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Congreso Internacional de Distribución Eléctrica
CIDEL 2014. Sesión Técnica 1.
Autor: Prof. Ing. Roberto Enrique Campoy
VIDA ÚTIL DEL TRANSFORMADOR CÁLCULO DE LA CARGA TÉRMICA Y
MECÁNICA ADMISIBLE EN CASO DE CORTOCIRCUITO
Palabras clave: Vida útil, transformador,
cortocircuito
Resumen:
La vida útil de un transformador, depende
directamente de la vida del aislante sólido, o papel
aislante, el cual se degrada debido a la temperatura a la
cual está sometido, y esto es función de: sobre
temperatura de la capa superior de aceite (por sobre la
temperatura ambiente) con carga nominal, sobre
temperatura de la temperatura inferior (colectores
inferiores de radiadores) con carga nominal, sobre
temperatura promedio de los arrollamientos (con carga
nominal medida por resistencia), sobre temperatura del
punto más caliente del bobinado a carga nominal,
pérdidas en cortocircuito a carga nominal, pérdidas en
vacío a tensión nominal, peso del núcleo y estructura
de sujeción, peso de los bobinados, temperatura
ambiente, sistema de refrigeración, etc.
Por lo que sobrecargar en forma permanente los
transformadores por encima de su Potencia Nominal
“Real” los envejece prematuramente. Esto no es
conveniente ni técnica ni económicamente.
El problema de las sobrecargas en los transformadores
de potencia, es ya conocido a través de las Normas:
IEEE Std. 57.91 Guide for Loading Mineral-Oil-
Immersed Transformers, y la IEC 60076-7 Guide de
Charge pour transformateurs de puissance immergés
dans l´huile.
En ellas se plantea, a través del conocimiento
constructivo de la máquina, el determinar la vida útil
consumida y residual, ante condiciones específicas de
funcionamiento histórico y normal y habitual, y
evaluar la reducción de su vida útil ante sobrecargas
horarias puntuales, diarias o mensuales.
No plantean ninguna de las dos normas, cómo influye
un cortocircuito aguas abajo del transformador en su
vida útil, ya sea esta falla en los terminales de salida o
en el sistema eléctrico que abastece.
Este trabajo presenta condiciones de cortocircuito en
cuanto a magnitud y duración y analiza los efectos
sobre el conductor del bobinado, la aislación sólida y
sobre su estructura mecánica. Además siguiendo las
condiciones de la norma, se calculan la velocidad de
aceleramiento del envejecimiento y la pérdida
porcentual de vida útil.
Las conclusiones muestran un interesante resultado y
se proponen acciones a seguir.
1. INTRODUCCIÓN
El siguiente trabajo se realizó a partir de una inquietud
planteada en primera instancia en la Ciudad de
Mendoza, en una reunión de ATEERA, y en segunda
instancia, en el Congreso Internacional de la ERIAC
XII, en la cual se pidió, en lo posible, realizar un
estudio de cómo las fallas influían en la vida útil de los
transformadores.
A partir de esa inquietud, se estudió el efecto térmico
de las fallas sobre la vida útil de los transformadores,
llegando a las conclusiones que se presentan al final
del Punto 2. Fallas y el Efecto Térmico.
2. FALLAS Y EL EFECTO TÉRMICO
Para el estudio de cómo afectan las fallas en la vida
útil del transformador, se comenzó con un análisis de
las mismas y su clasificación que nos da la norma
IEEE StdC57.109-1993.
La misma define 4 categorías de transformadores,
según la potencia y define para cada una un tipo de
curva tiempo coririente, de las cuales se muestra una
más abajo.
Categoría Trifásico (KVA)
I 15 a 500
II 501 a 5000
III 5001 a 30000
IV Arriba de 30000
La magnitud y la duración de la corriente de falla son
de extrema importancia al establecer una práctica de
protección coordinada para transformadores ya que
efectos térmicos y mecánicos de la corriente de falla
deben ser considerados.
Para las magnitudes de corriente de falla cerca de la
capacidad de diseño del transformador los efectos
mecánicos son más significativos que los efectos
térmicos.
A bajas magnitudes, de corrientes de falla, próximas al
rango de sobrecarga, los efectos mecánicos asumen
menos importancia, a menos que la frecuencia de falla
sea alta. El punto de transición entre lo concerniente al
efecto mecánico y a la temperatura, no puede ser
precisamente definido, pero los efectos mecánicos
tienden a tener un rol más prominente en el orden de
los kilo amperes, porque las tensiones mecánicas son
más altas.
Estos párrafos extractados de la Norma IEEE
StdC57.109-1993, ya presagian que los efectos de las
fallas por cortocircuito, imponen solicitaciones
dinámicas, antes que térmicas y es lo que se desarrolla
en este trabajo.
A) Cálculo de la carga térmica admisible en
caso de cortocircuito. Primer Método.
Para el cálculo de la temperatura que alcanza un
conductor, en caso de ser atravesado por una corriente
de cortocircuito, se puede suponer que, debido a la
duración limitada del cortocircuito, no se transmiten
al aislamiento cantidades de calor considerables.
Teniendo en cuenta la dependencia entre la
temperatura y la resistencia del conductor y
despreciando los leves cambios de la densidad y del
calor específico del material del conductor, dentro del
margen de calentamiento debido a un cortocircuito, se
obtiene la sección q:
Ó simplificando:
Los valores K1, X20, c, γc y θ; para los materiales más
usados pueden tomarse de la Tabla 1.
Ejemplo de aplicación a una máquina de 132
KV/13,86 KV, 25 MVA, tensión de cortocircuito 12
%, grupo de conexión Y∆11, clase del aislamiento A
(105 °C), y con 65 °C para la temperatura del
arrollamiento por sobre la temperatura ambiente.
Las secciones de los bobinados de MT y AT son:
Corriente por el bobinado secundario en triángulo
In/1,73 = 605 A.
Corriente por el bobinado primario en estrella In = 109
A.
Para una densidad de corriente de 1,92 A/mm2
para
AT y 2,04 A/mm2 para MT; las secciones para cada
bobinado serán:
AT 56,5 mm2
MT 295,5 mm2
Entonces ahora la corriente de cortocircuito alterna
inicial es:
La corriente de cortocircuito que hay que contemplar
es la de choque o de primera semionda, con lo cual el
valor a tener en cuenta es
Con estos elementos, se puede determinar la
temperatura que tomará el conductor con esta corriente
de falla, partiendo de un determinado valor de
temperatura del arrollamiento, y suponiendo un
determinado tiempo de despeje de la falla, en el
ejemplo 500 mili segundos.
Las fórmulas a tener en cuenta:
Con los valores obtenidos anteriormente:
El arrollamiento alcanza 110 ºC.
Cálculo de la pérdida porcentual de vida para ésta
condición de falla
Factor de aceleramiento del envejecimiento
Factor de aceleramiento para el periodo de falla
Por ciento de pérdida de vida útil
B) Otra forma de calcular el calor generado
en un conductor en cortocircuito. Segundo
Método.
Siendo R (Ω) la resistencia de un bobinado: ρ
(μΩcm2/cm), su resistividad: L (m) la longitud total
del mismo; S (mm2) la sección del conductor; I (A) la
corriente que lo recorre durante el tiempo t (s), ρe
(Kg/dm3) el peso especifico del material; G (Kg) el
peso total de la bobina; δ (A/mm2) la densidad de la
corriente resultante y Q (J) , la energía desarrollada
por efecto Joule a lo largo del tiempo que dura el
cortocircuito, se tiene
Si suponemos que el conductor no puede disipar calor
alguno por radiación conducción o convección, toda
esta energía se acumulará en su estructura (cobre o
aluminio) en forma térmica elevando su temperatura.
Designado por c el calor especifico del material y
J/Kg * ºC, el aumento consiguiente de la temperatura
θ en (ºC) será tal que
Por lo tanto
O sea
Para el cobre tendremos: ρe = 8,9 Kg/dm3 y
Y si entre 20 ºC y 200 ºC tomamos la resistividad
correspondiente a la temperatura media de 100 ºC = ρ=
2,60 μΩcm2/cm (cobre comercial, incluidas pérdidas
adicionales): resulta:
En caso de tener solamente acumulación de energía
térmica la temperatura del cobre aumenta a razón de
δ2/137 ºC por segundo.
Si admitimos, pues un aumento de θ de 180 ºC en un
segundo la densidad a que podrá llegarse valdrá:
Las normas fijan 180 A/mm2 para el cobre, teniendo
en cuenta sin duda una cierta seguridad por el efecto
de capacidad calorífica del aislamiento en contacto.
Aplicando estos conceptos a la condición de falla real
analizada anteriormente, si la corriente de falla es de
22.210,00 A y el conductor de 295,5 mm2, la densidad
de corriente es de 22210/295,5 = 75 A/mm2.
Si el tiempo de duración del evento es de 0,5
segundos, el aumento de temperatura por sobre la
temperatura que ya tiene el conductor es de:
Si entonces consideramos 97 ºC de temperatura de
régimen al producirse la falla, la temperatura final
será de 117,55 ºC, un poco mayor que la calculada
con el otro método.
Cálculo de la pérdida porcentual de vida para ésta
condición de falla
Factor de aceleramiento del envejecimiento
Factor de aceleramiento para el periodo de falla
Por ciento de pérdida de vida útil
Lo que demuestra un efecto similar al calculado
anteriormente en cuanto a la escasa influencia sobre la
vida útil de la máquina.
C) Lo que dice la Norma IEC 60076-5. Tercer
Método.
Si el corto circuito sobreviene una vez alcanzada la
temperatura de régimen, es inevitable que el
transformador se caliente en exceso, pero la corta
duración del fenómeno, siempre que las protecciones
actúen debidamente, no da tiempo a que la temperatura
final pueda provocar averías en el aislamiento.
Las normas señalan las temperaturas límite de los
bobinados en caso de corto circuito, que serán:
250 ºC para transformadores en aceite, con aislamiento
clase A.
Teniendo en cuenta que con la temperatura ambiente
de 30 ºC el calentamiento medio admisible a Plena
Carga es de 65 ºC, lo que da una temperatura media en
servicio de 95ºC (10 ºC por debajo de la máxima
admisible en el punto más caliente 105 ºC), resulta
como calentamiento adicional, que podrá admitirse en
caso de corto circuito, para aislamiento CLASE A, 145
ºC.
La expresión que determina el aumento de temperatura
del conductor sin refrigeración alguna vimos que era:
La norma IRAM 2112 y IEC 60076-5, 2000, apartado
4.1.5, Transformadores de Potencia, establece que la
temperatura media más elevada θ1 alcanzada por el
arrollamiento luego del cortocircuito es:
Donde θ0 es la temperatura al inicio del cortocircuito.
Para el caso que venimos desarrollando
Esta es la temperatura que alcanza el arrollamiento,
valor bastante parecido al calculado al principio y que
respalda lo expresado anteriormente.
El siguiente ejemplo reafirma lo antes expuesto
Temperatura del bobinado 100 ºC de 22.000 A,
despejada en un tiempo de 200 milisegundos
Notas:
1) Si la corriente de falla es menor en barras, la
situación es más insignificante.
2) Si la falla es en el sistema de distribución, que los
valores de falla que atraviesan la máquina disminuyen
muchísimo, el efecto es también insignificante.
3) Si el tiempo de falla es menor a 500 mili segundos,
que es lo más probable, la situación es similar a la
anterior.
4) Este sencillo ejemplo pone de manifiesto que
evidentemente son mucho más peligrosas las fallas
desde el punto de vista mecánico que térmico.
Por lo expuesto estamos en condiciones de afirmar
que térmicamente las fallas con corrientes de
cortocircuito, del orden de las aportadas por los
transformadores con potencia de cortocircuito
aguas arriba infinitas, no afecta la vida útil de las
máquinas.
3. FALLAS Y EL EFECTO MECÁNICO
Es bien conocido el efecto mecánico de las fallas en
los transformadores. Lo que se propone en este
apartado del trabajo es encontrar una herramienta que
vincule, el esfuerzo mecánico producido por la falla,
las consecuencias de ese esfuerzo y las acciones a
seguir posteriores al evento.
Hay vinculaciones entre las sobre tensiones y el
envejecimiento, pero no se encuentra en la literatura o
las Normas, vinculaciones entre los esfuerzos
mecánicos y la vida útil de un transformador.
El esfuerzo ya sea axial o radial, va a depender de
muchos factores y por cada uno de ellos surgen
distintas observaciones y consideraciones al momento
de tratar de vincular el esfuerzo a la vida útil. Si la
calidad constructiva es excelente, o sea que nuestro
fabricante tuvo en cuenta todos los fenómenos
posibles de falla: Esfuerzos Radiales (Buckling) y
Esfuerzos Axiales (Bending y Tilting) lo mismo
deberíamos presuponer una condición que puede
diferir de la real simplemente en el 100 %. En las
Tablas a continuación se resumen los efectos
dinámicos de las fallas en los bobinados.
4. NORMAS DE ENSAYO
Para las condiciones de cortocircuito exterior a los
transformadores de Distribución y de Potencia, se
consideran tres normas y que corresponden a ensayos
de Tipo. IEEE Std. C57.12.90 Test Code for liquid
inmmersed Distribution, Power and Regulating
Transformer; IEEE Std. C57.12.00 General
Requirement for liquid inmmersed Distribution, Power
and Regulating Transformer; IEC 60076-5 Ability to
withstand short circuit. En ellas se establecen las
condiciones para los ensayos fijando: las corrientes de
cortocircuito a aplicar (simétricas y asimétricas), los
tiempos de aplicación y la cantidad de test que deben
realizársele a cada máquina. También se estipulan los
ensayos post test que se deben realizar vinculados a
las condiciones de uso del transformador. En la Tabla
a continuación, se resume lo dicho, donde se observa
en la columna de la derecha la Energía Específica
resultante de todos los test que deben ser aplicados a
una máquina de 25 MVA, 132/13,8 KV, µ%= 12%,
YY6. La IEC aplica en los test una Energía Específica
de 1,10x109 A
2seg; y la IEEE 2,17x10
9 A
2segundo.
En este punto es importante recalcar que los test son
con falla en bornes de Media Tensión y que luego de
aplicada la serie de test (resistencia de bobinados,
relación de transformación, corriente de excitación,
aislaciones pudiendo incluir impulso, descargas
parciales, reactancia de cortocircuito, FRA), debe
descubarse la máquina y realizar una inspección visual
en el tanque, los bobinados de AT y MT y las
conexiones flexibles, no debiéndose encontrar rastros
de deformaciones y de descargas eléctricas internas,
que puedan poner en peligro el funcionamiento seguro
de la unidad.
Como éste es un Ensayo de Tipo, el transformador
puede no pasarlo, por lo que la Norma dice que si no
lo pasa hay que revisar las causas que pueden ser de
diseño o de montaje.
En la Tabla a continuación se especifican los ensayos
que deben cumplirse post serie de test.
Además habría que considerar algunos otros factores
propios del sistema de potencia al cual está conectado
el transformador. Estos factores son:
a) Potencia de Cortocircuito aguas arriba de
la máquina. En este punto ya hay diferencias
importantes, en las dos normas de consulta
con que contamos en el país la IEC 60076-5 y
la IEEE C57-109. Abajo se reproducen
sendas tablas donde se destaca que la IEEE
establece una Potencia de Cortocircuito aguas
arriba de la máquina, a considerar para su
diseño, más de tres veces superior a la que
fija la IEC. El ejemplo numérico a
continuación, aclara lo expresado: Para una
máquina de 25 MVA, 132/13,8 KV, µcc=12
%, la diferencia de aplicar la IEEE, contra
la IEC, determina una máquina para la
IEEE con un, 1,50 % más de capacidad
para soportar corriente y un 2,25 % más
en esfuerzos electrodinámicos para
soportar los efectos mecánicos de un
cortocircuito, que la de la IEC. Cabe
entonces preguntarse: Qué potencia de
cortocircuito hay que considerar al momento
de la falla?, además para una misma máquina
en un mismo lugar, la configuración del
sistema en el momento de la falla determinará
en forma precisa ese valor. Se ve como más
conservador el situarse con Potencia de
cortocircuito aguas arriba infinita.
b) Sólo debemos considerar las fallas o
también otros fenómenos?. Un fenómeno
que no se puede dejar de considerar en la
operación del sistema es la conexión del
transformador. O sea considerar la Inrush en
sus tres posibles formas de manifestarse:
Conexión inicial en vacío o en carga,
Recuperación posterior a la eliminación de
una falla y Sympathetic in-rush. Cualquiera
de estas tres puede ser aún mayor que una
corriente de cortocircuito. Otro fenómeno de
extracorriente es el recierre, exitoso o no.
c) Grupo de Conexión del transformador
bajo estudio. Según lo establece la Norma
IEEE Std. C 37.91-2008. Guide for Protecting
Power Transformers, según el grupo de
conexión de los transformadores y el tipo de
falla por los bobinados estrella o triángulo
circulara corrientes iguales o distintas a las
que circulan por la red asociada a la máquina.
A continuación se ejemplifica para
transformadores ∆Yn11.
Los tres considerandos tienen un punto en común
que es la Energía Específica, I2t (Amper
2 segundo),
puesta en juego durante el suceso y es lo que se
considera en este trabajo como elemento
fundamental para evaluar la condición del
transformador a lo largo de su vida al estar
sometido a condiciones de falla.
5. PROPUESTA PARA CONSIDERAR LA
AFECTACIÓN DE LA VIDA ÚTIL DEL
TRANSFORMADOR POR EFECTO DE
FALLAS EXTERIORES
a) Descripción del sistema eléctrico bajo estudio.
Estación Transformadora Godoy Cruz, de La
Cooperativa, Empresa Eléctrica de Godoy Cruz,
conformada por 4 transformadores de 10 MVA,
66/13,8 KV y uno de 20 MVA, todos ∆Yn11, los
cuales operan dos de 10 MVA sobre la barra de 13,2
KV Norte, dos de 10 MVA sobre la barra de 13,2 KV
Central y uno de 20 MVA sobre la barra de 13,2 KV
Sur. Hay dos acopladores de barras entre Sur-Centro y
Centro-Norte.
b) Registro de Fallas ocurridas en el sistema
aguas abajo del transformador bajo estudio.
Del 100 % de las fallas ocurridas en los últimos 10
años, el 56,76 % aproximadamente son unipolares a
tierra, el 32,26 % son bipolares con contacto tierra, el
7,69 % son tripolares con contacto a tierra
(Retroexcavadoras en Cables Subterráneos) y el 3,29
% son en Barras de 13,2 KV. Dos fallas en barras de
13,2 KV son Roedores, y una en una Botella Terminal
de salida de cable de 13,2 KV a Sala de Celdas. En la
Tabla a continuación se visualiza el tipo de falla, la
causa, la corriente y los tiempos puestos en juego, las
Energías Específicas en el sistema donde se produce la
falla y las cantidades de fallas ocurridas en los últimos
diez años que son las registradas e informadas
oportunamente a CAMMESA.
c) Corrientes de Falla que deben soportar en los
bobinados ∆ y Y, los transformadores, según
las Normas IEEE y IEC
Según las IEEE y las IEC, para la cual el grado de
exigencia es menor, la situación es la siguiente para
cada una de las dos potencias de transformadores, en
sus respectivos bobinados. En la Tabla a continuación
se visualiza: la Norma y la categoría correspondiente
según la potencia del transformador, las corrientes de
falla simétricas y asimétricas, la cantidad de test por
fase según la Norma y las Energías Específicas de
cada test por fase y la totalizada por fase, cumplidos
todos los test. Como en el país no se efectúan estos
ensayos a los fabricantes, que nos presentan planillas
de cálculo donde figuran los esfuerzos sobre el Cu, se
les deberían solicitar que presenten sus Planillas de
Verificación de Esfuerzos, según estas condiciones.
Transformador de 10 MVA
Transformador de 20 MVA
Entonces; para un transformador de 10 MVA, la
energía específica por fase en el bobinado de 13,2 KV
aplicada en un ensayo:
Y la aplicada en los tres ensayos por fase:
Además las dos Normas especifican que una vez
aplicados los test, el transformador debe ser sometido
a una serie de ensayos con resultados satisfactorios.
d) Corrientes efectivamente soportadas por los
bobinados por fallas exteriores
En la tabla a continuación, para los transformadores de
la ET Godoy Cruz, se han calculado las Energías
Específicas soportadas por efecto de fallas exteriores,
según lo descripto en el punto b) Registro de Fallas.
En la tabla se puede observar que la Energía
Específica puesta en juego en los bobinados es distinta
para las distintas tensiones y que por ejemplo, para los
T1 y T2, ambos en paralelo, la Fase a del lado estrella
ha sido afectada con un 17,42 % de la Energía total
dispuesta por la Norma para el ensayo de cortocircuito
(Además el bobinado interior es el que soporta los
mayores esfuerzos). La misma fase del lado de 66 KV
soporta el 11,74 %.
e) Minimización de la Energía Específica puesta
en juego en cada falla
El Sistema de Protecciones Principales y de Respaldo
del transformador, debe tener los tiempos de despeje
de falla, en el mínimo valor que permita selectivizar
con el Sistema Eléctrico aguas abajo, asociado al
mismo.
f) Propuesta de uso de esta información
No se puede afirmar que si para la Fase a de MT, se ha
afectado al transformador con una Energía Específica
del 17,42 % del total de la dispuesta por el ensayo,
éste ya tenga consumida su vida en forma
proporcional, o deban hacerse las maniobras de
descubado y ensayos previstas por la Norma y
verificar su estado. Lo que sí podemos afirmar es que
la medida del consumo de Energía Específica,
constituye una indicación de las condiciones del
transformador y una valiosa herramienta para conocer
su estado. Hay que tener en cuenta, que no se ha
contemplado en este ejemplo las condiciones de
Inrush, de recierres, etc.
Qué podemos hacer con esta valiosa información?.
I. Nunca tomar la información en forma aislada.
II. Vigilar desde el momento de puesta en
marcha del transformador, o de aplicación de
esta propuesta, las Energías Específicas
puestas en juego con las distintas
contingencias.
III. Reconfigurar el sistema de protecciones en
caso de ser necesario.
IV. Fijar un límite de Energía Específica
acumulada, podría ser el 20% (Es el límite
impuesto en la CEGC), para realizarle al
transformador: resistencia de bobinados,
relación de transformación, corriente de
excitación, tensiones aplicada e inducida,
descargas parciales, FRA, cromatografía en
fase gaseosa y Furanos.
V. Analizar los resultados y Compararlos con los
anteriores.
VI. Decidir por ejemplo, reemplazar el
transformador por otro menos comprometido
en cuanto a la cantidad de fallas asociadas al
Sistema Eléctrico aguas abajo.
6. CONCLUSIONES
La vida útil de las máquinas está definida por la vida
útil del papel aislante. La norma IEEE Std 57. 109-
1993 Guide for Liquid-Immersed Transformer
Through-Fault-Current Duration,, define que las fallas
que involucran grandes corrientes sólo afectan
electrodinámicamente a las máquinas , no su condición
térmica.
A partir del estudio realizado, se pudo comprobar que
las fallas, debido al corto tiempo de las mismas, y a la
inercia térmica del aceite aislante fundamentalmente,
no afectan, por efectos de la temperatura puesta en
juego por el fenómeno, a la vida útil normal de las
mismas.
En cuanto al efecto dinámico después de una falla,
cabe preguntarse; cómo quedó mecánicamente el
transformador después de la falla N? Y de la falla N+2
ya teniendo una posible deformación ocurrida en la
falla N o N+1?. Demasiadas incógnitas para vincular
un hecho físico a uno mecánico, que involucra diseño
y calidad de fabricación.
Sí podemos vincular la Energía Específica soportada,
no directamente al consumo de vida útil, sino a la
condición de su estado a lo largo de su vida útil, con
apoyo de otros estudios sobre su papel, aceite, etc.
Por esto es que proponemos lo planteado en este
trabajo como una Herramienta más para evaluar el
estado del transformador bajo estudio.
7. NORMAS
IEEE Std 57. 109-1993 Guide for Liquid-Immersed
Transformer Through-Fault-Current Duration
IEEE Std. C57.12.90 Test Code for liquid inmmersed
Distribution, Power and Regulating Transformer;
IEEE Std. C57.12.00 General Requirement for liquid
inmmersed Distribution, Power and Regulating
Transformer;
IEEE Std. 57.91 Guide for Loading Mineral-Oil-
Immersed Transformers,
IEEE Std. C 57.100 Standard Test Procedure for
Thermal Evaluation of Insulation Systems for Liquid-
Immersed Distribution and Power Transformers
IEEE Std. C 37.91-2008. Guide for Protecting Power
Transformers.
IEC 60076-7 Guide de Charge pour transformateurs de
puissance immergés dans l´huile.
IEC 60076-5 Ability to withstand short circuit.
IRAM 2018. Transformadores de Potencia. Ensayos
de calentamiento.
IRAM 2104. Transformadores para Transporte y
Distribución de Energia Eléctrica. Relación de
Transformación y Fase.
IRAM 2105. Transformadores para Transporte y
Distribución de Energia Eléctrica. Niveles de
Aislación y Ensayos Dieléctricos.
IRAM 2106. Transformadores para Transporte y
Distribución de Energia Eléctrica. Ensayos de Vacío
y Cortocircuito.
IRAM 2112. Transformadores de Potencia.
Comportamiento ante Cortocircuitos Externos.
8. BIBLIOGRAFÍA
The Short Circuit Strenght of Power Transfromer. M.
Waters.
Power Transformer Principles and Application.
Capítulo 6. Short Circuit Stresses and Strenght. Marcel
Dekker. 2004
Circuitos Magnéticos y Transformadores. MIT
Teoría, Cálculo y Construcción de Transformadores.
Juan Corrales Martín.
Service Handbook for Transformer. ABB
Transformer Handbook. ABB
Máquinas Eléctricas. Apartado Segundo.
Transformadores. M. Kostenko, L. Piotrovski
Guía para el Mantenimiento del Transformador. S.
Myers. M. Horning. J. Kelly. R. Stebbins
9. AGRADECIMIENTOS
Especialmente a mi familia y al Ing. David Hernández.
PLANILLA REUMEN DE LOS ESFUERZOS EN BOBINADOS ANTE FALLAS EXTERIORES
Tipo de Solicitación
Efecto que produce Aspectos del diseño que lo incrementan
Aspectos del diseño que lo limitan
Observaciones Otros
RADIAL
Expanden TRACCIÓN Bobinado
Exterior (BE)
Contraen COMPRESIÓN
Bobinado Interior (BI)
Buckling: Esfuerzo de Compresión de
conductores de la bobina de cada disco.
Puede ser Forzado,
cuando los separadores radiales están bien anclados o
Libre, cuando éstos están mal anclados.
Un bobinado
cilíndrico, resiste mejor el Esfuerzo de
Tracción que el Esfuerzo de Compresión.
Fuerza creada por la Corriente de Cortocircuito
de Choque ( )
Número de Espiras del Bobinado
(N°EB).
Radio del Bobinado.
Potencia del
Transformador S(KVA).
Altura del Bobinado.
Tensión de Cortocircuito (µ%)
elevada, función del tamaño del Bobinado y
superficies de Entrecaras.
A mayor Sección del Cu,
menores Esfuerzos o Tensiones (ʛ) sobre el
mismo.
A mayor Número de Apoyos Axiales,
Separadores Axiales, Distanciadores
Verticales, menor probabilidad de
Buckling.
Bobinados Concéntricos bien centrados Axialmente y Radialmente.
Provocan Esfuerzos de Tracción (ʛ) sobre el Cu ≤ 600 Kg/mm2.
En
transformadores de gran
potencia son bien soportados
los esfuerzos Radiales y el
Buckling es poco frecuente.
Las fuerzas Radiales de Tracción pueden superar el Límite Elástico del
Cu.
En cuanto al comportamiento Elástico Dinámico lo que hay que cuidar, es
que no exista una frecuencia de resonancia entre el conjunto formado
por aislantes y cobre y la segunda armónica de la corriente de
cortocircuito. Cada uno de estos componentes son cuerpos elásticos con distintos módulos y coeficientes
de elasticidad. Desarrollando matemáticamente el modelo, se ve
que la frecuencia natural de oscilación aumenta con el coeficiente de
elasticidad del conjunto y disminuye al aumentar la masa total. Como
predomina el Cu, en cuanto a la frecuencia de oscilación la frecuencia natural del conjunto es mucho mayor
que los 100 Hz.
Estos esfuerzos están vinculados a la potencia Activa puesta en juego
durante el cortocircuito.
Tipo de Solicitación Efecto que produce Aspectos del diseño que lo incrementan
Aspectos del diseño que lo limitan
Observaciones Otros
AXIAL
Desplazan Axialmente a los Bobinados
Tilting: Esfuerzo de Compresión que
convierte a la pierna del transformador en
un Zig Zag.
Bending: Es una deformación en el Cu, producto del espacio
entre los Espaciadores Axiales.
Fuerza creada por la
( ).
(N°EB).
Radio del Bobinado.
S(KVA).
A mayor Diámetro del Bobinado, y menor
Altura, menor probabilidad de
Tilting.
Los Bobinados a Disco y Helicoidales tienen mayor resistencia al
Tilting por la presencia de los
Espaciadores.
Con más espaciadores Axiales
se disminuye el Bending pero se
dificulta la refrigeración.
Altura del Bobinado.
A mayor Sección del Cu, menores
Esfuerzos o Tensiones ( ) sobre el mismo.
A mayor Número de
Distanciadores Radiales menores
esfuerzos.
Bobinados Concéntricos bien
centrados Axialmente y Radialmente.
Diferencias de altura
entre bobinados incluido los de
regulación, favorecen los Esfuerzos Axiales.
Son más probables en transformadores de potencia por el gran
diámetro de los Bobinados.
Estos esfuerzos están vinculados a la
potencia Reactiva puesta en juego
durante el cortocircuito.
En cuanto al
comportamiento Elástico Dinámico en
conjunto con las Aislaciones, se tiene
en cuenta que a mayor frecuencia
menor es el esfuerzo Axial. Los estudios contemplan solo la
segunda armónica de
la ( ).
Además Axialmente hay más aislante que en el caso de efectos Radiales, por lo que puede haber algún
efecto de resonancia que aumente el esfuerzo Axial.
ENERGÍAS ESPECÍFICAS PUESTAS EN JUEGO SEGÚN LAS NORMAS
NORMA Categoría/Potencia Potencia Transformador
Bajo Estudio
Ensayo de Cortocircuito
Exterior
Energía Específica Por
Cada Test
Energía Específica Por Todos los Test
IEC 60076-5
Categoría II < 40 MVA
25 MVA/ 132KV-13,2 KV
Grupo de Conexión
YY6
12.257 A
22.100 A
3 Pruebas por fase con
t = 0,25 seg
Por Fase
IEEE C57-12-00-2006
IEEE C57-12-
90-2006
Categoría III < 30 MVA
4 Pruebas con
t = 2 seg
Por Fase
2 Pruebas con
t = 2 seg
NOTA 1: Control de estado mecánico mediante: relación de transformación, resistencia de cortocircuito (ojo variación mayor al 5%), FRA
NOTA 2: Vinculación de sigma con I2t
NOTA 3: Una bobina de diámetro medio D, de 44 cm, espesor e de 15 cm, es sometida a una fuerza de 60 Ton. La superficie de la Corona Circular
o Anillo que conforma la bobina es . Si se supone que la mitad debe soportar el esfuerzo entonces:
CARACTERIZACIÓN DE LAS FALLAS
Tipo de Falla – Transformador
Afectado
Causa de Falla Corrientes (A) Tiempos(segundos)
I2t (Energía Específica A2 segundos) en el
sistema 13,2 KV
Cantidad de Fallas
Tripolar con Contacto a Tierra (TCCAT) - T1T2
Retroexcavadora en CAS 13,2 KV
Ia=5404 Ib=5464 Ic=5312 Io=935 td= 0,050
1,49x106
Por Cada Una de las 3 Fases 7
Tripolar con Contacto a Tierra (TCCAT) -T5
Roedor, Pericote I Ia=663 Ib=680 Ic=667 Io=42 td= 0,120
5,54x104
Por Cada Una de las 3 Fases 1
Tripolar con Contacto a Tierra (TCCAT) - T4
Roedor, Pericote II Ia=111 Ib=92 Ic=506 Io=471 td= 0,150
3,84x104
Por Cada Una de las 3 Fases 1
Tripolar con Contacto a Tierra (TCCAT) - T3
Botella Terminal Ia=5120 Ib=5780 Ic=5225 Io=1100 td= 0,060
2,00x106
Por Cada Una de las 3 Fases 1
Bipolar con Contacto a Tierra (BCCAT) – T1T2
Usuario Media Tensión Ia=4866 Ib=32 Ic=5380 Io=470 td= 0,080
2,31x106
Por Cada Una de las 2 Fases 5
Bipolar con Contacto a Tierra (BCCAT) – T3T4
Rama de Árbol Ia=5068 Ib=4516 Ic=64 Io=1116 td= 0,060
1,54x106
Por Cada Una de las 2 Fases 9
Bipolar con Contacto a Tierra (BCCAT) – T1T2
Rama de Árbol Ia=63 Ib=2406 Ic=2099 Io=778 td= 0,050
2,89x105
Por Cada Una de las 2 Fases 13
Bipolar con Contacto a Tierra (BCCAT) – T5
Cable Falla Propia Ia=40 Ib=256 Ic=244 Io=269 td= 0,040
2,81x103
Por Cada Una de las 2 Fases 6
Unipolar con Contacto a Tierra (UCCAT) – T1T2
Paloma Ia=1144 Ib=32 Ic=46 Io=1080 td= 0,060
7,82x104
Por Fase 22
Unipolar con Contacto a Tierra (UCCAT) – T5
Cable Falla Propia Ia=94 Ib=88 Ic=764 Io=672 td= 0,040
2,21x104
Por Fase 5
Unipolar con Contacto a Tierra (UCCAT) – T3T4
Paloma Ia=201 Ib=82 Ic=77 Io=130 td= 0,060
2,40x103
Por Fase 21
ENERGÍA SOPORTADA POR CADA TRANSFORMADOR, PORCIENTO DE I2t CONSUMIDA RESPECTO A LO ESTIPULADO POR NORMA IEC
NORMA Categoría/Potencia Potencia Transformador
Bajo Estudio
Ensayo de Cortocircuito
Exterior
Energía Específica Por
Cada Test
Energía Específica Por Todos los Test
IEC 60076-5
Categoría II < 40 MVA
10 MVA/ 66KV-13,2 KV
Grupo de Conexión
DYn11
En 13,2 KV
6.225 A
En 66 KV
722 A
En 13,2 KV
11.205 A
En 66 KV
1.299 A
3 Pruebas por fase con
t = 0,25 seg
En 13,2 KV
En 66 KV
En 13,2 KV
En 66 KV
Por Fase Afectada
IEEE C57-12-00-2006
IEEE C57-12-
90-2006
Categoría III < 30 MVA
4 Pruebas con
t = 2 seg
En 13,2 KV
En 66 KV
En 13,2 KV
En 66 KV
Por Fase Afectada
2 Pruebas con
t = 2 seg
En 13,2 KV
En 66 KV
NORMA Categoría/Potencia Potencia Transformador
Bajo Estudio
Ensayo de Cortocircuito
Exterior
Energía Específica Por
Cada Test
Energía Específica Por Todos los Test
IEC 60076-5
Categoría II < 40 MVA
20 MVA/ 66KV-13,2 KV
Grupo de Conexión
DYn11
En 13,2 KV
10.370 A
En 66 KV
1.203 A
En 13,2 KV
19.704 A
En 66 KV
2.285 A
3 Pruebas por fase con
t = 0,25 seg
En 13,2 KV
En 66 KV
En 13,2 KV
En 66 KV
Por Fase Afectada
IEEE C57-12-00-2006
IEEE C57-12-
90-2006
Categoría III < 30 MVA
4 Pruebas con
t = 2 seg
En 13,2 KV
En 66 KV
En 13,2 KV
En 66 KV
Por Fase Afectada
2 Pruebas con
t = 2 seg
En 13,2 KV
En 66 KV
Transformador
I2t según IEC en el Transformador
Por Fase Afectada
I2t Acumulada en todas las fallas, sistema 13,2 KV
I2t Acumulada en todas las fallas Lado
Estrella
% de I2t Consumida
Lado Estrella
I2t Acumulada en todas las fallas Lado Triángulo
% de I2t Consumida
Lado Triángulo
T1
En 13,2 KV
En 66 KV
Fase a=1,64x107 Fase a=1,64x107 17,42 Fase a=0,148x106 11,74
Fase b=1,56x107 Fase b=1,56x107 16,57 Fase b=0,133x106 10,55
Fase c=1,53x107 Fase c=1,53x107 16,57 Fase c=0,134x106 10,63
T2
En 13,2 KV
En 66 KV
Fase a=1,64x107 Fase a=1,64x107 17,42 Fase a=0,148x106 11,74
Fase b=1,56x107 Fase b=1,56x107 16,57 Fase b=0,133x106 10,55
Fase c=1,53x107 Fase c=1,53x107 16,57 Fase c=0,134x106 10,63
T3
En 13,2 KV
En 66 KV
Fase a=8,93x106 Fase a=8,93x106 9,48 Fase a=0,088x106 6,98
Fase b=1,12x107 Fase b=1,12x107 11,90 Fase b=0,088x106 6,98
Fase c=1,12x107 Fase c=1,12x107 11,90 Fase c=0,088x106 6,98
T4
En 13,2 KV
En 66 KV
Fase a=4,66x106 Fase a=4,66x106 4,95 Fase a=0,062x106 4,92
Fase b=4,66x106 Fase b=4,66x106 4,95 Fase b=0,062x106 4,92
Fase c=4,66x106 Fase c=4,66x106 4,95 Fase c=0,062x106 4,92
T5
En 13,2 KV
En 66 KV
Fase a=1,10x105 Fase a=1,10x105 0,037 Fase a=1,444x103 0,11
Fase b=8,87x104 Fase b=8,87x104 0,030 Fase b=1,444x103 0,11
Fase c=1,10x105 Fase c=1,10x105 0,037 Fase c=1,130x103 0.089
Por Fase Afectada
ENSAYOS POSIBLES DE REALIZAR PARA VERIFICAR EL ESTADO MECÁNICO DEL TRANSFORMADOR
Ensayo Problemas que detecta Norma Observaciones
Relación de Transformación IEEE Std C57.12.90
TM-2006
Punto 7
Cortocircuito entre espiras. Falsos contactos. Fallas de aislación. Problemas
en el CBC.
IRAM 2104:1996 - Transformadores de potencia. Métodos de medición de
la relación de transformación y de fase. IEEE Std C57.12.90
TM-2006
Se pueden realizar en campo con la máquina desconectada.
Resistencia de Bobinados IEEE Std C57.12.90
TM-2006
Punto 5.3
Conexiones flojas. Flexibles quebrados. Resistencia alta en el CBC.
IEEE 62 fija variación respecto a la fabricación del 5%.
CIGRÉ Brochure 445 (1% y 2-3%)
Corriente magnetizante, exitación. IEEE Std C57.12.90
TM-2006
Punto 8
Defectos en el núcleo por aumento de entre hierro por efecto de cortocircuitos.
Desplazamiento de bobinados. Cortocircuito entre espiras. Problemas en el CBC.
IEEE Std C57.12.90
TM-2006
FRA
Movimiento y deformación de los bobinados.
Reactancia de cortocircuito IEEE Std C57.12.90TM-2006
Puntos 9/10/12
Variaciones mecánicas en los bobinados.
IRAM 2112:1995 - Transformadores de potencia. Comportamiento ante
cortocircuitos externos. IEEE Std C57.12.00™-2006
(Revision of IEEE Std C57.12.00-1999)
IEEE Std C57.12.90TM
-2006 (Revision of
IEEE Std C57.12.90-1999) IEC Internacional Standard
60076-5 Power transformers – Part 5: Ability to withstand short circuit
Se realiza después del ensayo de cortocircuito, en pocos laboratorios en el mundo. La norma IEEE 61.1/1995, da una alternativa para medición en
campo pero con muchas limitaciones. Variación respecto a la fabricación del
2%.
NOTE 1: Additional means of evaluation may be used to judge the result of the test, such as winding resistance measurements, low-voltage impulse testing techniques (for comparison between the oscillograms obtained in the original state and those after the test), analysis of frequency response spectrum, transfer function analysis, no-load current measurements and comparison of dissolved gas analysis results before and after test. NOTE 2: Any differences between the results of measurements made before and after the test may be used as a criterion for determining possible defects. It is particularly important to observe, during successive tests, posible changes in the short-circuit reactance measured after each test, which may be progressive or tending to vanish. Leakage Impedance. NOTE 3: In order to detect turn-to-turn faults, it is advisable to perform short-circuit reactance measurements from the HV as well as LV side. If any of the above conditions are not met, the unit shall be dismantled, as necessary, to establish the cause of the deviation. If the reactance
variation (short-circuit reactance values) is in the range 1 % to 2 %, the acceptance is subject to agreement between the purchaser and the
manufacturer.