbo en agua hirviendo (100°C) o
en baño de agua con temperatura homogénea y utilizando un termómetro para
controlar la temperatura.
Medir la temperatura después de transcurridos 15 minutos. Si fuera necesario,
ajustar la aguja girando con cuidado el tornillo de la aguja. Si el error es mayor que
5°C hay que referirse al distribuidor o fabricante.
Ajuste de los micro interruptoresEl ajuste del micro-interruptor es para calibran en fábrica, pero se puede ajustar cada
micro-interruptor de forma independiente utilizando la escala del micro-interruptor de
la siguiente manera:
Se afloja el tornillo situado en la aguja roja
Se sujeta el tornillo y se gira la escala hasta que la aguja roja, situada debajo
del tornillo, se situé sobre el punto de contacto elegido
Se aprieta el tornillo en ésa posición.
Para comprobar que la posición de contacto es correcta, se gira lentamente el
eje de la escala, de tal forma que la aguja indicadora de la temperatura apunte
a valores de la escala más alta.
134
No se debe girar el eje de la escala en la otra dirección, ya que se puede des
calibrar el indicador. Para efectuar la comprobación, el indicador debe estar
colocado en posición vertical
Los micro-interruptores, cuyos contactos se cierran cuando aumenta la temperatura,
tienen los siguientes valores de corte y cierre (Para modelo de termómetro AKM serie
34 para temperatura de aceite y el serie 35 temperatura de devanado):
6 A 250 VC.A.2 A 250 V C.C
Tabla 15. Valores de micro interruptores
Indicador de la temperatura del devanado (WTI)
El indicador de temperatura de devanado (tiene la misión de medir la temperatura en
el punto más caliente del devanado de un transformador. Como es difícil medir
directamente la temperatura del mismo se ha ideado un instrumento que permite
reproducir indirectamente la temperatura y vigilarla.
El indicador tiene un dispositivo sensor (1) situado en una cavidad llena de aceite
existente en la tapa de la caja del transformador. Este sensor está conectado a la
caja del instrumento mediante una conducción capilar (2). El tubo capilar está unido
al fuelle de medida (3) del instrumento.
El sistema de medida está lleno de un líquido que cambia de volumen al variar la
temperatura. Un fuelle de compensación actúa sobre el fuelle de medida mediante la
transmisión 4, con lo que se compensan las variaciones de temperatura ambiente.
135
Figura 91. Indicador de temperatura de devanado
Indicador de la temperatura del aceite (OTI)El indicador de temperatura de aceite cumple las funciones de medición y protección
del transformador.
Medición:a) Permite medir la temperatura de la capa superior de aceite.
b) Registra la temperatura máxima alcanzada por el transformador.
2 Tubo capilar3 Fuelle de medida4 Fuelle de compresión6 Conductores de conexión7 Mecanismo de transmisión8 Aguja9 Eje10 Conmutador de mercurio11 Tambor graduado12 Bloque de terminales15 Prensaestopas para los cables18 Aguja19 Tornillo de fijación
1 Cavidad llena de aceite2 Tubo capilar5 Resistencia de calentamiento16 Transformador de intensidad
principal17 Unidad de adaptación AKM 44677 o
44678
135
Figura 91. Indicador de temperatura de devanado
Indicador de la temperatura del aceite (OTI)El indicador de temperatura de aceite cumple las funciones de medición y protección
del transformador.
Medición:a) Permite medir la temperatura de la capa superior de aceite.
b) Registra la temperatura máxima alcanzada por el transformador.
2 Tubo capilar3 Fuelle de medida4 Fuelle de compresión6 Conductores de conexión7 Mecanismo de transmisión8 Aguja9 Eje10 Conmutador de mercurio11 Tambor graduado12 Bloque de terminales15 Prensaestopas para los cables18 Aguja19 Tornillo de fijación
1 Cavidad llena de aceite2 Tubo capilar5 Resistencia de calentamiento16 Transformador de intensidad
principal17 Unidad de adaptación AKM 44677 o
44678
135
Figura 91. Indicador de temperatura de devanado
Indicador de la temperatura del aceite (OTI)El indicador de temperatura de aceite cumple las funciones de medición y protección
del transformador.
Medición:a) Permite medir la temperatura de la capa superior de aceite.
b) Registra la temperatura máxima alcanzada por el transformador.
2 Tubo capilar3 Fuelle de medida4 Fuelle de compresión6 Conductores de conexión7 Mecanismo de transmisión8 Aguja9 Eje10 Conmutador de mercurio11 Tambor graduado12 Bloque de terminales15 Prensaestopas para los cables18 Aguja19 Tornillo de fijación
1 Cavidad llena de aceite2 Tubo capilar5 Resistencia de calentamiento16 Transformador de intensidad
principal17 Unidad de adaptación AKM 44677 o
44678
136
Protección:Al subir la temperatura y alcanzar los valores previamente establecidos cierra los
contactos de:
a) 1º etapa – arranque de ventiladores.
b) 2º etapa – arranque de ventiladores.
c) Señalización de alarma.
d) Desconexión.
El instrumento está compuesto por una caja estanca, de aluminio, con un visor de
policarbonato, tras el cual se aprecian el indicador de temperatura y las escalas. Por
la parte inferior de la caja sale un tubo capilar flexible con su correspondiente sonda.
El sistema detector de la temperatura es del tipo de expansión (sin mercurio).
El tubo capilar de cromo niquel con acabado galvanoplástico de estaño está
protegido por una cubierta de PVC. Las temperaturas recomendadas para el ajuste
de los contactos de alarma y desenganche en el termómetro AKM 34 son los
siguientes:
Alarma: 85ºC
Disparo: 95ºC
Figura 92. Indicador de la temperatura del aceite.
1 Indicador máximo deagua
2 Escala
3 Indicador
4 Escala
5 Tubo capilar
6 Sensor
136
Protección:Al subir la temperatura y alcanzar los valores previamente establecidos cierra los
contactos de:
a) 1º etapa – arranque de ventiladores.
b) 2º etapa – arranque de ventiladores.
c) Señalización de alarma.
d) Desconexión.
El instrumento está compuesto por una caja estanca, de aluminio, con un visor de
policarbonato, tras el cual se aprecian el indicador de temperatura y las escalas. Por
la parte inferior de la caja sale un tubo capilar flexible con su correspondiente sonda.
El sistema detector de la temperatura es del tipo de expansión (sin mercurio).
El tubo capilar de cromo niquel con acabado galvanoplástico de estaño está
protegido por una cubierta de PVC. Las temperaturas recomendadas para el ajuste
de los contactos de alarma y desenganche en el termómetro AKM 34 son los
siguientes:
Alarma: 85ºC
Disparo: 95ºC
Figura 92. Indicador de la temperatura del aceite.
1 Indicador máximo deagua
2 Escala
3 Indicador
4 Escala
5 Tubo capilar
6 Sensor
136
Protección:Al subir la temperatura y alcanzar los valores previamente establecidos cierra los
contactos de:
a) 1º etapa – arranque de ventiladores.
b) 2º etapa – arranque de ventiladores.
c) Señalización de alarma.
d) Desconexión.
El instrumento está compuesto por una caja estanca, de aluminio, con un visor de
policarbonato, tras el cual se aprecian el indicador de temperatura y las escalas. Por
la parte inferior de la caja sale un tubo capilar flexible con su correspondiente sonda.
El sistema detector de la temperatura es del tipo de expansión (sin mercurio).
El tubo capilar de cromo niquel con acabado galvanoplástico de estaño está
protegido por una cubierta de PVC. Las temperaturas recomendadas para el ajuste
de los contactos de alarma y desenganche en el termómetro AKM 34 son los
siguientes:
Alarma: 85ºC
Disparo: 95ºC
Figura 92. Indicador de la temperatura del aceite.
1 Indicador máximo deagua
2 Escala
3 Indicador
4 Escala
5 Tubo capilar
6 Sensor
137
CAPÍTULO III ANÁLISIS DE ACEITES A TRANSFORMADORES DE POTENCIA
3.1 Introducción
En este capítulo su enfoque es reforzar, ampliar y mostrar los ensayos y el análisis
de aceites utilizados en los transformadores de potencia, se muestran las pruebas
realizadas en el laboratorio de pruebas de aceite dieléctrico del transformador las
cuales servirán como un marco histórico para un análisis se podrá diagnosticar su
estado actual para garantizar el funcionamiento óptimo del transformador de
potencia.
Debido a que los transformadores se basan en la topología de construcción bajo las
normas y estándares internacionales (ANSI IEEE), mostraremos cuales son los que
se cumplen en el aceite aislante utilizado en el transformador de potencia.
Formularemos seguidamente el diseño de modelo de mantenimiento de
transformadores de potencia de acuerdo a las pruebas de campo y del análisis de
muestras de aceite, previamente para mostrar al usuario los datos que le permitirán
diagnosticar efectivamente las fallas del transformador y optimizar su continuidad de
servicio.
138
3.2 Generalidades del aceite3.2.1 Antecedentes históricos del aceite en transformadoresLos primeros transformadores no empleaban el aceite como medio aislante, si no
que utilizaban el aire como medio dieléctrico. En cuanto a los diseños de
transformadores presentaban grandes pérdidas de energía, esto debido a que
generaban una gran cantidad de calor en el núcleo y las bobinas. El aire no era
suficientemente efectivo para disipar el calor, por lo que se limitó la utilidad del
transformador a diseños de muy baja capacidad. Elihu Thomson patentó el uso
del aceite mineral en 1887 y aproximadamente cinco años más tarde, se utilizaba
el aceite como aislante dieléctrico en el ámbito comercial.
3.2.2 Tipos de aceitesEl aceite es un componente muy importante del aislamiento del transformador. El
aceite aislante debe tener una rigidez dieléctrica alta, un bajo factor de potencia,
una estabilidad química y física, y de preferencia de bajo costo. Existen diferentes
tipos de aceites aislantes, los cuales podemos clasificar en: sintético, los
derivados del petróleo y vegetales.
3.3 Aceites sintéticos3.3.1 Generalidades de los PCB´sEstos aceites son comúnmente llamados bifenilos policlorados (PCB´s) también
conocidos como askareles o PCD´s son compuestos químicos formados por
cloro, carbono e hidrógeno. Fueron sintetizados por primera vez en 1881 por
SCHMITT-SCHULZ en Alemania.
Los PCB´s son sustancias con fórmula general C12H10-nCln. El número y posición
de los átomos de cloro determina las propiedades biológicas y su comportamiento
ambiental de cada uno de los bifenilos policlorados (PCB´s)
139
En 1929, la empresa Monsanto (EE.UU.) inició la producción industrial. El PCB es
resistente al fuego, muy estable, no conduce electricidad, tiene baja volatilidad a
temperaturas normales, son insolubles en agua, químicamente estables,
altamente aislantes, con el punto de ebullición a alta temperatura, y no
inflamables (+170º C).
Muchos experimentos de laboratorio y otros estudios han intentado determinar los
efectos que producen los PCB´s en la salud de los seres humanos, los PCB´s
pueden ingresar en el cuerpo a través del contacto de la piel, por la inhalación de
vapores o por la ingestión de alimentos en la cadena alimenticia que contengan
residuos del compuesto.
Pero el principal riesgo ocurre si los transformadores explotan o se prenden
fuego, en ese caso el PCB se transforma en un producto químico denominado
dioxina, estas son las sustancias más dañinas que se conocen. Suele ser más
tóxico que el cianuro y se ha comprobado que son cancerígenos.
El PCB es considerado un "contaminante orgánico persistente", es decir que
permanece en el medio ambiente por largos períodos. En 1972, La Ley sobre
dictaminación y fabricación de sustancias químicas prohibió en principio la
producción, la importación y la utilización de los bifenilos policlorados.
En 1976 la Organización mundial para la salud (OMS) recomendó la prohibición
de la fabricación, comercialización y uso de los PCB’s a nivel mundial. En 1978 la
Organización de Naciones Unidas (ONU), recomendó la destrucción de los
PCB’s, mediante su incineración a altas temperaturas.
140
3.3.2 Usos de los PCB’sDebido a su gran estabilidad térmica, química y biológica, así como por su
elevada constante dieléctrica, los PCBs se usaron anteriormente como aislantes
para equipos eléctricos como transformadores, capacitores y termostatos.
Por sus características anti-inflamables la mayoría de los aceites dieléctricos con
PCB´s se usaron fundamentalmente en áreas con alto riesgo de incendio, tales
como plantas industriales, en transporte colectivo de tracción eléctrica (tranvías) y
en la industria petroquímica.
3.3.3 Peligros para la salud que originan las dioxinas y los PCB’sLa Organización Mundial de la Salud comprobó, que el PCB es cancerígeno y las
dioxinas generadas por la explosión e incendio de los transformadores producen:
Leucemias
Mal de Párkinson
Diabetes
Malformaciones
Chloracné: una condición dolorosa que desfigura la piel, con manchas de
color rojizo y eczemas.
Daños al hígado y páncreas.
Anemias crónicas.
Irritación en las mucosas.
Hoy existen alternativas al PCB mucho más seguras como los aceites de silicón o
ciertos tipos de aceite mineral dieléctricos.
141
3.3.4 Aceites SiliconadosEste tipo de aceite o fluido Siliconado (Polímero de Dimetilsiloxano nombre
químico) es una base de silicona dimetílica, en la actualidad es uno de los
compuestos menos peligrosos y uno de los mejores sustitutos de los PCB´s. Este
tipo de aceite es altamente estable, con una capacidad de resistencia al fuego
más alta que los aceites minerales y además es un refrigerante dieléctrico y no
contaminante.
Si a un transformador proyectado para aceite mineral o PCB´s se lo refrigera con
aceite siliconado, la potencia del transformador se reduce en 5-10% debido a su
mayor viscosidad.
Recientemente se han empleado fluidos sintéticos a base de silicona en
aplicaciones especiales donde un alto grado de seguridad y muy amplio tiempo
de servicio es requerido. Las pruebas a los aceites sintéticos a base de silicona
son prácticamente las mismas que se realizan a un aceite mineral. El test de
oxidación no se requiere para las siliconas debido a que este material no se oxida
(no forma lodos).
142
3.4 Aceites mineralesLos aceites dieléctricos de origen mineral se obtienen de derivados del petróleo,
que posee propiedades eléctricas aislantes.
El proceso de fabricación involucra la destilación del crudo y su posterior
refinación mediante tratamientos por ácidos, extracción por solventes o
hidrogenación.
Figura 93. Proceso general de fabricación del aceite mineral
El aceite mineral se encuentra formado por compuestos de hidrocarburos y no-
hidrocarburos. A continuación, se presenta de forma breve la composición
química del aceite mineral.
HidrocarburosPor definición, los hidrocarburos son compuestos químicos que contienen solo
hidrógeno y carbono. Los compuestos de hidrocarburos son el mayor
constituyente del aceite mineral y pueden ser divididos en tres grandes grupos:
• Parafínicos
• Nafténicos
• Aromáticos
142
3.4 Aceites mineralesLos aceites dieléctricos de origen mineral se obtienen de derivados del petróleo,
que posee propiedades eléctricas aislantes.
El proceso de fabricación involucra la destilación del crudo y su posterior
refinación mediante tratamientos por ácidos, extracción por solventes o
hidrogenación.
Figura 93. Proceso general de fabricación del aceite mineral
El aceite mineral se encuentra formado por compuestos de hidrocarburos y no-
hidrocarburos. A continuación, se presenta de forma breve la composición
química del aceite mineral.
HidrocarburosPor definición, los hidrocarburos son compuestos químicos que contienen solo
hidrógeno y carbono. Los compuestos de hidrocarburos son el mayor
constituyente del aceite mineral y pueden ser divididos en tres grandes grupos:
• Parafínicos
• Nafténicos
• Aromáticos
142
3.4 Aceites mineralesLos aceites dieléctricos de origen mineral se obtienen de derivados del petróleo,
que posee propiedades eléctricas aislantes.
El proceso de fabricación involucra la destilación del crudo y su posterior
refinación mediante tratamientos por ácidos, extracción por solventes o
hidrogenación.
Figura 93. Proceso general de fabricación del aceite mineral
El aceite mineral se encuentra formado por compuestos de hidrocarburos y no-
hidrocarburos. A continuación, se presenta de forma breve la composición
química del aceite mineral.
HidrocarburosPor definición, los hidrocarburos son compuestos químicos que contienen solo
hidrógeno y carbono. Los compuestos de hidrocarburos son el mayor
constituyente del aceite mineral y pueden ser divididos en tres grandes grupos:
• Parafínicos
• Nafténicos
• Aromáticos
143
a) Parafínicos: Los parafínicos son generalmente considerados
hidrocarburos saturados, caracterizados por una estructura de enlaces
rectos.
Figura 94. Estructura de un hidrocarburo parafínico
b) Nafténicos: Los nafténicos son clasificados como compuestos de enlaces
en forma de anillo, los nafténicos pueden ser monocíclicos, bicíclicos, etc.
Figura 95. Estructura de un hidrocarburo naftenico monocíclico
c) Aromáticos: Los compuestos aromáticos, poseen uno o más anillos
aromáticos, los cuales pueden ser unidos con anillos acíclicos.
Figura 96. Estructura de un hidrocarburo aromático
143
a) Parafínicos: Los parafínicos son generalmente considerados
hidrocarburos saturados, caracterizados por una estructura de enlaces
rectos.
Figura 94. Estructura de un hidrocarburo parafínico
b) Nafténicos: Los nafténicos son clasificados como compuestos de enlaces
en forma de anillo, los nafténicos pueden ser monocíclicos, bicíclicos, etc.
Figura 95. Estructura de un hidrocarburo naftenico monocíclico
c) Aromáticos: Los compuestos aromáticos, poseen uno o más anillos
aromáticos, los cuales pueden ser unidos con anillos acíclicos.
Figura 96. Estructura de un hidrocarburo aromático
143
a) Parafínicos: Los parafínicos son generalmente considerados
hidrocarburos saturados, caracterizados por una estructura de enlaces
rectos.
Figura 94. Estructura de un hidrocarburo parafínico
b) Nafténicos: Los nafténicos son clasificados como compuestos de enlaces
en forma de anillo, los nafténicos pueden ser monocíclicos, bicíclicos, etc.
Figura 95. Estructura de un hidrocarburo naftenico monocíclico
c) Aromáticos: Los compuestos aromáticos, poseen uno o más anillos
aromáticos, los cuales pueden ser unidos con anillos acíclicos.
Figura 96. Estructura de un hidrocarburo aromático
144
No- HidrocarburosEl petróleo, del cual se deriva el aceite usado en transformadores, también
contiene compuestos que no son hidrocarburos. Dichos compuestos presentan
una estructura semejante a la de los hidrocarburos, con la salvedad de que los
átomos de carbono son reemplazados por uno, dos, tres o más átomos de azufre,
oxigeno o nitrógeno.
Los compuestos no-hidrocarburos en el aceite mineral pueden ser ácidos
nafténicos, ésteres, alcoholes, entre otros.
3.5 Aceites parafínicos y nafténicosExisten fundamentalmente dos tipos de crudos básicos para la obtención del aceite
aislante mineral, los de base nafténica y los de base parafínica.
Puesto que el aceite mineral es una mezcla de hidrocarburos, se denomina de base
parafínica cuando la proporción de hidrocarburos parafínicos son mayores que los
hidrocarburos nafténicos. Y caso contrario se denominan de base nafténica cuando
la proporción de hidrocarburos nafténicos son mayores que los hidrocarburos
parafínicos.
3.5.1 Diferencias de aceites parafínicos y nafténicosHasta el año 1920, el aceite aislante parafínico tenía amplio uso, pero su punto de
fluidez no era lo suficientemente bajo para que pudiese ser utilizado en aparatos
eléctricos instalados en la intemperie, en regiones cuyo invierno es riguroso.
Entonces fue substituido por el aceite nafténico, porque su punto de fluidez (-40
ºC) permitía su utilización en aparatos sometidos a temperaturas muy bajas. Las
materias primas del petróleo se están volviendo cada vez más escasas y por eso,
la utilización del aceite parafínico se vuelve cada vez más imperiosa. Tal hecho
motivó a la realización de investigaciones, para obtener un aceite parafínico con
características adecuadas para ser utilizado en aparatos eléctricos.
145
S. D. Myers tercera edición (“A Guide to Transformer Maintenance”), cita las
siguientes diferencias de los aceites parafínicos y nafténicos:
1. Precipitación de partículas de carbón.
En los aceites parafínicos, la precipitación de las partículas de carbón es
lenta en cambio en los aceites nafténicos es rápida.
2. Comportamiento en temperaturas bajas.
El aceite parafínico puede formar cera parafínica a 0 ºC, a no ser que sea
muy bien descerado. El aceite nafténico se comporta muy bien a –40 ºC.
3. Formación de ácidos
Hay indicaciones de que los ácidos formados en los aceites parafínicos
son más fuertes que de los que se forman en los aceites nafténicos.
4. Liberación de gases
El aceite parafínico libera el hidrogenado gaseoso, que es desaconsejable.
Los aceites nafténicos absorben el hidrogenado gaseoso.
5. Punto de anilina y recuperación
Los aceites parafínicos tienen un punto de anilina más elevado (de 79 ºC a
84 ºC) que los nafténicos (de 59 ºC a 82 ºC) y por eso su regeneración es
más difícil.
6. Rompimientos y Burbujeo
Durante el enfriamiento del aceite parafínico, puede haber formación de
burbujas o rompimiento de la corriente de flujo del aceite debido a su
contracción. Como consecuencia, la rigidez eléctrica de todo el sistema de
aislamiento queda reducida, pudiendo haber formación de descargas
parciales.
146
7. Viscosidad del aceite
Con la baja temperatura, la viscosidad del aceite aumenta. La colocación
de un modificador de flujo en el aceite parafínico mejora su escurrimiento.
Datos conflictivosA. El envejecimiento de los aceites parafínicos tienden a producir mayor
cantidad de dióxido de carbono en papel aislante que los nafténicos. Se
concluye por lo tanto que el papel celulósico se deteriorara más rápido en
el aceite parafínico, lo que contradice con la creencia general de que el
envejecimiento de la aislación parece no depender del aceite.
B. Estudios realizados hasta ahora Indican que los aceites parafínicos,
mezclados con otros tipos de aceite, descerados y adicionados de
modificadores de escurrimiento, pueden ser comparados con los
tradicionales aceites nafténicos. Muchas autoridades en el asunto
reconocen que la mejor manera de probar el aceite aislante es colocarlos
en servicio y acompañar su comportamiento.
Composición de los aceites parafínicos y nafténicosLas propiedades de un buen aceite de transformador no son propias o no están
presentes, en forma exclusiva, en un determinado tipo de hidrocarburo, sino que
por el contrario se encuentran repartidas entre varios (Nafténicos, parafínicos y
aromáticos). Una composición típica de un buen aceite dieléctrico responde a las
siguientes proporciones:
Hidrocarburos Aromáticos: 4 a 7%
Hidrocarburos Parafínicos: 45 a 55%
Hidrocarburos Nafténicos: 50 a 60%
147
Los contenidos de los diferentes tipos de hidrocarburos en un aceite varían según
el crudo empleado, y la cantidad total después del refinado variará de uno a otro
proceso. La variedad de los tipos de hidrocarburos que se encuentran en los
aceites de transformador dependerá de los destilados, del tipo de procesado y del
uso a que se destine el aceite: no inhibido o inhibido, etc.
Es importante tener en cuenta que, aunque todos estos aceites satisfacen las
normativas estándar de la actualidad, pueden presentar un comportamiento
bastante distinto cuando entran en servicio.
Características de los hidrocarburos.
Parafínicos
Tienen menor tendencia a la formación de gases, lo cual es muy
conveniente para la operación de los transformadores.
Buena estabilidad a la oxidación.
Nafténicos
Buena estabilidad a la oxidación.
Excelente fluidez a baja temperatura.
Baja tendencia a la formación de gases y carbones ante descargas
eléctricas.
Aceptable coeficiente de expansión.
Alta tensión interfacial.
148
Aromáticos
Bajo coeficiente de expansión, que dificulta la disipación de calor y con ello
la función de refrigeración o enfriamiento que le corresponde al aceite
dieléctrico, cuando están en exceso.
Baja estabilidad a la oxidación, pero forman compuestos químicos estables
que no presentan subsiguientes reacciones de oxidación, actuando como
"capturadores" de oxígeno.
Alto poder de solvencia frente a las lacas y resinas (bajo punto de anilina),
que puede fácilmente arruinar el aislamiento de los devanados,
dependiendo de las especificaciones de las lacas y resinas del
recubrimiento.
Conviene recordar que el lodo originado en la oxidación prematura de los
aromáticos, se acumula en los conductos por donde debe circular el aceite
y dificulta su función refrigerante. Sin embargo, algunos compuestos
aromáticos actúan como “inhibidores naturales” de oxidación, y por lo
tanto, su presencia en pequeña proporción es siempre deseable y
necesaria.
Hasta hace poco tiempo con sólo determinar el tipo básico, indicaba ya la calidad
del aceite, con esto se decía que el aceite nafténico era de mejor calidad y por lo
tanto se podía usar en equipo de alto voltaje y que el parafínico era de inferior
calidad y sólo podía usarse en equipo de bajo voltaje ó en transformadores de
distribución.
Se considera que es la forma de destilación y los aditivos aplicados lo que
proporciona la calidad del aceite, por lo que el análisis del mismo es el que
indicará si es ó no adecuado para el equipo de que se trate.
149
Las características finales deseadas de un aceite aislante han sufrido
modificaciones, de acuerdo a la experiencia y conocimientos en el pasado, lo
único buscado y que decidía la calidad de un aceite era su estabilidad a la
oxidación, por lo tanto se desarrollaron numerosos métodos de prueba, más tarde
cambió este criterio en favor de propiedades físico-químicas, tales como el factor
de potencia y la tensión de ruptura.
En la actualidad la tendencia es relacionar las características de los aceites con
su composición química. De acuerdo a esto se han obtenido muchos procesos
para coordinar el uso de materias primas adecuadas con diferentes reactivos y
obtener el aceite de mejor calidad.
De esta manera el concepto de aceites malos y buenos ha desaparecido, ya que
las investigaciones actuales nos dicen que la mezcla de hidrocarburos permite un
mejor aprovechamiento de las propiedades de cada uno.
3.6 Aceite VegetalEs un refrigerante dieléctrico compuesto en éster natural basado en semillas
oleaginosas y aditivos de mejoría de desempeño de clase comestible. Se degrada
rápido y totalmente en el suelo y en ambientes acuáticos. El fluido se comporta
como no tóxico en ensayos de toxicidad acuáticos. Es de color verde para
destacar su perfil ambiental favorable y distinguirlo del aceite mineral.
El aceite vegetal tiene características importantes tales como alta rigidez
dieléctrica, un coeficiente de expansión, presenta características térmicas
mejoradas con una viscosidad más próxima del aceite de transformador
convencional, y excelente estabilidad química con el tiempo. Su excelente
desempeño fue confirmado en más de 20.000 instalaciones en el campo desde
199814.
14 Boletín B900-00092S, Informaciones del Producto, Junio 2007. COOPER Power Systems
150
El aceite vegetal recibió la preferencia de adquisición del Gobierno Federal de
EE.UU. por el departamento de Agricultura (USDA) como material de base
biológica según publicación 7 CFR 2902, de 10 de febrero de 2005. Es una
excelente opción para norma ISO 14000 u otros programas ambientales similares
que fomentan el uso de materiales y procedimientos alternativos ambientalmente
agradables.
Para mantener las propiedades ideales del fluido para su utilización prevista como
fluido aislante eléctrico, la exposición al oxígeno, humedad y otros contaminantes
debe ser minimizada.
3.7 Propiedades físicas, químicas y eléctricas del aceite dieléctrico (Parafínicoy Nafténico).
Para que un aceite dieléctrico cumpla adecuadamente con su trabajo debe tener
ciertas características físicas, químicas y eléctricas, las principales son:
Propiedades físicas1. ViscosidadPor definición, la viscosidad de un fluido es la resistencia que dicho fluido
presenta al moverse o deslizarse sobre una superficie sólida. Mientras más
viscoso es el aceite, mayor será la resistencia que ofrecerá a moverse dentro del
transformador y será menos efectiva su función de refrigeración.
Por esta razón, los aceites dieléctricos deben tener una baja viscosidad para
facilitar la disipación del calor generado en la operación del transformador. Las
viscosidades máximas establecidas para aceites dieléctricos, a las diferentes
temperaturas de evaluación, mediante el método ASTM D- 445 o D-88, son:
151
Tabla 16 Viscosidades máximas en los aceites dieléctricos100°C 3 cSt15.40°C 12 cSt.0°C 76 cSt.
La figura 97 ilustra el comportamiento típico de la viscosidad de un aceite
dieléctrico con las variaciones de temperatura.
Figura 97. Curva de Viscosidad vs. Temperatura de los aceites Dieléctricos
2. Punto de fluidezSe define como la temperatura a la cual el aceite deja de fluir, mientras se somete
a un proceso de enfriamiento progresivo. Este dato sirve para identificar
diferentes tipos de aceites aislantes. Un punto de fluidez igual o mayor que 0°C
indica la presencia dominante de hidrocarburos parafínicos, en tanto que puntos
de fluidez del orden de -10°C son propios de las fracciones de petróleo.
15 Centi Stokes Unidad de viscosidad
151
Tabla 16 Viscosidades máximas en los aceites dieléctricos100°C 3 cSt15.40°C 12 cSt.0°C 76 cSt.
La figura 97 ilustra el comportamiento típico de la viscosidad de un aceite
dieléctrico con las variaciones de temperatura.
Figura 97. Curva de Viscosidad vs. Temperatura de los aceites Dieléctricos
2. Punto de fluidezSe define como la temperatura a la cual el aceite deja de fluir, mientras se somete
a un proceso de enfriamiento progresivo. Este dato sirve para identificar
diferentes tipos de aceites aislantes. Un punto de fluidez igual o mayor que 0°C
indica la presencia dominante de hidrocarburos parafínicos, en tanto que puntos
de fluidez del orden de -10°C son propios de las fracciones de petróleo.
15 Centi Stokes Unidad de viscosidad
151
Tabla 16 Viscosidades máximas en los aceites dieléctricos100°C 3 cSt15.40°C 12 cSt.0°C 76 cSt.
La figura 97 ilustra el comportamiento típico de la viscosidad de un aceite
dieléctrico con las variaciones de temperatura.
Figura 97. Curva de Viscosidad vs. Temperatura de los aceites Dieléctricos
2. Punto de fluidezSe define como la temperatura a la cual el aceite deja de fluir, mientras se somete
a un proceso de enfriamiento progresivo. Este dato sirve para identificar
diferentes tipos de aceites aislantes. Un punto de fluidez igual o mayor que 0°C
indica la presencia dominante de hidrocarburos parafínicos, en tanto que puntos
de fluidez del orden de -10°C son propios de las fracciones de petróleo.
15 Centi Stokes Unidad de viscosidad
152
Las fracciones de hidrocarburos nafténicos tienen puntos de fluidez entre -20 a
35°C y las fracciones de hidrocarburos aromáticos llegan a tener puntos de
fluidez del orden de los 40 a 60°C. Puntos de fluidez aceptables para aceites
dieléctricos, evaluado mediante el método ASTM D-97, es de 40°C a 50°C.
3. Punto de inflamaciónSe define como la mínima temperatura a la cual el aceite emite una cantidad de
vapores que es suficiente para formar una mezcla explosiva con el oxígeno del
aire en presencia de una llama. El punto de inflamación de los aceites dieléctricos
se ha fijado con un valor mínimo de 145°C y mientras más alto, será más segura
su utilización en transformadores e interruptores de potencia.
4. Tensión interfacialConviene recordar que la solubilidad de un líquido en otro y también la viscosidad
de ellos dependen, en buena parte, de su tensión superficial. Así por ejemplo,
cuando dos líquidos tienen una tensión superficial muy diferente son insolubles,
tal como sucede con el aceite y el agua. Ahora bien, en la interface o superficie
de contacto de dos líquidos insolubles, se sucede una interacción molecular que
tiende a modificar la tensión superficial de ambos líquidos en la zona de contacto;
en este caso se habla de tensión interfacial, la cual casi siempre es referida al
agua, como patrón de comparación.
Existen compuestos que se forman de la descomposición natural de los aceites
dieléctricos de origen mineral, que son igualmente solubles tanto en el agua como
en el aceite, modificando su tensión interfacial, causando un aumento
considerable de la humedad de saturación del aceite y haciéndolo más conductor
de la electricidad. La tensión interfacial mínima aceptada para aceites dieléctricos,
evaluada por el método ASTM D-971, es de 40 dinas/cm.
153
5. Punto de anilinaTemperatura a la cual un aceite dieléctrico se disuelve en un volumen igual de
anilina. Sirve como parámetro de control de calidad, ya que un aceite dieléctrico
con alto contenido de aromáticos disuelve la anilina a menor temperatura.
Temperaturas de disolución entre 78°C y 86°C corresponden a un buen
dieléctrico. El punto de anilina aceptado para aceites dieléctricos, evaluado
mediante el método ASTM D-611, es de 63°C a 84°C.
6. ColorLa intensidad de color del aceite dieléctrico depende de los tipos de hidrocarburos
que predominen en dicho aceite. Así por ejemplo, las fracciones parafínicas e
isoparafínicas son blancas y transparentes, color agua. Las nafténicas varían de
amarillo claro a amarillo verdoso.
Las aromáticas poseen coloraciones que van desde el amarillo rojizo (naranja) al
marrón oscuro. Para los aceites dieléctricos se ha fijado un color máximo de 0,5
(amarillo claro), buscando que el aceite sea predominantemente nafténico. El
color se determina mediante el método ASTM D-1500.
7. DensidadLa densidad del aceite tiene un valor normalmente medida de 0,9 Kg/dm3 a 15 ºC.
El coeficiente de dilatación volumétrico es aproximado 0.00075 [1/ºC] δ=
δ0/(1+0.00075x(t-t0))
154
Propiedades eléctricas para aceites dieléctricos (Parafínicos y Nafténicos)
8. Factor de potenciaEl factor de potencia mide las pérdidas de corriente que tienen lugar dentro del
equipo cuando se encuentra en operación. Estas pérdidas de corriente son
debidas a la existencia de compuestos polares en el aceite y a su vez son la
causa de los aumentos anormales de temperatura que se suceden en los equipos
bajo carga. El factor de potencia máximo permisible (%), evaluado mediante el
método ASTM D-924, es:
Tabla 17. Factor de potencia máximo permisible en los aceites dieléctricos
25°C 0,05%
100°C 0,3%
9. Rigidez dieléctricaLa rigidez dieléctrica de un aceite aislante es el mínimo voltaje en el que un arco
eléctrico ocurre entre dos electrodos metálicos. Indica la habilidad del aceite para
soportar tensiones eléctricas sin falla.
Una baja resistencia dieléctrica indica contaminación con agua, carbón u otra
materia extraña. Una alta resistencia dieléctrica es la mejor indicación de que el
aceite no contiene contaminantes. Los contaminantes que disminuyen la rigidez
dieléctrica pueden usualmente ser removidos mediante un proceso de filtración
(filtro prensa) o de centrifugación.
155
Propiedades químicas para aceites dieléctricos (Parafínicos y Nafténicos)
10.Estabilidad a la oxidaciónLos aceites dieléctricos, en razón de su trabajo, están expuestos a la presencia
de aire, altas temperaturas y a la influencia de metales catalizadores tales como
hierro y cobre, lo cual tiende a producir en el aceite cambios químicos que
resultan en la formación de ácidos y lodos.
Los ácidos atacan el tanque del transformador y reducen significativamente la
capacidad aislante del aceite con las consecuentes pérdidas eléctricas. Los lodos
interfieren en la transferencia de calor (enfriamiento), haciendo que las partes del
transformador estén sometidas a más altas temperaturas, situación que también
conduce a pérdidas de potencia eléctrica.
Como resulta obvio, es importante reducir al mínimo posible la presencia de estas
sustancias perjudiciales (ácidos y lodos). Por esta razón es esencial el uso de
aceites refinados que posean óptima resistencia a la oxidación y estabilidad
química que garanticen amplios periodos de funcionamiento y alarguen la vida de
los equipos.
11.Contenido de aguaEl total de agua que el aceite es capaz de absorber depende de la temperatura y
de la cantidad de moléculas polares. En la Figura 98 podemos comprobar lo difícil
que resulta mantener bajo el contenido de agua del aceite almacenado en áreas
muy cálidas y húmedas. Asimismo resulta obvio que el solo calentamiento del
aceite no reducirá el total de agua cuando exista agua libre en el sistema, dado
que la solubilidad del agua aumenta con la temperatura.
156
En cualquier caso, cuando haya presencia de agua libre, la menor viscosidad que
se obtiene al calentar el aceite proporciona una separación más rápida, pero
aumenta la cantidad de agua disuelta. En el mismo diagrama podemos también
observar que un mayor contenido aromático (polaridad) aporta un nivel de
saturación más alto para el agua.
Durante la oxidación del aceite se forma agua como producto derivado, siendo en
este caso una ventaja para el aceite el contar con una alta solubilidad, de modo
que no exista entonces agua libre. Los aceites con alto contenido de agua pueden
hacer espuma al ser des gasificados. No se trata de una espuma real. Puede
encontrarse.
Figura 98. Grafica de contenido de agua vrs temperatura
12.Número de neutralizaciónEn un aceite bien refinado, el valor de neutralización habrá de ser inferior a 0,01
mg KOH/g de aceite, aunque debido a que este método tiene una repetitividad de
0,03, el requisito mínimo es inferior a 0,03. En cualquier caso, este nivel es
demasiado alto para proporcionar indicación alguna sobre las propiedades del
aceite. Los aceites bien refinados no contaminados han de apuntar a un valor
objetivo inferior a 0,01.
156
En cualquier caso, cuando haya presencia de agua libre, la menor viscosidad que
se obtiene al calentar el aceite proporciona una separación más rápida, pero
aumenta la cantidad de agua disuelta. En el mismo diagrama podemos también
observar que un mayor contenido aromático (polaridad) aporta un nivel de
saturación más alto para el agua.
Durante la oxidación del aceite se forma agua como producto derivado, siendo en
este caso una ventaja para el aceite el contar con una alta solubilidad, de modo
que no exista entonces agua libre. Los aceites con alto contenido de agua pueden
hacer espuma al ser des gasificados. No se trata de una espuma real. Puede
encontrarse.
Figura 98. Grafica de contenido de agua vrs temperatura
12.Número de neutralizaciónEn un aceite bien refinado, el valor de neutralización habrá de ser inferior a 0,01
mg KOH/g de aceite, aunque debido a que este método tiene una repetitividad de
0,03, el requisito mínimo es inferior a 0,03. En cualquier caso, este nivel es
demasiado alto para proporcionar indicación alguna sobre las propiedades del
aceite. Los aceites bien refinados no contaminados han de apuntar a un valor
objetivo inferior a 0,01.
156
En cualquier caso, cuando haya presencia de agua libre, la menor viscosidad que
se obtiene al calentar el aceite proporciona una separación más rápida, pero
aumenta la cantidad de agua disuelta. En el mismo diagrama podemos también
observar que un mayor contenido aromático (polaridad) aporta un nivel de
saturación más alto para el agua.
Durante la oxidación del aceite se forma agua como producto derivado, siendo en
este caso una ventaja para el aceite el contar con una alta solubilidad, de modo
que no exista entonces agua libre. Los aceites con alto contenido de agua pueden
hacer espuma al ser des gasificados. No se trata de una espuma real. Puede
encontrarse.
Figura 98. Grafica de contenido de agua vrs temperatura
12.Número de neutralizaciónEn un aceite bien refinado, el valor de neutralización habrá de ser inferior a 0,01
mg KOH/g de aceite, aunque debido a que este método tiene una repetitividad de
0,03, el requisito mínimo es inferior a 0,03. En cualquier caso, este nivel es
demasiado alto para proporcionar indicación alguna sobre las propiedades del
aceite. Los aceites bien refinados no contaminados han de apuntar a un valor
objetivo inferior a 0,01.
157
Clasificación de los aceites dieléctricos (norma ASTM D-3487)
Las propiedades y el comportamiento de los aceites dieléctricos son similares en
muchos aspectos a los aceites para turbinas. Ambos circulan a temperaturas de
medianas a altas (40 a 95°C) por largos períodos de tiempo y en continuo
contacto con aire y metales. Los aceites dieléctricos se caracterizan por ser de
color claro y de baja viscosidad. Las especificaciones de los aceites dieléctricos
han sido establecidas, a nivel internacional, por organismos oficiales y
asociaciones de profesionales e industriales con el objeto de garantizar:
a. Una calidad uniforme en su producción.
b. Un desempeño óptimo durante todo el tiempo de servicio que, en todo caso,
no debe ser menor de cinco (5) años, cuando se emplean racionalmente en
equipos de alta potencia.
Las especificaciones internacionales más conocidas y adoptadas son las de la
Sociedad Americana de Ensayos y Materiales (American Society of Testing and
Materials, ASTM), que clasifica los aceites dieléctricos, mediante la norma ASTM
D-3487, como aceites tipo 1 y tipo 2.
Los aceites dieléctricos tipo 1 se definen como aceites para equipos eléctricos
donde se requiere una resistencia normal a la oxidación, y los de tipo 2 para
aquellas aplicaciones donde la resistencia a la oxidación debe ser mayor.
Los aceites tipo 1 se conocen como aceites no inhibidos, porque solamente
contienen hasta 0,08% en peso de aditivo antioxidante, y el tipo 2 son aceites
inhibidos, en los que el inhibidor de oxidación llega hasta 0,3% en peso. Las cifras
típicas de los aceites tipo 1 y tipo 2 se muestran en la tabla siguiente:
158
Figura 99. Valores típicos de las propiedades Fisicas, Quimicas y Electricas de los aceites tipo I y tipo II.NOTA: *BCP es el inhibidor de oxidación Butil P-Cresol
Las cuatro funciones del aceite del transformadorA medida que se ha desarrollado el uso, en general, de fluidos aislantes y en
particular el de aceite del transformador, debe cumplir cuatro funciones que
contribuyen a la operación del mismo.
Las cuatro funciones del aceite del transformador son:
1. El aceite proporciona rigidez dieléctrica; actúa como un material aislante y
dieléctrico.
2. El aceite se encarga de la transferencia de calor; actúa como medio de
enfriamiento.
158
Figura 99. Valores típicos de las propiedades Fisicas, Quimicas y Electricas de los aceites tipo I y tipo II.NOTA: *BCP es el inhibidor de oxidación Butil P-Cresol
Las cuatro funciones del aceite del transformadorA medida que se ha desarrollado el uso, en general, de fluidos aislantes y en
particular el de aceite del transformador, debe cumplir cuatro funciones que
contribuyen a la operación del mismo.
Las cuatro funciones del aceite del transformador son:
1. El aceite proporciona rigidez dieléctrica; actúa como un material aislante y
dieléctrico.
2. El aceite se encarga de la transferencia de calor; actúa como medio de
enfriamiento.
158
Figura 99. Valores típicos de las propiedades Fisicas, Quimicas y Electricas de los aceites tipo I y tipo II.NOTA: *BCP es el inhibidor de oxidación Butil P-Cresol
Las cuatro funciones del aceite del transformadorA medida que se ha desarrollado el uso, en general, de fluidos aislantes y en
particular el de aceite del transformador, debe cumplir cuatro funciones que
contribuyen a la operación del mismo.
Las cuatro funciones del aceite del transformador son:
1. El aceite proporciona rigidez dieléctrica; actúa como un material aislante y
dieléctrico.
2. El aceite se encarga de la transferencia de calor; actúa como medio de
enfriamiento.
159
3. El aceite protege el aislamiento sólido; actúa entre una barrera entre el
papel y los efectos dañinos del oxigeno y la humedad.
4. El aceite puede probarse para conocer las condiciones internas del equipo;
actúa como una herramienta de diagnóstico para la evaluación del
aislamiento sólido.
3.8 Tipos de aceites utilizados en transformadores de potencia.
Aceite para transformadores de potencia “VASTROL 65”Son productos minerales especializados que requieren condiciones particulares
de manufactura, las cuales les confieren sus propiedades características para su
uso específico en el sector eléctrico. Han sido elaborados a partir de destilados
nafténicos de rangos de destilación muy ajustados, obtenidos en nuestra
operación de destilación al vacío.
Una vez obtenida la base nafténica apropiada se somete a un estricto proceso de
refinación por sulfonación, neutralización, extracción, adsorción, filtración y
secado al vacío, hasta obtener un producto final de óptimas condiciones.
Los aceites VASTROL 65 cumplen con las normas ASTM D- 3487, El VASTROL
65 I, es un aceite inhibido que contiene un aditivo antioxidante especial, y cumple
con los requisitos para un aceite tipo I, El VASTROL 65 IX, es un aceite inhibido
que contiene en mayor cantidad un aditivo antioxidante especial y cumple con los
requisitos para ser un aceite tipo 2. Y están diseñados para ser utilizados en
Transformadores de potencia y de distribución.
160
Tabla 18 Ejemplo de valores limites de propiedades del aceite dieléctrico VASTROL 65
VALORES LIMITES METODO
INHIBIDO DENO INHIBIDO TIPO 1 TIPO 2 ENSAYO
FISICAS
Aspecto Visual Claro y brillante Claro y brillante Claro y brillante ASTM D 1 524
Color máximo 0.5 0.5 0.5 ASTM D 1 500
Punto de anilina ºC 63-84 63-84 63-84 ASTM D 611
Punto de inflamación, mínimo ºC 145 145 145 ASTM D 92
Punto de fluidez, máximo ºC -30 -30 -30 ASTM D 97
Tensión intefasial a 25 ºC, mínima, dinas/cm 40 40 40 ASTM D 971
Gravedad específica, 15 ºC/15 ºC 0.865- 0.910 0.865- 0.910 0.865-0.910 ASTM D 1 298
Viscosidad cinemática a 40 ºC, máximo, cst 12 12 12 ASTM D 445, D2 161
100 ºC 3 3 3 D 88
QUIMICAS
Azufre corrosivo No corrosivo No corrosivo No corrosivo ASTM D 1 275
Contenido de agua, máximo partes por millón 30 30 30 ASTMD 1533
Número de neutralización expresado como el
0.025 0.025 0.025 ASTM D 974Número de acidez total, máximo, mg KOH/g
De aceite
Contenido de inhibidor de oxidación, máximo,0.00 0.08 0.30 ASTM D 2668
% en peso
ELECTRICAS
Tensión de ruptura dieléctrica a 60 Hz
30 30 30 ASTM D 877Electrodos de disco, separación de los electrodos
De 2.54 mm, mínimo kV
Factor de potencia a 60 Hz máximo:
% a 100 ºC 0.30 0.30 0.30 ASTM D 924
% a 25 ºC 0.05 0.05 0.05
161
Lubricantes Shell Diala para transformadores de potenciaLa familia Shell Diala son aceites dieléctricos con excelentes propiedades de
estabilidad a la oxidación, para aplicaciones en donde se requiere una rápida
transmisión de calor. Su campo de aplicación es, principalmente, en transformadores
de potencia y distribución, pero también pueden ser usados en interruptores de
potencia en baño de aceite.
Poseen buenas propiedades refrigerantes debido a su baja viscosidad, lo cual facilita
la disipación del calor generado en los transformadores. Poseen excelente
estabilidad química y a la oxidación, permitiendo amplios períodos de funcionamiento
debido a su resistencia a la formación de lodos y ácidos.
Un aspecto importante es que los aceites Shell Diala están libres de PCB
(polyclorinados Bifenilos), elemento altamente tóxico y contaminante al medio
ambiente. Los aceites Shell Diala cumplen y exceden los requerimientos de la norma
ANSI/ASTM 348.
Shell Diala A es un aceite tipo I que posee excelentes propiedades naturales contra
la oxidación, otorgándole un desempeño excepcional en equipos que no requieren
aceites inhibidos. Para condiciones más severas, que requieren una mayor
resistencia a la oxidación, se recomiendan los aceites tipo II, tal como Shell Diala AX
que contiene aprox. un 0.2% en peso de aditivo inhibidor y en ningún caso más del
0.3 %. La tabla muestra las cifras típicas de los aceites Shell Diala A y AX.
162
Tabla 19 Ejemplos de valores típicos de propiedades del aceite dieléctrico SHELL DIALA
PRUEBAS METODO ASTM A AX
Densidad @ 15°C, Kg/l D-1298 0.885 0.885
Viscosidad @ 40°C, cSt. D-445 9.7 9.7
Viscosidad @ 100°C, cSt. D-445 2.3 2.3
Punto de inflamación (Copa abierta),°C D-92 148 148
Punto de fluidez,°C D-97 -50 -50
*Punto de anilina,°C D-611 74 74
Tensión interfacial @ 25°C, Dinas/cm D-971 46 46
**Tensión de impulso, Kv D-3300 186 186
***Tendencia formación de gases. Microl/min 80°C D-2300B 15.6 9.9
Valor de neutralización, mg KOH/g D-974 0.01 0.01
Lodos a las 164 h, %peso, máx. D-2440 0.2 0.2
Rigidez dieléctrica*, Kv D-1816 >56 >56
Factor de potencia a 60 Hz. @ 25°C D-924 0.01 0.01
Factor de potencia a 60 Hz. @ 100°C D-924 0.07 0.07
*Punto de anilina,°C ASTM D-611 =74: Este valor garantiza que el aceite puede ser
mantenido o procesado por los equipos auxiliares de transformadores sin
comprometer la pirolisis del papel que se encuentra dentro de los mismos, frente a
los aceites de la competencia cuyos valores de punto de anilina son mayores a 80°C.
**Tensión de impulso, Kv ASTM D-3300=186: Mayor a la de los aceites de la
competencia que se encuentra por el límite máximo de 165°C, lo anterior permite al
transformador mayor resistencia a la inducción de arco eléctrico por descargas
eléctricas bajo condiciones de tormenta.
***Tendencia formación de gases. Microl/min 80°C ASTM D-2300B=15.6(Shell
Diala A) =9.9 (Shell Diala AX): Es muy inferior a la reportada frente a las pruebas de
la Doble Eng/USA
163
Aceites dieléctricos Transformer Oil y Transformer Oil Inhibited marca Texacopara transformadores de potencia.Son procesados a partir de bases nafténicas de alta calidad para cumplir con los
requerimientos de la industria eléctrica de acuerdo con lo especificado por la norma
ASTM D 3487, no contienen azufre, el cual resulta corrosivo. El nivel de humedad se
mantiene al mínimo y se han realizado pasos especiales en la refinación para
asegurar que se hayan removido todos los componentes solubles del crudo que
tienen características conductoras. El resultado es un producto que tiene una alta
resistencia eléctrica, térmicamente estable y resistente a la oxidación.
Los aceites Transformer Oil y Transformer Oil Inhibited marca Texaco son altamente
estables durante el servicio y son no corrosivos para el cobre. Su alto punto de
inflamación ofrece un margen de seguridad adicional. Su bajo punto de fluidez y su
baja viscosidad proporcionan una buena fluidez a bajas temperaturas ambientales y
asegura una adecuada transferencia de calor bajo prácticamente todas las
condiciones de operación de los transformadores.Tabla 20 Características químicas según norma ASTM D- 3487 - tipo II para aceite Transformer Oil
ENSAYOSQuímicos: METODO LIMITES TIPICOS
Estabilidad a la oxidación
72 hrs. Lodos, % masaNo de Neutralización, mg KOH/g
164 hrs. Lodos % masaNo de Neutralización, mg KOH/g
ASTM D 2440
0.10 max0.30 max
0.20 max0.40 max
0.050.015
0.100.34
Estabilidad a la Oxidación, bombarotativa, minutos
ASTM D 2112 195 min 280
Contenido de Inhibidor de Oxidación% masa
ASTM D 2668 0.30 max 0.28
Contenido de azufre corrosivo ASTM D 1275 No corrosivo No corrosivo
Contenido de agua, ppm ASTM D 1533 35 max 12 PPM
No de Neutralización, mg KOH/g ASTM D 0974 0.03 max 0.008
Contenido de PCB (bifenil policlorinado) ASTM D 4059 No detectable No detectable
164
Tabla 21 Características típicas según norma ASTM D- 3487 - Tipo II para aceite Transformer Oil
ENSAYOSFísicos: METODO LIMITES TIPICOS
Punto de Anilina, ºC ASTM D 0611 63 – 84 81
Color ASTM D1500 0.5 max < 0.5
Punto de Inlamación ºC ASTM D 0092 145 min 160
Tensión Interfacial dinas/cm a 25ºC ASTM D 0971 40 min 49
Punto de Fluidez ºC ASTM D 0097 -40 max - 45
Gravedad Específica 15/15 C ASTM D 1298 0.91 max 0.87
Viscosidad Cinemática mm2/ s (cSt)a 40ºCa 100ºC
ASTM D 0445 12.0 max3.0 max
11.52.5
Aspecto Visual ASTM D 1524 Claro yBrillante
Claro yBrillante
Eléctricos:
Tensión de Ruptura dieléctrica a 60HzElectrodo de disco, kV
Electrodos VDE, kVSeparación 0.040 pulg (1.02 mm)Separación 0.080 pulg (2.03 mm)
ASTM D 877
ASTM D 1816
30 min
28 min56 min
47
3565
Tensión de Ruptura dieléctrica de impulso 25ºC,KV
ASTM D 3300 145 min >145
Tendencia a la gasificación, μL/min ASTM D 2300AASTM D 2300B
+ 15 max+ 30 max
NegativoNegativo
Factor de disipación, a 60Hza 25 ºCa 100 ºC
ASTM D 0924 0.05 max0.30 max
0.0030.08
165
3.9 Toma de muestras del aceite aislante del transformador de potencia.Método de jeringa (NORMA ASTM D 3613).
El proceso de toma de muestra de aceite en transformadores busca extraer una
muestra representativa con el fin de diagnósticar la condición tanto del aceite como
del equipo.
Equipo a utilizar1. Acople para conexión a las válvulas de los equipos.
2. Herramienta para soltar y apretar componentes.
3. Recipiente para la recolección de desechos.
4. Paños absorbentes para el derrame de aceite y limpieza de válvulas.
5. Termómetro para medir la temperatura del aceite.
6. Termo hidrómetro para medir la temperatura y humedad relativa del ambiente.
7. Manguera de vynil resistente al aceite de 1/4,3/8,1/8,1/16 de pulgada.
8. Jeringa de vidrio para la recolección de la muestra de 50 y/o 20ml.
9. Frascos de vidrio de 1000, 500, y/o 120ml.
10.Contenedor de embalaje para la recolección y transporte de la muestra.
Figura 100. Equipo a utilizar en la toma de muestra.
166
Se verifica que las condiciones ambientales sean optimas como lo son un día
soleado, humedad relativa del ambiente menor a 75%; el cuanto al personal debe de
poseer una vestimenta adecuada como lo es casco, botas de hule, guantes. Hay que
verificar que el transformador tenga un buen nivel de aceite para evitar que esta
acción saque de servicio al transformador.
Procedimiento de la toma del aceite.Primero es la recolección de datos en la planilla como lo son: temperatura ambiente,
humedad relativa, fecha, ubicación del transformador, numero se serie, potencia,
relación de transformación, volumen de aceite, además se relaciona el materia a
utilizar ya sea jeringa, frasco o ambos.
En el procedimiento de toma de aceite será siempre de la válvula inferior del aceite a
menos que se indique que es de otro punto.
Figura 101. Válvula inferior del transformador.
Verificación de la presión del aceite del transformador.Se coloca el respectivo acople para la conexión de la válvula y se coloca la
manguera de vynil, aproximadamente de 15cm, luego se le inyecta aceite aislante
con una jeringa, teniendo cerrada la válvula de el transformador; se quita la jeringa y
se abre la válvula de el transformador y se observa el sentido que toma el aceite si
es hacia afuera el transformador tiene una presión positiva y se podrá tomar la
muestra, de lo contrario tendrá una presión negativa y por consiguiente no se podrá
tomar la muestra.
167
Figura 102. Presión positiva del trasformador
Proceso de drenaje de aceite en la válvula.Para hacer el sacado de una muestra representativa del transformador se debe
evacuar todo el aceite que se encuentra en la válvula.
Para saber la cantidad de aceite a drenar se toma la jeringa de vidrio de 50ml y se
conecta a la manguera de vynil a la válvula de 3 vías la cual debe de estar
apuntando a la jeringa, por la otra parte de la manguera se debe conectar otro trozo
de manguera de vynil de unos 5cm, de manera que se pueda introducir un
termómetro se abre la llave de la válvula del transformador cuando este fluyendo el
aceite por la manguera que contiene el termómetro se puede observar que éste
empieza a incrementar la temperatura hasta que el termómetro estabiliza su
temperatura y se debe anotar su valor en la hoja de datos, se podrá afirmar que la
muestra es representativa.
Figura 103. Jeringa con la manguera de vynil puesta en el transformador
168
Toma de muestra con jeringa.En este proceso se recomienda que la jeringa se ponga en posición horizontal, se
abre lentamente la válvula del transformador y se mantiene un flujo adecuado para
la toma de la muestra.
Luego se gira 90° la llave de tres vías de tal manera que exista flujo de aceite hacia
la jeringa, teniendo cuidado que no se le introduzca burbujas de lo contrario se repite
la prueba, cuando se llene la jeringa de aceite aproximadamente de 40 a 50ml se
vuelve a girar la válvula de 3 vías otros 90° de tal manera que mire la jeringa es decir
en forma cerrada y se cierra la válvula de el transformador y se ubica la jeringa a la
sombra se recomienda que no pase expuesta a la intemperie por un tiempo no mayor
a 15 min. Para evitar que los rayos ultravioleta afecten la muestra
Figura 104. Drenando el aceite del transformador
Figura 105. Toma de muestra de aceite del transformador
169
Toma de muestra con frasco.
Se introduce la manguera de vynil hasta el fondo del frasco y se abre lentamente la
válvula de el transformador hasta que el aceite haya alcanzado 1/4 del volumen total
del frasco, se cierra la válvula del transformador y se tapa el frasco suavemente para
hacer un lavado de este, el proceso se repite nuevamente con el fin de que el frasco
quede totalmente limpio e impregnado con el aceite del transformador; con el mismo
procedimiento anterior se toma la muestra de aceite del transformador con un flujo
lento asegurando que no exista turbulencia una vez se llena el frasco hasta que
rebose luego se quita la manguera y se verifica que quede un espacio de aire de
aproximadamente 1cm para evitar que el frasco se explote por cambios de
temperatura, finalmente se tapa el frasco, dependiendo que prueba realiza así se
utilizara dos métodos los cuales son jeringa(gases, humedad), y el otro frasco
(rigidez, y factor potencia).
Figura 106. Toma de la muestra de aceite mediante frasco
Identificación de la muestra.Una vez se toman las muestras del transformador ya sea en jeringa o en frasco, se
deben de identificar inmediatamente; con ello se cuentan con viñetas en donde se
colocan el nombre de la empresa y la ubicación de el transformador, este valor debe
de coincidir con el que se anotó en la hoja de datos del transformador, las jeringas y
los frascos por ser de vidrio deben de protegerse muy bien de los impactos durante
el transporte al laboratorio, se recomienda utilizar contenedores como cajas de
170
plástico o nevera de icopor16, además deberá colocarse entre cada una de las
muestras pedazos de cartón térmico de tal manera que no permita movimiento y
roces entre muestras. Si al empacar la jeringa se observa alguna burbuja, no se debe
remover de la caja hasta llegar al laboratorio como se muestra en la figura 108 en la
esta se disuelve para ser el respectivo análisis; ya estando empacada se le agrega
una copia de la planilla donde se registro la información y se conserva también por
seguridad la planilla original.
Figura 107 Rotulación de la muestra Figura 108. Protección de la jeringade aceite
Figura 109. Protección de las muestras para que sean transportadas
16 Hielera térmica.
171
3.10 Pruebas del aceite en los transformadores de potencia.Los aceites aislantes para transformadores de potencia requieren pruebas de
aceptación en el momento de la compra, dichas pruebas están encaminadas a
verificar que los aceites cumplan con dos objetivos fundamentales: ser un aislante
eléctrico y ser un refrigerante de núcleos y bobinas.
El aceite aislante de un transformador requiere pruebas de aceptación, con el
propósito de verificar que cumpla con dos objetivos fundamentales: ser un aislante
eléctrico y ser un refrigerante de núcleos y bobinas.
Un aceite de transformador contiene información sobre el estado del transformador.
Por ello, analizando el aceite en servicio pueden obtenerse tempranas indicaciones
de la degradación del papel, puntos recalentados, averías eléctricas y problemas con
piezas móviles tales como las bombas. Para evitar serios problemas, estos datos
pueden ser utilizados como guía de las medidas correctoras a tomar en el
transformador.
Las pruebas se clasifican en: físico-químicas, gases disueltos y contenido de furanos.
Describiremos cada una de ellas: su significado, valores límite, normas que aplican,
relación con otras pruebas, etc.
Pruebas Físico-Químicas.
Rigidez dieléctrica. (Frasco)
Tensión interfacial. (Frasco)
Contenido de humedad. (Jeringa)
Color. (Frasco)
Factor de potencia. (Frasco)
Contenido de inhibidor. (Frasco)
Número de neutralización. (Frasco)
172
3.10.1 Rigidez dieléctrica (ASTM D-877 – D-1816).La rigidez dieléctrica de un aceite aislante es una medida de la habilidad que
posee el aceite para soportar los elevados esfuerzos eléctricos que existen en el
interior de un transformador sin que se produzca la falla del equipo.
Para esta prueba se utiliza un equipo denominado Medidor de Rigidez Dieléctrica,
en el cual, se aplica un voltaje AC con una tasa de crecimiento controlada, a dos
electrodos de bronce que pueden tener dos formas diferentes según la norma que
se aplique y que están inmersos en el fluido aislante a ser probado.
La separación entre electrodos es calibrada a una distancia especificada (de
acuerdo a la norma que se va aplicar). Cuando aparece un arco entre los
electrodos, el voltaje registrado en ese instante es el valor de la Rigidez
Dieléctrica de la muestra sometida a prueba.
Los métodos para la medición de la Rigidez Dieléctrica de los aceites aislantes de
origen mineral se rigen bajo las normas: ASTM D-877 y ASTM D-1816
A. Norma ASTM D-877
Este método utiliza una celda de prueba que tiene dos electrodos de discos con
caras planas, separados una distancia de 0.1”. La prueba se realiza sometiendo
los electrodos a un potencial eléctrico progresivo hasta que se produzca una
descarga de un electrodo a otro a través del líquido sometido a prueba, la tensión
de los electrodos se aplica con una tasa de crecimiento de 3 Kv/seg hasta que
ocurra la ruptura dieléctrica.
173
La utilidad de ésta prueba ASTM D-877 es limitada, debido a que dicha prueba no
es sensible a la humedad, a menos que el contenido de humedad exceda el 60%
del nivel de saturación. Tampoco es sensible a los productos de oxidación del
aceite aislante envejecido en servicio. No obstante la prueba es un instrumento
válido siempre y cuando se reconozcan las limitaciones y la relativa falta de
sensibilidad de la prueba.
La figura 110 ilustra la variación de la tensión de ruptura con el contenido de
humedad.
Figura 110. Valores de variación de tensión de ruptura contra el contenido de humedad
Valor establecido por la norma ASTM D-877 para la rigidez dieléctrica:
Valor aceptable: 30 KV
Valor cuestionable: 25-29 KV
Valor inaceptable: <25 KV
B. Norma ASTM D-1816En este método se utiliza una celda con electrodos de caras semiesféricas y
cuenta con un medio de agitación para proporcionar una circulación lenta del
aceite.
173
La utilidad de ésta prueba ASTM D-877 es limitada, debido a que dicha prueba no
es sensible a la humedad, a menos que el contenido de humedad exceda el 60%
del nivel de saturación. Tampoco es sensible a los productos de oxidación del
aceite aislante envejecido en servicio. No obstante la prueba es un instrumento
válido siempre y cuando se reconozcan las limitaciones y la relativa falta de
sensibilidad de la prueba.
La figura 110 ilustra la variación de la tensión de ruptura con el contenido de
humedad.
Figura 110. Valores de variación de tensión de ruptura contra el contenido de humedad
Valor establecido por la norma ASTM D-877 para la rigidez dieléctrica:
Valor aceptable: 30 KV
Valor cuestionable: 25-29 KV
Valor inaceptable: <25 KV
B. Norma ASTM D-1816En este método se utiliza una celda con electrodos de caras semiesféricas y
cuenta con un medio de agitación para proporcionar una circulación lenta del
aceite.
173
La utilidad de ésta prueba ASTM D-877 es limitada, debido a que dicha prueba no
es sensible a la humedad, a menos que el contenido de humedad exceda el 60%
del nivel de saturación. Tampoco es sensible a los productos de oxidación del
aceite aislante envejecido en servicio. No obstante la prueba es un instrumento
válido siempre y cuando se reconozcan las limitaciones y la relativa falta de
sensibilidad de la prueba.
La figura 110 ilustra la variación de la tensión de ruptura con el contenido de
humedad.
Figura 110. Valores de variación de tensión de ruptura contra el contenido de humedad
Valor establecido por la norma ASTM D-877 para la rigidez dieléctrica:
Valor aceptable: 30 KV
Valor cuestionable: 25-29 KV
Valor inaceptable: <25 KV
B. Norma ASTM D-1816En este método se utiliza una celda con electrodos de caras semiesféricas y
cuenta con un medio de agitación para proporcionar una circulación lenta del
aceite.
174
La separación de dichos electrodos puede ser de 0.04” o 0.08” y la tasa de
crecimiento de tensión tiene un valor de 0.5 Kv/seg. Este método es más sensible
a la humedad y a los compuestos polares, como por ejemplo los productos de la
oxidación del aceite.
En el año 2002, en la revisión de la norma IEEE C57.106 se incorporaron los
parámetros del método ASTM D 1816 y se favoreció el uso para probar aceites
nuevos y en servicio.
La clasificación para los resultados de tensión de ruptura dieléctrica según la
prueba D1816 depende de la clase de tensión primaria del equipo y se puede
observar en las siguientes tablas, para las dos separaciones establecidas.
Tabla 22. Valores aceptación de la prueba D1816 a 1mm (distancia de electrodos) de la Tensión de RupturaClase de tensiónDel equipo Aceptable (AC) Cuestionable(CU) Inaceptable(IN)
69Kv 23Kv <23Kv 18Kv <18Kv>69 Kv <230Kv 28Kv <28Kv 23Kv <23Kv 230Kv 30Kv <30Kv 25Kv <25Kv
Tabla 23. Valores aceptación de la prueba D1816 a 2mm (distancia de electrodos) de la Tensión de RupturaClase de tensiónDel equipo Aceptable (AC) Cuestionable(CU) Inaceptable(IN)
69Kv 40Kv <40Kv 35Kv <35Kv>69 Kv <230Kv 47Kv <47Kv 42Kv <42Kv 230Kv 50Kv <50Kv 45Kv <45Kv
Ejecución de la prueba
Se llena lentamente la celda del medidor de rigidez para evitar el atrapamiento
de aire. El llenado se realiza hasta un nivel no menor de 20 mm o 0.8 plg
sobre la parte superior de los electrodos. Se coloca la celda en el probador
del medidor de rigidez dieléctrica, permitiendo que el líquido repose por un
periodo de no menos de 2 minutos, pero no más de 3 minutos.
175
Se aplica el voltaje de prueba con una tasa de crecimiento controlada, según
la norma que se aplique, hasta que ocurra la ruptura del aceite. Y se anota el
valor de rigidez obtenido.
Cuando se requiera determinar la rigidez dieléctrica de un aceite en base a
rutina, es necesario realizar cinco mediciones de rigidez dieléctrica con
intervalos de un minuto entre cada medición. El promedio de las cinco
mediciones será considerado como el valor de la rigidez dieléctrica del aceite.
Figura 111. Pruebas de rigidez dieléctrica ASTM D1816/877
175
Se aplica el voltaje de prueba con una tasa de crecimiento controlada, según
la norma que se aplique, hasta que ocurra la ruptura del aceite. Y se anota el
valor de rigidez obtenido.
Cuando se requiera determinar la rigidez dieléctrica de un aceite en base a
rutina, es necesario realizar cinco mediciones de rigidez dieléctrica con
intervalos de un minuto entre cada medición. El promedio de las cinco
mediciones será considerado como el valor de la rigidez dieléctrica del aceite.
Figura 111. Pruebas de rigidez dieléctrica ASTM D1816/877
175
Se aplica el voltaje de prueba con una tasa de crecimiento controlada, según
la norma que se aplique, hasta que ocurra la ruptura del aceite. Y se anota el
valor de rigidez obtenido.
Cuando se requiera determinar la rigidez dieléctrica de un aceite en base a
rutina, es necesario realizar cinco mediciones de rigidez dieléctrica con
intervalos de un minuto entre cada medición. El promedio de las cinco
mediciones será considerado como el valor de la rigidez dieléctrica del aceite.
Figura 111. Pruebas de rigidez dieléctrica ASTM D1816/877
176
3.10.2 Tensión interfacial (ASTM D-971).Es un fenómeno fisicoquímico resultado de las fuerzas de atracción y cohesión
entre las moléculas de aceite y agua.
Si el agua y el aceite en el transformador se ponen en contacto, se separaran y
se creará una interfaz entre ambos líquidos. La interfaz entre el aceite y el agua
es una barrera real que obliga a ejercer cierta fuerza para mover un objeto de
una fase a otra a través de la interfaz. La resistencia que ejerce la barrera entre
el aceite y el agua se conoce con el nombre de tensión interfacial.
A medida que el aceite se envejece, se contamina de partículas diminutas y de
productos de la oxidación. Estos contaminantes se extienden a través de la
interfase agua/aceite debilitando la tensión entre los dos líquidos. La tensión
Interfacial es una medida de las fuerzas de atracción entre las moléculas de dos
fluidos inmiscibles y está dada en dynas/cm o en mN/m.
Un comportamiento típico de la tensión interfacial con los años de servicio del
aceite se ilustra en la figura 112.
Figura 112. Comportamiento de la tensión interfacial con los años de servicio del aceite
177
La Prueba de Tensión Interfacial es excelente para detectar contaminantes
polares solubles en el aceite y productos de la oxidación. Se sabe que la
precipitación de lodo en el transformador comienza cuando la tensión interfacial
alcanza valores por debajo de las 22 dynas/cm.
Existen estudios que han mostrado una relación definida entre la tensión
interfacial y la acidez de un aceite dieléctrico. Un incremento en la acidez debe
estar acompañado de una reducción en la tensión interfacial.
La relación inversa entre la tensión Interfacial y la Acidez prácticamente elimina
de cierta forma los “errores” al evaluar el estado de un aceite dieléctrico. En los
rangos ácidos, los resultados de la prueba de Acidez se vuelven cuestionables ya
que dependen de la habilidad de la persona que realiza la prueba para emitir un
diagnostico.
En cambio la prueba de tensión Interfacial realizada con equipos de precisión,
constituye una excelente prueba de respaldo para la prueba de Acidez.
Figura 113. Guía para evaluar aceites de transformadores de potencia
177
La Prueba de Tensión Interfacial es excelente para detectar contaminantes
polares solubles en el aceite y productos de la oxidación. Se sabe que la
precipitación de lodo en el transformador comienza cuando la tensión interfacial
alcanza valores por debajo de las 22 dynas/cm.
Existen estudios que han mostrado una relación definida entre la tensión
interfacial y la acidez de un aceite dieléctrico. Un incremento en la acidez debe
estar acompañado de una reducción en la tensión interfacial.
La relación inversa entre la tensión Interfacial y la Acidez prácticamente elimina
de cierta forma los “errores” al evaluar el estado de un aceite dieléctrico. En los
rangos ácidos, los resultados de la prueba de Acidez se vuelven cuestionables ya
que dependen de la habilidad de la persona que realiza la prueba para emitir un
diagnostico.
En cambio la prueba de tensión Interfacial realizada con equipos de precisión,
constituye una excelente prueba de respaldo para la prueba de Acidez.
Figura 113. Guía para evaluar aceites de transformadores de potencia
177
La Prueba de Tensión Interfacial es excelente para detectar contaminantes
polares solubles en el aceite y productos de la oxidación. Se sabe que la
precipitación de lodo en el transformador comienza cuando la tensión interfacial
alcanza valores por debajo de las 22 dynas/cm.
Existen estudios que han mostrado una relación definida entre la tensión
interfacial y la acidez de un aceite dieléctrico. Un incremento en la acidez debe
estar acompañado de una reducción en la tensión interfacial.
La relación inversa entre la tensión Interfacial y la Acidez prácticamente elimina
de cierta forma los “errores” al evaluar el estado de un aceite dieléctrico. En los
rangos ácidos, los resultados de la prueba de Acidez se vuelven cuestionables ya
que dependen de la habilidad de la persona que realiza la prueba para emitir un
diagnostico.
En cambio la prueba de tensión Interfacial realizada con equipos de precisión,
constituye una excelente prueba de respaldo para la prueba de Acidez.
Figura 113. Guía para evaluar aceites de transformadores de potencia
178
De la figura 114 se puede evaluar que una elevada tensión Interfacial significa
que el transformador está libre de lodo. Así mismo, un aceite con una elevada
acidez significa que esta deteriorado, al dividir el valor de Tensión Interfacial por
el de Número de Neutralización se obtendrá un número que es una excelente
medida para evaluar la condición del transformador. Este número es conocido
como el Índice de Myers o Índice de Calidad.
Índice de Myers =óú ó
Figura 114. Clasificación de los aceites en función del número de neutralización y la tensión interfacial
De la figura 114 se puede observar que existe una relación definida entre la
tensión interfacial y la acídez de un aceite dieléctrico, de tal forma que a medida
que disminuye la tensión interfacial de un aceite aumenta la acidez y la calidad
del aceite también disminuye, la tendencia de la curva se subdivide en rangos ó
franjas que identifica la calidad del aceite, por lo que siempre se debe mantener
el aceite en los rangos aceptables de acuerdo a los valores de tensión y acídez.
En la tabla 24 se índica el estado del aceite de acuerdo a su índice de calidad.
179
Clasificación de los aceites según el índice de calidad
Tabla 24 Clasificación de aceites según índice de myersNúmero de
neutralizaciónTensión
interfacial Índice de calidad Estado del aceite
0.00 a 0.05 30.0 a 45.0 300 a 1.500 o más Aceite buenoAmarillo claro
0.05 a 0.10 27.1 a 29.9 271 a 600Aceite a ser tenido
en observaciónAmarillo
0.11 a 0.15 24.0 a 27.0 160 a 318 Aceite marginalAmarillo oscuro
0.16 a 0.40 18.0 a 23.90 45 a 159 Aceite maloAmbar
0.41 a 0.65 9.0 a 17.9 22 a 44 Aceite muy maloCafé
0.66 a 1.50 9.0 a 13.9 6 a 21
Aceiteextremadamente
maloCafé oscuro
1.51 - -Aceite en condición
pésimao más negro
Método del anillo según norma ASTM D-971El procedimiento de este método consiste en medir la cantidad de fuerza que se
requiere para mover un anillo de platino de dimensiones conocidas de la fase
agua a la fase aceite. Se necesita un tensiómetro de precisión para medir la
cantidad de fuerza y convertirla en una medida de tensión equivalente basada en
las dimensiones del anillo.
Se utiliza un tensiómetro revisando la calibración del dispositivo comparándola
con una muestra limpia de agua destilada y luego hacer flotar una muestra del
aceite. Para esto se utiliza un vaso de precipitado asentado sobre una plataforma
movible, el anillo del tensiómetro se inserta en el vaso de precipitado, debajo de
la interfaz en la fase agua. La plataforma se baja lentamente, lo cual hace que el
anillo se mueva de la fase agua a la fase aceite. El lento movimiento del anillo
distorsiona al interfaz lo que hace que el agua se extienda hacia el aceite.
180
Finalmente, la extensión en la interfaz exceda la resistencia de la barrera y se
rompe la interfaz. El valor que aparece en la escala del tensiómetro, en el
momento de la ruptura es la lectura directa de la tensión interfacial
Figura 115. Ensayo de tensión interfacial.
Tabla 25. Valores de tensión interfacialAceptable Cuestionable Inaceptable
Tensión Interfacial(dina/cm) 32
< 32 28
< 28
181
3.10.3 Número de neutralización (ASTM D-974)El Número de Neutralización (o Acidez de un aceite dieléctrico) es una medida de
los componentes ácidos existentes en el aceite. El contenido de acidez se
expresa como el número de miligramos de hidróxido de potasio (KOH), como
base, que se necesitan para neutralizar los ácidos existentes en un gramo de
muestra de aceite.
El aceite durante su operación normal sufre cambios en su composición química,
originándose peróxidos, aldehídos y ácidos orgánicos. La medida de acidez nos
indica el nivel de deterioro por oxidación en un aceite. Para un aceite nuevo se
considera como un buen valor el de 0.03mgKOH/g. de aceite. En transformadores
nuevos, el contenido de ácido es prácticamente nulo. Mientras más alto es el
número de neutralización, más ácido es el aceite.
La prueba se basa en las normas ASTM D-974, D-664 y D-1534, el cual consiste
en aplicar reactivos a la muestra del aceite y titularlos a temperatura ambiente
con una base alcohólica hasta un punto indicado por el cambio de color que
produce el reactivo utilizado.
El método ASTM D 664 es una prueba para el número de acidez. El método es
similar en cuanto a que se añade (KOH) en el recipiente de reacción mediante un
dispositivo de titulación automático.
El método ASTM D 974 es la prueba de laboratorio más utilizada que consiste en
la titulación manual. El punto final de la titulación se determina mediante un
cambio de color de un indicador acido/base colocado en el recipiente de reacción.
El indicador que se utiliza generalmente es de apariencia incolora cuando no hay
exceso de material alcalino (base) en el recipiente de la reacción.
182
En presencia de exceso de hidróxido de potasio (KOH) cambia a rosado. El
dispositivo de titulación sigue añadiendo pequeñas cantidades de KOH hasta que
la mezcla de aceite y el indicador toma una coloración rosada. Luego, una
operación simple entre la cantidad de KOH utilizado como reactivo y el peso de la
muestra da como resultado el número de acídez.
Valor establecido por la norma ASTM D-974 para el número deneutralización.
Valor aceptable: ≤ 0.05
Valor cuestionable: 0.06 – 0.10
Valor inaceptable: > 0.10
Figura 116. Equipo para medir el número de neutralización utilizando la norma ASTM 664.
183
3.10.4 Contenido de humedad (ASTM D-1533)El agua puede proceder del aire atmosférico o resultar de la degradación de
materiales aislantes. El agua presente en el aceite dieléctrico, en la celulosa del
papel y la madera presentes en el transformador, contribuyen a oxidar y degradar
dichos materiales, además de ser una sustancia corrosiva frente a la mayoría de
los metales. Es necesario que el aceite aislante posea un contenido bajo de agua
para obtener y mantener aceptable la rigidez dieléctrica y unas bajas pérdidas
dieléctricas en los sistemas aislantes.
Un alto contenido de agua acelera la degradación química del papel aislante y es
un indicio de malas condiciones de funcionamiento o de un mantenimiento que
necesita medidas correctivas, esta prueba es apropiada para usar en la
aceptación de especificaciones, en el control del procesamiento y en la
evaluación del líquido como dieléctrico durante el servicio.
Es importante recordar que el agua tiene las siguientes características que afecta
el aislamiento:
Es el solvente universal.
Actúa de manera directa en el proceso de oxidación.
Gran afinidad con el papel poca con el aceite.
Los productos de oxidación tienen un gran poder de absorción de agua.
Agua y sustancias polares acidas inducen a la ionización bajo esfuerzo
eléctrico
Agua libre: Va al fondo del transformador.
Agua en suspensión (cerca de la curva de saturación): es la que más
fácilmente interactúa con los productos de oxidación con preferencia por las
partes más frías del transformador.
En la celulosa a nivel químicamente necesaria. (Se puede perder con exceso
de temperatura)
184
Método normalizado ASTM 1533Este método de prueba determina el contenido de humedad del aceite aislante
mediante un titulador automático Karl Fischer. Se inyecta una muestra de aceite
en el dispositivo, el cual añade reactivos de forma automática hasta alcanzar el
punto final. Este se determina mediante electrodos que perciben las condiciones
eléctricas en el recipiente de reacción. Al alcanzar el punto final, el dispositivo
detiene la sodificación y cálcula electrónicamente el contenido de humedad en el
aceite a partir del volumen de aceite inyectado y la cantidad de reactivo
consumido.
El contenido de humedad del aceite se presenta en partes por millón (ppm)
(miligramos de humedad por kilogramo de líquido aislante).
Los valores permitidos de acuerdo al tipo de la norma se muestran a
continuación:Tabla 26 Valores permitidos de la norma ASTM D1533
Figura 117. Equipo de prueba Karl Fischer para medir el contenido de humedad
Prueba Norma Valoraceptable
Valorcuestionable
Valorinaceptable
Contenidode agua
ASTMD1533<69 kV69 – 288 kV>345 kV
≤30≤20≤15
30 – 34.920 – 24.915 – 19.9
≥35≥25≥20
185
Prueba de humedad residual (IEEE STD. 62-1995).La humedad dentro de un transformador afecta su comportamiento de la siguiente
manera:
Promueve descargas parciales.
Puede generar burbujas
Disminuye considerablemente la rigidez dieléctrica
Envejece prematuramente el aislamiento sólido.
Aunque la humedad del aceite es importante y debe mantenerse lo más baja que
sea posible, lo verdaderamente importante es la acumulación de agua en el
aislamiento sólido del transformador. Dichos aislamientos están compuestos
principalmente por papel, cartón y madera, siendo el predominante el papel Kraft
y Cartón prensado.
La humedad residual es la cantidad de agua expresada en porcentaje del peso
total de los aislamientos sólidos que permanece en ellos al final de un proceso de
secado. La figura 118 muestra curvas de equilibrio que relacionan el contenido
absoluto de humedad del aceite con el contenido de agua en el papel. La
utilización de estas curvas implica que el transformador se encuentra en equilibrio
térmico.
Figura 118. Curvas de equilibrio en base al contenido de agua en el aceite.
185
Prueba de humedad residual (IEEE STD. 62-1995).La humedad dentro de un transformador afecta su comportamiento de la siguiente
manera:
Promueve descargas parciales.
Puede generar burbujas
Disminuye considerablemente la rigidez dieléctrica
Envejece prematuramente el aislamiento sólido.
Aunque la humedad del aceite es importante y debe mantenerse lo más baja que
sea posible, lo verdaderamente importante es la acumulación de agua en el
aislamiento sólido del transformador. Dichos aislamientos están compuestos
principalmente por papel, cartón y madera, siendo el predominante el papel Kraft
y Cartón prensado.
La humedad residual es la cantidad de agua expresada en porcentaje del peso
total de los aislamientos sólidos que permanece en ellos al final de un proceso de
secado. La figura 118 muestra curvas de equilibrio que relacionan el contenido
absoluto de humedad del aceite con el contenido de agua en el papel. La
utilización de estas curvas implica que el transformador se encuentra en equilibrio
térmico.
Figura 118. Curvas de equilibrio en base al contenido de agua en el aceite.
185
Prueba de humedad residual (IEEE STD. 62-1995).La humedad dentro de un transformador afecta su comportamiento de la siguiente
manera:
Promueve descargas parciales.
Puede generar burbujas
Disminuye considerablemente la rigidez dieléctrica
Envejece prematuramente el aislamiento sólido.
Aunque la humedad del aceite es importante y debe mantenerse lo más baja que
sea posible, lo verdaderamente importante es la acumulación de agua en el
aislamiento sólido del transformador. Dichos aislamientos están compuestos
principalmente por papel, cartón y madera, siendo el predominante el papel Kraft
y Cartón prensado.
La humedad residual es la cantidad de agua expresada en porcentaje del peso
total de los aislamientos sólidos que permanece en ellos al final de un proceso de
secado. La figura 118 muestra curvas de equilibrio que relacionan el contenido
absoluto de humedad del aceite con el contenido de agua en el papel. La
utilización de estas curvas implica que el transformador se encuentra en equilibrio
térmico.
Figura 118. Curvas de equilibrio en base al contenido de agua en el aceite.
186
Análisis de resultados.El objeto de esta prueba es la determinación del estado del aislamiento sólido del
transformador, en el aspecto de acumulación de humedad, es decir cuánta
humedad existe en el aislamiento sólido del transformador. Con la presencia de
humedad, la capacidad dieléctrica del aceite disminuye. Es un gran indicador de
la degradación de las propiedades mecánicas de la celulosa (componente
inherente de los aislantes sólidos).
El contenido de humedad de 0.2 a 0.3% es un buen valor de trabajo, humedad
residual debajo de 0.1% además de ser una condición difícil de obtener, no es
recomendable por los efectos en el papel mismo y la posible pérdida de vida del
aislamiento. En la tabla 27 se muestran los valores de % de humedad residual:
Tabla 27. Valores de humedad residual aceptables%MINIMO MÁXIMO Clase Mínimo (%) Máximo (%)
69 KV 0.40 0.50115 KV 0.30 0.40230 KV 0.20 0.30
187
3.10.5 Prueba de color del aceite (ASTM D 1500)El color del aceite es un indicativo del estado del mismo. Dos son los elementos
principalmente responsables por el color del aceite: uno es el aceite base, el color
del aceite varía de un ámbar claro y brillante a un color pardo oscuro
dependiendo del corte de extracción y el origen del crudo refinado.
Los cambios en intensidad de color u oscurecencia generalmente están
asociados con el contenido de azufre y otras impurezas aromáticas; mientras
mayor sea el contenido de impureza más oscuro será el aceite; igualmente a
mayor viscosidad más oscuro se torna el color del aceite básico.
El otro factor importante es el paquete de aditivos utilizado. Los aditivos tienen
como función primordial fortalecer las propiedades del aceite y proteger las partes
del equipo a ser lubricado. Algunos de los aditivos que conforman el paquete son
determinantes en el color del aceite final, específicamente aquellos que contienen
azufre, como es el caso de los aditivos detergentes e inhibidores a la corrosión y
a la oxidación.
El color es expresado mediante un valor numérico (también de una descripción
del color) basada en una comparación con una serie de colores estándar. Sin
embargo no puede decirse que exista una directa correlación entre el cambio de
color y un problema en el aceite.
Un índice de color fuerte puede indicar degradación o contaminación del aceite,
además, por su aspecto visual se pueden poner en evidencia turbulencias y
sedimentos indicando la presencia de agua, lodos insolubles, carbón, fibras,
polvos, etc.; en aceites dieléctricos se utilizan las normas ASTM D-1524 para
definir el aspecto visual y ASTM D-1500 para determinar el color.
188
Un número de color alto ocurre cuando existe presencia de contaminación o
deterioro o a su vez la presencia de ambos. Los valores con una descripción de
colores, se encuentran detallados en la siguiente tabla.
Tabla 28. Descripción de colores según norma ASTM D 1500
(a) (b)Figura 119. (a) muestra de una fracción parafínica son blancas y transparentes y (b) muestra de nafténicasvarían de color amarillo claro a amarillo verdoso.
NUMERO COMPARADOR
DE COLORCOLOR CONDICIÓN DEL ACEITE
0.0-0.5 claro Aceite nuevo
0.5-1.0 Amarillo pálido Aceite bueno
1.0-2.5 AmarilloAceite con tiempo de
servicio
2.5-4.0 Amarillo brillante Condiciones marginales
4.0-5.5 Ámbar Mala condición
5.5-7.0 MarrónCondición critica
(necesita regeneración)
7.0-8.5 Marrón oscuroCondición extrema
(necesita ser cambiado)
189
Equipo utilizadoEl equipo utilizado se denomina colorímetro, el cual se compone de una fuente de
luz, lente de colores normalizados y un compartimiento para colocar en él la
muestra de aceite que será probada en la figura 120 se muestra un ejemplo de un
colorímetro donde se compara con la muestra del aceite obtenido del
transformador de potencia en el laboratorio.
Figura 120. Colorímetro con colores ASTM
Ejecución de la prueba.
Se coloca una cantidad del aceite de muestra en el tubo de ensayo hasta
obtener un nivel de aceite de por lo menos 50 mm de altura en el tubo.
Se coloca el tubo de ensayo con aceite en el compartimiento del colorímetro
para el efecto.
Se enciende una fuente de luz y con ayuda de ella se compara el color de la
muestra de aceite con los colores del colorímetro.
Los valores permitidos según el color es el siguiente:
Tabla 29. Valores de color permitidoAceptable Inaceptable3.5 >3.5
190
3.10.6 Prueba de factor de potencia (ASTM D 924)El factor de potencia es una medida de las pérdidas dieléctricas que ocurren en
un líquido aislante cuando se usa dentro de un campo eléctrico y de la energía
disipada en forma de calor.
La prueba se realiza de la siguiente manera: se coloca el aceite en una celda de
prueba, la cual está formada por un cilindro interno y otro externo con una
pequeña separación entre ellos, la cual se llena de aceite.
Al energizar los dos cilindros con una tensión promedio de 1000 a 2500 Vac, la
delgada película de aceite se ve sometida al campo de CA, lo cual origina las
pérdidas dieléctricas que pueden ser medidas por el instrumento de medición (por
ejemplo el M4000 de doble y el delta 2000 de AVO).
La prueba de comprobación del factor de potencia del aceite del transformador,
se realiza, por lo general, a dos temperaturas a 25°C y 100°C. La razón es que
las dos lecturas y cómo se modifican en el tiempo pueden ser de suma utilidad
para diagnosticar cual es la causa de un elevado factor de potencia.
Un alto valor de factor de potencia indica presencia de humedad, oxidación del
aceite o contaminación. Los valores aceptables de Factor de Potencia para las
diferentes categorías de aceites se muestran a continuación.
191
Tabla 30. Valores permisibles de factor de potencia en aceite en base a su condición
Tipo de aceite Voltaje(KV) %Factor de potencia a 20 °CAceite Nuevo 0.05
Aceite Nuevo recibido enequipo nuevo
0.15
Aceite Nuevo después delllenado y Reposado, antes de
la energización
<69 0.10
69-230 0.1
Aceite con tiempo de servicio-Aceite requiere solo
reacondicionamiento parafuturo servicio
<69 0.05
69–288 0.05
≥345 0.05
Aceite con tiempo de servicio-Aceite que requiere solo
reacondicionamiento parafuturo servicio
<69 0.05
69–288 0.05
≥345 0.03
Aceite con tiempo deservicio – Aceite en
mal estado
<69 1.0
69–288 0.7
≥345 0.3
La grafica de la prueba de factor de potencia en aceites no inhibidos es útil para
evaluar la continuidad en servicio de un aceite, de acuerdo con su factor de
potencia y el tiempo de oxidación.
Figura 121. Grafica de factor de potencia con respecto a tiempo de oxidación del aceite dieléctrico.
191
Tabla 30. Valores permisibles de factor de potencia en aceite en base a su condición
Tipo de aceite Voltaje(KV) %Factor de potencia a 20 °CAceite Nuevo 0.05
Aceite Nuevo recibido enequipo nuevo
0.15
Aceite Nuevo después delllenado y Reposado, antes de
la energización
<69 0.10
69-230 0.1
Aceite con tiempo de servicio-Aceite requiere solo
reacondicionamiento parafuturo servicio
<69 0.05
69–288 0.05
≥345 0.05
Aceite con tiempo de servicio-Aceite que requiere solo
reacondicionamiento parafuturo servicio
<69 0.05
69–288 0.05
≥345 0.03
Aceite con tiempo deservicio – Aceite en
mal estado
<69 1.0
69–288 0.7
≥345 0.3
La grafica de la prueba de factor de potencia en aceites no inhibidos es útil para
evaluar la continuidad en servicio de un aceite, de acuerdo con su factor de
potencia y el tiempo de oxidación.
Figura 121. Grafica de factor de potencia con respecto a tiempo de oxidación del aceite dieléctrico.
191
Tabla 30. Valores permisibles de factor de potencia en aceite en base a su condición
Tipo de aceite Voltaje(KV) %Factor de potencia a 20 °CAceite Nuevo 0.05
Aceite Nuevo recibido enequipo nuevo
0.15
Aceite Nuevo después delllenado y Reposado, antes de
la energización
<69 0.10
69-230 0.1
Aceite con tiempo de servicio-Aceite requiere solo
reacondicionamiento parafuturo servicio
<69 0.05
69–288 0.05
≥345 0.05
Aceite con tiempo de servicio-Aceite que requiere solo
reacondicionamiento parafuturo servicio
<69 0.05
69–288 0.05
≥345 0.03
Aceite con tiempo deservicio – Aceite en
mal estado
<69 1.0
69–288 0.7
≥345 0.3
La grafica de la prueba de factor de potencia en aceites no inhibidos es útil para
evaluar la continuidad en servicio de un aceite, de acuerdo con su factor de
potencia y el tiempo de oxidación.
Figura 121. Grafica de factor de potencia con respecto a tiempo de oxidación del aceite dieléctrico.
192
Ejecución de la pruebaPara la ejecución de la prueba se sigue el siguiente procedimiento:
Se debe tener listo y en condiciones de prueba el equipo de medición de factor
de potencia.
Se Llena la celda de prueba con el aceite a ser probado hasta una altura
aproximada de ¾” del tope superior, para luego tapar la celda
apropiadamente.
Se coloca la celda en una superficie aislante plana, nivelada, evitando que la
superficie del líquido quede a desnivel, para luego dejar reposar la muestra
por un periodo de 5 minutos.
Se realiza las conexiones del equipo a la celda de prueba. Se conecta el
gancho del cable de alta tensión a la manija de la celda y el terminal de baja
tensión al cilindro metálico de la celda.
Una vez hechas las conexiones, se prepara los controles del equipo de
medición de factor de potencia y se energiza la celda de prueba que contiene
el aceite a probarse.
Luego se procede a leer los valores obtenidos de los voltios-amperios de
carga obtenidos y las perdidas en watts del aceite bajo prueba. Con estos
valores se calcula el factor de potencia de acuerdo a la siguiente fórmula:% = × 100
Figura 122. Ensayo de factor de potencia
193
3.10.7 Contenido de inhibidor (ASTM 2668)Los aceites dieléctricos nuevos contienen pequeñas cantidades de ciertos
compuestos químicos que actúan como inhibidores de oxidación. Estas
substancias naturales retardan la oxidación del aceite hasta que se consumen. La
tasa de consumo de los inhibidores de oxidación en el aceite es dependiente de
la cantidad de oxigeno existente, de la cantidad de contaminantes existentes en el
aceite, de agentes catalíticos y de la temperatura del aceite.
A medida que la cantidad de inhibidor se reduce, la tasa de oxidación y de
deterioro del aceite se incrementa. La recuperación del aceite mediante procesos
químicos puede restablecer el aceite, de manera que casi recupere sus
características originales; sin embargo, estos procesos no tienen ningún efecto en
la restauración de la acción que realizan los inhibidores en el aceite. Para superar
esta situación, a un aceite recuperado se le debe añadir inhibidores de oxidación
sintéticos.
En los aceites para transformadores se utilizan como inhibidores de la oxidación
2-6-ditertiario-butil para-cresol (DBPC) y 2-6-ditertario-butil fenol (DBP). Por lo
general, el agotamiento del inhibidor es la primera indicación de que el aceite
necesita mantenimiento.
Existen dos métodos de prueba normalizados para el inhibidor de oxidación.
Ambos métodos detectan los dos componentes DBPC y DBP. El método D 2668
utiliza un espectrómetro infrarrojo para determinar el contenido de inhibidor,
mientras el D 4768 utiliza cromatografía de gases. Ambos métodos conducen a
resultados equivalentes. El contenido de inhibidor se presenta como un
porcentaje del peso del inhibidor en el aceite.
194
El nivel optimo de para el inhibidor de oxidación es 0.3%. Los valores para el
contenido de inhibidor de oxidación (en porcentaje del peso) se muestra en la
tabla 31.
Tabla 31. Contenido de inhibidor de oxidación
Aceptable Cuestionable Inaceptable
0.2% 0.1%, <0.2% <0.1%
En la figura 123 se muestra la diferencia existente entre las curvas de oxidación
de un aceite no inhibido y otro inhibido. Como se puede ver, los inhibidores
artificiales de oxidación mantienen la acidez del aceite a un nivel más bajo que los
aceites sin inhibidor.
Ahora bien, cuando se agota el aditivo antioxidante en el aceite inhibido la
reacción de oxidación se acelera drásticamente y por tanto la curva toma forma
exponencial con una pendiente mayor que la del aceite no inhibido.
El control requerido sobre el nivel de acidez de un aceite dieléctrico inhibido, en
su período final de servicio, es muy exigente debido al cambio radical en el
comportamiento de su proceso oxidativo, lo cual podría dar origen a formación
excesiva de lodos en el transformador con las consecuentes fallas en su
funcionamiento.
195
Figura 123.Curvas de oxidación del aceite.
De la figura 123 se interpreta que un aceite con inhibidor mantienen la acidez del
aceite a un nivel más bajo que los aceites sin inhibidor. Y La curva muestra una
comparación entre el valor de acidez y los años en servicio del transformador, A
medida aumente la acidez se acorta el tiempo de servicio del transformador debido a
la aparición de sedimentación lodosa, los valores aceptables oscila entre 0.03 mg.
KOH/gr y 0.07 mg. KOH/gr.
195
Figura 123.Curvas de oxidación del aceite.
De la figura 123 se interpreta que un aceite con inhibidor mantienen la acidez del
aceite a un nivel más bajo que los aceites sin inhibidor. Y La curva muestra una
comparación entre el valor de acidez y los años en servicio del transformador, A
medida aumente la acidez se acorta el tiempo de servicio del transformador debido a
la aparición de sedimentación lodosa, los valores aceptables oscila entre 0.03 mg.
KOH/gr y 0.07 mg. KOH/gr.
195
Figura 123.Curvas de oxidación del aceite.
De la figura 123 se interpreta que un aceite con inhibidor mantienen la acidez del
aceite a un nivel más bajo que los aceites sin inhibidor. Y La curva muestra una
comparación entre el valor de acidez y los años en servicio del transformador, A
medida aumente la acidez se acorta el tiempo de servicio del transformador debido a
la aparición de sedimentación lodosa, los valores aceptables oscila entre 0.03 mg.
KOH/gr y 0.07 mg. KOH/gr.
196
3.11 Análisis de compuestos furánicos (Método normalizado ASTM 5837)El aislamiento sólido del transformador está formado por papel, el cual está
compuesto por numerosas fibras de celulosa extraídas de la madera principalmente,
cuya composición se muestra en la figura 124. La celulosa es un polímero de cadena
larga y recta cuyo monómero es una molécula de glucosa (azúcar de seis carbonos)
que se une mediante átomos de oxigeno conocidos como enlaces glucosídicos.
.Figura 124. Enlace químico.
Cuando el papel está nuevo, antes de su instalación en el transformador y su secado
en fábrica, la cadena promedio del polímero tiene una longitud de 1000 a 1200
moléculas de glucosa.
El proceso de instalación y secado del papel descompone en cierta medida la
celulosa; de manera que el papel nuevo en el transformador tiene cadenas de
polímeros ligeramente más pequeñas (alrededor de 800 a 1000 moléculas de
glucosa). La longitud promedio de la cadena de celulosa se denomina “Grado de
Polimerización” (GP) del papel.
A medida que el papel envejece, se produce una descomposición natural y gradual
de las cadenas de polímeros. A medida que se reduce el tamaño de dichas cadenas,
disminuye también la rigidez mecánica del papel. Si el grado de polimerización
disminuye hasta 200, el papel se debilita tanto que cualquier esfuerzo lo romperá y
producirá una falla.
196
3.11 Análisis de compuestos furánicos (Método normalizado ASTM 5837)El aislamiento sólido del transformador está formado por papel, el cual está
compuesto por numerosas fibras de celulosa extraídas de la madera principalmente,
cuya composición se muestra en la figura 124. La celulosa es un polímero de cadena
larga y recta cuyo monómero es una molécula de glucosa (azúcar de seis carbonos)
que se une mediante átomos de oxigeno conocidos como enlaces glucosídicos.
.Figura 124. Enlace químico.
Cuando el papel está nuevo, antes de su instalación en el transformador y su secado
en fábrica, la cadena promedio del polímero tiene una longitud de 1000 a 1200
moléculas de glucosa.
El proceso de instalación y secado del papel descompone en cierta medida la
celulosa; de manera que el papel nuevo en el transformador tiene cadenas de
polímeros ligeramente más pequeñas (alrededor de 800 a 1000 moléculas de
glucosa). La longitud promedio de la cadena de celulosa se denomina “Grado de
Polimerización” (GP) del papel.
A medida que el papel envejece, se produce una descomposición natural y gradual
de las cadenas de polímeros. A medida que se reduce el tamaño de dichas cadenas,
disminuye también la rigidez mecánica del papel. Si el grado de polimerización
disminuye hasta 200, el papel se debilita tanto que cualquier esfuerzo lo romperá y
producirá una falla.
196
3.11 Análisis de compuestos furánicos (Método normalizado ASTM 5837)El aislamiento sólido del transformador está formado por papel, el cual está
compuesto por numerosas fibras de celulosa extraídas de la madera principalmente,
cuya composición se muestra en la figura 124. La celulosa es un polímero de cadena
larga y recta cuyo monómero es una molécula de glucosa (azúcar de seis carbonos)
que se une mediante átomos de oxigeno conocidos como enlaces glucosídicos.
.Figura 124. Enlace químico.
Cuando el papel está nuevo, antes de su instalación en el transformador y su secado
en fábrica, la cadena promedio del polímero tiene una longitud de 1000 a 1200
moléculas de glucosa.
El proceso de instalación y secado del papel descompone en cierta medida la
celulosa; de manera que el papel nuevo en el transformador tiene cadenas de
polímeros ligeramente más pequeñas (alrededor de 800 a 1000 moléculas de
glucosa). La longitud promedio de la cadena de celulosa se denomina “Grado de
Polimerización” (GP) del papel.
A medida que el papel envejece, se produce una descomposición natural y gradual
de las cadenas de polímeros. A medida que se reduce el tamaño de dichas cadenas,
disminuye también la rigidez mecánica del papel. Si el grado de polimerización
disminuye hasta 200, el papel se debilita tanto que cualquier esfuerzo lo romperá y
producirá una falla.
197
Cuando la cadena de celulosa se rompe y forma dos cadenas más cortas, se
separan una o más moléculas de glucosa y también se forma cierta cantidad de
agua, de monóxido y de dióxido de carbono. La molécula de glucosa cambia
químicamente durante éste proceso y forma un compuesto que contiene un anillo de
furano. Estos compuestos se forman en el papel pero emigran parcialmente al aceite
en donde es posible detectarlos mediante un análisis químico. Las temperaturas a
las cuales se producen la descomposición y la presencia de niveles de oxigeno y
humedad anormalmente elevados determinan los compuestos que se forman.
Las principales causas de degradación de la celulosa son:
a) Térmica, debido a temperaturas mayores de 200ºC.
b) Por hidrólisis, debido al contenido de humedad en el aceite. Éste tipo de
degradación es la más fuerte.
c) Por oxidación, debido al contenido de oxígeno libre en el aceite.
La degradación térmica genera, además, monóxido y óxido de carbono, no así las
otras dos. La glucosa se descompone en diferentes compuestos furánicos, sin
embargo, unos son más comunes que otros:
2-furaldehído, también denominado furfural o furfuraldehído. Éste es el
compuesto furánico que se encuentra con mayor frecuencia.
Se forma por sobrecalentamiento general de la celulosa o puede presentarse
como resultado de una condición de falla en el pasado.
Es uno de los compuestos furánicos más estables bajo las condiciones en el
interior del transformador. El resto de los compuestos furánicos se
descomponen y forman 2-furaldehído adicionales.
198
2-furil alcohol, también se denomina furfural alcohol o furfurol. Éste
compuesto furánico se forma en presencia de gran contenido de humedad y
es la prueba de una condición de descomposición activa del papel debido a
elevados niveles de humedad en el aislamiento sólido.
2-acetil furano es el menos común de los compuestos furánicos que se
pueden encontrar en un transformador operativo. Se encuentra con mayor
frecuencia en transformadores averiados que han sufrido descargas eléctricas
por rayos, lo cual lleva a la conclusión preliminar de que la formación de éste
compuesto puede ser el resultado de elevados niveles de esfuerzo eléctrico.
5-metilo-2-furaldehído se forma como resultado de sobrecalentamientos
intensos y localizados de la celulosa y es la prueba de una condición que
supone falla por punto caliente a alta temperatura.
5-hidroximetilo-2-furaldehído se forma como resultado de la descomposición
del papel en presencia de grandes cantidades de oxigeno y es la prueba de la
oxidación del aislamiento sólido.
Figura 125. Componentes de furanos
198
2-furil alcohol, también se denomina furfural alcohol o furfurol. Éste
compuesto furánico se forma en presencia de gran contenido de humedad y
es la prueba de una condición de descomposición activa del papel debido a
elevados niveles de humedad en el aislamiento sólido.
2-acetil furano es el menos común de los compuestos furánicos que se
pueden encontrar en un transformador operativo. Se encuentra con mayor
frecuencia en transformadores averiados que han sufrido descargas eléctricas
por rayos, lo cual lleva a la conclusión preliminar de que la formación de éste
compuesto puede ser el resultado de elevados niveles de esfuerzo eléctrico.
5-metilo-2-furaldehído se forma como resultado de sobrecalentamientos
intensos y localizados de la celulosa y es la prueba de una condición que
supone falla por punto caliente a alta temperatura.
5-hidroximetilo-2-furaldehído se forma como resultado de la descomposición
del papel en presencia de grandes cantidades de oxigeno y es la prueba de la
oxidación del aislamiento sólido.
Figura 125. Componentes de furanos
198
2-furil alcohol, también se denomina furfural alcohol o furfurol. Éste
compuesto furánico se forma en presencia de gran contenido de humedad y
es la prueba de una condición de descomposición activa del papel debido a
elevados niveles de humedad en el aislamiento sólido.
2-acetil furano es el menos común de los compuestos furánicos que se
pueden encontrar en un transformador operativo. Se encuentra con mayor
frecuencia en transformadores averiados que han sufrido descargas eléctricas
por rayos, lo cual lleva a la conclusión preliminar de que la formación de éste
compuesto puede ser el resultado de elevados niveles de esfuerzo eléctrico.
5-metilo-2-furaldehído se forma como resultado de sobrecalentamientos
intensos y localizados de la celulosa y es la prueba de una condición que
supone falla por punto caliente a alta temperatura.
5-hidroximetilo-2-furaldehído se forma como resultado de la descomposición
del papel en presencia de grandes cantidades de oxigeno y es la prueba de la
oxidación del aislamiento sólido.
Figura 125. Componentes de furanos
199
El cambio en el contenido furánico (la cantidad de compuestos furánico) es el
parámetro más importante para determinar si hay posibilidad de una falla en el
proceso que amerite atención.
Para un primer análisis, cuando no se tiene datos previos o cuando estos datos son
tan viejos que ya no tienen valor, se utilizan los patronos siguientes para interpretar
los resultados:
0 a 20 ppb total de furanos-inicial representa básicamente un transformador
nuevo.
21 a 100 ppb total de furanos-aceptable representa un ritmo de envejecimiento
normal.
101 a 250 ppb total de furanos- cuestionable, representa la probabilidad de un
ritmo acelerado de envejecimiento.
251 ppb total de furanos y mayores- inaceptables, representa un ritmo muy
acelerado de envejecimiento.
Además de los rangos aceptables, cuestionables, inaceptables se deben prestar
atención inmediatamente a los niveles muy elevados. Niveles por encima de 1000
ppb indican daños graves e irreversibles al aislamiento solido.
Este nivel se puede considerar el inicio de la “zona de peligro” pues es común que
los transformadores fallen cuando se encuentran en el rango de 1000 a 1500 ppb de
total de furanos.
Típicamente no se recomienda la recuperación o cualquier otro procedimiento de
mantenimiento del aceite para transformadores en los que del total de contenido de
furanos sobrepasa las 1000 ppb aproximadamente.
200
La razón para utilizar los niveles de 100 ppb y 250 ppb como puntos límites es que
estos valores son consistentes con el resto del sistema de clasificación del aceite que
aquí se presenta.
Los limites superiores del rango aceptable que corresponde con el extremo de la
zona de operación “libre de lodos” en los parámetros de calidad del aceite. En éste
punto, los productos de la oxidación comienzan a causar daños en el papel.
Un total de contenido furánico de 100 ppb corresponde a una descomposición del
papel casi equivalente a una pérdida de vida útil del 10%, debido a la rigidez del
papel. Igualmente, el extremo del rango cuestionable es equivalente al punto en el
que ocurre un daño considerable y cuantificable al aislamiento solido.
Un total de contenido furánico de 250 ppb corresponde a una pérdida de vida útil de
casi 25%
201
3.12 Grado de polimerización (Método normalizado D 4243)El grado de polimerización se puede obtener mediante la aplicación directa de una
prueba a una pequeña muestra del papel aislante del transformador. La muestra se
disuelve en una solución especial y luego se mide su viscosidad al hacer pasar el
papel disuelto por un pequeño orificio. La viscosidad medida en esta forma guarda
relación directa con el grado de polimerización del papel.
Sin embargo, existe una dificultad, el proceso exige que se realice una parada del
equipo, que se abra y hasta que se drene el aceite para obtener una muestra de
papel. El resultado de la prueba es el número de enlaces promedio del polímero de
celulosa. A medida que el papel envejece, la cadena se hace más corta. Por lo tanto,
el papel pierde su resistencia mecánica y la vida útil del transformador se reduce.
Diagnostico:Tabla 32. Vida útil del papel del transformador.
Nuevo GP = 1200
Fin de la vida útil GP = 200
Cálculo del Grado de Polimerización (GP) y vida remanente a partir de losresultados de los furanos utilizando el algoritmo de Chenndong.
El grado de polimerización se puede calcular a partir de los resultados del contenido
de furanos. Dado que es más fácil obtener una muestra de aceite que una muestra
del papel, y que el contenido de furanos en el aceite ofrece un mejor valor promedio
del grado de polimerización.
Al dividir la población de transformadores de potencia sumergidos en aceite, de
acuerdo al tipo de aislamiento, se discriminan dos tipos de transformadores:
1. Transformadores sin papel térmicamente enriquecido
2. Transformadores con papel térmicamente enriquecido.
202
1. Transformadores sin papel térmicamente enriquecidoForman una concentración más elevada de furanos en comparación con los de
papel térmicamente enriquecido. Los transformadores sin papel térmicamente
enriquecido presuponen una elevación de temperatura de 55 ºC, manufacturados
en Norte América antes de los comienzos de los años sesenta y casi todos los
transformadores manufacturados fuera de Norte América.
2. Transformadores con papel térmicamente enriquecido.Recientemente, fabricantes de transformadores de Europa y Japón han ofrecido
equipo con papel térmicamente enriquecido y esto se mantiene como una opción
que el comprador tiene que solicitar específicamente. Transformadores con
elevaciones de temperatura de 55/65 ºC y 65 ºC, manufacturados en Norte
América desde los comienzos de los años sesenta, típicamente usan papel
enriquecido térmicamente.
Para aquellos transformadores que no cuentan con papel mejorado térmicamente, el
mejor estimado del Grado de polimerización se obtiene mediante el contenido de 2-
furaldehído (2FAL). Para aquellos transformadores que cuentan con papel mejorado
térmicamente, el cálculo se basa en el contenido total de furanos.
El grado de polimerización se obtiene a partir de las ecuaciones (1) y (2), es posible
calcular la vida usada (en porcentaje) haciendo uso de la ecuación (3). Los valores
de 2FAL y el total de furanos están en partes por billón (ppb). Estas ecuaciones se
actualizan periódicamente.
GP=[Log(2FAL 0.88)−4.51]/(−0.0035) (1)
GP=[Log(total furanos)−4.0355] /(−0.002908) (2)
%Vida Utilizada=[Log(DP)−2.903]/(−0.006021) (3)
203
Una buena cantidad de laboratorios utilizan la relación (1), la cual es una
modificación de la ecuación Chendong. Aunque aparentemente adecuada para
transformadores sin papel térmicamente enriquecido, la correlación no es buena
cuando dicha ecuación es aplicada a datos pertenecientes a transformadores con
papel térmicamente enriquecido. La tabla 33 muestra los datos obtenidos al utilizar
las ecuaciones:
Tabla 33. Valores de las ecuaciones
Papel nomejorado
térmicamente2FAL (ppb)
Papel mejoradotérmicamente
Total de furanos(ppb)
Grado depolimerización(GP) calculado
Porciento de vidapromedio ya
usada (%)
58130292654
14641720202123742789327738514524531562457337
51100195381745852974
11131273145516641902217524872843
800700600500400380360340320300280260240220200
010213450545862667176818793
100
En las figuras, 126 y 127 se muestran una comparación entre el GP y el contenido de
2-FAL. Y de las distintas relaciones entre el GP y el contenido total de furanos.
204
Figura 126. Comparación entre el GP y el Figura 127. Comparación entre el GP ycontenido de 2-FAL contenido total de furanos.
Ventajas y desventajas de los métodos utilizados para conocer la vida del aislamiento deltransformador de potencia
Tabla 34. Ventajas y desventajas para la vida del aislamiento del transformador de potencia
MÉTODO VENTAJAS DESVENTAJAS
GP(Muestreo papel)
Directo y el másinformativo
Muestreo no esrepresentativo de todo
el devanado
Es necesario que launidad sea abierta
GP(Furanos)
No es necesarioabrir el tanque
Informacióncomplementaria
al DGACorrelación con
GP
Los furanos soninestables a ciertos
valores de temperatura
Resultados dependende contenido de
oxigeno, humedad,temperatura y tipo de
aislamiento
204
Figura 126. Comparación entre el GP y el Figura 127. Comparación entre el GP ycontenido de 2-FAL contenido total de furanos.
Ventajas y desventajas de los métodos utilizados para conocer la vida del aislamiento deltransformador de potencia
Tabla 34. Ventajas y desventajas para la vida del aislamiento del transformador de potencia
MÉTODO VENTAJAS DESVENTAJAS
GP(Muestreo papel)
Directo y el másinformativo
Muestreo no esrepresentativo de todo
el devanado
Es necesario que launidad sea abierta
GP(Furanos)
No es necesarioabrir el tanque
Informacióncomplementaria
al DGACorrelación con
GP
Los furanos soninestables a ciertos
valores de temperatura
Resultados dependende contenido de
oxigeno, humedad,temperatura y tipo de
aislamiento
204
Figura 126. Comparación entre el GP y el Figura 127. Comparación entre el GP ycontenido de 2-FAL contenido total de furanos.
Ventajas y desventajas de los métodos utilizados para conocer la vida del aislamiento deltransformador de potencia
Tabla 34. Ventajas y desventajas para la vida del aislamiento del transformador de potencia
MÉTODO VENTAJAS DESVENTAJAS
GP(Muestreo papel)
Directo y el másinformativo
Muestreo no esrepresentativo de todo
el devanado
Es necesario que launidad sea abierta
GP(Furanos)
No es necesarioabrir el tanque
Informacióncomplementaria
al DGACorrelación con
GP
Los furanos soninestables a ciertos
valores de temperatura
Resultados dependende contenido de
oxigeno, humedad,temperatura y tipo de
aislamiento
205
3.13 Análisis de gases disueltos en el aceite (AGD) por cromatografía de gases
A medida que los transformadores se ven sometidos a esfuerzos eléctricos
y térmicos se van generando gases combustibles en el transformador. Los
materiales aislantes, tanto el aceite como la celulosa, se descomponen
como consecuencia de tales esfuerzos y producen gases.
La presencia y cantidad de estos gases individuales, pueden ser colectados
en una muestra de aceite tomada apropiadamente (Norma ASTM D-3613), y
ser analizados por métodos muy sensitivos (Norma ASTM D-3612).
Es importante la tasa y cantidad de gas generado. El proceso de
envejecimiento normal genera gases; Sin embargo, estos se generan a una
tasa extremadamente lenta. Las condiciones de falla incipiente o de falla de
formación reciente ocasionan cambios inmediatos y observables en el
contenido de gases disueltos en el aceite del transformador.
La cromatografía de gases es el método más idóneo disponible para
identificar los gases combustibles. La cromatografía de gases supone tanto
un análisis cuantitativo como cualitativo de los gases disueltos en el aceite
del transformador.
El procedimiento consiste en la extracción y medición de los gases que
están disueltos en el aceite, incluyendo su identificación y medida, el rango
de medición se hace en partes por millón (ppm), la presencia y cantidad de
estos gases individuales, sacados del aceite y analizados, revelan el tipo y
grado de la anormalidad responsable de su generación.
206
Objetivos de una cromatografía de gases disueltos
Los principales objetivos del uso de esta técnica se centran en:
1. Monitorear los transformadores en servicio y obtener un aviso anticipado
de una falla.
2. Supervisar una unidad en operación que se presume tiene una falla
incipiente hasta lograr poder sacar de servicio el transformador para su
reparación o reemplazo.
3. Indicar la naturaleza y localizador de la falla.
4. Asegurarse que un transformador recientemente adquirido no presente
ningún tipo de falla durante el tiempo de garantía que da el fabricante.
207
3.13.1 Análisis de gasesCuando el aislamiento (aceite-papel) es sometido a condiciones anormales
tanto eléctricas como térmicas, por una parte el aceite se descompone
liberando pequeñas cantidades de gases de bajo peso molecular,
principalmente Hidrógeno, Metano, Etano, Etileno y Acetileno.
Adicionalmente el aislamiento sólido, papel (celulosa), también se afecta
liberando Monóxido y Dióxido de Carbono, los gases aquí mencionados, son
los denominados gases de falla, y son los que más comúnmente se analizan
para predecir fallas dentro de un transformador.
El tipo y la concentración de estos gases, dan claras muestras del estado
del aislamiento, ya que el envejecimiento normal, emite pequeñas
cantidades de dichos gases, pero, condiciones incipientes o fallas
declaradas generan grandes cantidades de éstos. La mayoría de las fallas
incipientes proporcionan evidencias, y por lo tanto, pueden detectarse
cuando el transformador está sujeto a análisis periódicos del aceite.
Los gases típicos generados por algunas fallas en transformadores de
potencia se muestran en el cuadro:
Tabla 35. Gases presentes en el aceiteTIPOS DE GASES PRESENTES EN EL ACEITE
GASESCOMBUSTIBLES SÍMBOLO OTROS
GASES SÍMBOLO
Monóxido de carbono CO Propano C3H8Metano CH4 Propileno C3H6Hidrógeno H2 Oxigeno O2Etileno C2H4 Nitrógeno N2Etano C2H6 Dióxido de
carbonoCO2
Acetileno C2H2
208
En la figura 128 se muestran las relaciones comparativas de la evolución de
los gases generados en el aceite, en función de la energía disipada en el
proceso de fallas.
Figura 128. Evolución de gases en función de temperatura y energía.
Los gases referidos en la tabla anterior, se describen con más detalle a
continuación:
Hidrógeno (H2). Este gas se genera en cualquier falla incipiente, tanto con
descargas de baja o alta energía con electrólisis de agua. Normalmente se
genera a partir de los 100ºC. En descargas de alta energía, los principales
gases son acetileno e hidrógeno, normalmente en relación 1 a 2.
208
En la figura 128 se muestran las relaciones comparativas de la evolución de
los gases generados en el aceite, en función de la energía disipada en el
proceso de fallas.
Figura 128. Evolución de gases en función de temperatura y energía.
Los gases referidos en la tabla anterior, se describen con más detalle a
continuación:
Hidrógeno (H2). Este gas se genera en cualquier falla incipiente, tanto con
descargas de baja o alta energía con electrólisis de agua. Normalmente se
genera a partir de los 100ºC. En descargas de alta energía, los principales
gases son acetileno e hidrógeno, normalmente en relación 1 a 2.
208
En la figura 128 se muestran las relaciones comparativas de la evolución de
los gases generados en el aceite, en función de la energía disipada en el
proceso de fallas.
Figura 128. Evolución de gases en función de temperatura y energía.
Los gases referidos en la tabla anterior, se describen con más detalle a
continuación:
Hidrógeno (H2). Este gas se genera en cualquier falla incipiente, tanto con
descargas de baja o alta energía con electrólisis de agua. Normalmente se
genera a partir de los 100ºC. En descargas de alta energía, los principales
gases son acetileno e hidrógeno, normalmente en relación 1 a 2.
209
Metano (CH4). Este gas se produce debido a descargas parciales o
descomposición térmica del aceite y no es común en transformadores con
corrientes altas. Sin embargo, en base a datos históricos es importante
determinar el grado de producción. Generalmente su aparición se empieza a
dar desde los 150ºC.
Etano (C2H6). Este gas normalmente se genera por descomposición
térmica del aceite. Se genera a partir de los 250ºC y tiene una amplia
concentración a partir de los 280ºC.
Etileno (C2H4). Es generado por temperaturas desde los 350ºC. Este gas
normalmente se genera por descomposición térmica del aceite o el
aislamiento.
Acetileno (C2H2). Este gas es generado por alta temperatura superior a
500 ºC y es causado por una falla con presencia de arco. Esto podría ser
razón de alarma, si la generación de gas resulta grande en un período corto
de tiempo. En algunos casos, transformadores con altas corrientes pueden
causar arcos en los componentes de acero, y un análisis total de los gases
se requiere antes de realizar cualquier trabajo.
Monóxido de carbono (CO). Este gas puede indicar envejecimiento térmico
o descargas en partículas de la aislación celulósica.
Dióxido de carbono (CO2). El dióxido de carbono se genera por
envejecimiento térmico o descargas en partículas del material aislante. Si la
relación de CO2 a CO es mayor de grande, algún sobrecalentamiento está
afectando el aislamiento celulósico.
210
Totalidad de gases combustibles.La totalidad de gases combustibles se indica como porcentaje de la
totalidad de gases. Niveles aceptables varían con el tipo de transformador y
su ciclo de trabajo.
Por tanto, las tendencias son importantes, y son necesarios datos históricos
para determinar acciones a seguir. Niveles que exceden 5 % requieren
incrementar la frecuencia de extracción de muestras. Se aconseja en este
caso consultar al fabricante para una interpretación de algún dato
cuestionable.
La Totalidad de Gases Combustibles se calcula como la sumatoria de lodos
los gases combustibles del total de la muestra:
TGC = H + CH + C H + C H + C H + COUna vez obtenidas las concentraciones a través de la cromatografía de
gases se usan varias técnicas para diagnosticar la condición del
transformador, por ejemplo el método de diagnóstico a través de análisis
individuales y concentración total de gases disueltos (AGD).
211
Definición del tipo de falla
En general las fallas que se pueden presentar en un transformador se las puede
agrupar en dos clases principales:
1) Fallas térmicas. (Sobrecalentamiento del papel o del aceite)
2) Fallas eléctricas. (Arco Interno o efecto corona).
Los gases de falla son generados por la degradación del aceite y del papel por
tres procesos principalmente: fallas térmica (aceite y celulosa), arco y descargas
parciales (corona), estos gases son producidos por la presencia de estas tres
clasificaciones debido a diferentes tipos de falla, unido al sobrecalentamiento el
cual es típicamente generado por procesos de degradación.
Sobrecalentamiento del aceite.
Los productos de descomposición que incluyen acetileno (C2H2), metano
(CH4), junto con etano (C2H6), y trazas de los demás gases.
Sobrecalentamiento del papel.
Cuando hay sobrecalentamiento del papel, se desprenden grandes cantidades
de monóxido y dióxido de carbono (CO y C02). Cuando la falla involucra una
estructura impregnada de aceite se detecta también la presencia de metano
(CH4) y etileno (C2H4).
212
Arco interno.
Cuando se presenta este tipo de falla se generan grandes cantidades de
hidrógeno (H2) y acetileno (C2H2), con cantidades menores de metano (CH4)
y etileno (C2H4), como se menciono antes, si la celulosa está comprometida
se encontrará también monóxido y dióxido de carbono (CO y CO2).
Descargas parciales (gases producidos por efecto corona).
Se sabe que el efecto CORONA se manifiesta si se presentan descargas que
se forman alrededor de un conductor energizado cuando el campo eléctrico
sobrepasa un determinado valor.
Las descargas eléctricas de baja energía producen normalmente hidrógeno y
metano, con pequeñas cantidades de etano y etileno, cantidades comparables
de CO y C02 pueden aparecer por descargas en la celulosa.
213
3.13.2 Métodos para diagnósticos de fallas
Existen varios métodos para determinar el tipo de falla que se puede estar
presentando, aquí se presentan las principales, los cuales se complementan entre
sí, ellos son:
1. Método de análisis de gases totales
2. Método del gas característico
3. Método de las relaciones de Dornenburg
4. Método de las relaciones de Rogers
5. Método de Duval
1. Método de análisis de gases totales
Los gases que son parte de la degradación del aceite y el papel son: el
hidrógeno, metano, etano, etileno, acetileno, monóxido de carbono y oxígeno. A
excepción del carbono y el oxígeno, todos estos gases son formados por la
degradación del aceite.
El monóxido de carbono, el dióxido de carbono y el oxígeno son formados por la
degradación del aislamiento de la celulosa (papel). Dióxido de carbono, oxígeno,
nitrógeno y la humedad, pueden ser absorbidos desde el aire si existe una
interfaz entre aceite – aire o a su vez si existe una fisura en el tanque.
Los tipos y cantidad de gases son determinantes cuando una falla ocurre en un
transformador y la severidad y energía del evento.
214
Se han adoptado cuatro criterios para clasificar los riesgos de un transformador,
cuando no se dispone de una historia previa, para funcionamiento continuo con
distintos niveles de gases combustibles.
El criterio que se utiliza consiste en evaluar la concentración individual y total de
todos los gases combustibles como se indica en la tabla 36 (ANSI/IEEE C57.104-
1991), que muestra la concentración de gases combustibles en forma individual y
total de acuerdo con cuatro condiciones.
Condición 1:
Si la totalidad de gases combustibles se encuentra por debajo del límite se
considera que el transformador está funcionando en condiciones satisfactorias. Si
cualquier gas combustible individual supera los niveles indicados se debe realizar
una investigación adicional.
Condición 2:
Si la totalidad de gases combustibles se encuentra dentro del rango significa que
el nivel de gases combustibles es superior al normal. Cualquier gas combustible
individual que supere los niveles especificados se debe realizar una investigación
adicional.
Condición 3:
Si la totalidad de gases combustibles se encuentra dentro del rango significa un
alto nivel de descomposición. Cualquier gas combustible individual que exceda
los límites especificados se debe realizar una investigación adicional.
Probablemente se está en presencia de una o varias fallas.
215
Condición 4:
Si la totalidad de gases combustibles se encuentra dentro del rango indica una
excesiva descomposición. Un servicio continuó podría provocar una falla del
transformador. Se debe proceder inmediatamente y con cautela.
Tabla 36. Concentración de gases disueltos según Std IEEE C57.104-1991, Numeral 4.3
RANGO LÍMITE DE CONCENTRACIÓN DE GASES DISUELTOS(PPM)H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO TGC
Condición1 100 120 35 50 65 350 720
Condición2
101-700
121-400
36-50
51-100
66-100
351-570
721-1920
Condición3
701-1800
401-1000
51-80
101-200
101-150
571-1400
1921-4630
Condición4 >1800 >1000 >80 >200 >150 >1400 >4630
216
2. Evaluación por el método de “gas clave”
Consiste básicamente en la determinación cualitativa del tipo de falla partiendo
de los gases que son típicos o predominantes, para realizar este análisis se
deben sumar todos los gases combustibles que estén presentes en la muestra
y determinar qué porcentaje del total de gases, representa cada uno de los
gases encontrados y así poder emitir un diagnóstico, el valor encontrado con
la suma de dichos gases se conoce como TCG. Las siguientes figuras
muestran las proporciones relativas para las fallas que se presentan
generalmente.
GAS PRINCIPAL ETILENO.
Figura 129. Proporción relativa de gases debido a sobrecalentamiento en el aceite
GAS PRINCIPAL MONÓXIDO DE CARBONO
Figura 130. Proporción relativa de gases debido a sobrecalentamiento en la celulosa
217
GAS PRINCIPAL ACETILENO
Figura 131. Proporción relativa de gases por presencia de arco
GAS PRINCIPAL HIDRÓGENO
Figura 132. Proporción relativa de gases por descargas parciales (corona)
218
3. Método de relaciones de Doernenburg
Este método sugiere la existencia de tres tipos de fallas (degradación térmica,
corona y arco). Este método utiliza las concentraciones de los gases CH 4, H
2, C 2 H2, C2 H4 y C2H6 para el cálculo de las siguientes relaciones:
R1 = CH 4 / H2R2 = C2 H2 / C2 H4R3 = C 2 H2 / CH 4R4 = C2H6 / C 2 H2
Si las relaciones anteriores alcanzan ciertos valores se puede decir que el
transformador posee alguna falla o algunas fallas. Como en el caso del
método del gas característico, el método de las relaciones de Doernenburg no
proporciona un diagnostico cien por ciento seguro, simplemente es otra
herramienta más para analizar problemas en transformadores.Tabla 37. Diagnósticos aplicando el método de Doernenburg
DIAGNOSTICO R1 R2 R3 R4DESCOMPOSICIONTÉRMICA >1.0 <0.75 <0.3 >0.4
CORONA <0.1 Noaplica <0.3 >0.4
ARCO >0.1<1.0 >0.75 >0.3 >0.4
Figura 133. Método gráfico de Doernenburg.
219
Figura 134 Diagrama de flujo mostrando los pasos a seguir para un diagnóstico según el método delas relaciones de Doernenburg
219
Figura 134 Diagrama de flujo mostrando los pasos a seguir para un diagnóstico según el método delas relaciones de Doernenburg
219
Figura 134 Diagrama de flujo mostrando los pasos a seguir para un diagnóstico según el método delas relaciones de Doernenburg
220
4. Método de las relaciones de Rogers.
En las relaciones de Rogers se utilizan cinco gases claves: hidrógeno,
metano, etano, etileno y acetileno, los cuales se presentan de acuerdo al
incremento de la temperatura de descomposición, con las concentraciones de
estos gases se calculan cuatro relaciones, este método tiene un esquema más
preciso pues establece la severidad de condiciones de fallas incipientes.
El método de las relaciones de Rogers sigue el mismo procedimiento general
dado para el método de las relaciones de Doernenburg, excepto que en vez
de utilizar cuatro relaciones solo se utilizan tres R1, R2 y la relación C 2 H4 /
C2H6 a la que llamaremos R5.
Relaciones:
R1 = CH4/H2R2 = C2H2/C2H4R5 = C2H4/C2H6
El método de las relaciones de Doernenburg como el método de las relaciones
de Rogers no son herramientas para detectar fallas en transformadores, pero
si son herramientas para analizar qué tipo de falla está presente en un
transformador.
La IEEE hace dos recomendaciones sobre el uso de ambos métodos. La
primera recomendación sugiere que para que el diagnóstico en base al
método de las relaciones de Doernenburg sea valido los niveles de las
concentraciones de los gases deben ser significantes.
221
Figura 135. Diagrama de flujo diagrama de flujo mostrando los pasos a seguir para un diagnosticosegún el método de las relaciones de Rogers
221
Figura 135. Diagrama de flujo diagrama de flujo mostrando los pasos a seguir para un diagnosticosegún el método de las relaciones de Rogers
221
Figura 135. Diagrama de flujo diagrama de flujo mostrando los pasos a seguir para un diagnosticosegún el método de las relaciones de Rogers
222
La segunda recomendación sugiere que se use el método de las relaciones de
Rogers siempre y cuando las concentraciones de los gases excedan los
niveles normales.
Dentro de los métodos de las relaciones de Doernenburg o de Rogers no
existe la relación CO2/CO, sin embargo esta relación es muy útil para
determinar si alguna falla en el transformador está afectando al aislamiento de
celulosa.
Valores menores a 3 en dicha relación son indicativos de que el papel está
involucrado en una falla de tipo eléctrico (arco o chisporroteo), conjuntamente
con algo de carbonización del papel.
Valores normales de la relación CO2/CO están alrededor de 7. Valores
mayores a 10 generalmente son indicativos de una falla de tipo térmico que
involucra al papel. Hay que tener precaución al emplear esta relación, ya que
solo será válida si el CO2 proviene del interior del transformador y no a causa
de la degradación propia del papel debido al envejecimiento o por fugas en el
transformador o contaminación de la muestra a analizar.Tabla 38. Diagnósticos aplicando el método de Rogers
DIAGNOSTICO R1 R2 R5
Funcionamiento normal >0.1<1.0 <0.1 <1.0
Descarga de baja potencia(corona) <0.1 <0.1 <1.0
Descarga de alta potencia(arco)
0.1-1.0
0.1-3.0 >3.0
Descomposición térmica (bajatemperatura)
>0.1<1.0 <0.1 >1.0
<3.0Descomposición térmica <700 o
C >1.0 <0.1 1.0-3.0
Descomposición térmica >700 o
C >1.0 <0.1 >3.0
223
5. Método de Duval
El triángulo de Duval proporciona un diagnóstico mediante la combinación de
tres gases: metano (CH4), etileno (C2H4) y acetileno (C2H2). Las
concentraciones de éstos gases se expresan como porcentajes del total (CH4
+ C2H4 + C2H2). El triangulo se subdivide en zonas de falla representadas
con una letra en un sistema de coordenadas triangulares en el gráfico
triangular.
La zona de falla se encuentra al trazar los valores de los porcentajes de los
tres gases en el triangulo de la combinación de las concentraciones de los tres
gases.
El método de Triángulo de Duval, como cualquier otro método de diagnóstico
DGA, debe aplicarse sólo cuando hay alguna sospecha de un fallo, sobre la
base de un aumento de gas combustible o algún otro síntoma sospechoso.
Donde:PD = Descarga Parcial
T1 = Falla Térmica bajo los 300°C
T2 = Falla Térmica entre 300°C y 700°C
T3 = Falla Térmica a mas de 700°C
D1 = Descarga de baja energía (Chispa)
D2 = Descarga de Alta energía (Arco)
DT = Falla Eléctrica y Térmica en
conjunto
Figura 136. Método gráfico del Triángulo de Duval
224
Ejemplo: Supongamos que en un transformador se encuentran incrementos
de 45 ppm de CH4, 90 ppm de C2H4, y 15 ppm de C2H2. Este incremento
significativo en C2H4 y C2H2 es una justificación suficiente para sospechar de
algún problema y para aplicar el método del triangulo de Duval.
Calculando T = CH4 + C2H4 + C2H2 = 45 + 90 + 15 = 150.
CH4: 100 * CH4 / T = 100 * 45/150 = 30%
C2H4: C2H4 * 100 / T = 100 * 90/150 = 60%
C2H2: C2H2 * 100 / T = 100 * 15/150 = 10%
Para graficar en el triángulo de Duval se ubica en el eje porcentaje de métano
(%CH4) en el que es el 30%, luego se ubica el eje etileno (%C2H4) para un
60% y finalmente un 10% a través del eje acetileno (%C2H2), graficando estos
interceptos ubicamos el punto con la ayuda de las flechas junto a cada lado
del triángulo que muestran la dirección de cada eje. El punto de la
representación de nuestros datos de gas entra en la zona de falla T3, lo que
indica falla térmica a alta temperatura (T3).
225
3.13.3 Equipo utilizado para cromatografía de gases
El equipo utilizado para realizar las pruebas de cromatografía de gases a los
aceites dieléctricos es el “cromatógrafo de gases”.
Figura 137. Cromatógrafo de gases del laboratorio de ETESAL
El cromatógrafo está compuesto por los siguientes elementos:
Fuente de gas portador (botella a presión)
Sistema de regulación de caudales (válvula reguladora y manómetro)
Bloque termostático de inyección de las muestras.
Columna termostática, conteniendo la fase estacionaria.
Detector termostático, con amplificador de señal y registro gráfico.
Caudalímetro de precisión.
226
Figura 138. Diagrama de un cromatógrafo de gases
Figura 139. Analizador de gases disueltos portátil TRANSPORT X marca kelman
226
Figura 138. Diagrama de un cromatógrafo de gases
Figura 139. Analizador de gases disueltos portátil TRANSPORT X marca kelman
226
Figura 138. Diagrama de un cromatógrafo de gases
Figura 139. Analizador de gases disueltos portátil TRANSPORT X marca kelman
227
Fase móvil
El gas portador es la fase móvil del sistema cromatográfico, consiste en un
gas inerte, generalmente helio, nitrógeno o argón, de elevado grado de
pureza. El caudal del mismo que pasa por la columna, ha de ser conocido y
controlado. La elección del gas portador se hace, frecuentemente, en función
del detector. El nitrógeno, helio y hidrógeno suele utilizarse con los detectores
de ionización de llama (FID). El argón con el detector de captura electrónica
(ECD). El helio e hidrógeno con el detector de conductividad térmica (TCD)
Sistema de inyección
El bloque de inyección, para introducir los solutos en la corriente de gas
portador y vaporizar las muestras cuando éstas no son gaseosas. Así, la
temperatura del bloque ha de ser superior a la del punto de ebullición del
componente de la mezcla menos volátil.
La muestra se introduce en el bloque de inyección con una microjeringa a
través de una membrana de caucho o silicona (septum). La cámara de
inyección es de acero inoxidable o níquel con un sistema de calefacción
eléctrico y un aislamiento térmico que permita mantener una temperatura
constante 50°C por encima del punto de ebullición del analito.
228
Figura 140. Inyector de muestras para un cromatógrafo de gases
En las columnas de relleno, la cantidad de muestra líquida máxima es de 10
μl; en columnas capilares se utilizan muestras mucho más pequeñas, del
orden de 10 μl. El inyector para columnas capilares suele disponer de un
sistema de división de flujo (split/splitless) para que a la columna solamente
pase una pequeña fracción de la muestra, desechando el resto. Las muestras
gaseosas se inyectan mediante una válvula automática y en mayor cantidad
Fase estacionaria
La fase estacionaria de una columna cromatográfica ha de reunir una serie de
requisitos como:
Baja volatilidad, su punto de ebullición debe de ser por lo menos 100oC
superior a la temperatura máxima de operación de la columna.
Estabilidad térmica.
Inercia química.
Los valores del factor de capacidad (k´) y del factor de selectividad (α)
de los analitos deben estar dentro de los intervalos aconsejados.
228
Figura 140. Inyector de muestras para un cromatógrafo de gases
En las columnas de relleno, la cantidad de muestra líquida máxima es de 10
μl; en columnas capilares se utilizan muestras mucho más pequeñas, del
orden de 10 μl. El inyector para columnas capilares suele disponer de un
sistema de división de flujo (split/splitless) para que a la columna solamente
pase una pequeña fracción de la muestra, desechando el resto. Las muestras
gaseosas se inyectan mediante una válvula automática y en mayor cantidad
Fase estacionaria
La fase estacionaria de una columna cromatográfica ha de reunir una serie de
requisitos como:
Baja volatilidad, su punto de ebullición debe de ser por lo menos 100oC
superior a la temperatura máxima de operación de la columna.
Estabilidad térmica.
Inercia química.
Los valores del factor de capacidad (k´) y del factor de selectividad (α)
de los analitos deben estar dentro de los intervalos aconsejados.
228
Figura 140. Inyector de muestras para un cromatógrafo de gases
En las columnas de relleno, la cantidad de muestra líquida máxima es de 10
μl; en columnas capilares se utilizan muestras mucho más pequeñas, del
orden de 10 μl. El inyector para columnas capilares suele disponer de un
sistema de división de flujo (split/splitless) para que a la columna solamente
pase una pequeña fracción de la muestra, desechando el resto. Las muestras
gaseosas se inyectan mediante una válvula automática y en mayor cantidad
Fase estacionaria
La fase estacionaria de una columna cromatográfica ha de reunir una serie de
requisitos como:
Baja volatilidad, su punto de ebullición debe de ser por lo menos 100oC
superior a la temperatura máxima de operación de la columna.
Estabilidad térmica.
Inercia química.
Los valores del factor de capacidad (k´) y del factor de selectividad (α)
de los analitos deben estar dentro de los intervalos aconsejados.
229
Generalmente, en columnas comerciales, la fase estacionaria se presenta
enlazada y entrecruzada para impedir su pérdida durante las operaciones de
elución o lavado. De ésta forma se obtiene una monocapa adherida
químicamente a la superficie de la columna. La reacción implicada suele ser la
adición de un peróxido al líquido a fijar, iniciándose una reacción por radicales
libres que tenga como resultado la formación de un enlace carbono-carbono
que además incrementa su estabilidad térmica.
Columnas
Es el lugar donde ocurre la separación, se dice que es el corazón de un
cromatógrafo; los materiales con los cuales generalmente se pueden elaborar
las columnas son: cobre, aluminio, acero inoxidable, vidrio ó teflón.
Las columnas pueden ser con relleno, en las que la fase estacionaria líquida
está retenida sobre un sólido inerte (soporte) y capilares ó semicapilares, en
las que la fase estacionaria se fija sobre las paredes interiores del capilar. La
temperatura de la columna depende de los puntos de ebullición de los
componentes de la mezcla.
Figura 141. Columna capilar
Detectores
Es un dispositivo para revelar la presencia de las sustancias eluídas a la salida
de la columna cromatográfica, el Detector es un dispositivo capaz de convertir
una propiedad física, no medible directamente, en una señal elaborable y
ofrecer información sobre la naturaleza y magnitud de la propiedad física.
230
En cromatografía un detector funciona comparando una propiedad física entre
el gas portador puro y el mismo gas portador llevando cada uno de los
componentes que previamente se han separado en la columna; esta acción se
traduce en una señal tipo eléctrica, que posteriormente se amplificará
mediante un registrador gráfico o integrador permitiendo indicar el momento
que salen de la columna los componentes.
Detector de Conductividad Térmica (TCD).
Mide la conductividad térmica del gas portador, ocasionada por la presencia
de sustancias disueltas, una celda del detector contiene un filamento que se
calienta cuando se le aplica una corriente, cuando por la celda pasa el gas
portador conteniendo algún soluto se produce un cambio en la corriente del
filamento, el cambio en la corriente se compara contra la corriente en una
celda de referencia, esta diferencia se mide y se obtiene una señal,
usualmente el TCD está construido con cuatro filamentos de renio/ tungsteno.
Los gases detectados por este dispositivo son Hidrógeno, Oxigeno y
Nitrógeno.
Detector de Ionización por llama (FID).
Los compuestos son quemados en una llama de aire-hidrógeno, aquellos
compuestos que contienen Carbono producen iones que son atraídos hacia un
colector, el número de iones que golpean el colector son medidos y así se
genera una señal. Los gases detectados por este dispositivo son metano,
monóxido de carbono, dióxido de carbono, etileno, etano, acetileno, propano y
propileno.
231
3.13.4 Descripción de la pruebaEl método de la prueba AST D3612 describe 3 métodos diferentes de
extracción:
Método A:Utiliza un procedimiento del laboratorio de extracción al vacío (figura 133),
este enfoque hace uso de un aparato de vidrio con un pistón de mercurio para
concentrar y retornar a presión atmosférica los gases extraídos en la parte
superior de la columna de vidrio.
Método B:Se conoce con el nombre de extracción de “columna” y es un método de
inyección directa. Utiliza un conjunto multi-puerto de válvulas del propio
Cromatógrafo de gases en donde se realiza la extracción
Método C:Se conoce como el análisis del espacio superior y fue aprobado en el año
2000. En este método la muestra se coloca en un frasco pequeño en el que
los gases disueltos se equilibran con el espacio para gases por encima de la
muestra.
Existen métodos similares de extracción de vacío que usan un dispositivo
mecánico, como por ejemplo un pistón de metal en lugar de mercurio para
igualar presiones.
Una secuencia típica para la extracción de gases del aceite consiste en los
siguientes pasos:
232
1. Se inyecta la muestra de aceite de la jeringa en el aparato de extracción.
Se conecta la jeringa al matraz desgasificador.
2. Al ejecutar este paso, hay que asegurarse de eliminar toda burbuja de aire
y estar atento a la formación de espuma de gas.
Se lleva a ebullición el gas, en el matraz desgasificador, por 15 minutos
aproximadamente. Los gases se desprenden del aceite mediante la acción
de remover vigorosamente el aceite a alto vacio.
3. Se normalizan las presiones para una temperatura y presión normalizada
de 760 Torr (101,325 Kpa). Se utiliza un “pistón” de mercurio para
comprimir los gases a temperatura y presión normal.
4. Se mide el gas extraído (ml) en el tubo recolector. El porcentaje de gas en
el aceite se calcula a partir del volumen corregido del gas extraído.
5. Se inyectan los gases contenidos en la jeringa en el sistema
cromatográfico de gases.
233
La separación de los compuestos de una mezcla se realiza en las siguientes
etapas:
1. Una vez elegida la columna y fase estacionaria, se ajustan las
temperaturas de la cámara de inyección, columna y detector, así como el
caudal de gas portador. Cuando la señal del detector es constante (sin
ruidos la línea base) se hace la inyección de la muestra.
2. Las muestras se inyectan en cantidades inferiores a 1 μl cuando son
líquidas y sobre 1 ml si son gaseosas; se introducen en la cámara de
inyección, donde se vaporizan, y son arrastradas hasta cabeza de
columna.
3. Los componentes se fijan en una pequeña zona de la columna; por
equilibrios sucesivos entre fase móvil y estacionaria cada componente se
desplaza por la columna a velocidades diferentes.
4. Finalmente, los solutos que salen de la columna, pasan al detector y se
obtiene el cromatograma.
234
CAPITULO 4. FORMULACION DEL DISEÑO DE MANTENIMIENTO MODERNO ATRANSFORMADORES DE POTENCIA
4.1 IntroducciónEn este capítulo se presentará la formulación del diseño de mantenimiento moderno
a transformadores de potencia, para usarlo como herramienta de diagnóstico y que
sea de utilidad al personal que está a cargo de la operación, control y mantenimiento
de los transformador de potencia después de haber realizado previamente la
obtención de registro de datos de las pruebas eléctricas de campo y de análisis de
aceite mediante la cromatografía de gases.
Se mostrará cómo ha evolucionado él mantenimiento en función a lo que
anteriormente se realizaba como el mantenimiento tradicional, donde los
transformadores se diseñaban y se construían con factores de seguridad altos, por lo
que requerían un menor monitoreo. Sin embargo el grado de inspección y
mantenimiento necesarios para la buena operación de un transformador depende de
la importancia dentro del sistema eléctrico, del lugar de instalación en el sistema, de
las condiciones climatológicas y ambientales, y en general de las condiciones de
operación, por lo que se hace necesario la creación de un sistema moderno de
mantenimiento a transformadores de potencia, con el objeto de que dicho equipo
opere en forma satisfactoria, optimizando su continuidad de servicio y alargando su
vida útil.
235
4.2 Generalidades del mantenimiento de transformadores de potencia4.2.1 AntecedentesAnteriormente el mantenimiento preventivo de los transformadores ha estado
basado en la determinación de la resistencia de su aislamiento junto con la
medición de la rigidez dieléctrica de su aceite. Sin embargo, hoy en día pruebas
como el factor de potencia del aislamiento, contenido de humedad, tensión
interfacial, acidez, el análisis por cromatografía de gases, entre otras, son muy
importantes para obtener un diagnóstico más acertado del estado del
transformador.
Recientemente, el análisis de gases generados en el interior del transformador
mediante cromatografía de gases se ha constituido en una herramienta poderosa
a la hora de monitorear el estado en que se encuentra el transformador, sin
necesidad de sacarlo de operación.
Pretendemos considerar al mantenimiento del transformador en términos de:
Los factores que influyen en el deterioro del sistema de aislamiento del
transformador.
Cuáles son las pruebas y actividades de rutina que permiten emitir un
criterio del estado del transformador.
Que significado tienen los resultados obtenidos en las pruebas de
diagnóstico.
Cuando deben realizarse las pruebas de diagnóstico.
Qué medidas correctivas deberán tomarse en el caso de que detecte
alguna anormalidad en el mantenimiento preventivo periódico.
236
El propósito de la gestión moderna de mantenimiento predictivo va a permitir
detectar defectos ocultos, evitando una parada no programada o directamente la
falla del equipo. Estos transformadores tienen una vida útil esperada de 25 años
y que puede extenderse a 40 o hasta 50 años de servicio.
El diseño del modelo de mantenimiento moderno desarrollado mantiene
información del estado del transformador durante su vida, ayudando a detectar
los primeros síntomas de un defecto interno o simplemente aportando datos
históricos que permitan tomar mejores decisiones sobre una retirada de servicio
de vida útil.
El sistema de aislamiento de un transformador en aceite posee cuatro agentes
potenciales que provocan fallas, los cuales son:
La humedad
El calor
La oxidación
La contaminación externa.
La humedad y la contaminación externa están presentes desde el proceso de
fabricación del equipo. Al oxígeno se lo deberá tener en cuenta cuando el
transformador esta con aceite y el calor se vuelve un factor a considerar durante
la operación del equipo. Es muy importante comprender el daño que causan
estos cuatro agentes al sistema de aislamiento de un trasformador, de manera
que una vez conocida la presencia de ellos con niveles superiores a los normales,
se tomen las medidas necesarias para que dicho daño sea reducido al mínimo y
se prolongue la vida útil del equipo.
237
4.2.2 Definición de mantenimientoSe define mantenimiento como el conjunto de todas las actividades
sistematizadas y programadas a tener los equipos o maquinarias en condiciones
de operación normales o rehabilitarlas a tales condiciones.
La finalidad del mantenimiento es conseguir el máximo nivel de efectividad en el
funcionamiento del sistema productivo y de servicios con la menor contaminación
del medio ambiente y mayor seguridad para el personal al menor costo posible.
Esta finalidad radica en lograr lo siguiente:
Evitar, reducir y llegado el caso, reparar las fallas sobre los bienes de la
organización.
Disminuir la gravedad de las fallas.
Evitar detenciones inútiles o paros de máquinas.
Evitar accidentes.
Evitar daños ambientales.
Evitar incidentes y aumentar la seguridad para las personas.
Conservar los bienes producidos en condiciones seguras y preestablecidas
de operación.
Balancear el costo del mantenimiento con el correspondiente al lucro
cesante.
Lograr un uso eficiente y racional de la energía.
Mejorar las funciones y la vida útil de los bienes.
238
4.3 Tipos de Mantenimiento
4.3.1 Mantenimiento correctivo
El Mantenimiento correctivo es la intervención necesaria para poder solucionar un
defecto, o una falla ya ocurrida, en éste caso las instalaciones, máquinas o
equipos operan con deficiencia o directamente no funcionan.
El mantenimiento correctivo consiste en ir reparando las averías a medida que se
van produciendo. El personal encargado de avisar de las averías es el propio
usuario de las máquinas y equipos, y el encargado de realizar las reparaciones es
el personal de mantenimiento. El principal inconveniente con que nos
encontramos en este tipo de mantenimiento, es que el usuario detecta la avería
en el momento que necesita el equipo, ya sea al ponerlo en marcha o bien
durante su utilización. Sus principales características son:
• Está basada en la intervención rápida, después de ocurrida la avería.
• Conlleva discontinuidad en los flujos de producción y logísticos.
• Tiene una gran incidencia en los costos de mantenimiento por producción no
efectuada.
• Tiene un bajo nivel de organización.
4.3.2 Mantenimiento preventivo
El mantenimiento preventivo se basa en la programación de inspecciones, tanto
de funcionamiento como de seguridad, ajustes, reparaciones, análisis, limpieza,
lubricación, calibración, que deben llevarse a cabo en forma periódica con base a
un plan establecido y no a una demanda del operario o usuario; también es
conocido como mantenimiento preventivo planificado.
239
Su propósito es prever las fallas manteniendo los sistemas de infraestructura,
equipos e instalaciones productivas en completa operación a los niveles y
eficiencia óptimos.
La característica principal de este tipo de mantenimiento es la de inspeccionar los
equipos y detectar las fallas en su fase inicial y corregirlas en el momento
oportuno.
En un buen mantenimiento preventivo se llevan los registros de los parámetros
más importantes del transformador de potencia tales como: voltaje, corriente, y
potencia funcionamiento de sus accesorios temperatura del aceite y del
devanado.
Ventajas del Mantenimiento Preventivo:• Confiabilidad los equipos operan en mejores condiciones de seguridad ya
que se conoce su estado y sus condiciones de funcionamiento.
• Disminución del tiempo muerto, tiempo de parada de equipos/máquinas.
• Mayor duración de los equipos e instalaciones.
• Disminución de existencias en almacén y por lo tanto sus costos puesto que
se ajustan los repuestos de mayor y menor consumo.
• Uniformidad en la carga de trabajo para el personal de mantenimiento debido
a una programación de actividades.
• Menor costo de las reparaciones.
Fases del Mantenimiento Preventivo:• Inventario técnico, con manuales, planos, características de cada equipo.
• Procedimientos técnicos, listados de trabajos a efectuar periódicamente,
• Control de frecuencias, indicación exacta de la fecha a efectuar el trabajo.
• Registro de reparaciones, repuestos y costos que ayuden a planificar.
240
4.3.3 Mantenimiento predictivo
El mantenimiento predictivo es una técnica para pronosticar el punto futuro de
falla de un componente de una maquina, de tal forma que dicho componente
pueda reemplazarse con base en un plan justo antes de que falle. Así el tiempo
muerto del equipo se minimiza y el tiempo de vida del componente se maximiza.
Dentro de los objetivos del mantenimiento predictivo se pueden mencionar los
siguientes:
• Diagnostico de fallos:
Su objetivo es definir cuál es el problema específico.
• Pronóstico de la esperanza de vida:
Su objetivo es estimar cuánto tiempo más podría funcionar el transformador de
potencia sin riesgo de un fallo catastrófico.
241
4.4 Implementación del diseño de modelo de mantenimiento
El objetivo de esta etapa es llevar un control de las unidades por medio de hojas
de formularios donde se elaborar un registro que contenga la información del
transformador tal como: fabricante, ubicación, datos de placa de servicio, etc.
El registro también, facilita el orden de ejecución de las rutinas de mantenimiento.
Esta parte del sistema está comprendida en el programa que se elaboró en
lenguaje java para llevar el registro de las pruebas y los análisis cromatográficos
desarrollados a cada mantenimiento efectuado de cada unidad. A continuación se
representan las hojas de formularios de las pruebas, y la base de datos que
maneja el programa que contiene información de cada unidad de los
transformadores.
242
4.5 Formularios
4.5.1 Instrucciones de llenado del formulario de la medición de resistenciade aislamiento
1. Número de registro de control de calidad
2. Fecha de realización de la prueba
3. Datos técnicos del transformador
4. Condiciones de la prueba y climatológicas
5. Datos del equipo utilizado para la prueba
6. Dibujar el diagrama vectorial del equipo bajo prueba
7. Se indica la resistencia de aislamiento medida durante la prueba
8. Se indica la operación de multiplicar la resistencia de aislamiento durante la
prueba por el coeficiente de corrección a 20°C
9. Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o
tendencias de la medición.
10.Se escribe el nombre y la firma de la persona que realizó y aprobó la prueba.
243
Registro N° : (1) Fecha: (2)
(3) (4)(3) (4)
(3) (4)
(3) (4)
(3)
(3)
(%Z) : (3) A MVA, KV
Tipo:
Equipo de medición utilizado: (5)
Modelo: (5) (6)
Marca: (5)
Medida Corr.
(7) (8) (7) (8) (7) (8)
Observaciones: (9)
(10) Aprobó: (10) Realizó:
10IP
IP: Indice de Polarización IP = RAISL a 10 min / RAISL a 1minValores aceptables según norma IEEE Std 62-1995 Item 6.1.5.2 :IP : <1.0 Aislamiento maloIP: 1.1 - 1.3 Aislamiento aceptableIP: >1.3 Aislamiento en buenas condiciones
Nombre y Firma. Nombre y Firma.
9
2
3
4
5
6
7
8
0.5
1
Lectura de pruebas de resistencia de aislamiento
Tiempo demedicion
(min.)
Alta-Tierra Baja-Tierra Alta-Baja
Fact. De Corr.a (20°C): Fact. De Corr.a (20°C): Fact. De Corr.a (20°C):
Medida Medida Corr. Medida Medida Corr. Medida
Dibujar diagrama vectorial
Voltaje (AT/BT): Condiciones climatológicas (4)Potencia (MVA): Soleado: Brisa:
Medio nublado:
FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO DE TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOSSUMERGIDO EN ACEITE
Datos del Transformador de Potencia Condiciones de Prueba (Equipo fuera de servicio)
Marca: Temp. Ambiente (°C):
Num. Serie: Humedad relativa (%):Año de Fabricación: Temp. Devanado (°C):Tipo de conexión: Temp. Aceite (°C):
Nublado:
244
4.5.2 Instrucciones de llenado del formulario de la medición de impedanciade cortocircuito del transformador
1. Número de registro de control de calidad
2. Fecha de realización de la prueba
3. Datos técnicos del transformador
4. Condiciones de la prueba y climatológicas
5. Datos del equipo utilizado para la prueba
6. Indicar el voltaje eficaz de medición
7. Indicar la corriente eficaz de medición
8. Indicar la impedancia medida
9. Indicar la diferencia de la impedancia medida y la de dato de placa del
transformador
10.Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o
tendencias de la medición.
11.Se escribe el nombre y la firma de la persona que realizó y aprobó la prueba
245
Registro N°: (1) Fecha: (2)
(3) (4)(3) (4)(3) (4)(3) (4)(3)(3)
(%Z) : (3) A MVA, KV
(5)Equipo de medición utilizado: (5) (5)
1
2 (7) (7) (9)
3
4
5
6
Observaciones: (10)
(11) Aprobó: (11) Realizó: Nombre y Firma. Nombre y Firma.
La norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.4 establece un limite de tolerancia del ±3%
(6) (8) (9) (6) (7) (8) (9) (6) (8)
Z (Ohm) %DIF Veff (v) Ieff (A) Z (Ohm)
Modelo:Marca:
Lectura de pruebas de Impedancia de corto circuito
N° TAPFASE A FASE B FASE C
Veff (v) Ieff (A) Veff (v) Ieff (A) Z (Ohm) %DIF%DIF
Num. Serie: Humedad relativa (%):Año de Fabricación: Temp. Devanado (°C):
FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE IMPEDANCIA DE CORTO CIRCUITO A TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOSSUMERGIDO EN ACEITE
Datos del Transformador de Potencia Condiciones de Prueba (Equipo fuera de servicio)Marca: Temp. Ambiente (°C):
Medio nublado:
Potencia (MVA): Soleado: Brisa:
Nublado:
Tipo de conexión: Temp. Aceite (°C):Voltaje (AT/BT): Condiciones climatológicas
246
4.5.3 Instrucciones de llenado del formulario de la medición de resistenciaóhmica del transformador
1. Número de registro de control de calidad
2. Fecha de realización de la prueba
3. Datos técnicos del transformador
4. Condiciones de la prueba y climatológicas
5. Datos del equipo utilizado para la prueba
6. Dibujar el diagrama vectorial del equipo bajo prueba
7. Se indica el tap en que se realizó la prueba
8. Se indica la conexión a los terminales a realizar la medición del lado de alta y
baja tensión, además de señalar el tipo de conexión en estrella ó delta.
9. Se Indica la resistencia medida durante la prueba
10.Se indica la operación de multiplicar la resistencia óhmica durante la prueba
por el coeficiente de corrección a 75°C
11.Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o
tendencias de la medición.
12.Se escribe el nombre y la firma de la persona que realizó y aprobó la prueba.
247247247
248
4.5.4 Instrucciones de llenado del formulario de la medición de relación detransformación
1. Número de registro de control de calidad
2. Fecha de realización de la prueba
3. Datos técnicos del transformador
4. Condiciones de la prueba y climatológicas
5. Datos del equipo utilizado para la prueba
6. Dibujar el diagrama vectorial del equipo bajo prueba
7. Se indica el voltaje al que se realizará la prueba
8. Se indica la relación de transformación teórica
9. Se indica la relación de transformación medida
10.Se indica la diferencia entre la relación medida y la teórica
11.Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o
tendencias de la medición.
12.Se escribe el nombre y la firma de la persona que realizó y aprobó la prueba.
249
Registro N°: (1) Fecha: (2)
(3) (4)(3) (4)(3) (4)(3) (4)(3)(3)
(%Z) : (3) A MVA, KV
(5) Tipo:(5)(5) (6)
(T-M)/Tx100[Max.0.5%]
(10)
Observaciones: (11)
(12) Aprobó: (12)
FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE RELACION DE TRANSFORMACION DE TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOSSUMERGIDO EN ACEITE
Datos del Transformador de Potencia Condiciones de Prueba (Equipo fuera de servicio)Marca: Temp. Ambiente (°C):
Tipo de conexión: Temp. Aceite (°C):Voltaje (AT/BT): Condiciones climatológicas
Num. Serie: Humedad relativaAño de Fabricación: Temp. Devanado
Potencia (MVA): Soleado:
Dibujar el diagrama vectorialmente
Lectura de medicion de la relacion de transformaion
Fase C%Error derelaciónPosicion
Derivacion RelacionNominal
[T]
Fase A%Error derelación Fase B %Error de
relación
Tap [KV] RelaciónMedida [M]
(T-M)/Tx100[Max.0.5%]
Brisa:
Nublado: Medionublado:
[Max.0.5%](T-M)/100
(10)
RelaciónMedida [M]
(9)
3
2 (7) (8) (9) (10) (9)
Nombre y Firma. Nombre y Firma.
4
La norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.2.3 establece un limite de tolerancia del 0.5%
Realizó:
Equipo de medición a utilizar :Modelo :Marca :
RelaciónMedida [M]
1
6
5
250
4.5.5 Instrucciones de llenado del formulario de la medición de factor depotencia del transformador
1. Número de registro de control de calidad
2. Fecha de realización de la prueba
3. Datos técnicos del transformador
4. Condiciones de la prueba y climatológicas
5. Datos del equipo utilizado para la prueba
6. Dibujar el diagrama vectorial del equipo bajo prueba
7. Se indica el voltaje al cual se realizó la medición
8. Se indica la lectura de medición para miliamperes
9. Se indica la lectura en watts
10.Se indica el valor medido de capacitancia
11.Se indica el valor medido del porciento de factor de potencia
12.Se indica el factor de corrección a 20°C
13.Se indica el valor medido del porciento de factor de potencia corregido a 20°C
14.Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o
tendencias de la medición.
251
(1) (2)
(3) (4)(3) (4)(3) (4)(3) (4)(3)(3)
(%Z) : (3) A MVA, KV
Tipo :(5)(5) (6)(5)
(12)
W
1 (9) (13)
2
3
4
5
6
Observaciones: (14)
(15) Aprobó: (15) Nombre y Firma. Nombre y Firma.
Soleado:
Nublado:
(10)
Baja-Alta UST CHX
Baja-Alta Guarda
FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE FACTOR DE POTENCIA DE TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOSSUMERGIDO EN ACEITE
Lectura de pruebas de Factor de Potencia
Temp. Ambiente (°C):Humedad relativa (%):Temp. Devanado (°C):Temp. Aceite (°C):Tipo de conexión:
Voltaje (AT/BT): Condiciones climatológicasPotencia (MVA):
Datos del Transformador de Potencia Condiciones de Prueba (Equipo fuera de servicio)Marca:
Fecha :Registro N°:
Num. Serie:Año de Fabricación:
Baja-Alta Ground CX+CHX
Conexiones paraPrueba
mA
Capacitancia (PF)
Modelo:Marca:
Alta-Baja UST
CX
Realizó:
N° Modo AislamientoProbado
Voltaje dePrueba
(KV)
CHX
Alta-Baja
Alta-Baja
La norma IEEE Std 62-1995. Numeral 6.1.6 establece valores aceptables de %F.P. < 0.5
(11)
Guarda CH
Brisa:
Ground CH+CX (7) (8)
LecturasEquivalentes
a 10 KV
Factor deCorr. a 20°C:
% F.P.
Medición Correccióna 20 °C
Medio nublado:
Diagrama Vectorial
Equipo de medición utilizado:
252
4.5.6 Instrucciones de llenado del formulario de la medición de factor depotencia a boquillas del transformador
1. Número de registro de control de calidad
2. Fecha de realización de la prueba
3. Datos técnicos del transformador
4. Condiciones de la prueba y climatológicas
5. Datos del equipo utilizado para la prueba
6. Se indica el voltaje al cual se realizó la medición
7. Se indica la lectura de medición para miliamperes
8. Se indica la lectura en watts
9. Se indica el valor medido de capacitancia
10.Se indica el valor medido del porciento de factor de potencia
11.Se indica el factor de corrección a 20°C
12.Se indica el valor medido del porciento de factor de potencia corregido a 20°C
13.Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o
tendencias de la medición.
14.Se escribe el nombre y la firma de la persona que realizó y aprobó la prueba.
253
Registro N°: (1) Fecha: (2)
(3) (4)(3) (4)(3) (4)(3) (4)(3)(3)
(%Z) : (3) A MVA, KV
Modelo: (5)Equipo de medición utilizado: (5) Marca: (5)
(11)
W
(8) (12)
Observaciones: (13)
(14) Aprobó: (15)
Modos de Prueba
GroundGround
GroundUST
GroundGround
USTGround
GroundUST
GroundGround
USTGround
CollarC1C2
CollarC1
C2Collar
C1C2
CollarC1
CollarC1C2
CollarC1
H1
H2
H3
X1C2
Nombre y Firma. Nombre y Firma. Realizó:
Ground
X2
X3
H0X0
C2CollarCollar
GroundUST
Ground
(6) (7) (9) (10)Ground
UST
Capacitancia (PF)
% F.P.Factor deCorr. a 20°C:
Medición Correccióna 20 °CmA
Lectura de pruebas de boquillas
Voltaje dePrueba
(KV)
LecturasEquivalentes
a 10 KV
Num. Serie: Humedad relativa (%):Año de Fabricación: Temp. Devanado (°C):
FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE FACTOR DE POTENCIA A BOQUILLAS DE TRANSFORMADORES DE DOSDEVANADOS SUMERGIDO EN ACEITE
Datos del Transformador de Potencia Condiciones de Prueba (Equipo fuera de servicio)Marca: Temp. Ambiente (°C):
Potencia (MVA): Soleado: Brisa:
Nublado: Medio nublado:
Tipo de conexión: Temp. Aceite (°C):Voltaje (AT/BT): Condiciones climatológicas
254
4.5.7 Instrucciones de llenado del formulario de la medición de corriente deexcitación del transformador
1. Número de registro de control de calidad
2. Fecha de realización de la prueba
3. Datos técnicos del transformador
4. Condiciones de la prueba y climatológicas
5. Datos del equipo utilizado para la prueba
6. Dibujar el diagrama vectorial del equipo bajo prueba
7. Se indica el tap en que se realizó la prueba
8. Se indica el voltaje al que se realizará la prueba
9. Se indica el modo de prueba del equipo de medición (UST,GND,GST etc.)
10.Se realiza la prueba en medición directa y medición en inversa
11.Se indica la conexión a los terminales a realizar la medición del lado de alta
tensión, además de señalar el tipo de conexión en estrella ó delta.
12.Se Indica la corriente medida durante la prueba
13.Se indican las observaciones referentes a las condiciones de prueba o
tendencias de la medición.
14.Se escribe el nombre y la firma de la persona que realizó y aprobó la prueba.
255
Registro N° : (1) Fecha : (2)
Marca: (3) (4)Num. Serie: (3) (4)Año de Fabricación: (3) (4)Tipo de conexión: (3) (4)Voltaje (AT/BT): (3)Potencia (MVA): (3)
(%Z) : (3) A MVA, KV
Tipo:Equipo de medición utilizado: (5)Modelo: (5) (6)Marca: (5)
HV
H1 H0 ó H3 ó H3 H1
H2 H0 ó H3 ó H3 H2
H3 H0 ó H3 ó H3 H3
Observaciones: (13)
Realizó: (14) Aprobó:
Condiciones climatológicas
FORMATO PARA LA MEDICIÓN DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN A TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOSSUMERGIDO EN ACEITE
Datos del Transformador de Potencia Condiciones de Prueba (Equipo fuera de servicio)Temp. Ambiente (°C):Humedad relativa (%):Temp. Devanado (°C):Temp. Aceite (°C):
H0
Medición en Directa (10) Medición en Inversa (10)
LV
Conexión de terminales de prueba (11) Corriente deexcitación
medida [mA]
Voltaje de prueba [KV] : Modo de prueba :(8) (9)(7)
(12)
Conexión de terminales de prueba (11)
Prueba de Corriente de excitación
H0
LVHV
(12)
Corriente deexcitación
medida [mA]
Pocisión del TAP :
H0
Nombre y Firma.(14)
Nombre y Firma.
La norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.3 considera aceptables las variaciones del 5% con los valores históricos, mediciones deotras fases o con las mediciones directa e inversa de la misma fase
Dibujar diagrama vectorial
Soleado: Brisa:
Nublado: Medio nublado:
256
4.5.8 Instrucciones para el llenado del formulario del análisiscromatográfico
1 Número de registro del control de calidad
2 Nombre y dirección del laboratorio que realizará la medición
3 Información sobre la procedencia de la muestra de la muestra de aceite del
equipo y subestación donde se encuentra
4 Datos de placa del transformador
5 Fecha en que se efectuó el muestreo y fecha de recepción de la muestra
6 Número del análisis correspondiente
7 Porcentaje de gases disueltos y gases combustibles
8 Equipo utilizado para la detección de gases en el aceite
9 Tipo de gas detectado
10 Porcentaje en volumen de concentración en el gas
11 Concentración del gas por partes por unidad
12 Límites máximos y críticos para los gases detectados
13 Relaciones de Doernenburg y Roger obtenidas
14 Porcentaje de Duval obtenido
15 Se Indican las observaciones en base a los datos obtenidos
16 Indicar el nombre y firma de la persona que realizó, y aprobó la prueba
257
(1)
Nombre del laboratorio : (2)
Dirección: (2)
Procedencia: (3) Subestación: (3)
(5)
(5)
(6)
(7)
(7)
Equipo utilizado: (8)
Modelo: (8) Marca: (8)
Hidrogeno
Metano (10)
Monoxido de carbono
Dióxido de carbono
Etileno
Etano
Acetileno
(14)
Observaciones: (15)
(16) Aprobó: (16)
Std. C57.104-1991 Tabla 1
(11)
Porcentaje de duval
(4)
(4)
100
Etileno / Etano (R5) :
% Metano :
% Etileno :
Acetileno / Etileno (R2):
120
350
2500
50
Etano / Acetileno (R4):
Metodo utilizado ASTM D3613, Norma IEEE C57.104
65
35
Nombre y Firma. Nombre y Firma.
Tipo de aceite:
Vol. Aceite :
% de gases combustibles
Realizó:
Metano / Hidrogeno (R1):
FORMATO PARA EL ANÁLISIS CROMATOGRÁFICO DE GASES DISUELTOS EN ACEITE AISLANTE
Datos del Transformador de Potencia
Marca: Fecha de Muestreo :
Num. Serie:
Registro N° :
Fecha de recepción :Año de Fabricación: N° de análisis :Voltaje (AT/BT): % de gases disueltos:Potencia (MVA):
Tipo de enfriamiento:
(4)
(4)
(4)
(4)
(4)
(4)
Relaciones Doernenburg y Roger (13)
%Acetileno
Metano+Etileno+Acetileno (ppm):
Concentración% en Vol.
Concentraciónppm (V/V)
Límites Máx (12)Gases(9)
Acetileno / Metano (R3):
258
4.5.9 Instrucciones para el llenado del formulario de las pruebas físicoquímicas del aceite aislante:
1 Número de registro del control de calidad
2 Nombre y dirección del laboratorio que realizará la medición
3 Información sobre la procedencia de la muestra de la muestra de aceite del
equipo y subestación donde se encuentra
4 Datos de placa del transformador
5 Fecha en que se efectuó el muestreo y fecha de recepción de la muestra
6 Número de la prueba correspondiente
7 Sistema de preservación del aceite aislante
8 Equipo utilizado para la detección de gases en el aceite
9 Tipo de Prueba físico – química realizada
10 Porcentaje en volumen de concentración del aceite
11 Concentración del aceite por partes por unidad
12 Valores obtenidos detectados
13 Se Indican las observaciones en base a los datos obtenidos
14 Indicar el nombre y firma de la persona que realizó la prueba
15 Indicar el nombre y firma de la persona que aprobó la prueba
259
(1)
Nom bre del laboratorio : (2)
Dirección: (2)
Procedencia: (3) Subes tación: (3)
(4) (5)
(4) (5)
(4) (6)
(4)
(4) (7)(4)
(4) Equipo utilizado: (8)
(4) Modelo: (8) Marca: (8)
Rigídez dieléctrica del aceite (10)
Tens ión interfacial (10)
Contenido de hum edad
Color del aceite
Núm ero de neutralización
Factor de potencia del aceite
Observaciones:
(14) Aprobó: (15)
(11)
(11)
Valor
FORMATO PARA LA PRUEBA DE PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DEL ACEITE AISLANTE
Regis tro N° :
Datos del Trans form ador de Potencia
Marca: Fecha de Mues treo :
Num . Serie: Fecha de recepción :Año de Fabricación: N° de prueba :Voltaje (AT/BT): Sistema de PreservaciónPotencia (MVA): del aceite:Tipo de enfriam iento:
Com entario
Tipo de aceite:
Vol. Aceite :
Pruebas(9)
Concentración% en Vol.
Concentraciónppm (V/V)
Valores Obtenidos (12)
Realizó: Nombre y Firma. Nombre y Firma.
(13)
260
CAPÍTULO V CASO PRÁCTICO DE MODELO DE MANTENIMIENTO MODERNODE TRANSFORMADORES DE POTENCIA
5.1 Introducción
En este capítulo se presenta el caso práctico de tres transformadores de potencia
donde se realizaron pruebas eléctricas y de análisis cromatográfico de gases
combustibles, mostrando sus diferentes resultados y diagnósticos de los pruebas
realizados.
Se analizará el caso práctico de un transformador de potencia trifásico ubicado en la
subestación de Santo Tomás donde se revisará en detalle las pruebas realizadas
para ver su condición y evaluar el estado del transformador durante la falla ocurrida y
poder hacer un diagnóstico para realizar el mantenimiento correctivo. Seguidamente
se analizará el caso de un transformador de potencia trifásico ubicado en la
subestación de la Central Hidroeléctrica 5 de Noviembre propiedad de CEL, donde la
Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL) realizó un servicio de mantenimiento
preventivo como parte del programa anual de mantenimiento de la planta; y
finalmente mostraremos las pruebas del análisis de gases disueltos en aceite de un
transformador de potencia trifásico ubicado en la subestación Nuevo Cuscatlán,
donde se evalúa su estado y condición de operación, para emitir un diagnóstico
efectivo y de esta manera garantizar su continuidad de servicio.
261
5.2 CASO 1: Pruebas eléctricas y análisis de gases realizados a uno de lostransformadores de potencia trifásico de la Subestación de Santo Tomás
AntecedentesDebido a la operación de la protección que provocó el disparo de los
interruptores asociados al transformador de la subestación de Santo Tomas, la
Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL), procedió a realizar pruebas al
transformador de potencia trifásico marca COEMSA ANSALDO de 75 MVA.
110/46KV.
Figura 142. Transformador de potencia de la subestación de Santo Tomás
El 4 de febrero del 2004 ocurrió una falla interna que activó la operación de la
protección diferencial, relevador buchholtz y relevador patrón del transformador
de potencia.
262
Ante tales hechos ocurridos, se ejecutaron pruebas eléctricas de campo y
análisis de gases disueltos en el aceite dieléctrico, para investigar la causa de la
operación de los relevadores que provocaron el disparo de los interruptores
asociados a dicho transformador.
5.2.1 Pruebas eléctricas.Se obtuvieron los datos técnicos de placa del transformador de potencia, y de los
medidores se registraron valores que se muestran a continuación:
Tabla 39. Datos de placa del transformador de potencia N°1 de la subestación de Santo Tomás
Figura 143. Diagrama de conexión del transformador de potencia de la subestación de Santo Tomás
262
Ante tales hechos ocurridos, se ejecutaron pruebas eléctricas de campo y
análisis de gases disueltos en el aceite dieléctrico, para investigar la causa de la
operación de los relevadores que provocaron el disparo de los interruptores
asociados a dicho transformador.
5.2.1 Pruebas eléctricas.Se obtuvieron los datos técnicos de placa del transformador de potencia, y de los
medidores se registraron valores que se muestran a continuación:
Tabla 39. Datos de placa del transformador de potencia N°1 de la subestación de Santo Tomás
Figura 143. Diagrama de conexión del transformador de potencia de la subestación de Santo Tomás
262
Ante tales hechos ocurridos, se ejecutaron pruebas eléctricas de campo y
análisis de gases disueltos en el aceite dieléctrico, para investigar la causa de la
operación de los relevadores que provocaron el disparo de los interruptores
asociados a dicho transformador.
5.2.1 Pruebas eléctricas.Se obtuvieron los datos técnicos de placa del transformador de potencia, y de los
medidores se registraron valores que se muestran a continuación:
Tabla 39. Datos de placa del transformador de potencia N°1 de la subestación de Santo Tomás
Figura 143. Diagrama de conexión del transformador de potencia de la subestación de Santo Tomás
263
5.2.2 Prueba de resistencia óhmicaSe efectuó la medición de resistencia óhmica al transformador de potencia de la
subestación de Santo Tomás, utilizando el equipo “Transformer Ohmmeter” de la
marca Megger modelo 830280, donde se obtuvieron los datos de medición y
posteriormente se ajustaron los valores a una temperatura de referencia de 75°C.
A continuación se presentan dichos valores:
Tabla 40. Datos de prueba de resistencia óhmica de transformador de potencia (caso1)
De acuerdo a la norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.1.1.2 para los valores
ajustados a una temperatura de referencia establece la tolerancia permisible no
debe exceder 5%, por lo tanto según los resultados obtenidos de la prueba, X2 -
X3 tiene una diferencia mayor que los valores obtenidos de X1-X2 y de X3-X1;
diagnosticando una posible existencia de un punto de apertura en la bobina X2-
X3.
264
5.2.3 Prueba de relación de transformación.
Tabla 41. Datos de equipo de medición para la prueba de relación de transformación deltransformador de potencia (caso1)
Los datos obtenidos en la prueba de relación de transformación fueron lossiguientes:
Tabla 42. Datos de prueba de relación de transformación (caso 1)
De acuerdo a la norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.3 establece un límite de
tolerancia del 0.5%, para los valores obtenidos en la prueba los errores de
relación de transformación H0-H1/X1-X2 y H0-H3/X3-X1, no son aceptables
porque no se encuentran dentro del límite establecido, confirmando posibles
circuitos abiertos en el embobinado del transformador.
264
5.2.3 Prueba de relación de transformación.
Tabla 41. Datos de equipo de medición para la prueba de relación de transformación deltransformador de potencia (caso1)
Los datos obtenidos en la prueba de relación de transformación fueron lossiguientes:
Tabla 42. Datos de prueba de relación de transformación (caso 1)
De acuerdo a la norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.3 establece un límite de
tolerancia del 0.5%, para los valores obtenidos en la prueba los errores de
relación de transformación H0-H1/X1-X2 y H0-H3/X3-X1, no son aceptables
porque no se encuentran dentro del límite establecido, confirmando posibles
circuitos abiertos en el embobinado del transformador.
264
5.2.3 Prueba de relación de transformación.
Tabla 41. Datos de equipo de medición para la prueba de relación de transformación deltransformador de potencia (caso1)
Los datos obtenidos en la prueba de relación de transformación fueron lossiguientes:
Tabla 42. Datos de prueba de relación de transformación (caso 1)
De acuerdo a la norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.3 establece un límite de
tolerancia del 0.5%, para los valores obtenidos en la prueba los errores de
relación de transformación H0-H1/X1-X2 y H0-H3/X3-X1, no son aceptables
porque no se encuentran dentro del límite establecido, confirmando posibles
circuitos abiertos en el embobinado del transformador.
265
5.2.4 Prueba de impedancia de cortocircuito
Tabla 43. Datos de equipo de medición de impedancia de cortocircuito (caso1)
Los datos obtenidos en la prueba de impedancia de cortocircuito son lossiguientes:
Tabla 44. Datos de prueba de impedancia de cortocircuito (caso1)
Los resultados obtenidos en esta prueba fueron los siguientes: H0-H1/ X1-X2=
6.24%, H0-H3/ X3-X1= 6.26% y H0-H2/ X2-X3= N/A. (Resultado fuera del
rango del equipo de prueba).
Esto confirma que el problema se encuentra en el devanado X2-X3 del lado de
baja tensión
265
5.2.4 Prueba de impedancia de cortocircuito
Tabla 43. Datos de equipo de medición de impedancia de cortocircuito (caso1)
Los datos obtenidos en la prueba de impedancia de cortocircuito son lossiguientes:
Tabla 44. Datos de prueba de impedancia de cortocircuito (caso1)
Los resultados obtenidos en esta prueba fueron los siguientes: H0-H1/ X1-X2=
6.24%, H0-H3/ X3-X1= 6.26% y H0-H2/ X2-X3= N/A. (Resultado fuera del
rango del equipo de prueba).
Esto confirma que el problema se encuentra en el devanado X2-X3 del lado de
baja tensión
265
5.2.4 Prueba de impedancia de cortocircuito
Tabla 43. Datos de equipo de medición de impedancia de cortocircuito (caso1)
Los datos obtenidos en la prueba de impedancia de cortocircuito son lossiguientes:
Tabla 44. Datos de prueba de impedancia de cortocircuito (caso1)
Los resultados obtenidos en esta prueba fueron los siguientes: H0-H1/ X1-X2=
6.24%, H0-H3/ X3-X1= 6.26% y H0-H2/ X2-X3= N/A. (Resultado fuera del
rango del equipo de prueba).
Esto confirma que el problema se encuentra en el devanado X2-X3 del lado de
baja tensión
266
5.2.5 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante
Datos generales del transformador para la prueba de análisis de gases.
Tabla 45. Datos generales para la prueba de análisis de gases (caso1)
Se efectuó la prueba de cromatografía de gases, detectándose alta
generación de gases combustibles.
Tabla 46. Datos obtenidos en la prueba de análisis de gases (caso1)
266
5.2.5 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante
Datos generales del transformador para la prueba de análisis de gases.
Tabla 45. Datos generales para la prueba de análisis de gases (caso1)
Se efectuó la prueba de cromatografía de gases, detectándose alta
generación de gases combustibles.
Tabla 46. Datos obtenidos en la prueba de análisis de gases (caso1)
266
5.2.5 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante
Datos generales del transformador para la prueba de análisis de gases.
Tabla 45. Datos generales para la prueba de análisis de gases (caso1)
Se efectuó la prueba de cromatografía de gases, detectándose alta
generación de gases combustibles.
Tabla 46. Datos obtenidos en la prueba de análisis de gases (caso1)
267
En la figura 144 se muestran los valores en porcentaje de los gases
combustibles por medio del gas clave.
Figura 144 Concentración en porcentaje de gases combustibles (caso 1)
En el análisis de gases disueltos se observa la presencia de altas
concentraciones de hidrógeno y acetileno, estos gases son evidencia de que
en el equipo se presento un arco de Alta Energía, el cual generó gran cantidad
de partículas de carbón.
5.2.5.1 Aplicación del método de DoernenburgDe los datos obtenidos de las concentraciones de los gases detectados por el
cromatógrafo se aplicó la relación de Doernenburg se obtuvieron los
siguientes resultados son:
Metano / Hidrógeno (R1): 0.429.
Acetileno / Etileno (R2): 0.4621
Acetileno / Metano: (R3): 0.8635.
Etano/Acetileno (R4): 0.2676.
0.00%
5.00%
10.00%
15.00%
20.00%
25.00%
30.00%
35.00%
H2
% C
OM
BUST
IBLE
S
267
En la figura 144 se muestran los valores en porcentaje de los gases
combustibles por medio del gas clave.
Figura 144 Concentración en porcentaje de gases combustibles (caso 1)
En el análisis de gases disueltos se observa la presencia de altas
concentraciones de hidrógeno y acetileno, estos gases son evidencia de que
en el equipo se presento un arco de Alta Energía, el cual generó gran cantidad
de partículas de carbón.
5.2.5.1 Aplicación del método de DoernenburgDe los datos obtenidos de las concentraciones de los gases detectados por el
cromatógrafo se aplicó la relación de Doernenburg se obtuvieron los
siguientes resultados son:
Metano / Hidrógeno (R1): 0.429.
Acetileno / Etileno (R2): 0.4621
Acetileno / Metano: (R3): 0.8635.
Etano/Acetileno (R4): 0.2676.
H2 CH4 CO C2H4 C2H6 C2H2
GASES
MÉTODO DEL GAS CLAVE
267
En la figura 144 se muestran los valores en porcentaje de los gases
combustibles por medio del gas clave.
Figura 144 Concentración en porcentaje de gases combustibles (caso 1)
En el análisis de gases disueltos se observa la presencia de altas
concentraciones de hidrógeno y acetileno, estos gases son evidencia de que
en el equipo se presento un arco de Alta Energía, el cual generó gran cantidad
de partículas de carbón.
5.2.5.1 Aplicación del método de DoernenburgDe los datos obtenidos de las concentraciones de los gases detectados por el
cromatógrafo se aplicó la relación de Doernenburg se obtuvieron los
siguientes resultados son:
Metano / Hidrógeno (R1): 0.429.
Acetileno / Etileno (R2): 0.4621
Acetileno / Metano: (R3): 0.8635.
Etano/Acetileno (R4): 0.2676.
C2H2
268
Según los resultados de las relaciones de Doernenburg, estos no determinan
una falla concreta según tabla 37, por lo que el método no es aplicable y se
presumen que la falla se encuentra probablemente en algún accesorio del
transformador.
5.2.5.2 Aplicación del método de Roger
De los datos obtenidos de las concentraciones de los gases se aplico la
relación de Roger obteniendo los siguientes resultados son:
Metano / Hidrógeno (R1): 0.429.
Acetileno / Etileno (R2): 0.4621
Etileno / Etano (R5): 8.083
Según los resultados de las relaciones de Roger, estos no determinan una
falla concreta según tabla 37, por lo que el método no es aplicable y se
presumen que la falla se encuentra probablemente en algún accesorio del
transformador.
5.2.5.3 Análisis de gases por el método de Duval
Aplicando el método de Duval mediante la combinación de los tres gases:
Metano: 623 ppmEtileno: 1164 ppmAcetileno: 538 ppm
Calculando: = 4 + 2 4 + 2 2 = 623 + 1164 + 538 = 23254 = 100 ∗ 4 = 100 ∗ 6232325 = 26.79%
2 4 = 100 ∗ 2 4 = 100 ∗ 11642325 = 50.06%2 2 = 100 ∗ 2 2 = 100 ∗ 5382325 = 23.14%
269
Donde:PD = Descarga Parcial.T1 = Falla Térmica bajo los 300°C.T2 = Falla Térmica entre 300°C y700°C.T3 = Falla Térmica a mas de 700°C.D1 = Descarga de baja energía(Chispa).D2 = Descarga de Alta energía(Arco).DT = Falla Eléctrica y Térmica enconjunto.
Figura 145. Triangulo de Duval (caso 1)
Al trazar los valores de los tres gases el punto de intersección se encuentra en la
zona de falla DT Falla eléctrica y térmica en conjunto. Por lo que es este método
confirma la existencia de un arco eléctrico en el interior del transformador de
potencia.
5.2.6 Conclusiones de pruebas del transformador de potencia (caso 1)
Con los resultados obtenidos de las pruebas eléctricas y análisis de gases se
determinó una presunta falla eléctrica y térmica del transformador, por lo que se
tomó la decisión de efectuar una inspección interna al transformador de potencia,
localizando la falla en el conmutador de voltaje sin carga 46-23 KV, en el lado de
baja.
269
Donde:PD = Descarga Parcial.T1 = Falla Térmica bajo los 300°C.T2 = Falla Térmica entre 300°C y700°C.T3 = Falla Térmica a mas de 700°C.D1 = Descarga de baja energía(Chispa).D2 = Descarga de Alta energía(Arco).DT = Falla Eléctrica y Térmica enconjunto.
Figura 145. Triangulo de Duval (caso 1)
Al trazar los valores de los tres gases el punto de intersección se encuentra en la
zona de falla DT Falla eléctrica y térmica en conjunto. Por lo que es este método
confirma la existencia de un arco eléctrico en el interior del transformador de
potencia.
5.2.6 Conclusiones de pruebas del transformador de potencia (caso 1)
Con los resultados obtenidos de las pruebas eléctricas y análisis de gases se
determinó una presunta falla eléctrica y térmica del transformador, por lo que se
tomó la decisión de efectuar una inspección interna al transformador de potencia,
localizando la falla en el conmutador de voltaje sin carga 46-23 KV, en el lado de
baja.
269
Donde:PD = Descarga Parcial.T1 = Falla Térmica bajo los 300°C.T2 = Falla Térmica entre 300°C y700°C.T3 = Falla Térmica a mas de 700°C.D1 = Descarga de baja energía(Chispa).D2 = Descarga de Alta energía(Arco).DT = Falla Eléctrica y Térmica enconjunto.
Figura 145. Triangulo de Duval (caso 1)
Al trazar los valores de los tres gases el punto de intersección se encuentra en la
zona de falla DT Falla eléctrica y térmica en conjunto. Por lo que es este método
confirma la existencia de un arco eléctrico en el interior del transformador de
potencia.
5.2.6 Conclusiones de pruebas del transformador de potencia (caso 1)
Con los resultados obtenidos de las pruebas eléctricas y análisis de gases se
determinó una presunta falla eléctrica y térmica del transformador, por lo que se
tomó la decisión de efectuar una inspección interna al transformador de potencia,
localizando la falla en el conmutador de voltaje sin carga 46-23 KV, en el lado de
baja.
270
5.3 CASO 2: Mantenimiento preventivo a uno de los transformadores de laSubestación de la Central Hidroeléctrica 5 de NoviembreAntecedentes
La Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL) realizó mantenimiento
preventivo a uno de los transformadores de la subestación de la Central
Hidroeléctrica 5 de Noviembre, como parte del programa anual de
mantenimiento preventivo.
Figura 146. Transformador de potencia de la unidad 1 de la subestación 5 de Noviembre.
271
5.3.1 Pruebas eléctricasSe obtienen datos generales del transformador a partir de la información de la
placa característica.
Tabla 47. Datos de placa del transformador de potencia de la subestación 5 de noviembre (caso2)
Figura 147. Diagrama de conexión del transformador de potencia de la unidad 1 de la subestación 5 deNoviembre (caso2)
271
5.3.1 Pruebas eléctricasSe obtienen datos generales del transformador a partir de la información de la
placa característica.
Tabla 47. Datos de placa del transformador de potencia de la subestación 5 de noviembre (caso2)
Figura 147. Diagrama de conexión del transformador de potencia de la unidad 1 de la subestación 5 deNoviembre (caso2)
271
5.3.1 Pruebas eléctricasSe obtienen datos generales del transformador a partir de la información de la
placa característica.
Tabla 47. Datos de placa del transformador de potencia de la subestación 5 de noviembre (caso2)
Figura 147. Diagrama de conexión del transformador de potencia de la unidad 1 de la subestación 5 deNoviembre (caso2)
272
5.3.2 Prueba de factor de potenciaEn la prueba de factor de potencia al devanado se utilizó el equipo de
medición de factor de potencia de la marca Doble modelo M4000,
obteniéndose los siguientes resultados.
Tabla 48. Datos de prueba de factor de potencia. (caso2)
Los resultados de la prueba son aceptables de acuerdo con IEEE Std. 62-
1995 Numeral 6.1.6 que establece valores de %PF < 0.5
272
5.3.2 Prueba de factor de potenciaEn la prueba de factor de potencia al devanado se utilizó el equipo de
medición de factor de potencia de la marca Doble modelo M4000,
obteniéndose los siguientes resultados.
Tabla 48. Datos de prueba de factor de potencia. (caso2)
Los resultados de la prueba son aceptables de acuerdo con IEEE Std. 62-
1995 Numeral 6.1.6 que establece valores de %PF < 0.5
272
5.3.2 Prueba de factor de potenciaEn la prueba de factor de potencia al devanado se utilizó el equipo de
medición de factor de potencia de la marca Doble modelo M4000,
obteniéndose los siguientes resultados.
Tabla 48. Datos de prueba de factor de potencia. (caso2)
Los resultados de la prueba son aceptables de acuerdo con IEEE Std. 62-
1995 Numeral 6.1.6 que establece valores de %PF < 0.5
273
5.3.3 Prueba de factor de potencia a boquillas de transformadores.Collar caliente en bushings
En la prueba de collar caliente a las boquillas se utilizó el equipo de medición
de marca Doble Instrument modelo M4000, obteniéndose los siguientes
resultadosTabla 49. Datos de prueba de collar caliente. (caso2)
En la tabla 48 no se registraron los valores de C1, C2 y FP ya que para la
prueba de collar caliente a las boquillas se representan los valores de
corriente y de potencia.
273
5.3.3 Prueba de factor de potencia a boquillas de transformadores.Collar caliente en bushings
En la prueba de collar caliente a las boquillas se utilizó el equipo de medición
de marca Doble Instrument modelo M4000, obteniéndose los siguientes
resultadosTabla 49. Datos de prueba de collar caliente. (caso2)
En la tabla 48 no se registraron los valores de C1, C2 y FP ya que para la
prueba de collar caliente a las boquillas se representan los valores de
corriente y de potencia.
273
5.3.3 Prueba de factor de potencia a boquillas de transformadores.Collar caliente en bushings
En la prueba de collar caliente a las boquillas se utilizó el equipo de medición
de marca Doble Instrument modelo M4000, obteniéndose los siguientes
resultadosTabla 49. Datos de prueba de collar caliente. (caso2)
En la tabla 48 no se registraron los valores de C1, C2 y FP ya que para la
prueba de collar caliente a las boquillas se representan los valores de
corriente y de potencia.
274
Los resultados de la prueba son aceptables de acuerdo con procedimientos
doble M4000 instrument, que establece pérdidas menores a 0.2 watts, para
transformadores en servicio.
5.3.4 Prueba de corriente de excitación de los devanadosEn la prueba de corriente de excitación se utilizó el equipo de medición DELTA
2000 Instrument de marca AVO y se obtuvieron los siguientes resultados.
Tabla 50. Datos de prueba de corriente de excitación. (caso2)
Para este caso la prueba solo se realizó en medición directa. Los resultados
muestran valores aceptables de acuerdo con norma IEEE std 62-1995. El cual
establece que los valores de corriente en las dos piernas laterales de un
transformador trifásico deben de ser iguales y en la pierna central debe de ser
aproximadamente la mitad del valor, cuando los valores obtenidos se
comparan con valores históricos o con mediciones de otras fases o con las
mediciones directas e inversas de la misma fase, se considera como
aceptable una variación ±5%.
274
Los resultados de la prueba son aceptables de acuerdo con procedimientos
doble M4000 instrument, que establece pérdidas menores a 0.2 watts, para
transformadores en servicio.
5.3.4 Prueba de corriente de excitación de los devanadosEn la prueba de corriente de excitación se utilizó el equipo de medición DELTA
2000 Instrument de marca AVO y se obtuvieron los siguientes resultados.
Tabla 50. Datos de prueba de corriente de excitación. (caso2)
Para este caso la prueba solo se realizó en medición directa. Los resultados
muestran valores aceptables de acuerdo con norma IEEE std 62-1995. El cual
establece que los valores de corriente en las dos piernas laterales de un
transformador trifásico deben de ser iguales y en la pierna central debe de ser
aproximadamente la mitad del valor, cuando los valores obtenidos se
comparan con valores históricos o con mediciones de otras fases o con las
mediciones directas e inversas de la misma fase, se considera como
aceptable una variación ±5%.
274
Los resultados de la prueba son aceptables de acuerdo con procedimientos
doble M4000 instrument, que establece pérdidas menores a 0.2 watts, para
transformadores en servicio.
5.3.4 Prueba de corriente de excitación de los devanadosEn la prueba de corriente de excitación se utilizó el equipo de medición DELTA
2000 Instrument de marca AVO y se obtuvieron los siguientes resultados.
Tabla 50. Datos de prueba de corriente de excitación. (caso2)
Para este caso la prueba solo se realizó en medición directa. Los resultados
muestran valores aceptables de acuerdo con norma IEEE std 62-1995. El cual
establece que los valores de corriente en las dos piernas laterales de un
transformador trifásico deben de ser iguales y en la pierna central debe de ser
aproximadamente la mitad del valor, cuando los valores obtenidos se
comparan con valores históricos o con mediciones de otras fases o con las
mediciones directas e inversas de la misma fase, se considera como
aceptable una variación ±5%.
275
5.3.5 Prueba de relación de transformación
En la prueba de relación de transformación se utilizó el equipo de medición
DELTA 2000 Instrument de marca AVO obteniéndose los siguientes
resultados:
Tabla 51. Datos de prueba de relación de transformación (caso2)
De acuerdo a la prueba realizada la diferencia de relación de transformación
se encuentra dentro de los limites ±0.5%, por lo que los valores son
aceptables según la norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.3.
275
5.3.5 Prueba de relación de transformación
En la prueba de relación de transformación se utilizó el equipo de medición
DELTA 2000 Instrument de marca AVO obteniéndose los siguientes
resultados:
Tabla 51. Datos de prueba de relación de transformación (caso2)
De acuerdo a la prueba realizada la diferencia de relación de transformación
se encuentra dentro de los limites ±0.5%, por lo que los valores son
aceptables según la norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.3.
275
5.3.5 Prueba de relación de transformación
En la prueba de relación de transformación se utilizó el equipo de medición
DELTA 2000 Instrument de marca AVO obteniéndose los siguientes
resultados:
Tabla 51. Datos de prueba de relación de transformación (caso2)
De acuerdo a la prueba realizada la diferencia de relación de transformación
se encuentra dentro de los limites ±0.5%, por lo que los valores son
aceptables según la norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.3.
276
5.3.6 Prueba de resistencia de aislamiento de devanadosEn la prueba de resistencia de aislamiento se utilizó el equipo de medición
Megger de la marca AVO modelo BM25 obteniéndose los siguientes
resultados.Tabla 52. Datos de prueba de resistencia de aislamiento de devanados (caso2)
Los resultados obtenidos en ésta prueba son aceptables según IEEE Std. 62-
1995 6.1.5 que establece como aceptables valores de índice de polarización
entre 1.1 a 1.3; y valores mayores de índice de polarización indican una muy
buena condición del sistema de aislamiento.
276
5.3.6 Prueba de resistencia de aislamiento de devanadosEn la prueba de resistencia de aislamiento se utilizó el equipo de medición
Megger de la marca AVO modelo BM25 obteniéndose los siguientes
resultados.Tabla 52. Datos de prueba de resistencia de aislamiento de devanados (caso2)
Los resultados obtenidos en ésta prueba son aceptables según IEEE Std. 62-
1995 6.1.5 que establece como aceptables valores de índice de polarización
entre 1.1 a 1.3; y valores mayores de índice de polarización indican una muy
buena condición del sistema de aislamiento.
276
5.3.6 Prueba de resistencia de aislamiento de devanadosEn la prueba de resistencia de aislamiento se utilizó el equipo de medición
Megger de la marca AVO modelo BM25 obteniéndose los siguientes
resultados.Tabla 52. Datos de prueba de resistencia de aislamiento de devanados (caso2)
Los resultados obtenidos en ésta prueba son aceptables según IEEE Std. 62-
1995 6.1.5 que establece como aceptables valores de índice de polarización
entre 1.1 a 1.3; y valores mayores de índice de polarización indican una muy
buena condición del sistema de aislamiento.
277
5.3.7 Prueba de resistencia óhmica
En la prueba de resistencia óhmica se utilizó el equipo de medición
Transformer Ohmmeter Megger de la marca AVO modelo BM25
obteniéndose los siguientes resultados.
Tabla 53. Datos de prueba de resistencia óhmica (caso2)
De acuerdo a la norma IEEE Std 62-1995 Numeral 6.1.1.1.2 establece la
tolerancia permisible no debe exceder 5%, por lo tanto según los resultados
obtenidos en la prueba, son normales y se encuentran en la tolerancia
aceptable.
5.3.8 Conclusión de las pruebas del transformador de potencia (caso 2)Con los resultados obtenidos de las pruebas eléctricas realizadas no se
determinó la existencia de alguna falla por lo que las condiciones de los
devanados son aceptables. El transformador de potencia se encuentra en
condiciones normales para seguir operando.
278
5.4 CASO 3: Mantenimiento predictivo y análisis de gases disueltos en aceite altransformador de potencia de la Subestación Nuevo Cuscatlán
AntecedentesLa Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL), efectuó pruebas de aceite
y análisis cromatográfico de gases combustibles como parte de un
mantenimiento predictivo a una unidad de transformador de potencia trifásico
ubicado en la subestación de Nuevo Cuscatlán, obteniendo los siguientes datos
generales para la prueba de análisis de gases combustibles.
Tabla 54. Datos generales para el análisis de gases disueltos en aceite (caso3)
278
5.4 CASO 3: Mantenimiento predictivo y análisis de gases disueltos en aceite altransformador de potencia de la Subestación Nuevo Cuscatlán
AntecedentesLa Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL), efectuó pruebas de aceite
y análisis cromatográfico de gases combustibles como parte de un
mantenimiento predictivo a una unidad de transformador de potencia trifásico
ubicado en la subestación de Nuevo Cuscatlán, obteniendo los siguientes datos
generales para la prueba de análisis de gases combustibles.
Tabla 54. Datos generales para el análisis de gases disueltos en aceite (caso3)
278
5.4 CASO 3: Mantenimiento predictivo y análisis de gases disueltos en aceite altransformador de potencia de la Subestación Nuevo Cuscatlán
AntecedentesLa Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL), efectuó pruebas de aceite
y análisis cromatográfico de gases combustibles como parte de un
mantenimiento predictivo a una unidad de transformador de potencia trifásico
ubicado en la subestación de Nuevo Cuscatlán, obteniendo los siguientes datos
generales para la prueba de análisis de gases combustibles.
Tabla 54. Datos generales para el análisis de gases disueltos en aceite (caso3)
279
5.4.1 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislanteSe efectuó la prueba de cromatografía de gases, detectándose los siguientes
resultados:
Tabla 55. Concentración de gases combustibles (caso3)
De la tabla 54 de los datos obtenidos de la concentración de los gases,
aplicando el método total de los gases combustibles se observa que se
encuentran en la condición 1 según norma IEEE Std C57.104-1991. Solo
existe una alta concentración de dióxido de carbono pero no excede el límite
máximo permitido.
En figura 148 se muestran los valores en porcentaje de los gases
combustibles por medio del método de gas clave.
279
5.4.1 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislanteSe efectuó la prueba de cromatografía de gases, detectándose los siguientes
resultados:
Tabla 55. Concentración de gases combustibles (caso3)
De la tabla 54 de los datos obtenidos de la concentración de los gases,
aplicando el método total de los gases combustibles se observa que se
encuentran en la condición 1 según norma IEEE Std C57.104-1991. Solo
existe una alta concentración de dióxido de carbono pero no excede el límite
máximo permitido.
En figura 148 se muestran los valores en porcentaje de los gases
combustibles por medio del método de gas clave.
279
5.4.1 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislanteSe efectuó la prueba de cromatografía de gases, detectándose los siguientes
resultados:
Tabla 55. Concentración de gases combustibles (caso3)
De la tabla 54 de los datos obtenidos de la concentración de los gases,
aplicando el método total de los gases combustibles se observa que se
encuentran en la condición 1 según norma IEEE Std C57.104-1991. Solo
existe una alta concentración de dióxido de carbono pero no excede el límite
máximo permitido.
En figura 148 se muestran los valores en porcentaje de los gases
combustibles por medio del método de gas clave.
280
5.4.1.1 Aplicación del método del gas clave
Figura 148. Concentración en porcentaje de gases combustibles (caso 3)
En el análisis de gases disueltos se observa la presencia de altas
concentraciones de dióxido de carbono, estos gases son evidencia de que en el
equipo presenta un sobrecalentamiento del papel.
Debido a que las concentraciones de gases combustibles se encuentran por
debajo de los límites máximos, no son aplicables las relaciones de Doernenburg,
Roger y método de Duval.
5.4.2 Conclusión de pruebas del transformador de potencia caso 3.Del análisis de gases disueltos aplicando el método de los gases totales y gas
clave se determina que existe un sobrecalentamiento de papel celulosa.
280
5.4.1.1 Aplicación del método del gas clave
Figura 148. Concentración en porcentaje de gases combustibles (caso 3)
En el análisis de gases disueltos se observa la presencia de altas
concentraciones de dióxido de carbono, estos gases son evidencia de que en el
equipo presenta un sobrecalentamiento del papel.
Debido a que las concentraciones de gases combustibles se encuentran por
debajo de los límites máximos, no son aplicables las relaciones de Doernenburg,
Roger y método de Duval.
5.4.2 Conclusión de pruebas del transformador de potencia caso 3.Del análisis de gases disueltos aplicando el método de los gases totales y gas
clave se determina que existe un sobrecalentamiento de papel celulosa.
280
5.4.1.1 Aplicación del método del gas clave
Figura 148. Concentración en porcentaje de gases combustibles (caso 3)
En el análisis de gases disueltos se observa la presencia de altas
concentraciones de dióxido de carbono, estos gases son evidencia de que en el
equipo presenta un sobrecalentamiento del papel.
Debido a que las concentraciones de gases combustibles se encuentran por
debajo de los límites máximos, no son aplicables las relaciones de Doernenburg,
Roger y método de Duval.
5.4.2 Conclusión de pruebas del transformador de potencia caso 3.Del análisis de gases disueltos aplicando el método de los gases totales y gas
clave se determina que existe un sobrecalentamiento de papel celulosa.
281
CAPITULO VI. ANÁLISIS DE RESULTADOS AUTOMATIZADO DE PRUEBAS DELDISEÑO DE MANTENIMIENTO A TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
6.1Introducción
En ésta parte del capítulo se presenta la utilización del programa de sistema de
mantenimiento moderno de transformadores de potencia, el cuál es un software
de registro de datos de los mantenimientos realizados a transformadores y
además puede darnos un diagnóstico según el tipo de prueba realizada.
Por tanto el software el cuál lo denominamos “Sistema de mantenimiento
moderno de transformadores de potencia” es una herramienta más para llevar
registros de mantenimientos de transformadores de potencia de forma digital,
previo la toma de datos registrados en los formularios de las pruebas.
282
6.2 Utilización del Software
Una vez instalado el software en una PC se puede utilizar el programa para el
ingreso de registros de mantenimientos. Al ejecutar el programa se presenta
una pantalla para poder ingresar con un nombre y contraseña, se debe
seleccionar el modo de ingreso (Usuario ó Administrador) y se da click en
botón “Ingresar”. Al ingresar como “Usuario” se tiene acceso a las diversas
pantallas de las pruebas para poder registrar los datos. Si se ingresa como
“Administrador” además del llenado de las pantallas de las pruebas, también
se puede ingresar a los registros finalizados y modificar si se desea algún
dato, también el “Administrador” tiene la facultad de otorgar nombre y
contraseña para otros usuarios.
Figura 149. Pantalla de acceso de usuarios ó administrador.
283
Una vez se ingresa como usuario ó administrador se presenta una pantalla de
bienvenida en donde se describe instrucciones para el registro de los datos.
Para crear un registro nuevo se acciona el botón “Crear Registro” para
ingresar los datos del transformador que se quiere registrar. Si se acciona el
botón “Registros” se podrá ver los registros elaborados, con el botón
“Inspeccionar” se podrá revisar y modificar datos de los registros elaborados,
siempre y cuando se ingrese como “Administrador”.
Figura 150. Pantalla de Bienvenida y de instrucciones del sistema.
A continuación se presentan registros de transformadores cuyos datos de las
pruebas realizadas en campo se ingresaron al software. Los datos ingresados
son los casos prácticos vistos en el capítulo 5.
284
6.3Caso 1: Ingreso de datos de las pruebas realizadas en campo deltransformador de potencia marca “COEMSA ANSALDO” de lasubestación de Santo Tomás
Se ingresaron los datos de placa del transformador en pantalla de “creación de
registros”, se guardaron los datos y se inicia el registro en botón “Iniciar
Reporte”
Figura 151. Pantalla de captura de datos de placa del transformador.
285
Se procedió a llenar los campos del formulario para inicio de reporte y se
fueron seleccionando las pruebas que se realizaron.
Figura 152. Pantalla de Inicio de reporte.
286
6.3.1 Prueba eléctricas.
Si seleccionamos el botón de “Pruebas Eléctricas” se despliega una pantalla
donde aparecen los tipos de pruebas eléctricas para el ingreso de los datos.
Figura 153. Pantalla de selección de pruebas eléctricas.
287
6.3.2 Prueba de medición de resistencia óhmica.
Una de las pruebas indispensable que se realiza es la prueba de Resistencia
Óhmica, para poder determinar la condición de los devanados del
transformador. Para el caso que presentamos, se ingresaron los datos
obtenidos de la prueba en campo, para estimar el diagnóstico que mostro el
sistema.
Figura 154. Pantalla de prueba de resistencia óhmica
288
6.3.3 Prueba de relación de transformaciónSe ingresaron los datos de la prueba de relación de transformación, donde el
resultado presentado en el diagnóstico excede el valor permitido según norma
IEEE Std 62-1995, lo que indica probable falla de espiras de la fase A y C.
Figura 155. Pantalla de prueba de relación de transformación
a
a
289
6.3.4 Prueba de impedancia de cortocircuitoLos datos de la prueba de impedancia obtenidos se ingresaron al sistema,
donde el resultado obtenido en el diagnosticó excede el valor permitido según
norma IEEE Std 62-1995, lo que indica probable falla en el devanado de la
fase C.
Figura 156. Pantalla de prueba impedancia de cortocircuito
290
6.3.5 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante
Si en pantalla de “Inicio de Reporte” se selecciona el botón de “Cromatografía de
gases” entonces se despliega la pantalla donde se ingresan los datos de los gases
detectados por el cromatógrafo. Se elige el método de prueba a emplear: Método de
gases totales, Método de Gas Clave, Relaciones de Doernenburg, Roger y Duval.
Figura 157. Pantalla de registro de gases combustibles
290
6.3.5 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante
Si en pantalla de “Inicio de Reporte” se selecciona el botón de “Cromatografía de
gases” entonces se despliega la pantalla donde se ingresan los datos de los gases
detectados por el cromatógrafo. Se elige el método de prueba a emplear: Método de
gases totales, Método de Gas Clave, Relaciones de Doernenburg, Roger y Duval.
Figura 157. Pantalla de registro de gases combustibles
290
6.3.5 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante
Si en pantalla de “Inicio de Reporte” se selecciona el botón de “Cromatografía de
gases” entonces se despliega la pantalla donde se ingresan los datos de los gases
detectados por el cromatógrafo. Se elige el método de prueba a emplear: Método de
gases totales, Método de Gas Clave, Relaciones de Doernenburg, Roger y Duval.
Figura 157. Pantalla de registro de gases combustibles
291
6.3.5.1 Método del total de gases combustibles disueltosAl ingresar a pantalla de método “total de gases combustibles” se puede
observar que aparecen los resultados de los cálculos para determinar el
diagnóstico de la prueba.
Figura 158. Pantalla de método de total de gases combustibles
292
6.3.5.2 Método gas claveAl ingresar a la pantalla del método “Gas clave” se puede observar que
aparecen los resultados de los cálculos para determinar el diagnóstico de
la prueba.
Figura 159. Pantalla del método de gas clave
293
6.3.5.3 Métodos de Doernenburg y RogerLos métodos de las relaciones de Doernenburg y Roger no se cumplieron para
los valores de gases de éste caso, ya que una relación no se cumplió por lo
que no se logró determinar un buen diagnóstico.
Figura 160. Pantalla de relación de Doernenburg
Figura 161. Pantalla de relación de Roger
293
6.3.5.3 Métodos de Doernenburg y RogerLos métodos de las relaciones de Doernenburg y Roger no se cumplieron para
los valores de gases de éste caso, ya que una relación no se cumplió por lo
que no se logró determinar un buen diagnóstico.
Figura 160. Pantalla de relación de Doernenburg
Figura 161. Pantalla de relación de Roger
293
6.3.5.3 Métodos de Doernenburg y RogerLos métodos de las relaciones de Doernenburg y Roger no se cumplieron para
los valores de gases de éste caso, ya que una relación no se cumplió por lo
que no se logró determinar un buen diagnóstico.
Figura 160. Pantalla de relación de Doernenburg
Figura 161. Pantalla de relación de Roger
294
6.3.5.4 Método de Duval
Al ingresar a la pantalla del método de Duval se muestra los porcentajes de
los gases combustibles y su diagnóstico donde se determina su estado y
condición de fallas del transformador de potencia
Figura 162. Pantalla de método de Duval
295
Las pruebas que se realizan en un registro son presentadas en resumen en
pantalla de “Resumen de Pruebas Eléctricas”, “Resumen de Pruebas Físico-
químicas“ y “Resumen de las pruebas de cromatografía de gases y
compuestos furánicos”, donde se presentan las pruebas que se han registrado
y los resultados de las mismas, los diagnósticos en conjunto de las pruebas
realizadas ayuda a aplicar un criterio más amplio para determinar la condición
del transformador y emitir un diagnóstico general.
Figura 163. Pantalla Resumen de las pruebas eléctricas
Óh
296
Figura 164. Pantalla Resumen de cromatografía de gases
6.3.6 Conclusiones de pruebas del transformador de potencia (caso 1)A partir de los datos obtenidos de las pruebas eléctricas y análisis de gases se
determinó una posible falla del transformador trifásico de potencia, por lo que
se tomó la decisión de efectuar una inspección interna al transformador de
potencia, localizando la falla en el conmutador de voltaje sin carga 46-23 KV,
en el lado de baja tensión.
297
6.4 Caso 2: ingreso de datos de las pruebas realizadas en campo deltransformador marca “MITSUBISHI” de la subestación de 5 de noviembre.
Como parte del programa de mantenimiento preventivo anual de
transformadores, se realizaron pruebas eléctricas al equipo para determinar su
condición.
Fecha de la prueba: 01-06-2009
Subestación: 5 de Noviembre
Marca: Mitsubishi
Voltaje AT/BT: 120/13.2 KV
Potencia: 15/20/25 MVA
Año de fabricación: 1965
Los datos del transformador se ingresaron en pantalla de “cración de
registros”, se guardaron y se inicio el registro en el boton “Iniciar Reporte”.
Figura 165. Pantalla creación de registro
298
6.4.1 Prueba de factor de potencia de devanadosSe ingresaron los datos de la prueba de factor de potencia y se obtuvo el
diagnóstico de acuerdo a los valores permitidos según norma IEEE std 62-
1995. Para éste caso los valores se encuentran dentro de los rangos
permitidos.
Figura 166. Pantalla prueba de factor de potencia de los devanados
299
6.4.2 Prueba de collares calientes a boquillasLos datos obtenidos de la prueba de collar caliente realizado a las boquillas se
ingresaron al registro de factor de potencia de boquillas y se obtuvo el
diagnóstico de acuerdo a los valores permitidos.
Figura 167. Pantalla de registro de factor de potencia a boquillas de alta tensión
300
Figura 168. Pantalla de registro de la prueba de factor de potencia a boquillas de baja tensión
301
6.4.3 Prueba de corriente de excitaciónLos datos obtenidos de la prueba de corriente de excitación realizado al
transformador se ingresaron al “Registro de Corriente de Excitación” y se
obtuvo el diagnóstico de acuerdo a la norma IEEE std. 62-1995, para el caso
sólo se realizó la medición de corriente en directa y los resultados se
encuentran dentro de los valores aceptables, la norma permite una tolerancia
de 5% con los valores de las otras fases.
Figura 169. Pantalla de registro de corriente de excitación
302
6.4.4 Prueba de relación de transformaciónLos datos obtenidos de la prueba de relación de transformación realizado al
transformador se ingresaron al “Registro de relación de transformación”, se
ingresó los valores de la relación teórica y la obtenida de la medición, se
guardaron los datos pulsando el botón “Guardar” y al pulsar el botón
“Diagnóstico” el sistema compara los datos y calcula la diferencia de ambos y
lo muestra en pantalla y emite un diagnóstico de acuerdo a la norma IEEE std.
62-1995 que establece como prueba aceptable una tolerancia del 5%, para
éste caso los resultados fueron aceptables.
Figura 170. Pantalla de registro de prueba de relación de transformación
303
6.4.5 Prueba de resistencia de aislamiento
Los datos obtenidos de la prueba de resistencia de aislamiento realizado al
transformador se ingresaron al “Registro de resistencia de aislamiento”, y
seguidamente se guardan estos datos pulsando el botón “Guardar”, el sistema
automáticamente presenta los resultados en pantalla al pulsar el botón
“Diagnóstico”, el cual está regido a la norma IEEE std. 62-1995, que establece
como valor aceptable un índice de polarización mayor a 1.1, para el caso
sólo se obtuvieron valores aceptables de índice de polarización.
Figura 171. Pantalla de registro de la prueba de aislamiento
304
6.4.6 Prueba de medición de resistencia óhmicaLos datos obtenidos de la prueba de resistencia de óhmica realizado al
transformador se ingresaron al sistema en pantalla de “Registro de
Resistencia Óhmica”, se guardan los datos pulsando el botón “Guardar”, para
obtener el diagnóstico se pulsa el botón “Diagnóstico” y el sistema
automáticamente lo presenta en pantalla. El diagnóstico mostrado es de
acuerdo a la norma IEEE std. 62-1995, que establece como valor aceptable
una diferencia menor del 5% entre las fases, para éste caso se obtuvieron
valores aceptables.
Figura 172. Pantalla de registro de prueba de resistencia óhmica
6.4.7 Conclusión de las pruebas del transformación de potencia (caso 2)Con los resultados obtenidos de las pruebas eléctricas realizadas no se
determinó ningún problema en los devanados. El transformador de potencia
trifásico Mitsubishi unidad 1 de la subestación 5 de Noviembre se encuentra
en condiciones normales para seguir operando.
305
6.5 Caso 3: Ingreso de datos obtenidos del mantenimiento predictivo atransformador de potencia de la subestación Nuevo Cuscatlán, análisis degases disueltos en aceite
Como parte del programa de mantenimiento predictivo de transformadores, se
realizaron pruebas de análisis de gases disueltos en aceite del transformador
para determinar su condición.
Fecha de la prueba: 09-10-2008
Subestación: Nuevo Cuscatlán
Marca: Osaka
Voltaje AT/BT: 110/46 KV
Potencia: 30/40/50 MVA
Año de fabricación: 1977
Los datos del transformador se ingresaron al sistema en pantalla de “creación
de registros”, se guardan los datos pulsando el boton “Guardar” y se inicia el
registro pulsando el boton “Iniciar Reporte”
306
6.5.1 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante
Figura 173. Pantalla de creación de registros
En pantalla de “Inicio de registro” aparece automáticamente campos de datos
del transformador que se ingresaron anteriormente, se digita la fecha de
elaboración del registro y se guardan los datos pulsando el botón “Guardar” y
se selecciona la prueba a ser registrada, para éste caso se pulsa el botón de
la prueba de “cromatografía de gases”
306
6.5.1 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante
Figura 173. Pantalla de creación de registros
En pantalla de “Inicio de registro” aparece automáticamente campos de datos
del transformador que se ingresaron anteriormente, se digita la fecha de
elaboración del registro y se guardan los datos pulsando el botón “Guardar” y
se selecciona la prueba a ser registrada, para éste caso se pulsa el botón de
la prueba de “cromatografía de gases”
306
6.5.1 Análisis cromatográfico de gases disueltos en aceite aislante
Figura 173. Pantalla de creación de registros
En pantalla de “Inicio de registro” aparece automáticamente campos de datos
del transformador que se ingresaron anteriormente, se digita la fecha de
elaboración del registro y se guardan los datos pulsando el botón “Guardar” y
se selecciona la prueba a ser registrada, para éste caso se pulsa el botón de
la prueba de “cromatografía de gases”
307
En pantalla de “Registros de cromatografía de gases” se digitan los valores
de las concentraciones para cada gas combustible y se guardan los datos
ingresados en botón “Guardar”. Luego se puede acceder a los métodos
descritos: Método de gases totales, gas clave, relaciones de Doernenburg,
relaciones de Roger, y método de Duval.
Figura 174. Pantalla de Registros de Gases combustibles
307
En pantalla de “Registros de cromatografía de gases” se digitan los valores
de las concentraciones para cada gas combustible y se guardan los datos
ingresados en botón “Guardar”. Luego se puede acceder a los métodos
descritos: Método de gases totales, gas clave, relaciones de Doernenburg,
relaciones de Roger, y método de Duval.
Figura 174. Pantalla de Registros de Gases combustibles
307
En pantalla de “Registros de cromatografía de gases” se digitan los valores
de las concentraciones para cada gas combustible y se guardan los datos
ingresados en botón “Guardar”. Luego se puede acceder a los métodos
descritos: Método de gases totales, gas clave, relaciones de Doernenburg,
relaciones de Roger, y método de Duval.
Figura 174. Pantalla de Registros de Gases combustibles
308
6.5.2 Método total de gases combustibles disueltosLa pantalla del método total de gases combustibles disueltos presenta el valor
de la suma de los gases que ingresaron y muestra de acuerdo al resultado la
condición del aceite del transformador según norma ANSI/IEEE C57.104-
1991. Para éste caso el resultado muestra un diagnóstico favorable y lo
clasifica en la condición 1 según norma.
Figura 175. Pantalla de total de gases combustibles disueltos
308
6.5.2 Método total de gases combustibles disueltosLa pantalla del método total de gases combustibles disueltos presenta el valor
de la suma de los gases que ingresaron y muestra de acuerdo al resultado la
condición del aceite del transformador según norma ANSI/IEEE C57.104-
1991. Para éste caso el resultado muestra un diagnóstico favorable y lo
clasifica en la condición 1 según norma.
Figura 175. Pantalla de total de gases combustibles disueltos
308
6.5.2 Método total de gases combustibles disueltosLa pantalla del método total de gases combustibles disueltos presenta el valor
de la suma de los gases que ingresaron y muestra de acuerdo al resultado la
condición del aceite del transformador según norma ANSI/IEEE C57.104-
1991. Para éste caso el resultado muestra un diagnóstico favorable y lo
clasifica en la condición 1 según norma.
Figura 175. Pantalla de total de gases combustibles disueltos
309
6.5.3 Método del gas claveSi se selecciona el método del Gas Clave tal como se muestra en “Pantalla del
método del Gas Clave” se puede observar una alta concentración de
Monóxido de Carbono (CO) lo que da lugar a un diagnóstico de supuesto
sobrecalentamiento del papel celulosa.
Figura 176. Pantalla de método de gas clave
309
6.5.3 Método del gas claveSi se selecciona el método del Gas Clave tal como se muestra en “Pantalla del
método del Gas Clave” se puede observar una alta concentración de
Monóxido de Carbono (CO) lo que da lugar a un diagnóstico de supuesto
sobrecalentamiento del papel celulosa.
Figura 176. Pantalla de método de gas clave
309
6.5.3 Método del gas claveSi se selecciona el método del Gas Clave tal como se muestra en “Pantalla del
método del Gas Clave” se puede observar una alta concentración de
Monóxido de Carbono (CO) lo que da lugar a un diagnóstico de supuesto
sobrecalentamiento del papel celulosa.
Figura 176. Pantalla de método de gas clave
310
6.5.4 Método de relaciones de DoernenburgSi se selecciona el método de relaciones de Doernenburg tal como se muestra
en “Pantalla del método de relaciones de Doernenburg” se puede observar
que los valores obtenidos no dan indicio de la existencia de alguna falla debido
a las concentraciones de los gases en cuestión, de acuerdo al Std. IEEE
C57.104-1991. Por lo que él método no es favorable en éste caso.
Figura 177. Pantalla de relaciones de Doernenburg
310
6.5.4 Método de relaciones de DoernenburgSi se selecciona el método de relaciones de Doernenburg tal como se muestra
en “Pantalla del método de relaciones de Doernenburg” se puede observar
que los valores obtenidos no dan indicio de la existencia de alguna falla debido
a las concentraciones de los gases en cuestión, de acuerdo al Std. IEEE
C57.104-1991. Por lo que él método no es favorable en éste caso.
Figura 177. Pantalla de relaciones de Doernenburg
310
6.5.4 Método de relaciones de DoernenburgSi se selecciona el método de relaciones de Doernenburg tal como se muestra
en “Pantalla del método de relaciones de Doernenburg” se puede observar
que los valores obtenidos no dan indicio de la existencia de alguna falla debido
a las concentraciones de los gases en cuestión, de acuerdo al Std. IEEE
C57.104-1991. Por lo que él método no es favorable en éste caso.
Figura 177. Pantalla de relaciones de Doernenburg
311
6.5.5 Método de relaciones de RogerSi se selecciona el método de relaciones de Roger tal como se muestra en
“Pantalla del método de relaciones de Roger” se puede observar que los
valores obtenidos no dan indicio de alguna falla identificable debido a las
concentraciones de los gases en cuestión, de acuerdo a la norma Std. IEEE
C57.104-1991. Por lo que éste método no es favorable en éste caso.
Figura 178. Pantalla de relaciones de Roger
311
6.5.5 Método de relaciones de RogerSi se selecciona el método de relaciones de Roger tal como se muestra en
“Pantalla del método de relaciones de Roger” se puede observar que los
valores obtenidos no dan indicio de alguna falla identificable debido a las
concentraciones de los gases en cuestión, de acuerdo a la norma Std. IEEE
C57.104-1991. Por lo que éste método no es favorable en éste caso.
Figura 178. Pantalla de relaciones de Roger
311
6.5.5 Método de relaciones de RogerSi se selecciona el método de relaciones de Roger tal como se muestra en
“Pantalla del método de relaciones de Roger” se puede observar que los
valores obtenidos no dan indicio de alguna falla identificable debido a las
concentraciones de los gases en cuestión, de acuerdo a la norma Std. IEEE
C57.104-1991. Por lo que éste método no es favorable en éste caso.
Figura 178. Pantalla de relaciones de Roger
312
El resumen de los resultados de los métodos empleados para el análisis de
gases en el aceite del transformador se muestra en pantalla “Resumen de
pruebas de cromatografía de gases y compuestos furánicos”. Para éste caso
se muestra los diagnósticos de los métodos aplicados.
Figura 179. Pantalla resumen de las pruebas de gases disueltos
6.5.6 Conclusiones del caso práctico 3Después de haber realizado el mantenimiento predictivo al transformador de
potencia de la subestación Nuevo Cuscatlán, donde el análisis de gases
disueltos en aceite fueron las únicas pruebas que se le efectuaron y con los
datos obtenidos de estas pruebas se determina que el transformador de
potencia trifásico OSAKA con voltaje de 110/46 KV y potencia 30/40/50 MVA
se encuentra operando en condiciones óptimas.
313
CONCLUSIONES
La mayoría de las fallas en los transformadores de potencia son producidas por el
deterioro de su sistema de aislamiento. Para poder contrarrestar a los factores que
inciden en el deterioro del aislamiento del transformador, es necesario la
implementación de un buen programa de mantenimiento a los transformadores de
potencia para el alargamiento de su vida útil.
En el mantenimiento moderno realizado a transformadores de potencia es de gran
importancia realizar el análisis físico-químico al aceite dieléctrico porque nos permite
obtener información sobre la calidad del aceite, sus condiciones químicas, mecánicas
y eléctricas, además se requiere de un análisis de gases disueltos al aceite para
determinar el estado de operación del transformador e identificar las posibles fallas
que se presentan en su interior y estimar un diagnóstico preciso de su estado de
funcionamiento, integrando estos resultados con las pruebas eléctricas de campo
que forman parte de un mantenimiento tradicional.
La cromatografía de gases disueltos al aceite dieléctrico, nos permite identificar a
corto plazo y de una forma mucha más efectiva los cambios inmediatos en las
condiciones de operación del transformador, siguiendo según las metodologías de
gas clave, gases totales, relación de Rogers, relación de Doernenburg y relación de
Duval, permitiendo anticipar condiciones de falla que podrían afectar la operatividad
del transformador de potencia.
314
Con la utilización del software de sistema de mantenimiento moderno de
transformadores de potencia, permitirá manejar una base de datos obtenidos en las
pruebas de campo y laboratorio, lo cual permitirá realizar después del respectivo
análisis un diagnóstico del mantenimiento de los transformadores basados en los
resultados de las diferentes pruebas, el sistema dará una información eficiente para
determinar el estado del equipo y prestar un mejor servicio.
Una vez analizadas y estudiadas las diferentes pruebas eléctricas, físicas y químicas
realizadas al sistema de aislamiento de un transformador de potencia se puede
concluir que, es como un hemograma completo de la sangre de una persona, el
análisis cromatográfico del aceite dieléctrico de un transformador constituye una
herramienta poderosa a la hora de emitir un diagnóstico del estado del
transformador, pasando a ser ésta prueba, la más importante dentro del
mantenimiento predictivo moderno de un transformador de potencia trifásico.
El diseño del prototipo de software como parte de un mantenimiento moderno tiene
como finalidad ser una herramienta para el control de registros de mantenimientos y
determinación de las condiciones del transformador de potencia.
315
RECOMENDACIONES
Se recomienda realizar un estudio económico referente al mantenimiento de
transformadores con la finalidad de complementar al aspecto técnico presentado en
ésta tesis, de manera que él o los responsables a cargo del mantenimiento del
transformador puedan escoger la alternativa más conveniente.
Dentro del diseño del software para el mantenimiento moderno de los
transformadores de potencia se recomienda mejorar algunos aspectos del sistema
como por ejemplo:
Se pueden agregar algunas aplicaciones importantes de manera de mejorar el
software, una ellas puede ser la inclusión de comando de imprimir pantalla,
graficar tendencias etc.
El software inicialmente está diseñado para funcionar en una estación en
particular, pero se pueden realizar ajustes para compartir el programa con
otras estaciones en red y poder ser utilizado de diferentes puntos.
Diseñar una aplicación de selección de año antes del ingreso a pantalla
principal del sistema, de manera que los registros de mantenimientos se lleven
por año.
Diseñar una aplicación para registrar la velocidad de generación de gases por
día, ya que éste es uno de los criterios de apoyo más importantes y útiles para
316
definir con alguna certeza la seriedad de una falla dentro tendencias
históricas.
Ampliar la base de datos de los transformadores existentes que oficialmente
se encuentran operando en el sistema eléctrico de potencia del país.
En el diseño del registro de prueba de impedancia y relación de
transformación se puede elaborar tabla para ampliar el ingreso a más
números de TAP’S, a fin de que se requiera registrar datos de la prueba
relacionados a éstos TAP’S.
En el diseño de pantalla de la presentación del método Duval poder graficar el
punto de intersección en el gráfico del triangulo de las proporciones de los tres
gases involucrados
Si en los análisis de resultados de las pruebas se determina un diagnóstico negativo,
se recomienda realizar un estudio de las alternativas para el tratamiento de la falla.
Para las pruebas de los transformadores presentadas en éste trabajo de
investigación, se hace referencia a la norma ANSI/IEEE, se recomienda comparar
otras normas para verificación de resultados de las pruebas en cuestión.
317
Se recomienda realizar un programa periódico de inspecciones, que involucre
evaluaciones tanto para el aceite como para el transformador, adoptando un
mantenimiento correctivo con el objetivo de prolongar el tiempo de continuidad de
servicio, tomando una de las siguientes alternativas según sea la condición en que
se encuentre:
1. Secado del aceite.
2. Reacondicionamiento del aceite.
3. Cambio del aceite.
4. Secado del sistema dieléctrico.
5. Eliminación del lodo depositado en el transformador.
Los valores contenidos en las tablas de las normas correspondientes que sirven de
base para el diagnóstico del estado del transformador, no deberán ser tomados de
forma absoluta, ya que en ciertos casos se consideran criterios de experiencia en las
pruebas, como por ejemplo los límites de los valores de los gases disueltos (ppm) a
cada uno de los gases pueden ser creados en una forma empírica y con la evolución
del comportamiento del transformador y de la información que dé el fabricante, se
puede tener límites propios de cada transformador y pueden ser asumidos por cada
empresa, ya que estos valores vienen dados por su historial de mantenimientos
efectuados, por lo tanto se puede dejar al criterio del encargado del mantenimiento
realizar su propio análisis para establecer sus propios límites.
318
BIBLIOGRAFÍA
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ANSI/IEEE C57.12.00.2000 IEEE Standard General Requirements for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers
ANSI/IEEE C57.12.90.1999 Standard Test Code for Liquid InmersedDistribution, Power, and Regulating Transformers
IEEE Std. 62-1995. IEEE Guide for Diagnostic Field Testing of Electric PowerApparatus – Part 1: Oil Filled Power Transformers, Regulators, and Reactors.
IEEE Std C57.104 – 1991. IEEE Guide for the Interpretation of GasesGenerated in Oil – Inmersed Transformers
IEEE Std C57.106 – 2002. IEEE Guide for Acceptance and Maintenance ofInsulating Oil in Equipment
Norma internacional CEI 60599. 1999-03. Equipos eléctricos impregnadosen aceite en servicio, Guía para la interpretación de los análisis de gasesdisueltos y libres
Guía de mantenimiento de transformadores de potencia. S. D. Myers
Transformer insulation power factors. A.L Rickley Doble EngineeringCompany
Manual de transformadores y reactores de potencia Tomo I y IICFE Gerencia de subestaciones.
Transformadores, Conceptos generalesABB unidad de formación
Diagnóstico y mantenimiento de transformadores en campo, ErnestoGallo Martínez, Trans equipos (Colombia), 1996
Máquinas eléctricas, Antonio Sobrevilla, editorial Alsina, 2000
Manual on Electrical Insulation testing for the practical man BiddleInstruments, , PA. 19422
319
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Congreso Colombiano de Cromatografía, Cromatografía Ed. SociedadColombiana de Ciencias Químicas. 2002.
Máquinas eléctricas y transformadores GURU, BHAG S. Ed. OxfordUniversity Press. 2003.
Máquinas eléctricas y transformadores, Kosow Irving L. Ed. Prentice mayHispanoamericano.1993.
Manual de máquinas eléctricas y transformadores. Mcpherson, George,Ed. Barcelona Marcombo 2000.
Construcción de modelo de transformador, Rojas Yanini, María Helena,Ed. Oxford University press 1996.
Fundamentos de la cromatografía de gases. Storch De Gracia Y Asensio,J.M. Ed. Alambra
Principios de inteligencia artificial y sistemas expertos. Rolston, David W.Ed. Mc Graw will 1999.
Electrical Maintenance Hints Westinghouse Electric Co, 1976
320320320
321
MANUAL DE USUARIO Y MANUAL DEL ADMINISTRADOR DEL SISTEMA DEMANTENIMIENTO MODERNO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA
I DESCRIPCIÓN DEL CONTENIDOEn este manual el usuario encontrará de una forma rápida y didáctica, guía paso a
paso, la forma de utilizar el sistema, guía de instalación, acceso a la información y
captura de información.
En la guía de instalación del programa se describen los requisitos de software y
hardware indispensables para su instalación y que el sistema ejecute las operaciones
en forma eficiente y segura.
Se describen cada una de las pantallas que utiliza el sistema para la captura de
información, los procedimientos para que ésta se realice de forma ágil y sin errores.
OBJETIVOS DEL MANUAL DEL USUARIOOBJETIVO GENERALDesarrollar una herramienta de ayuda que permita dar a conocer los procedimientos
realizados por medio del software, donde se describen los diversos mantenimientos
realizados a transformadores de potencia.
322
II REQUERIMIENTOS MINIMOS DE SOFTWARE Y HARDWARE.Para que el SISTEMA DE MANTENIMIENTO MODERNO DE
TRANSFORMADORES DE POTENCIA, opere en forma adecuada se deben tener en
cuenta los siguientes requerimientos:
HARDWAREPara la implementación del sistema se necesita un computador de las siguientes
características:
Procesador Pentium IV de 2.5 Ghz
Memoria RAM de 512M
D.D. 80Gb
Unidad CD 56x
Monitor de 15´´ o superior
Mouse, teclado,
Fuente de alimentación regulada.
SOFTWAREPara el desarrollo e implementación del proyecto, se debe contar con el software
necesario:
Un PC acondicionado con un sistema operativo desde Windows 2000 y los
programas de Netbeans 6.7.1, Microsoft Access 2003, Microsoft Excel 2003
323
III GUIA DE INSTALACIÒNPara realizar la instalación de la SISTEMA DE MANTENIMIENTO MODERNO DETRANSFORMADORES DE POTENCIA
El usuario debe verificar si cuenta con los recursos de software y hardware para la
instalación del programa, una vez verificado debe ejecutar el siguiente
procedimiento:
Cargar la carpeta “datos” en disco (C:), la cual contiene los archivos del programa,
dentro de la carpeta se busca la subcarpeta proyectoTRAFO\dist que contiene el
acceso directo y se copia en el escritorio del sistema operativo.
PRESENTACIÓN Y EXPLICACIÓN DEL PROGRAMACARACTERÍSTICASEl programa está diseñado para ser utilizado para diferentes tipos de usuario, de
acuerdo a los permisos asignados a cada uno de ellos puede ejecutar acciones de
acuerdo a un orden jerárquico.
FUNCIONES DE USUARIOLa aplicación está diseñada para ser utilizada por dos perfiles de usuario. Cada
usuario tiene su password, debido a que no todos tendrán acceso a todas las formas
de pantallas.
ADMINISTRADOR: Este perfil es asignado para tener acceso a todas las formas del
sistema y poder realizar ajustes a otros registros existentes.
USUARIO: Este perfil está diseñado para la persona encargada de realizar el ingreso
de los datos a cada uno de los formularios del sistema y no tendrá la facultad de
realizar ajustes a otros registros.
324
DESCRIPCIÓN DE BOTONESSe describe de forma breve la función de los botones más utilizados en el sistema:
Botón “Salir”Botón que le permite abandonar (salirse) la forma actual a la pantalla anterior.
Botón “Guardar”Este botón es muy importante, ya que le permite grabar o almacenar todos los
cambios que ha realizado en la pantalla. Grabar los cambios realizados, quiere decir
que los cambios quedarán definitivos en la Base de Datos. Mientras no haya
presionado este botón todos los cambios pendientes serán anulados al momento de
abandonar la forma.
Botón “Diagnosticar”Botón que ejerce un diagnóstico en base a los resultados de las pruebas y
operaciones realizados por el mismo sistema.
325
IV ACCEDIENDO AL SISTEMAEl Sistema posee un acceso directo ubicado en el escritorio de Windows, tal como se
muestra en la figura N°1.
Figura N°1
Haciendo doble clic con el mouse sobre el ícono “TRAFO” se accesa al sistema.
326
VALIDANDO USUARIOAl iniciar el sistema aparecerá una ventana para ingresar el usuario y la contraseña,
se elige el perfil de usuario como “Administrador” ó como “Usuario”, luego se
presiona el botón aceptar para poder ingresar al sistema, tal como se muestra en la
Figura No 2.
Figura N°2
NOTA: El usuario y Contraseña serán suministrados por el administrador de
Base de Datos.
327
CONTROL DE USUARIOSSi se ingresa como administrador del sistema aparecerá cuadro de diálogo
preguntando si se desea ingresar al control de usuarios o ignorar éste paso y pasar
al menú principal, tal como se muestra en la figura N°3.
Figura N°3
Si se ingresa al control de usuarios (figura N°4) se digita nombre de usuario existente
para verificar contraseña o cambiarla, Además se puede crear un nuevo usuario
ingresando nombre y contraseña, se presiona botón crear y automáticamente se
registra la información en la base de datos.
Figura N°4
328
PANTALLA PRINCIPAL Y MENÚ PRINCIPALDespués de ingresar el Usuario y Contraseña, aparecerá la forma Inicial del sistema
de mantenimiento moderno de transformadores de potencia y el menú principal,
como lo muestra la figura N° 5.
Figura N°5
En el menú principal se tiene las siguientes opciones:
Registros: Para poder ver los registros elaborados
Crear Registros: Para crear un registro nuevo
Inspeccionar: Acceso a los registros elaborados y poder realizar ajustes de datos
(solo para perfil de administrador)
Cerrar Sesión: Para salir de pantalla principal
329
CREACIÓN DE REGISTROS
Si se elige la opción crear registro desde el menú principal, se despliega una pantalla
donde se captura la información descrita para la elaboración del registro, tal como se
muestra en la figura N°6
Figura N°6
El código de registro se autogenera de forma progresiva, según se elaboren los
registros de mantenimiento. Se llenan los campos de información requeridos y se
presiona botón “Guardar” para que la información sea almacenada, caso contrario
aparecerá mensaje de error. Posteriormente se presiona botón “Iniciar Reporte” para
iniciar el registro.
330
INICIO DE REPORTEEn pantalla de Inicio de Reporte se presenta campos con información del registro a
llenar, se digita la fecha de inicio de Reporte. Se tienen las opciones de las pruebas
que se van a registrar al sistema
Figura N°7
331
PANTALLA DE INSPECCIÓN FÍSICAAl seleccionar el botón de “Inspección Física” se despliega pantalla donde aparece
el formulario a llenar de la inspección realizada al transformador de potencia, tal
como se muestra en figura N°8. Los datos que se deben ingresar son los siguientes:
Fecha de inspección
Condición del equipo (En servicio ó fuera de servicio)
Estado de la pintura y aisladores
Temperatura y nivel del aceite aislante
Existencia de fugas
Observaciones
Después de ingresar la información se presiona el botón guardar para que la
información sea almacenada.
.
Figura N°8
332
PANTALLA DE PRUEBAS ELÉCTRICAS
Al seleccionar el botón de “Pruebas Eléctricas” se despliega pantalla (figura N°9)
donde aparecen los tipos de pruebas eléctricas para el ingreso de los datos.
Figura N°9
333
PRUEBA DE RESISTENCIA ÓHMICALos datos obtenidos de la prueba de resistencia óhmica del los devanados del
transformador se ingresan al registro del sistema, Los datos que se deben ingresar
son los siguientes:
Temperatura del devanado
Equipo de medición
Tipo de conexión
Posición del Tap
Resistencia medida de devanado de alta y baja tensión
Después de ingresar la información se presiona el botón guardar para que la
información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnosticar” para obtener los
resultados del diagnóstico de la prueba, tal como se muestra en la figura N°10.
Figura N°10
334
PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTOLos datos obtenidos de la prueba de resistencia de aislamiento del transformador de
potencia se ingresan al registro del sistema, Los datos que se deben ingresar son los
siguientes:
Temperatura del devanado
Factor de corrección a 20°C
Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la
información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnosticar” para obtener los
resultados del diagnóstico de la prueba, tal como se muestra en la figura N°11.
Figura N°11
335
PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓNLos datos obtenidos de la prueba de relación de transformación de los devanados del
transformador se ingresan al registro del sistema, Los datos que se deben ingresar
son los siguientes:
Equipo de medición
Tipo de conexión
Posición del Tap
Voltaje Alta Tensión
Voltaje Baja Tensión
Lecturas de relación medidas en fase A, Fase B y Fase C
Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la
información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnosticar” para obtener el
resultado del diagnóstico de la prueba, tal como se muestra en la figura N°12.
Figura N°12
336
PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DE DEVANADOSLos datos obtenidos de la prueba de factor de potencia de los devanados del
transformador se ingresan al registro del sistema, Los datos que se deben ingresar
son los siguientes:
Equipo de medición
Tipo de conexión
Temperatura del devanado
Factor de corrección a 20°C
Voltaje de prueba
Lecturas medidas en mA, W, Capacitancia y % factor de potencia
Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la
información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnosticar” para obtener los
resultados del diagnóstico de la prueba, tal como se muestra en la figura N°13.
Figura N°13
Nota: El diagnóstico del sistema es de acuerdo a la norma IEEE std 62-1995.
337
PRUEBA DE COLLAR CALIENTE A BOQUILLASLos datos obtenidos de la prueba de collar caliente realizado a las boquillas se
ingresan al registro del sistema, Los datos que se deben ingresar son los siguientes:
Equipo de Medición
Tipo de conexión
Temperatura de la medición
Factor de corrección a 20°C
Voltaje de prueba
Lecturas medidas en mA, W, Capacitancia y % factor de potencia
Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la
información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnosticar” para obtener los
resultados del diagnóstico de la prueba, tal como se muestra en la figura N°14.
Figura N°14
338
PRUEBA DE CORRIENTE DE EXCITACIÓNLos datos obtenidos de la prueba de corriente de excitación realizado al
transformador se ingresan al registro del sistema, Los datos que se deben ingresar
son los siguientes:
Equipo de Medición
Tipo de conexión
Voltaje de medición
Posición del Tap
Valor medido en mA (medición en directa y en inversa)
Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la
información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnosticar” para obtener los
resultados de la prueba, tal como se muestra en la figura N°15.
Figura N°15
Nota: Si no se realiza medición en inversa se coloca “0” en valor medido.
339
PRUEBA DE IMPEDANCIA DE CORTOCIRCUITO TRIFÁSICALos datos obtenidos de la prueba de impedancia trifásica realizados al transformador
de potencia se ingresan al registro del sistema, Los datos que se deben ingresar son
los siguientes:
Equipo de Medición
Posición del Tap
% Impedancia de placa
Tensión medida V12, V23, V31
Corriente medida Im
Capacidad trifásica KVA3r
Tensión nominal línea a línea KV1r
Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la
información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnosticar” para obtener el
resultado del diagnóstico del sistema, tal como se muestra en la figura N°16.
Figura N°16
340
PRUEBA DE IMPEDANCIA DE CORTOCIRCUITO MONOFÁSICALos datos obtenidos de la prueba de Impedancia de cortocircuito monofásico
realizado al transformador de potencia se ingresan al registro del sistema. Los datos
que se deben ingresar son los siguientes:
Equipo de Medición
Posición del Tap
% Impedancia de placa
Voltaje medido en Fase A, Fase B y Fase C
Corriente medida en Fase A, Fase B y Fase C
Impedancia medida en Fase A, Fase B y Fase C
Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la
información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnosticar” para obtener el
resultado del diagnóstico del sistema, tal como se muestra en la figura N°17.
Figura N°17
341
PANTALLA PRUEBA DE CROMATOGRAFÍA DE GASESAl seleccionar el botón de “Cromatografía de gases” se despliega pantalla para el
registro de los gases combustibles disueltos en aceite del transformador y un menú
de los métodos a aplicar para detección de fallas (figura N°17).
Los datos de los gases a ingresar son: Acetileno, Etileno, Hidrogeno, Etano, Metano
y Monóxido de Carbono
Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la
información sea almacenada, de lo contrario aparecerá mensaje de error.
Posteriormente se puede acceder a los métodos presionando el botón de la opción
que se elija: Gases totales, Gas clave, Metodología de Dornenburg, metodología de
Roger y método de Duval.
La aplicación de cada método nos dará el diagnóstico de acuerdo a su metodología y
determinará la condición del transformador de potencia.
Figura N°17
342
MÉTODO TOTAL DE GASES COMBUSTIBLES DISUELTOSLa pantalla del método total de gases combustibles disueltos muestra los resultados
y diagnóstico formulado por éste método (figura N°18).
Figura N°18
343
MÉTODO DEL GAS CLAVEEn Pantalla del método del Gas Clave se muestra los resultados y diagnóstico
formulado por éste método (figura N°19).
Figura N°19
344
MÉTODO DE DUVALEn Pantalla de Método de Duval se muestra los resultados y diagnóstico formulado
por éste método (figura N°20).
Figura N°20
345
MÉTODO DE RELACIONES DE DORNENBURGEn Pantalla de metodología de Dornenburg se muestra los resultados y diagnóstico
formulado por éste método (figura N°21).
Figura N°21
346
METODOLOGÍA DE ROGEREn Pantalla de metodología de Roger se muestra los resultados y diagnóstico
formulado por éste método (figura N°22).
Figura N°22
347
Cuando los datos de los gases combustibles no excedan el valor límite permitido, los
métodos de Duval, Dornenburg y Roger no son aplicables, y el sistema muestra un
mensaje de la no aplicabilidad del método (figura N°23).
Figura N°23
PANTALLA DE PRUEBAS FÍSICO-QUÍMICOSEn pantalla de inicio de reporte al seleccionar pruebas de “Análisis Físico-Químicos”
se despliega pantalla para el registro de las pruebas físico-químicos del aceite
aislante. Los datos que se deben ingresar son los siguientes:
Tensión primaria del equipo
Valor de la prueba de rigidez dieléctrica
Valor de la prueba de factor de potencia
Valor de la prueba de Número de Neutralización
Valor de prueba del contenido de humedad
Valor de prueba del contenido de inhibidor
Valor de la prueba de color
Después de ingresar la información se presiona el botón “Guardar” para que la
información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnóstico” para obtener el
resultado del diagnóstico del sistema, tal como se muestra en la figura N°24.
348
Figura N°24
PANTALLA DE PRUEBA DE COMPUESTOS FURÁNICOS Y GRADO DEPOLIMERIZACIÓNEn pantalla de inicio de reporte al seleccionar pruebas de “Compuestos furánicos y
Grado de polimerización” se despliega pantalla para el registro de las pruebas (figura
N°25). Los datos que se deben ingresar son los siguientes:
Datos de los compuestos furánicos: 2FAL, 2FOL, 2ACF, 5M2F, 5H2F
Valor de GP si la prueba es viscosimétrica
Si la prueba de GP es por algoritmo de Chenndong se debe seleccionar el tipo
de papel (mejorado térmicamente ó no mejorado térmicamente
Después de ingresar la información se presiona el botón guardar para que la
información sea almacenada. Y se presiona el botón “Diagnóstico” para obtener el
resultado del diagnóstico del sistema para ambas pruebas.
349
Figura N°25
Visualización de RegistrosSi se elige la opción “Registro” desde el menú principal, se despliega una pantalla
donde se muestra la información de todos los registros elaborados (figura N°26), el
sistema tiene forma de búsqueda según fabricante y subestación. Una vez elegido
un transformador se tiene opciones de botones de menú:
Pruebas: Al presionar éste botón muestra las pruebas de los registros de un
transformador en particular
Existencias: Muestra si existe registro de un transformador en particular.
General: Muestra todos los registros elaborados
Salir: sale de pantalla de “Registros”
350
Figura N°26
INSPECCIÓN DE REGISTROSSi se elige la opción “Inspeccionar” desde el menú principal (solo para perfil de
administrador), se despliega pantalla similar a pantalla de “Creación de registros”
donde en campo de código de registro se digita el registro a inspeccionar y se
presiona botón buscar, aparece información del transformador en los campos que se
mostraban vacios (figura N°27), si no se despliega información es porque no existe
ése código de registro.
351
Una vez que se identifica el registro a consultar se guardan los datos y se tiene las
siguientes opciones en los botones:
Resumen de Prueba: Al presionar éste botón se tiene acceso a pantalla de
Reporte final del registro, donde se presentan pantallas de resumen de las
pruebas realizadas en éste registro. Si no existe información en las pruebas es
porque no se realizaron.
Iniciar Reporte: Al presionar éste botón se ingresa a todas las pruebas,
donde se puede cambiar ó modificar datos.
Salir: Al presionar éste botón se sale a pantalla principal
Figura N°27
352
PANTALLA DE REPORTE DE PRUEBAS ELÉCTRICAS
Al presionar botón de “resumen de pruebas” se despliega una pantalla de “Reporte
final de pruebas”, el cual contiene información general del transformador que se
encuentra en el registro y tiene los botones para acceder a los resúmenes de las
pruebas realizadas (figura N°28).
Figura N°28
En pantalla de reporte final se tiene el botón “Ficha técnica”, el cual al presionarlo se
vincula a Microsoft Excel y abre un archivo donde se encuentra la información
característica del transformador de potencia.
353
RESUMEN DE PRUEBAS ELÉCTRICASLa pantalla de “Resumen de Pruebas Eléctrica” muestra todos los diagnósticos
realizados por el sistema en base a los resultados de las pruebas eléctricas
realizadas (figura N°29).
Además se tiene un área de texto para escribir observaciones en base a los
resultados obtenidos, se presiona botón “Guardar” para que se almacene la
información.
Figura N°29
354
RESUMEN DE PRUEBAS DE ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICOSLa pantalla de “Resumen de Análisis Físico-Químicos” muestra todos los
diagnósticos realizados por el sistema en base a los resultados de las pruebas físico-
químicos realizadas (figura N°30).
Además se tiene un área de texto para escribir observaciones en base a los
resultados obtenidos, se presiona botón “Guardar” para que se almacene la
información.
Figura N°30
355
RESUMEN DE PRUEBAS DE CROMATOGRAFÍA DE GASES Y COMPUESTOSFURÁNICOSLa pantalla de “Resumen de Cromatografía de Gases y Compuestos Furánicos”
muestra todos los diagnósticos realizados por el sistema en base a los resultados de
las pruebas realizadas (figura N°31).
Además se tiene un área de texto para escribir observaciones en base a los
resultados obtenidos, se presiona botón “Guardar” para que se almacene la
información.
Figura N°31