diagnóstico de integridad mecánica de transformadores

Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas

Facultad de Ingeniería Eléctrica

Departamento de Electroenergética

TRABAJO DE DIPLOMA

Diagnóstico de Integridad Mecánica de

Transformadores Eléctricos utilizando el Análisis

del Barrido de Frecuencia (FRA).

Autor: Leidier Angel Conyedo Infante

Tutores: Ing. Osleni Antonio Alba Betancourt

MSc. Alberto Limonte Ruiz

Santa Clara

2017

Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas

Facultad de Ingeniería Eléctrica

Departamento de Electroenergética

TRABAJO DE DIPLOMA

Diagnóstico de Integridad Mecánica de

Transformadores Eléctricos utilizando el Análisis

del Barrido de Frecuencia (FRA).

Autor: Leidier Angel Conyedo Infante

Email: [email protected]

Tutores: Ing. Osleni Antonio Alba Betancourt


MSc. Alberto Limonte Ruiz


Santa Clara

2017

mailto:[email protected]

mailto:[email protected]

Hago constar que el presente trabajo de diploma fue realizado en la Universidad Central

“Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de estudios de la especialidad

de Ingeniería Eléctrica, autorizo a que el mismo sea utilizado por la Institución, para los

fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no podrá ser

presentado en eventos, ni publicados sin autorización de la Universidad.

Firma del Autor

Los abajo firmantes certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdo

de la dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que debe tener un

trabajo de esta envergadura referido a la temática señalada.

Firma del Tutor Firma del Jefe de Departamento

donde se defiende el trabajo

PENSAMIENTO

No pretendamos que las cosas cambien si siempre

hacemos lo mismo. La crisis es la mejor bendición

que puede suceder a personas y países porque la

crisis trae progresos.

Albert Einstein

DEDICATORIA

Le dedico este proyecto a mi familia, en especial a mis padres que

tanto se han esforzado para que salga adelante, a mi novia y su

familia, a mis amigos que han sido como hermanos y han estado en

todo momento.

AGRADECIMIENTOS

Quedo eternamente agradecido a todos los profesores por ayudar a

formarme como profesional, en especial a mis tutores: Osleni

Antonio Alba Betancourt y Alberto Limonte Ruiz, a mi familia por

ser incondicional, a mi novia por apoyarme en todo momento, a mis

amigos, que siempre han estado, y a todo el que de una forma u otra,

ayudó.

TAREAS TÉCNICAS

Caracterización de diagnósticos que se realizan a los transformadores de

potencia.

Familiarización con la técnica del FRA en el diagnóstico de

transformadores de potencia.

Descripción de los procedimientos y criterios que se utilizan en la técnica

del FRA.

Aplicación de los criterios más utilizados en la determinación del estado de

la integridad mecánica del transformador.

Confección del informe de investigación.

RESUMEN

El estado físico y constructivo del transformador es fundamental a la hora de

explotarlo eficientemente, por lo que surge la necesidad de conocer y actualizar

periódicamente la realidad del dispositivo. El desarrollo de la tecnología permite

profundizar en el estado de operación de los elementos que conforman un

Sistema Eléctrico de Potencia, dentro de ellos el transformador como elemento

intermedio entre la generación y consumo de electricidad. En Cuba existe cultura

de técnicas tradicionales que con su realización permiten conocer aspectos del

estado estructural del transformador sin embargo la utilización del Análisis de

Respuesta de Frecuencia (FRA) es una técnica casi desconocida en las

empresas eléctricas del país. Esta prueba tiene un potencial de gran magnitud

relacionado con el diagnóstico de la integridad mecánica del transformador desde

su producción y diseño hasta el final de su vida útil. El propósito de este trabajo es

el análisis y descripción del FRA aplicado a transformadores eléctricos como

técnica de diagnóstico mediante la consulta de bibliografías especializadas y

actualizadas sobre el tema para determinar la integridad mecánica del dispositivo.

Durante el desarrollo del trabajo se realizó el Análisis del Barrido de Respuesta de

Frecuencia (SFRA) a varios transformadores disponibles donde se obtuvieron y

evaluaron respuestas que describen el estado físico estructural del transformador

utilizando los criterios de especilalistas y resultados alcanzados por otros autores.

.

Tabla de Contenido INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 1

CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE

TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS. ................................................................. 5

1.1 Los transformadores como máquinas eléctricas. ....................................... 5

1.1.1 Características constructivas de los transformadores eléctricos. ........... 6

1.1.2 Principio de funcionamiento del transformador eléctrico. ....................... 7

1.1.3 Comportamiento del transformador a distintos rangos de frecuencia. .. 10

1.2 El transformador de potencia. Características distintivas del transformador

de potencia. ....................................................................................................... 14

1.3 El transformador de distribución. Características distintivas del

transformador de distribución. ........................................................................... 15

1.4 Necesidad del monitoreo al funcionamiento de los transformadores

eléctricos. .......................................................................................................... 16

1.4.1 Diagnósticos aplicados al transformador eléctrico. ............................... 16

1.4.2 Pruebas típicas aplicadas a transformadores eléctricos. ...................... 18

1.4.3 El Análisis del Respuesta de Frecuencia (FRA) aplicado al

transformador eléctrico. ..................................................................................... 22

1.5 Consideraciones finales del capítulo ........................................................ 22

ANÁLISIS DE RESPUESTA DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES

ELÉCTRICOS. ...................................................................................................... 24

2.1 Características generales del Análisis del Barrido de Frecuencia (FRA). 24

2.1.1 Potencialidades del Análisis de Respuesta de Barrido de Frecuencia

(SFRA)............................................................................................................... 26

2.1.2 Equipamientos para la prueba del SFRA. ............................................. 26

2.1.3 Condiciones necesarias para la prueba del FRA. ................................. 30

2.1.4 Métodos comparativos del diagnóstico. ................................................ 33

2.1.5 Criterios de diagnósticos. ...................................................................... 34

2.1.6 Norma China ICS27.100F24 [28] .......................................................... 39

2.1.7 Norma de la IEC 60076-18 [29] ............................................................ 39

2.2 Análisis de los resultados obtenidos a través del SFRA .......................... 41

2.3 Técnicas de modelado de transformadores utilizando el FRA. ................ 42

2.3.1 Modelo circuital de celdas ..................................................................... 42

2.4 Consideraciones finales del capítulo ........................................................ 46

DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES

POR ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA. .................................... 47

3.1 Presencia del Análisis del Barrido de Frecuencia en Cuba. ..................... 47

3.2 Características físicas de los transformadores a utilizar en el estudio. .... 48

3.3 Desarrollo de la prueba de Análisis del Barrido de Frecuencia ................ 52

3.3.1 Calibración del instrumento FRAX 150 ................................................. 53

3.3.2 Análisis del transformador de 25 kVA. .................................................. 54

3.3.3 Análisis de las variaciones al transformador de 25 kVA. ...................... 59

3.3.4 Análisis de los transformadores de 50 kVA. ......................................... 60

3.3.5 Comparación tipo constructivo de los transformadores de 50 kVA ....... 64

3.4 Modelado de transformadores con utilización del FRA [1]. ...................... 69

3.5 Consideraciones finales del capítulo. ....................................................... 72

CONCLUSIONES ................................................................................................. 73

RECOMENDACIONES ......................................................................................... 74

[26]REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................ 75

INTRODUCCIÓN

1

INTRODUCCIÓN

En los Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP) después de las líneas, los

transformadores son los elementos más fiables, eficientes e importantes en la

transmisión y distribución de los grandes bloques de energía a través de las

largas distancias que separan los centros de generación y los consumidores.

Los transformadores se clasifican como máquinas eléctricas estáticas y son

capaces de convertir o transformar la energía eléctrica de un nivel de tensión y

corriente a otro nivel. Estas máquinas requieren mantener dentro del SEP, un

buen funcionamiento que garantice la calidad del suministro eléctrico. De ahí que

sea importante tomar las medidas necesarias para su operación satisfactoria [1].

Brindar un servicio eléctrico de calidad y de alta fiabilidad demanda una mayor

profundización en el comportamiento de los elementos del sistema, pues en el

transcurso del tiempo existen fenómenos internos y externos que atentan

directamente al buen funcionamiento de los dispositivos que lo componen.

Durante el funcionamiento normal, y en particular durante una falla eléctrica, los

transformadores eléctricos están sujetos a tensiones eléctricas, mecánicas y

térmicas. Por lo tanto, las empresas eléctricas deben realizar periódicamente

pruebas a sus transformadores, con el fin de evaluar su condición, programar

trabajos de mantenimiento y planificar su sustitución.

La repentina salida de servicio de un transformador genera grandes traumatismos

dentro de los SEP, especialmente en países como Cuba donde las redes de

distribución tienen como principal característica ser radiales por lo que carecen de

un respaldo de flujo de energía que deja sin electricidad a los clientes conectados

a éstas.

En la búsqueda de reducir estas afectaciones las técnicas de mantenimiento y

diagnóstico entran a jugar un papel importantísimo en la estimación de la vida útil

del transformador, pues posibilitan el análisis de variables del dispositivo que

pueden brindar información oportuna sobre el estado físico de éste.

INTRODUCCIÓN

2

Estas técnicas analizan diferentes variables y aspectos como lo son el deterioro

de componentes producto de sobrecargas, contaminación, envejecimiento,

vibraciones, cortocircuitos, defectos de diseño, excesivas cantidades de agua u

oxígeno, elevaciones de temperatura, etc. En base de los resultados del

diagnóstico y el análisis se toman medidas con el fin de mitigar el impacto de una

falla, generando beneficios en cuanto a calidad del servicio y en la reducción de

costos.

Según investigaciones anteriormente realizadas se detectan como principales

causas de falla en los transformadores el tema asociado al aislamiento, como

consecuencia de su envejecimiento, los defectos del material ,los cortocircuitos y

problemas en la integridad mecánica del dispositivo [2].

Estas técnicas evidencian que las partes fijas o activas (devanados y núcleo)

están directamente relacionadas con las causas de falla del transformador, por la

gran variedad de materiales que interaccionan entre sí durante la explotación

normal o en estado de falla del dispositivo.

Por estas razones en los últimos tiempos el desarrollo y búsqueda de técnicas

capaces de ofrecer una mayor cantidad de información sobre el estado del

dispositivo se ha convertido en unos de los principales puntos de investigación de

temas relacionados con el diagnóstico y mantenimiento de transformadores.

Dentro de los métodos de diagnóstico avanzado encontramos el Análisis de

Respuesta en Frecuencia (FRA) por sus siglas en inglés.

Esta es una técnica comparativa, se usa para el diagnóstico de deformaciones

mecánicas causadas por cortocircuitos u otros esfuerzos electromecánicos,

basándose en la característica de la respuesta de magnitud y fase que ofrece el

barrido de frecuencia resultado de la representación del transformador como una

red de elementos pasivos RLC, los cuales dependen de la geometría y los

materiales que conforman el equipo [2].

En Cuba esta técnica no se ha explotado a todas sus potencialidades como vía

segura en la obtención del estado físico del transformador y de sus componentes,

por lo que la necesidad de profundizar en el diagnóstico del transformador con

una técnica capaz de reseñar los defectos físicos que afectan al correcto

INTRODUCCIÓN

3

funcionamiento y la explotación del dispositivo conduce al siguiente Problema

Científico: ¿Cómo contribuir a un mejor diagnóstico de la integridad mecánica de

un transformador de potencia utilizando el FRA?

Objeto: Transformadores Eléctricos de Potencia

En correspondencia con el problema y objeto de estudio se establece como

Objetivo general de la investigación: Determinar mediante el diagnóstico de

transformadores el estado físico del dispositivo utilizando la técnica del FRA.

Objetivos específicos de la investigación.

Contribuir a la profundización y análisis del estado de explotación del

transformador.

Caracterizar la técnica del FRA en el diagnóstico de transformadores.

Evaluar los diferentes criterios y métodos que se utilizan en la realización

de esta técnica y seleccionar los de mayor profundidad de análisis.

Aplicar los criterios y métodos seleccionados a los resultados que ofrece la

técnica del FRA aplicada a transformadores.

Con esta investigación se pretende profundizar en el análisis del diagnóstico y

comportamiento del transformador, que contribuya a profundizar en el estado

físico de mismo. Investiga una nueva técnica en el diagnóstico de

transformadores con una gran aplicación en el campo de la Ingeniería Eléctrica.

La implementación de esta técnica les permite a los especialistas realizar estudios

y análisis del correcto funcionamiento de transformadores sin tener que sacarlos

de servicio por extensos períodos de tiempo.

El Capítulo I recoge las principales características contructivas de los

transformadores, su funcionamiento e importancia en los Sistemas Eléctricos de

Potencia (SEP) además de las características de los diagnósticos que son

realizados a los transformadores, efectuando una profundización en la aparición y

particularidades del FRA y su aplicación en estos dispositivos.

El Capítulo II expone los procedimientos y criterios que se encuentran en la

bibliografía consultada para la realización del diagnóstico de la integridad

mecánica de los transformadores mediante la técnica del FRA.Contiene las

INTRODUCCIÓN

4

principales coincidencias y diferencias de estos criterios además de los dipositivos

utilizados en la obtención de esta respuesta.

El Capítulo III presenta los resultados que se alcanzan con la aplicación de la

técnica del FRA a transformadores de distribución de 25 y 50 kVA con diferencias

constructivas entres sí y la aplicación de los criterios anteriormente analizados.

CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS.

5

CAPÍTULO I: FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y

DIAGNÓSTICOS DE TRANSFORMADORES

ELÉCTRICOS.

La investigación sobre el diagnóstico y mantenimiento de los transformadores

eléctricos es impulsada cada vez más producto a los altos precios que alcanzan

estas unidades de distribución de la energía eléctrica. Se conoce que los

transformadores se pueden encontrar en cualquier lugar del sistema eléctrico,

estando expuestos a infinidades de acciones y fenómenos que afectan de una

forma u otra su correcto funcionamiento por lo que un adecuado accionar sobre el

dispositivo con técnicas capaces de alargar la vida útil siempre es un aumento de

la fiabilidad y calidad del servicio brindado .Para la realización de cualquier acción

sobre el transformador o análisis de su comportamiento es necesario partir de sus

características constructivas y principios de funcionamiento, siendo estos los

principales puntos a tratar en este capítulo además de las principales técnicas de

diagnóstico utilizadas sobre el dispositivo.

1.1 Los transformadores como máquinas eléctricas.

Según [3] un transformador es un dispositivo que cambia potencia eléctrica

alterna de un nivel de voltaje a potencia eléctrica alterna a otro nivel de voltaje

mediante la acción de un campo magnético.Consta de dos o más bobinas de

alambre conductor enrolladas alrededor de un núcleo ferromagnético común.El

funcionamiento del transformador se basa en la Ley de Inducción

Electromagnética de Faraday, de manera que un circuito eléctrico influye sobre el

otro a través del flujo que circula en el circuito magnético. En toda bobina

sometida a un flujo variable se induce una fem, que se representa por:

𝑒 = −𝑁𝑑𝜙

𝑑𝑡 𝑉 (1)

Uno de los devanados del transformador se conecta a una fuente de energía

eléctrica alterna y el segundo (y quizás el tercero) suministra energía eléctrica a


6

las cargas. El devanado del transfomador que se conecta a la fuente de potencia

se llama devanado primario o devanado de entrada, y el devanado que se

conecta a la carga se llama devanado secundario o devanado de salida, ver

Figura 1.1. Si hay un tercer devanado en el transformador,éste se llama devanado

terciario.

Figura 1.1. Representación esquemática del transformador.

1.1.1 Características constructivas de los transformadores eléctricos.

Los transformadores eléctricos se construyen de dos maneras, la primera consta

de una pieza de acero rectangular, laminada con los devanados enrollados sobre

dos de los lados del rectángulo. Este tipo de construcción es conocido como

transformador tipo núcleo (Figura 1.2).

Figura 1.2. Representación esquemática del transformador tipo núcleo.

La segunda consta de un núcleo laminado de tres columnas, cuyas bobinas están

enrolladas en la columna central, este se conoce como transformador tipo

acorazado (Figura 1.3).


7

Figura 1.3. Representación esquemática del transformador tipo acorazado.

En todos los casos el núcleo se construye con delgadas láminas aisladas

eléctricamente unas de otras para minimizar las corrientes parásitas, ver Figura

1.4.

Figura 1.4. Representación de las láminas de un núcleo magnético.

Generalmente en un transformador, las bobinas del primario y secundario están

físicamente enrolladas una sobre la otra; la bobina de menor voltaje está situada

en la parte interna (más cerca del núcleo). Esta disposición cumple dos objetivos:

Simplifica el problema del aislamiento del devanado de alta tensión desde el

núcleo.

Resulta menor flujo disperso que en caso de disponer los dos devanados en el

núcleo, separados.

1.1.2 Principio de funcionamiento del transformador eléctrico.

Principio de funcionamiento del transformador ideal

Las principales consideraciones que se realizan para el estudio y análisis del


8

transformador ideal son:

- Un núcleo magnético de permeabilidad infinita.

- Los devanados primario y secundario poseen resistencias óhmicas

despreciables, lo que significa que no hay pérdidas por efecto Joule y no

existen caídas resistivas en el transformador.

- No existen flujos de dispersión, lo que quiere decir que todo flujo

magnético está confinado en el núcleo y enlaza ambos devanados,

primario y secundario [4].

Si la tensión de suministro responde a la función seno entonces el flujo alterno

tiene la forma de onda:

𝜙 = 𝜙m sin 𝜔t Wb (2),

La fem inducida en el devanado primario que se obtiene al realizar diversas

operaciones matemáticas es:

e1 = 𝑁1𝜔𝜙msin(𝜔t − 90˚) V (3)

Donde:

ω-frecuencia del sistema de suministro [rad/s]

ϕm-flujo máximo [Wb]

La fem se atrasa un ángulo de 90˚ al flujo magnético. El valor eficaz de la fem

inducida es:

𝐸1 =𝑁1ωϕm

√2=

𝑁12𝑛𝑓ϕm

√2= 4,44𝑓𝑁1ϕm V (4)

Cuando el devanado secundario se encuentra en circuito abierto la corriente por

el devanado primario es muy pequeña más aún en los transformadores de fuerza

por lo que puede establecerse la igualdad siguiente:

E1 ≈V1

Si de la expresión de fem inducida se despeja el valor de flujo máximo, pueden

fácilmente establecerse las relaciones de dependencia de este:

𝜙 =𝐸1

4,44𝑓𝑁1 =

𝑉1

4,44𝑓𝑁1 𝑊𝑏 (5)

La magnitud del flujo magnético máximo es directamente proporcional al voltaje

aplicado e inversamente proporcional al número de vueltas del devanado y a la

frecuencia de la fuente de alimentación.


9

En el devanado secundario ocurre algo similar al devanado primario, como el flujo

magnético concatena también con este, en él se inducirá una fem cuya expresión

es:

e2 = 𝑁2𝜔𝜙msin(𝜔 − 90˚) V (6)

y su valor eficaz es:

E2 = 4.44f𝑁2𝜙m V(7)

Como las fem e1 y e2 son inducidas por el mismo flujo están en fase y difieren en

magnitud por la diferencia en el número de vueltas . El cociente de las

expresiones eficaces de fem se conoce como relación de transformación:

𝐸1

𝐸2=

𝑁1

𝑁2= 𝑎 (8)

El circuito secundario es donde se conectan las cargas, si se cierra a través de

una carga circulará una corriente por este (I2) que tiene asociado un flujo

magnético ϕ2 que se opone al flujo asociado al devanado primario, produciéndose

en el primario un incremento de la corriente hasta mantener el flujo mutuo

constante.

En términos de fuerza magnetomotriz puede afirmarse que el devanado primario

desarrolla una fuerza igual a:

F1 =R +F2 𝐴 −v (9)

Donde:

R- es la fuerza magnetomotriz que establece el flujo mutuo (A-v)

F2- La fuerza magnetomotriz que produce el devanado primario para contrarrestar

la producida en el devanado secundario (A -v)

La expresión general de corriente por el devanado primario es [10]:

𝐼1 =𝑅

𝑁1+

𝑁2𝐼2

𝑁1 =Iexc +I2’ A (10)

El devanado de alta tensión (A.T) es el de mayor tensión y el devanado de baja

tensión (B.T) es la menor tensión. Un transformador elevador tiene el lado de baja

tensión en el primario y de A.T en el secundario. Un transformador reductor tiene

el lado de alta tensión en el primario y el de B.T en el secundario.El transformador

es una máquina reversible [5].


10

Principio de funcionamiento del transformador real

En los transformadores reales, las condiciones que se consideran para el ideal no

son válidas y hay que tenerlas en cuenta para su análisis. De ahí que la

representación circuital del transformador real se haga en un solo circuito eléctrico

según el modelo de Steinmetz donde los parámetros de uno de los devanados se

refieren al otro.

La ventaja de desarrollar circuitos equivalentes de máquinas eléctricas es poder

aplicar todo el potencial de la teoría de redes eléctricas para anticipar el

comportamiento de una máquina ante determinadas condiciones de

funcionamiento.

1.1.3 Comportamiento del transformador a distintos rangos de

frecuencia.

Entre las diferentes espiras y bobinas de los enrollados y también entre éstos y

las secciones conectadas a tierra del transformador (núcleo, tanque entre otros

elementos aterrados) existen determinadas capacitancias, las cuales conectan en

paralelo (shuntean) los elementos de los enrollados. Estas capacitancias son tan

pequeñas que las reactancias capacitivas existentes (Expresión 33) para una

frecuencia de trabajo de 60Hz, son extremadamente grandes y no influye en el

trabajo del transformador. [6]

𝑋𝐶 =1

𝑤𝐶 Ω (11)

Además de la configuración de este circuito, cada devanado del transformador

tiene una red de parámetros eléctricos distribuidos que se representa en la Figura

1.5.


11

Figura 1.5. Red de capacitancias entre los diferentes elementos del

transformador.

En dicha red de capacitancias distribuidas:

CL: Capacitancias longitudinales, entre espiras y capas de un mismo devanado.

CT: Capacitancias transversales, entre devanados y planos de tierra del

transformador y entre los devanados de alta y baja tensión.

Las capacitancias CL, son en general, mayores en alrededor de tres veces que

las capacitancias CT.

Para obtener el modelo simplificado con parámetros concentrados en el caso de

los efectos capacitivo se definen.

Las capacitancias concentradas serie (Cs) y a tierra (Cg) del transformador se

definen como:

𝐶𝑠 =1

∑1

𝐶𝑡

(12)

𝐶𝑔 = ∑ 𝐶𝑡 (13)

Comportamiento del transformador ante corriente directa

La corriente directa tiene una frecuencia igual a cero por lo que de toda la red

capacitiva se carga, las reactancias capacitivas, Xc, se hacen teóricamente

infinitas y se convierten en circuitos abiertos, ver Figura 1.6.


12

Figura 1.6. Comportamiento de las capacitancias del transformador ante

corriente directa.

Al igual que las capacitancias las inductancias inductivas Xl, se cargan, pero en

este caso se toman valor cero, ver Figura 1.7.

Figura 1.7. Comportamiento de las inductancias del transformador ante corriente

directa.

En este caso el circuito equivalente del transformador queda conformado

solamente por las resistencias de los devanados Figura 1.8.

Figura 1.8. Comportamiento del transformador ante corriente directa

Comportamiento del transformador ante bajas frecuencias

Para frecuencias mayores de cero y menores o iguales a 2 kHz, las reactancias

inductivas y las resistencias de los devanados y del circuito magnético

prevalecen, es despreciable el efecto de las capacitancias, por la alta reactancia

que ofrecen ante los niveles bajo de frecuencia por lo que el comportamiento del

circuito equivalente del transformador es el mismo.

Comportamiento del transformador ante frecuencias medias

Para 2 ‹ f ≤ 250 kHz, las Xc decrecen y comienzan a tener importancia en la red, y

hay que considerar los efectos capacitivos propios de los devanados, Cs y Cg.


13

Para estas frecuencias, la reactancia capacitiva entre los devanados de alta y

baja tensión, aún tienen un valor suficientemente bajo, como para que se tengan

en cuenta, ya que en general, la Cg de un transformador, es mayor a la Cg entre

AT y BT en alrededor de dos veces. De esta manera el circuito equivalente queda

como el que se muestra en la Figura.1.9.[7].

Cuando la onda de frecuencia media llega a los terminales del transformador la

corriente de la onda que circula hacia la carga eléctrica, debido a la gran

inductancia del enrollado, no pasa inicialmente por las espiras del enrollado, sino

por su circuito capacitivo. Por esta razón en el instante de pasar la onda, el

transformador, en su conjunto, actúa como un cierto capacitor llamado capacitor

de entrada[6], enfrentando en su inicio el proceso transitorio.

Figura 1.9. Circuito equivalente del transformador ante frecuencias medias.

Comportamiento del transformador ante altas frecuencias

Para representar el comportamiento del transformador ante altas frecuencias, se

consideran ya los efectos capacitivos entre la bobina de alta y baja tensión

(Figura1.10).


14

Figura 1.10. Comportamiento del transformador ante altas frecuencias.

Cuando la frecuencia es bien alta, las reactancias capacitivas se hacen tan

pequeñas que va a existir una conducción bien definida a través de toda la red

capacitiva, pudiéndose no tomar en cuenta las inductancias y resistencias.

1.2 El transformador de potencia. Características distintivas del

transformador de potencia.

Los transformadores de potencia son aquellos transformadores que manejan

grandes magnitudes de voltaje y corriente, los cuales se expresan en KVA [kilo

volt ampere] o en MVA [mega volt ampere]. Usualmente se considera un

transformador de potencia cuando su capacidad es de un valor a partir de: 500

KVA, hasta potencias del orden de 500 MVA monofásicos y de 900 MVA

trifásicos. Estos últimos operan en niveles de voltaje de 500 KV, 525 KV y

superiores.

Los transformadores de potencia generalmente están instalados en el extremo

emisor o receptor de largas líneas de transmisión de alta tensión, operan a casi a

plena carga y su rendimiento generalmente se juzga a partir de la eficiencia

comercial. Sus características constructivas se pueden observar en la Figura 1.11.


15

Figura 1.11. Características constructivas del transformador de potencia.

1.3 El transformador de distribución. Características distintivas del

transformador de distribución.

Se conoce como transformador de distribución ver Figura 1.12 los

transformadores de potencias iguales o inferiores a 500 kVA y de tensiones

iguales o inferiores a 67.000 V. Tanto monofásicos como trifásicos, aunque la

mayoría de unidades están proyectadas para montaje en postes, algunos por

encima de las clases de 18 KV, se construyen para montaje en estaciones o en

plataformas.

Figura 1.12. Tipos de transformadores de distribución.

Los transformadores de distribución operan a cargas ligeras durante gran parte

del día, su rendimiento se juzga a partir de su eficiencia diaria. En [8] se observan

las potencialidades, características de funcionamiento y aspectos físicos de los

transformadores de distribución. En Cuba se fabrican transformadores de


16

distribución bajo las normas del Instituto Nacional Estadounidense de Estándares

(ANSI) en la fábrica de transformadores Latino que identifica sus producciones de

igual nombre, las características de estos dispositivos se analizan en próximos

acápites en este trabajo.

1.4 Necesidad del monitoreo al funcionamiento de los

transformadores eléctricos.

Los SEP tienen al transformador como un punto de suma importancia en sus

redes de transporte y distribución de energía eléctrica ya que los consumidores e

industrias dependen de la calidad y la continuidad del suministro eléctrico que se

brinda.

La presencia de redes no malladas o sea tipo radial si presentan una falla por

ejemplo en el transformador de una estación reductora primaria el suministro de

una zona puede ser interrumpido por horas hasta que se resuelva la falla o en el

peor de los casos que se reemplace el transformador. Todas estas fallas

significan pérdidas monetarias, y la interrupción de servicios básicos como el

suministro de agua potable y el manejo de aguas residuales, también se puede

ver afectado el servicio en hospitales, el cual puede ser interrumpido si se

presenta una falla eléctrica prolongada [9].

La presencia de un grupo de acciones y tareas que involucren el diagnóstico que

pueda anticipar el momento en que una falla se va a presentar o alguna cuestión

tanto interna como externa que pueda influir sobre el correcto funcionamiento del

dispositivo se hace imprescindible para logar un mantenimiento de alta calidad y

alta cuota de responsabilidad por parte de la empresa encargada de realizar las

acciones. Con el monitoreo al funcionamiento del transformador se logra tener

una idea concreta sobre el estado físico del dispositivo y con esto ahorrar

pérdidas técnicas y monetarias.

1.4.1 Diagnósticos aplicados al transformador eléctrico.

En la actualidad se ha puesto el avance de la tecnología en función de aumentar

la profundidad en los resultados que se alcanzan con los métodos para el

diagnóstico del estado de transformadores.


17

Los métodos de diagnóstico general incluyen el análisis de la calidad del aceite

aislante (evaluación del estado físico, químico, propiedades eléctricas y contenido

de gases disueltos), análisis del núcleo y su aislamiento, tanto sólido y líquido,

aislamiento de devanados y la condición general del transformador. Además,

según [10] existen métodos de diagnóstico avanzado con los cuales se analiza la

condición térmica, eléctrica y mecánica del transformador, a continuación, se

describen algunos de los métodos considerados como avanzados o especiales:

Técnicas de evaluación térmicas están establecidas bajo normas

internacionales y son típicamente usadas con el fin de conocer la condición

y el tiempo de vida restante con el que cuenta el aislamiento de papel.

La evaluación eléctrica especializada incluye la prueba de descargas

parciales (PD), la cual es una herramienta poderosa para la detección de

fallas incipientes en el aislamiento del transformador.

La evaluación mecánica de transformadores incluye el análisis de

respuesta en frecuencia (FRA), que se aplica básicamente para detectar

cambios en las dimensiones de la bobina del transformador, debido a

deformaciones, desplazamientos, devanados en cortocircuito, etc.

Mediante los estándares IEC e IEEE existen varias técnicas de diagnóstico

ampliamente descritas y reconocidas las cuales han sido usadas después de las

pruebas tipo o de rutina, dos de estas, se hacen relevantes a la hora de hablar del

FRA. La Prueba de Relación de Transformación (TTR), con la cual se detecta si el

devanado presenta fallas; y la Prueba de Reactancia de Fuga (Impedancia de

corto Circuito o Reactancia de fuga de la armadura), para identificar deformación.

A través de los años la medida de la Reactancia de Fuga o Impedancia de Corto

Circuito ha demostrado su utilidad, especialmente cuando se ha utilizado durante

evaluaciones en laboratorios de potencia. El cambio de impedancia permite

determinar deformación post falla con menos de un 2% del cambio geométrico

según se plantea en [11]. Si el método es realizado correctamente proporcionará

una clara definición del estado mecánico del transformador. Sin embargo, para

evaluación en campo o transformadores en servicio, se considera que este

método es poco sensible.


18

1.4.2 Pruebas típicas aplicadas a transformadores eléctricos.

Para garantizar y a la vez alargar la vida útil de un transformador es necesario

realizar diferentes pruebas y comparar los resultados con resultados modelos o

referencia en correcto estado. Un adecuado diagnóstico del equipo puede lograr

un apropiado trabajo de mantenimiento y garantizar el mejor uso del mismo.

Determinación de la relación de transformación.

Para hallar esta relación según [12] es necesario leer los voltajes de primario y

secundario, con el transformador operando sin carga. En estas condiciones el

voltaje de secundario coincide con la fuerza electromotriz y el voltaje de primario

es aproximadamente igual a la fuerza electromotriz del devanado primario. De

acuerdo con lo anterior se obtiene:

aN

N

E

E

V

V

2

1

2

1

2

1 (14)

Prueba de cortocircuito

Con la prueba de cortocircuito puede obtenerse la impedancia de dispersión y las

pérdidas de cobre. Debe cortocircuitarse el lado de bajo voltaje y alimentarse el

transformador por el lado de alta con un voltaje reducido, haciendo circular una

corriente menor o igual a la nominal. Deben tomarse las lecturas de voltaje,

corriente y potencia (Figura 1.13) [12, 13]. Resulta muy importante la posición a

ocupar por cada instrumento, para evitar errores.

Figura 1.13. Diagrama de conexiones correspondiente a la prueba de

cortocircuito.


19

Con las mediciones realizadas se obtienen:

sc

sc

eqI

VZ (15)

2

'

21

sc

sc

eqI

PrrR (16)

22'

21 eqeqeq RZxxX (17)

Si de la prueba de cortocircuito se desea obtener las pérdidas de cobre

nominales, mediante la lectura del wattímetro, es necesario hacer circular por el

transformador la corriente nominal.

Prueba de circuito abierto

Con esta prueba pueden obtenerse las pérdidas de núcleo, la corriente de vacío y

la impedancia de la rama de magnetización.

Para realizarla se alimenta el transformador por el lado de bajo voltaje con voltaje

nominal, dejando abierto el lado de alto voltaje, debiendo tomarse las lecturas del

voltaje, corriente y potencia (Figura 1.14). Al igual que en la prueba anterior es

muy importante garantizar la posición adecuada para cada instrumento.

Figura 1.14. Diagrama de conexiones correspondiente a la prueba de circuito

abierto.

De las mediciones se obtienen:


20

ococ

oc

ocIV

P

*cos (18) ococeh II cos* (20)

eh

oc

cI

VR

(22)

22

ehoc III (19) I

VX oc

m (21) oceh PP (23)

Por seguridad, se recomienda realizar esta prueba por el lado de bajo voltaje. Con

los resultados de las pruebas de cortocircuito y circuito abierto puede obtener el

circuito equivalente aproximado del transformador. (Figura 1.15)

Figura. 1.15. Circuito equivalente del transformador referido a primario.

Prueba de polaridad

La prueba de polaridad tiene que hacerse a todos los transformadores que se

conecten en paralelo, y consiste en alimentar por el lado de alto voltaje el

transformador dejando abierto el lado de baja y conectando dos puntos de los

devanados primario y secundario, tal como se muestra en la Figura 1.16.

Además, debe garantizarse que los voltajes por primario y por secundarios sean

los mismos para evitar una circulación adicional de corriente por los devanados de

los transformadores.

Como la distribución de la carga entre cada transformador conectado en paralelo

depende de las impedancias de estos, es necesario seleccionar adecuadamente

los transformadores de modo que no haya subutilización de los mismos. Siendo

necesario que los % de impedancias y la relación r/x de cada transformador sean

idénticas.


21

Figura 1.16. Circuito para determinar la polaridad del transformador

monofásico[14].

Otras pruebas

Entre las pruebas que se realizan a los transformadores para conocer su

integridad mecánica y con el objetivo de obtener información sobre el estado de

los distintos elementos que lo constituyen se encuentran:

Diagnóstico del Aceite

Diagnóstico del aislante

- Factor de Potencia

- Resistencia de Aislamiento/Recovery Voltage Measurement (RVM)

- Medida de PD en servicio

- Espectroscopia Dieléctrica, FDS.

Diagnóstico de Arrollamientos y/o Cambiador de Tomas en Carga (cambia

tap)

Resistencia de Arrollamientos

Relación de Transformación

Reactancia de Dispersión / Impedancia de Cortocircuito.

Diagnóstico de otros o varios elementos.

Frequency Response Analysis, F.R.A.

Termografía

Medida de temperatura interna y de la cuba.

Con este conjunto de pruebas que se le realizan a los transformadores se

obtienen una serie de datos que sirven para dar un diagnóstico de la integridad

mecánica de estos dispositivos, así como para realizar una representación o


22

modelado computacional, con el cual se le pueden realizar diferentes pruebas

para ver cómo reaccionarán o si son capaces de resistir una falla de determinada

magnitud y qué medidas se pudieran implementar en caso de alguna situación

inesperada para tratar de afectar lo menos posible estos equipos y a los

consumidores [15].

1.4.3 El Análisis del Respuesta de Frecuencia (FRA) aplicado al

transformador eléctrico.

Los transformadores de potencia están diseñados para resistir tanto las fuerzas

mecánicas ocasionadas en el transporte como eventos cuando están en servicio,

tales como averías y descargas atmosféricas. Sin embargo, las fuerzas

mecánicas pueden exceder los límites especificados durante incidentes graves o

cuando la fuerza mecánica del aislante se ha debilitado debido al uso. El Análisis

de Respuesta de Frecuencia es una prueba relativamente rápida en la que se

compara la respuesta después del evento con la referencia inicial donde se

alcanza una decisión fiable sobre si se requieren más diagnósticos del

transformador o se puede volver a poner en servicio de forma segura [16].

Fallas en el sistema, cortocircuitos, envejecimiento o incluso la manipulación

durante el transporte pueden comprometer la estructura mecánica del

transformador. Estos problemas son difíciles de detectar y por lo general pasan

desapercibidos y empeoran con el tiempo haciendo perder el rendimiento del

transformador.

La técnica del Análisis de la Respuesta en Frecuencia, conocida por sus siglas en

inglés FRA se desarrolló para el diagnóstico de los devanados, después de los

bornes, los devanados (windings en inglés) son los componentes con mayor

probabilidad de fallo en el transformador[17].

1.5 Consideraciones finales del capítulo

En este capítulo se describen las principales características constructivas y de

funcionamiento de los transformadores eléctricos sus aplicaciones e importancia

en la transmisión de energía eléctrica, así como las principales técnicas de


23

diagnóstico para la determinación de las fallas que afectan el correcto

funcionamiento del dispositivo. Se analiza el comportamiento del trasformador

antes diferentes rangos de frecuencia como un circuito RLC que permite la

utilización de la técnica de Análisis de Respuesta de Frecuencia como una técnica

con grandes potencialidades en diagnóstico de las partes fijas del convertidor.

CAPÍTULO II: ANÁLISIS DEL BARRIDO DE FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES

ELÉCTRICOS.

24

CAPÍTULO II.ANÁLISIS DE RESPUESTA DE

FRECUENCIA (FRA) EN TRANSFORMADORES

ELÉCTRICOS.

El análisis del transformador a distintos rangos de frecuencia a partir del barrido

de frecuencia permite obtener una característica en magnitud y fase que ofrece

las condiciones del estado físico del transformador. Este tipo de estudio se

potencia para que en la hora de realizar el mantenimiento y diagnóstico del

trasformador en la búsqueda de obtener resultados fiables y concretos acerca del

estado de la vida útil del dispositivo. La técnica del FRA tiene varios criterios de

interpretación y análisis que difieren fundamentalmente en los rangos de

frecuencia, pero mucho coinciden en las posibles fallas presentes. Cada uno de

estos aspectos relacionados con el barrido de frecuencia será tratado en el

presente capítulo.

2.1 Características generales del Análisis del Barrido de Frecuencia

(FRA).

El Análisis de Respuesta en Frecuencia (FRA) es una herramienta para la

evaluación de la condición de los transformadores, que permite detectar

problemas como la deformación o el desplazamiento de los devanados. En el

FRA se obtiene la impedancia o la función de transferencia del transformador,

mediante la excitación con una señal periódica sinusoidal en un amplio rango de

frecuencias.

En la actualidad el diagnóstico a partir de la técnica FRA se hace a través de la

comparación entre dos curvas, obtenidas en tiempos de vida diferentes del

transformador. Una curva representa el transformador en estado normal (sano),

mientras que la segunda curva representa el transformador en un supuesto

estado de falla, las diferencias encontradas pueden indicar algún tipo de daño en


ELÉCTRICOS.

25

el transformador. A pesar de que la técnica FRA ha mostrado validez para

detectar si existe una falla o no, la interpretación física de la naturaleza de la falla

es una tarea sumamente complicada, por lo que se presentan dificultades para

ofrecer un diagnostico cualitativo (localización exacta de la falla) y cuantitativo

(nivel del grado de falla) [18].

Tanto en la comparación gráfica como la comparación basada en modelos, se

hace necesario disponer de las medidas de referencia con las cuales se realiza el

análisis comparativo. Sin embargo, es posible detectar una falla comparando

entre sí las curvas obtenidas de las tres fases del transformador trifásico, sin

necesidad de disponer de curvas de referencia [15].

Existen dos formas de inyectar el rango de frecuencia necesario, una es

inyectando un impulso al devanado y la otra es haciendo un barrido de frecuencia

usando una señal sinusoidal.

La primera variante es algunas veces conocida como método de respuesta a

impulso y la segunda como método de barrido de frecuencia (SFRA). Se puede

decir que la principal ventaja del método de respuesta a impulso sobre el método

de barrido de frecuencia es un menor tiempo de medición, aunque es necesario

aplicar la transformada rápida de Fourier (FFT), para llevar los resultados al

dominio de la frecuencia.

Las principales ventajas del método de barrido de frecuencia sobre el método de

respuesta a impulso son las siguientes:

- Mejor señal con respecto a la relación de ruido.

- Igual o casi igual exactitud y precisión en todo el rango de medición.

- No hay necesidad de aplicación de la FFT.

Estos métodos se basan en asumir que cualquier deformación mecánica puede

asociarse con un cambio en el circuito equivalente capacitivo - inductivo y por

consiguiente perceptible a través de una función de transformación [19].


ELÉCTRICOS.

26

2.1.1 Potencialidades del Análisis de Respuesta de Barrido de

Frecuencia (SFRA).

Esta técnica posee grandes potencialidades relacionadas con la detección de

fallas internas en el transformador que afectan la vida útil del dispositivo. Además

logra detectar incidencias mecánicas que no son detectables por otras acciones.

El SFRA es una técnica probada para realizar mediciones precisas y repetibles.

Se emplea un dispositivo que envía una señal de excitación al transformador

midiendo las señales de respuesta, luego compara la respuesta recibida con la

del valor inicial y otros resultados (por ejemplo, de unidades similares) y así

identifica desviaciones y confirma problemas mecánicos internos, tales como:

Movimiento de Núcleo.

Deformación y desplazamiento del arrollamiento.

Fallas en el núcleo.

Colapso parcial del arrollamiento.

Estructuras de sujeción rotas y/o sueltas.

Cortocircuitos en arrollamientos

Además, se utiliza esta técnica para:

Verificar el estado de nuevos transformadores.

Mejorar la calidad de su programa de inspección regular.

Combatir los problemas del sistema, como fallas de cortocircuito que

podrían dañar los transformadores.

Inspeccionar la presencia de daños que haya experimentado el

transformador después de terremotos, estrés mecánico, rayos u otros

factores ambientales.

Eliminar costosas e innecesarias inspecciones internas.

2.1.2 Equipamientos para la prueba del SFRA.

Existen varios equipos que se utilizan en esta función como son los Analizadores

de Respuestas de Barridos de Frecuencias FRAX 101 [20] y el FRAX 150 [21]


ELÉCTRICOS.

27

(Figura 2.1) que realizan el barrido desde bajas frecuencias hasta frecuencias del

orden de los Mega Hertz.

Figura 2.1. Analizadores de respuesta de barrido de frecuencia FRAX 101 y

FRAX 150.

Para la realización de esta investigación se utiliza un FRAX 150 por lo que se

profundiza en sus características constructivas y potencialidades que ofrece este

dispositivo.

El resultado de la medición se compara con una referencia y da una respuesta

directa a partir de los criterios a utilizar si las partes mecánicas del transformador

están o no sin cambios.

Las desviaciones indican cambios geométricos o eléctricos dentro del

transformador.

El FRAX150 detecta problemas según el criterio a utilizar como:

Deformaciones y desplazamientos del devanado

Espiras cortocircuitadas y devanados abiertos

Estructuras de fijación sueltas

Estructuras de fijación dañadas

Problemas de conexión del núcleo

Colapsos parciales del devanado


ELÉCTRICOS.

28

Bases del núcleo defectuosas

Movimiento del núcleo

El FRAX150 tiene un PC integrado con una pantalla de alto contraste con una

potente luz de fondo para su uso con luz de día directa. El cursor se controla con

una palanca integrada o usando un ratón USB externo. El teclado integrado

facilita la entrada de datos. Todos los datos se almacenan en un disco duro

integrado.

Los datos se pueden mover a cualquier otra computadora usando una llave de

memoria USB. El software FRAX puede importar archivos de datos de otros

instrumentos FRA haciendo posible la comparación de datos obtenidos con otra

unidad FRA.

El software ofrece al usuario una característica inigualable que permite realizar

pruebas rápidas y eficientes. Los sistemas tradicionales SFRA usan un espaciado

logarítmico de puntos de medición. Esto resulta en el mismo número de puntos de

prueba entre 20Hz y 200Hz que entre 200KHz y 2MHz y tiene un tiempo de

medición relativamente largo [21].

La respuesta de frecuencia del transformador contiene pocas resonancias en el

rango de baja frecuencia, pero muchas resonancias a más altas frecuencias.

FRAX permite al usuario especificar menos puntos de medición a bajas

frecuencias y una densidad de puntos de medición más alta a altas frecuencias.

El resultado es un barrido mucho más rápido con más detalle cuando es

necesario.

Muchas guías internacionales FRA recomiendan verificar la integridad de los

cables e instrumentos antes y después de realizar la prueba usando un circuito

con una respuesta FRA conocida proporcionada por el fabricante del equipo.

FRAX viene con una caja de prueba de campo FTB101 como accesorio estándar

y permite al usuario realizar esta validación tan importante en el campo en

cualquier momento y asegurar la calidad de la medición.

Especificaciones generales

- Método FRA: Frecuencia de Barrido (SFRA)


ELÉCTRICOS.

29

- Rango de frecuencia: 0.1 Hz - 25 MHz, seleccionable

- Número de puntos: Por defecto 1046, seleccionable hasta 32.000

- Tiempo de medición: Por defecto 64 s, modo rápido, 37 s (20 Hz - 2 MHz)

- Espaciado entre puntos: Log., lineal o ambos

- Rango dinámico/Umbral

- mínimo de ruido >130dB

- Precisión: ±0.5 dB hasta -100 dB

- (10 Hz - 10 MHz)

- Ancho de banda IF/tiempo Seleccionable (10% por defecto) de integración:

Software: FRAX para Windows

- Intervalo de calibración: Máx. 3 años

- Estándares/guías: Cumple con los requerimientos en Cigre Folleto 342,

2008 Evaluación de la condición mecánica de los devanados del

transformador usando FRA y el estándar chino DL/T 911-2004 FRA en

deformación del devanado de transformadores de potencia, así como otros

estándares y recomendaciones internacionales.

- Potencia de entrada

- 90 – 264 V ac, 47 – 63 Hz

- Salida analógica

- Canales: 1

- Voltaje de cumplimiento: Voltaje de salida 0.2 - 24 V p-p (circuito abierto)

- Voltaje de medición a 50 Ω: 10 V (ajustable 0.1-12 V)

- Impedancia de salida: 50 Ω

- Protección: Protección de corto circuito

- Entrada analógica

- Canales: 2

- Muestreo: Simultáneo

- Impedancia de entrada: 50 Ω

- Relación de muestreo: 100 MS/s


ELÉCTRICOS.

30

- Sistema de operación

- Basado en Windows

- Memoria

- 1000 registros en memoria interna. Almacenamiento externo en llave USB

Físico

- Dimensiones: 305 mm x 194 mm x 360 mm

- (12 pulgadas x 7.6 pulgadas x 14.2 pulgadas)

- Peso: 6 kg (13 lb)

- Medioambiente

- Temp de ambiente operacional: -5° C a +50° C / +32° F a +122° F

- Humedad relativa operacional: <90% sin condensación

- Temp de ambiente -20° C a 70° C / -4° F a +158° F

- de almacenamiento:

- Humedad relativa <90% sin condensación

- de almacenamiento

- Estándares CE: IEC61010 (LVD) EN61326 (EMC)

Accesorios

Accesorios incluidos: Cable de alimentación, cable de tierra, (2) sets de trenzas

de tierra, (2) conectores trenzados de tierra (aislados), (2) pinzas C, cable

generador, cable medidor, caja de prueba de campo, bolso accesorio de nylon, (2)

trenzas de tierra con pinzas y un bolso de transporte de lona para los cables de

prueba.

2.1.3 Condiciones necesarias para la prueba del FRA.

La prueba se lleva a cabo en un amplio espectro de frecuencias que en la

mayoría de los equipos de prueba van desde los Hz hasta los MHz. En principio

está basada en el registro de las señales en el dominio del tiempo mediante un

osciloscopio digital de alta definición o una tarjeta de adquisición de datos y

mediante el uso de una computadora que, con los softwares disponibles, permite


ELÉCTRICOS.

31

transformar los registros al dominio de la frecuencia, obtener las funciones de

transferencias y calcular sus módulos y argumentos[22].

La prueba se realiza considerando dos configuraciones para el devanado que no

se está probando:

Devanado abierto y flotando: Con esta configuración, puede apreciarse el

efecto del acoplamiento mutuo entre las bobinas de AT y BT y el efecto del

circuito magnético.

Devanado en cortocircuito: Con esta configuración, los efectos del

acoplamiento mutuo y del circuito magnético no son apreciables y solo será

visto el efecto del propio devanado.

El transformador debe estar desconectado del sistema por alta, baja

tensión y neutro.

La prueba debe realizarse en la derivación que tome la mayor cantidad de

devanado y en diferentes derivaciones para obtener resultados con y sin

secciones de derivaciones del devanado.

Las conexiones a tierra deberán ser lo más cortas posibles y correctamente

aseguradas.

La prueba se realizará en cada una de las fases según la conexión de

prueba escogida.

Los ensayos realizados inyectando la señal por el terminal neutro de un

devanado de AT en Y y obteniendo la respuesta en otro terminal del propio

devanado (Ho-H), enfatizan los efectos producidos por el interior del propio

devanado de AT.

Los ensayos realizados inyectando la señal por el terminal neutro de un

devanado de BT en Y y obteniendo la respuesta en otro terminal del propio

devanado (Xo-X), enfatizan los efectos producidos por el interior del propio

devanado de BT.

Los ensayos realizados inyectando la señal por un terminal de AT y

obteniendo la respuesta por un terminal del devanado de BT (H-X),


ELÉCTRICOS.

32

enfatizan también, los efectos producidos por el acoplamiento capacitivo

entre AT y BT.

Para mayor sensibilidad, los ensayos deben realizarse en cada fase por

separado, siempre que se pueda (devanados en Y), dado que si, por

ejemplo, la prueba se hace entre H1y H2, los dos devanados de AT que

están en columnas diferentes, quedarían en serie, lo que dificulta

determinar en cuál de los dos está el supuesto problema.

Interpretación y análisis de resultados de mediciones, basadas en el método de

respuesta al barrido de frecuencia.

Para los procedimientos de ensayo de SFRA y para el diagnóstico de los

resultados aún no existe una norma oficial elaborada por organizaciones de

ingeniería mundialmente reconocidas. Lo que está disponible para la comunidad

científica internacional es una Orientación 342 del grupo de trabajos A2.26 de la

CIGRE citada en [23] donde se expone como funciona y utiliza el FRA con

algunos criterios de diagnóstico.

Para realizar mediciones de FRA, una señal de tensión (Senoidal en Barrido de

Frecuencia o Señal de Impulso) es aplicada a un terminal del transformador con

respecto a la tierra. La señal de tensión medida en el terminal de entrada es la

señal de referencia para el cálculo de la respuesta en frecuencia. Un segundo

parámetro (señal de respuesta) es por lo general la señal de tensión tomada a

través de la impedancia de medición conectada a otro terminal del mismo

transformador con referencia a tierra (puede también ser una corriente medida

entre el terminal de entrada o a algún otro terminal puesto a tierra). La amplitud de

respuesta en frecuencia es la relación entre la señal de respuesta (Vr) y la señal

de entrada de la fuente (Vs) en función de la frecuencia (generalmente ilustrada

en decibeles (dB))

Una peculiaridad de los transformadores es que tienen los devanados de alta

tensión y los de baja tensión separados en dos partes iguales y conectados


ELÉCTRICOS.

33

internamente, siendo posible su separación momentánea para la comparación de

un sub-devanado con otro en caso de sospecha de daño en uno de ellos[24].

Según [25] diferentes tipos de conexiones han sido propuestos para el análisis de

respuesta en frecuencia, este depende de:

Tipo de conexión del transformador

Número de devanados

Posición del devanado de regulación

Número de Fases

2.1.4 Métodos comparativos del diagnóstico.

El transformador eléctrico está diseñado para soportar ciertas cargas o

fenómenos que provocan algún que otro efecto en el diseño mecánico del

dispositivo .Los propios límites de diseño pueden ser excedidos productos a tres

factores, el primero fuertes impactos mecánico debidos al transporte y

movimientos sísmicos, segundo fuertes impactos eléctricos causados por grandes

fallas en el sistema y por último el debilitamiento de la resistencia mecánica con el

paso del tiempo lo cual aminora la capacidad de soportar estrés mecánico,

incrementa el riesgo de fallas por problemas mecánicos e incrementa el riesgo y

problemas de aislamiento siendo este último el de mayor afectación al dispositivo.

Luego de realizar el SFRA al transformador se obtiene como se ha citado

anteriormente unas características de magnitud y fase la cual es la base del

diagnóstico de las posibles fallas en el dispositivo. En la presente investigación se

han analizados varios aspectos al tener en cuenta a la hora de realizar este tipo

de prueba.

Esta prueba se aplica sobre la base de la comparación por lo que es necesario

una referencia inicial del estado óptimo del dispositivo, estas comparaciones se

pueden realizar tomando varias referencias como se muestran en la Tabla 2.1 a

través de mediciones directas o utilizando la modelación de la respuesta.


ELÉCTRICOS.

34

Tabla 2.1. Tipo de comparaciones utilizadas en le SFRA con referencias iniciales.

Comparaciones

Basadas en el tiempo Este tipo de prueba se realiza al transformador

pasado un período de tiempo. Comparando la

referencia inicial con la del estado actual.

Basadas en sus

características constructivas

(Transformadores gemelos)

Esta prueba se le realiza a un transformador

gemelo o similar (mismo fabricante, misma

fábrica de producción, no reparaciones ni

restauraciones, mismo año de fabricación, si la

unidad es parte de una serie consecutiva), fases

simétricas.

Basadas en el diseño Cuando se basa en el diseño se trata el estudio

sobre el mismo transformador realizando la

comparación sobre el diseño de este y el

comportamiento de cada fase por separado.

Basados en la respuesta de

modelos computacionales

Se realiza la comparación a partir de las

respuestas dadas por el modelo del

transformador y la respuesta que se obtiene con

el instrumento.

2.1.5 Criterios de diagnósticos.

Aún no existe un consenso sobre la posible afectación existente en el

transformador, diferentes instituciones han tomado diferentes rangos de

frecuencia para el análisis y diagnóstico partiendo de la diversidad de

instrumentos existentes para la realización de la prueba.

Al diagnóstico de las fallas mecánicas del transformador se le aplican varios

criterios de los cuales se exponen en este acápite para analizar en qué puntos

coinciden o difieren estos autores.


ELÉCTRICOS.

35

En cuanto a los criterios de diagnóstico de las partes fijas en el transformador se

puede decir que no existe un criterio único por el cual regirse, puesto que hay

discrepancia en las diferentes bibliografías, a la hora de definir el rango de

medición para concluir con la respuesta adecuada.

Según [19],el rango de frecuencia más aceptados en nuestro país y que ha sido

corroborado es el que se muestra en la Tabla 2.2.

Tabla 2.2. Clasificación de la zona de la característica según el rango de

frecuencia.

Rangos de

frecuencias

Clasificación de las zonas de la característica

Menores de 10 kHz Bajas frecuencias

10 kHz a 500 kHz Frecuencias medias

Mayores de 500 kHz Altas Frecuencias

Las posibles fallas que existen según la zona de la característica se desarrollan

en los párrafos siguientes.

Fallas detectables a bajas frecuencias (menos de 10 kHz) la respuesta en baja

frecuencia está típicamente caracterizada por un decrecimiento de la amplitud que

alcanza un mínimo en resonancia a una frecuencia igual o menor a 1 kHz. Esta

resonancia es causada por la interacción de la capacitancia paralela del devanado

con la inductancia de magnetización. Si en el núcleo existen dos rutas de flujos de

diferentes longitudes entonces puede ocurrir una doble resonancia.

La primera frecuencia de resonancia puede variar con el estado del magnetismo

remanente del núcleo. Esto puede también diferir en transformadores gemelos,

donde las diferencias de fabricación de las uniones de los núcleos pueden arrojar

reluctancias distintas. Las fallas, tales como espiras cortocircuitadas, cambian la

característica de magnetización del transformador y de esta forma, la respuesta

de baja frecuencia.

Fallas detectables a frecuencias medias (10 kHz a 500 kHz) para frecuencias

medias existe un grupo de resonancias, correspondientes a la interacción de las


ELÉCTRICOS.

36

capacitancias paralelas y las inductancias aire-núcleo de los devanados. Estas

son, generalmente, las más repetitivas. Pueden existir ligeras diferencias entre

transformadores gemelos, debidas a las diferencias de fabricación de los

devanados. Diferencias más significativas pueden ser encontradas entre

devanados de diferentes fases en transformadores trifásicos, debido a diferentes

configuraciones de los terminales o espacios externos entre devanados.

Movimiento axial

Un desplazamiento con aumento de las frecuencias de resonancia a las

frecuencias medias, normalmente indica movimiento axial. También a frecuencias

mayores a 200 kHz, se evidencia movimiento axial con la creación de nuevas

resonancias.

Deformación radial

Entre 10 kHz y 500 kHz, se aprecian fenómenos relacionados con el movimiento

radial entre los devanados (Figura 2.2). Un desplazamiento en disminución de las

frecuencias de resonancia a las frecuencias medias, normalmente indica

deformación radial del devanado más interno.

Figura 2.2. Movimiento radial de los devanados del transformador.

Fallas detectables a altas frecuencias (más de 500 kHz) la respuesta a las

frecuencias altas es sensible a fallas que ocasionan cambios en las propiedades

de partes del devanado.

Daños localizados en el devanado causan cambios aleatorios en la respuesta a

las frecuencias altas, comúnmente llevan a la creación de nuevas frecuencias de


ELÉCTRICOS.

37

resonancia. La respuesta a las frecuencias altas, puede también ser afectada por

el aterramiento del tanque. Un mal aterramiento del tanque es fácil de detectar,

debido a que afecta a todos los devanados.

A altas frecuencias hay un grupo de resonancias más confusas, correspondientes

a la interacción de las capacitancias paralelas y series, y las inductancias aire-

núcleo de partes de los devanados. La respuesta a las altas frecuencias es

afectada por las diferencias de fabricación, configuración de los terminales y

espacios externos entre devanados en mayor medida que la respuesta a las

frecuencias medias. A las más altas frecuencias, la influencia de los cables de

medición se hace importante, especialmente en grandes transformadores.

Según [26] el diagnóstico se puede realizar aplicando los criterios resumidos en la

Tabla 2.3 donde las principales variaciones en este sentido están relacionadas

con los rangos de frecuencia.

Tabla 2.3. Relación de Rangos de frecuencias con posibles fallas en el

transformador analizadas en [26].

Rangos de frecuencias Posibles fallas

Bajas Frecuencias

Aplicadas (menores que

5kHz):

Zona sensible a la deformación del núcleo (contacto

a tierra, lazos de corriente), circuitos abiertos,

espiras en corto, y magnetismo o corrientes

residuales.

Medias Frecuencias

(10kHz<f<600kHz):

Zonas sensibles a movimientos del devanado.

Aumento de las frecuencias de resonancia,

movimiento axial y disminución de éstas,

movimiento radial.

Altas Frecuencias

(Mayores que 750kHz):

Zona sensible a problemas en las conexiones

internas, malas puestas a tierra de la cuba, de los

cables, movimientos del devanado.

Además de los rangos anteriormente analizados en [26] tratan de generalizar las

zonas de alta, media y baja frecuencia como se muestra en la Tabla 2.4 y Figura


ELÉCTRICOS.

38

2.3 donde se utilizan cuatro regiones de la característica de magnitud y fase para

determinar la posible falla.

Tabla 2.4. Relación de rangos de frecuencias con posibles fallas en cuatro

regiones de la característica.

Regiones de la Característica Posibles fallas

La región 1: (<2kHz) Corresponde al área de influencia del

núcleo.

La región 2: (entre 2-20kHz) Muestra la intersección entre devanados

La región 3: (entre 20kHz y

1MHz)

Muestra la estructura de los devanados

La región 4: (>1MHz)

Corresponde a la influencia de las puestas a

tierra y posición principal del conmutador.

En la Figura 2.3 se observa la clasificación de las cuatro regiones de la

característica de magnitud contra frecuencia de la función transferencial.

Figura 2.3. Rangos de frecuencias con posibles fallas en cuatro regiones de la

característica.

Existen también autores que ponen la clasificación de las zonas de frecuencia

según el instrumento que dispongan en el caso de cada estudio como se utiliza en

[27] teniendo la clasificación mostrada en la Tabla 2.5.


ELÉCTRICOS.

39

Tabla 2.5. Relación de rangos de frecuencias con defectos probables con

variaciones en la característica.

Rango de Frecuencia Defecto Probable

< 2 kHz Defecto en el núcleo magnético, espiras en

cortocircuito, espiras abiertas.

Entre 2 kHz y 100 kHz Movimiento relativo de los bobinados ente si

Entre 100 kHz y 1 MHz Deformaciones locales de los devanados.

Como se puede observar anteriormente existen variedades de criterios a la hora

de clasificar las regiones de las características que se obtienen del SFRA,

determinado fundamentalmente de resultados empíricos obtenidos por varios

autores.

2.1.6 Norma China ICS27.100F24 [28]

El criterio más utilizado en este campo de diagnóstico del SFRA es la norma

China ICS27.100F24 que define rangos de baja, media y alta frecuencia que se

recogen en la Tabla 2.6.

Esta norma establece las normativas a la hora de realizar las pruebas, los

requerimientos de los instrumentos a utilizar y las posibles afectaciones o fallas en

el interior del transformador.

Tabla 2.6. Clasificación de las zonas de la característica según los rangos de

frecuencias propuestos por la norma china.

Rangos de frecuencias Clasificación de las zonas de la característica

Menores que 100 kHz Bajas frecuencias

Entre 100 kHz y 600 kHz Frecuencias medias

Mayores que 600 kHz Altas Frecuencias

2.1.7 Norma de la IEC 60076-18 [29]

La norma de la IEC abarca todo lo relacionado con la calibración necesario para

el ensayo, los rangos de frecuencias a los que se debe realizar el SFRA (20 Hz-2


ELÉCTRICOS.

40

MHz) para obtener un resultado a profundidad, la configuración de las

mediciones, los métodos comparativos para el diagnóstico coincidiendo con los

utilizados en [26] y citados en la Tabla 2.1.Además tiene como peculiaridad que

la característica se divide en cuatro zonas definidas como A; B; C y D como se

muestra en la Figura 2.4 y Tabla 2.7 definiendo la influencia de los elementos

constructivos en cada una de estas zonas. En el documento se definen las rangos

de frecuencia a utilizar para analizar según el nivel de tensión de equipo en

estudio, ver [29].

Muchas de estas cuestiones tratadas son la que se utilizan en el laboratorio de la

Fábrica de Fusibles y Desconectivos por lo que esta norma se convierte en la

propuesta para evaluar los resultados de la investigación.

Tabla 2.7. Clasificación de las zonas de la característica según los rangos de

frecuencias propuestos por la norma de la IEC.

Figura 2.4. Rangos de frecuencias con posibles fallas en cuatro regiones de la

característica según la norma de IEC.

Zona de la característica Influencias en esta zona

A Núcleo magnético

B Interacción entre los bobinados

C Estructura de los bobinados

D Movimiento de los bobinado y en el tap


ELÉCTRICOS.

41

2.2 Análisis de los resultados obtenidos a través del SFRA

Luego de realizar el SFRA y haber definido la zonas de la característica según

[26, 29] para analizar los resultados obtenidos se utilizan los siguientes

puntos:

Análisis Visual.

Con las gráficas obtenidas (huella de referencia y actual) se realiza un análisis

comparativo, para esto debe asegurarse que el análisis sea realizado por

personal experto, ya que en estos casos el personal que se encarga del análisis

visual de la comparación de las ondas obtenidas deberá tener un alto nivel de

certeza y experiencia en el diagnóstico, pues de acuerdo a este análisis se

tomaran decisiones muy importantes sobre el transformador como determinar si

este se debe sacar de operación debido a su baja fiabilidad, cambiar el

transformador a un circuito eléctrico que alimente una carga menor con menos

riesgo de falla o si definitivamente el estado actual de transformador implica que

este debe ser reparado.

Análisis de Correlación.

El análisis de factores de correlación se realiza mediante un software que utiliza

coeficientes de correlación matemáticos de acuerdo con el estándar DL/T 911

2004, Diseño específico del transformador. Este software es una herramienta

generada especialmente por los fabricantes de los equipos de SFRA para ayudar

al operador y al grupo encargado del análisis a determinar una posible falla, el

cual tendrá sus variables de acuerdo al perfeccionamiento alcanzado por el

equipo desarrollador del software del equipo de SFRA. El coeficiente de

correlación es utilizado para la evaluación de diferencias entre dos formas de

onda o huellas digitales de la respuesta en frecuencia, el cual representa cuanto

están relacionadas estas mediciones entre sí. Es una herramienta para cuantificar

las diferencias entre dos formas de onda de forma numérica y no de forma

subjetiva. Este puede ser calculado para todo un ancho de banda de la respuesta

en frecuencia obtenida o por décadas.


ELÉCTRICOS.

42

Este último tipo de análisis es en búsqueda de realizar un estudio más profundo

del estado físico del transformador como el que se efectúa en [30] sobre las

variaciones en los devanados del transformador desde el mismo momento de la

fabricación del dispositivo, su transporte, mantenimiento y fin de su vida útil.

2.3 Técnicas de modelado de transformadores utilizando el FRA.

Una alternativa para la obtención de relaciones causa efecto entre fallas y

respuesta, es la de emplear modelos del transformador donde se simulen

cambios y se identifiquen sus efectos en el FRA. Esta metodología es aplicable de

manera general, ya que el análisis se hace en el modelo propio de cada

transformador, debiendo el modelo permitir realizar una asociación de sus

parámetros con los componentes físicos del transformador. Un modelo se puede

obtener a partir de datos constructivos, para lo cual se requiere tener una muy

detallada y completa información del transformador, lo que implica trabajar en

asocio con el fabricante, quien tiene todos los datos de su diseño y construcción

[31] .

Existe varios autores [32], [33],[34] y [35] que han combinado la modelación del

transformador con el FRA y con esto obtienen resultados que exponen el estado

físico y de explotación del transformador. En este caso solo se expondrá el

modelo de celdas dado que es el más utilizado para este tipo de análisis.

2.3.1 Modelo circuital de celdas

El modelo circuital de celdas se obtiene a partir de una curva de FRA medida en

el transformador y consiste básicamente en una serie de celdas conectadas en

serie, conformadas por tres parámetros eléctricos, R, L, C; el cual, una vez

encontrados los valores apropiados de los parámetros de las celdas, permite

reproducir la curva de respuesta en frecuencia obtenida en la prueba [36].

Las celdas están formadas por tres elementos pasivos básicos, la inductancia que

representa el almacenamiento de campo magnético; la capacitancia que

representa el almacenamiento de campo eléctrico y la resistencia que representa


ELÉCTRICOS.

43

las pérdidas de potencia. Los parámetros eléctricos en cada celda se encuentran

conectados en paralelo como se muestra en la Figura 2.5 [35].

Figura 2.5. Modelo del transformador de cuatro celdas RLC.

Cada celda representa un determinado ancho de banda caracterizado por un

punto de resonancia y debe funcionar solo en un determinado rango de

frecuencia, siendo transparente para los otros rangos, es decir debe comportarse

como un cortocircuito en frecuencias fuera de su rango asignado. El circuito

equivalente del modelo en el ancho de banda de la Celda 2 se muestra en la

Figura 2.6.

Figura 2.6. Circuito aproximado del modelo en el ancho de banda

asignado a la Celda 2.

En la Figura 2.7 se muestra una curva típica FRA de un transformador de

potencia, en donde se han identificado los puntos de resonancia (picos) y anti

resonancia (valles). Esta curva se puede modelar con cuatro celdas,

correspondiendo cada una a un punto de resonancia y dos de anti resonancia. Se

tendrá entonces cuatro rangos definidos así: celda 4, puntos 1-2-3, celda 3 puntos

4-5-6, celda 2

puntos 7-8-9 y celda 4 puntos 7-8-9.


ELÉCTRICOS.

44

Figura 2.7. Identificación de los puntos de resonancia y antiresonancia.

La respuesta en frecuencia del modelo, tendrá también picos y valles a lo largo de

todo el ancho de banda, Figura 2.8. El ancho de banda A1-B1 es el asociado a la

respuesta de la primera celda, donde L1 corresponde al flanco de subida, C1 al

flanco de bajada y R1 al punto de resonancia.

Figura 2.8. Respuesta del Modelo

Cada celda se asocia principalmente con un aspecto del comportamiento del

transformador: la que está en la banda de baja frecuencia (C1) con efectos en el

núcleo, la que está en bandas intermedias de frecuencia (C2) con efectos

principales en el devanado y las que están en la banda de alta frecuencia (C3 y

C4) con efectos menores en el devanado. Para elaborar el modelo se parte de

una respuesta en frecuencia medida con sus datos entregados en forma de una

tabla de impedancia (R+ jX) y frecuencia (Hz). Cada celda corresponde a la suma

en paralelo de las tres impedancias y su admitancia es:


ELÉCTRICOS.

45

(23)

Donde k es el número de la celda.

Las ecuaciones de cada uno de los parámetros eléctricos del circuito RLC se

encuentran en [35].

Para realizar la interpretación de las variaciones de las curvas de FRA, se

necesitan dos mediciones, una correspondiente al transformador en estado sano

y la otra del transformador en el estado de posible falla. Cada curva es modelada

por separado usando los algoritmos descritos anteriormente. Los parámetros de

los dos modelos, en estado sano y en estado de falla, son comparados calculando

su diferencia en porcentaje, lo cual puede dar una indicación de algún tipo de

daño en el transformador, Figura 2.9.

Figura 1.9. Método de diagnóstico utilizando la modelación del transformador.

Al utilizar este método de diagnóstico se logran respuestas que logaran identificar

las principales variaciones en las curvas de magnitud y fase del transformador a

partir de respuestas computacionales con una alta exactitud.


ELÉCTRICOS.

46

2.4 Consideraciones finales del capítulo

En este capítulo se realiza un análisis a varios aspectos relacionados con el FRA

como sus potencialidades como técnica de diagnóstico de ser capaz de detectar

anomalías en la integridad mecánica del transformador que con otras técnicas no

se pueden detectar, además de abarcar los principales criterios que varían

fundamentalmente en los rangos de frecuencias existiendo solapamiento en

zonas que se define como bajas medias y altas frecuencias de la característica

este aspecto es producido esencialmente por la disponibilidad del equipo que se

utiliza para realizar la prueba. Se selecciona la Norma de la IEC como patrón a

utilizar en el desarrollo de la prueba real en el laboratorio dado la coincidencia de

los aspectos tratados en esta y las condiciones existentes para las pruebas. De

manera general se introduce el tema de la modelación de transformadores

utilizando la técnica del FRA para futuras investigaciones relacionadas con este

tema.

.

CAPÍTULO III: DETERMINACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TRANSFORMADORES POR

ANÁLISIS DE LA RESPUESTA DE FRECUENCIA.

47

CAPÍTULO III.DETERMINACIÓN DE LA

INTEGRIDAD MECÁNICA DE

TRANSFORMADORES POR ANÁLISIS DE LA

RESPUESTA DE FRECUENCIA.

La oportunidad de hacer pruebas reales con un instrumento capaz de realizar el

barrido de frecuencia a transformadores es la base de este capítulo en el cual se

aplican los criterios de diagnósticos y técnicas capaces de determinar la posible

falla por la pérdida de la integridad mecánica del transformador. En el desarrollo

del trabajo solo se puede contar con transformadores de distribución los cuales no

permiten que sus partes estructurales sean modificadas en gran magnitud, pero

si se logra realizar varias acciones que permiten la investigación y con esto el

cumplimiento de los objetivos trazados.

3.1 Presencia del Análisis del Barrido de Frecuencia en Cuba.

En nuestro país no existe aún cultura sobre la utilización del FRA, se desconocen

por parte de las empresas las potencialidades que brinda esta técnica de

diagnóstico en el mantenimiento predictivo de los transformadores. Los mayores

avances en este tema y su investigación se han logrado en el Centro de

Investigaciones y Pruebas Electroenergéticas (CIPEL).En las investigaciones

realizadas por este centro [37] se han corroborado varios de los temas que se han

tratado en este trabajo en los capítulos anteriores por lo que se propone la

utilización este material como fuente de estudio e información por parte de los

directivos y trabajadores de la Empresa Eléctrica en Cuba para logra su

introducción en el país en el diagnóstico y mantenimiento de transformadores

eléctricos.



48

3.2 Características físicas de los transformadores a utilizar en el

estudio.

En este estudio se utilizan transformadores de distribución los cuales son los que

existen en los laboratorios de la Fábrica de Fusibles y Desconectivos

perteneciente a la Empresa de Producciones Electromecánicas. Las acciones

realizadas sobre estos equipos se pueden extrapolar a los transformadores de

potencia para la realización del diagnóstico de la integridad mecánica del

dispositivo utilizando la técnica del barrio de frecuencia.

En el patio del laboratorio existen varios transformadores de distribución marca

Latino, con fecha de fabricación: año 2014 en la fábrica de mismo nombre.

En la Figura 3.1 se observa un transformador de distribución de 25 kVA de

120/240 V destinado para alimentar zonas residenciales.

Figura 3.1. Transformador de distribución de 25 kVA.

En la Tabla 3.1 se observan las características de este transformador de

distribución.



49

Tabla 3.1 Características del transformador de distribución de 25 kVA.

Transformador monofásico de distribución

Marca Latino

Modelo SH6

Potencia 25 kVA

Características del devanado

Tensión primaria 7620 V

Tensión secundaria 120/240 V

Frecuencia 60 Hz

Espiras por primario 1334 vueltas

Capas del devanado primario 17 capas

Calibre del devanado primario No. 15 AWG

Espiras por secundario 40 vueltas

Capas del devanado secundario 10 capas

Calibre del devanando secundario Folio 1,5x12 mm

%Z 3.68

Polaridad Aditiva

Peso total 155 kg

Refrigeración ONAN

Tipo de aislamiento Clase A

Litros de aceite 57 (aceite mineral libre de PCB)

Nivel Básico de Aislamiento tipo

Impulso (BIL) Alta Tensión

95 kV


Impulso (BIL) Baja Tensión

30 kV

Manufacturado en Cuba

Bajo Normas ANSI

Fecha de fabricación 19/12/2014

Posición del Tap 1 8000 V



50

2 7810 V

3 7620 V

4 7430 V

5 7240 V

En el estudio a realizar se utilizan otros transformadores similares en búsqueda

de validar la investigación.

La Figura 3.2 expone dos transformadores de distribución de 50kVA con

aplicaciones diferentes debido a sus niveles de tensión por secundario. Uno de

ellos tiene niveles de tensión por secundario de 240/480 V destinado al uso

industrial y el otro tiene en el secundario valores nominales de tensión de

120/240V para uso residencial.

Figura 3.2. Transformadores de distribución de 50kVA.

En la Tabla 3.2 se recogen las características nominales del transformador de 50

kVA 120/240.

Tabla 3.2 Características del transformador de distribución de 50 kVA


Marca Latino

Modelo SH6

Potencia 50 kVA



51

Características físicas



Frecuencia 60 Hz

%Z 3.54

Polaridad Aditiva

Peso total 276 kg

Refrigeración ONAN




95 kV



30 kV


Bajo Normas ANSI



2 7810 V

3 7620 V

4 7430 V

5 7240 V

En la Tabla 3.3 se recogen las características nominales del transformador de 50

kVA 240/480.

Tabla 3.3 Características del transformador de distribución de 50 kVA 240/480 V.


Marca Latino

Modelo SH6

Potencia 50 kVA



52

Características físicas



Frecuencia 60 Hz

%Z 3.44

Polaridad Aditiva

Peso total 276 kg

Refrigeración ONAN

Tipo de aislamiento Clase A




95 kV



30 kV


Bajo Normas ANSI



2 7810 V

3 7620 V

4 7430 V

5 7240 V

3.3 Desarrollo de la prueba de Análisis del Barrido de Frecuencia

Para el desarrollo de la prueba del FRA se utiliza la norma establecida en el

laboratorio de la Fábrica de Fusibles y Desconectivos perteneciente a la IEC

(Comisión Electrotécnica Internacional) con número 60076-18 del 2012, [38] que

enmarca todo lo relacionado con la aplicación de este tipo de ensayo de

laboratorio.



53

3.3.1 Calibración del instrumento FRAX 150

Según [29] antes de comenzar las pruebas es necesario realizar la calibración del

instrumento y revisar las condiciones físicas de los conductores y conexiones a

tierra relacionados con SFRA. Para la calibración del instrumento se utiliza un

módulo que se recomienda por muchas guías internacionales para verificar la

integridad de los cables e instrumentos antes y después de realizar la prueba

usando un circuito con una respuesta SFRA conocida proporcionada por el

fabricante del equipo.

En este caso se cuenta con la caja de prueba de campo FTB101(Figura 3.3)

como accesorio estándar y permite al usuario realizar esta validación tan

importante en el campo en cualquier momento y asegurar la calidad de la

medición.

Figura 3.3. Caja de calibración FTB101

A partir de la referencia dada por el manual de usuario del FRAX 150 se compara

con la característica obtenida en la pantalla del dispositivo mediante su

calibración, ver Figura 3.4.



54

Figura 3.4. Calibración del FRAX 150.

El resultado obtenido coincide con la referencia del manual por lo que a partir de

este momento el dispositivo está en condiciones de realizar las pruebas.

3.3.2 Análisis del transformador de 25 kVA.

Como se ha referido anteriormente para realizar este tipo de diagnóstico es

necesario tener una referencia, la cual utilizar para realizar las comparaciones ya

sea por tiempo, por diseño o por tipo constructivo por lo que se parte de tomar

una referencia del barrido de frecuencia al transformador de 25kVA (Figura 3.5) la

que sirve para observar las variaciones en la característica cuando se le aplique

algún cambio estructural al transformador, ver Figura 3.7.



55

Figura 3.5. Conexiones del FRAX 150 en el transformador de 25 kVA con el

secundario abierto.

Para realizar este barrido de frecuencia se conectó el FRAX 150 entre los

extremos terminales de un mismo devanado (primario), con todos los demás

terminales flotantes (Figura 3.6 a) y b)) con el tap del transformador en 1 (8000 V)

donde se obtienen unas respuestas de magnitud y fase distintivas en los picos y

valles a lo largo de todo el ancho de banda con puntos de resonancia bien

determinados (Figura 3.7).



56

Figura 3.6 a). Configuración utilizada en el barrido de frecuencia al transformador

de 25 kVA

Figura 3.6 b). Configuración utilizada en el barrido de frecuencia al transformador

de 25 kVA

Con la utilización de esta configuración la respuesta está caracterizada por la

impedancia de magnetización del transformador siendo el principal parámetro de

la respuesta a baja frecuencia (bajo la primera resonancia). Comúnmente se usa

por su simplicidad y la facilidad de analizar cada devanado por separado (Figura

3.7)



57

Figura 3.7. Característica de magnitud y fase del transformador de25 kVA con

tap 1 usada como referencia.

Para complementar el análisis del barrido de frecuencia se aplica la otra

configuración de conexión y se compara con la referencia tomada en la otra

configuración. Se realiza entre los extremos o terminales de un mismo devanado,

mientras el devanado de bajo voltaje es cortocircuitado (Figura 3.8 a) y b)).

En la Figura 3.9 la influencia del núcleo desaparece por debajo de

aproximadamente 10-20 kHz porque la respuesta de baja frecuencia se

caracteriza por la impedancia de cortocircuito / reactancia de fuga en lugar de la

inductancia de magnetización, la respuesta en altas frecuencias es similar a la

prueba de admitancia en circuito abierto.



58

Figura 3.8 a). Conexiones del FRAX 150 en el transformador de 25 kVA con el

secundario en cortocircuito.

Figura 3.8 b). Esquema de conexiones del FRAX 150 en el transformador de 25

kVA con el secundario en cortocircuito.



59

Esta prueba se puede hacer si hay un interés en obtener información relacionada

con la impedancia de fuga a baja frecuencia, o la eliminación de las

incertidumbres relacionadas con el análisis de la influencia del núcleo cuando el

magnetismo residual está presente.

Figura 3.8. Respuesta del barrido de frecuencia con el secundario en cortocircuito.

3.3.3 Análisis de las variaciones al transformador de 25 kVA.

Al transformador de distribución de 25 kVA se le realizaron algunas variaciones a

las cuales se tenían acceso para la realización de las pruebas siempre

comparando con la referencia inicial.

La primera variación cambiar el número de vueltas con la utilización del tap desde

el tap de referencia (tap 1) hasta el tap 5 (7240 V) y se le aplicó el barrido de

frecuencia con la misma configuración de la Figura 3.6 con los devanados

secundarios abiertos (flotando). Al variar la relación de transformación se puede

observar en la Figura 3.9 que la característica tiene una pequeña variación en el

inicio de su desarrollo dado que se disminuyen el número de vueltas del

devanado primario variando así la señal de referencia y con esto el

comportamiento RLC del núcleo. La mayor diferencia aparece en frecuencias por



60

encima de los 100 kHz coincidiendo con los criterios que se exponen en [39]

donde se caracteriza movimientos en los devanados o cambio de conexión en el

conmutador comprobándose este criterio y su fiabilidad para realizar el

diagnóstico.

Figura 3.9. Respuesta de la variación de la referencia hasta el tap 5

3.3.4 Análisis de los transformadores de 50 kVA.

A los dos transformadores de 50 kVA que existen en el laboratorio se le realizaron

varios barridos de frecuencia con el FRAX 150 realizando una comparación de

tipo constructivo ya que estos dispositivos tienen diferentes niveles de tensión en

sus secundarios por lo que constructivamente son diferentes.

El primer transformador a analizar es el de 50 kVA con niveles de tensión por

secundario de 240/480 V con el cambia tap en el tap 3 el que se toma como

referencia a este dispositivo se le realizan las mismas conexiones aplicadas al



61

transformador de 25 kVA con el secundario abierto como se muestra en las

Figuras 3.6 y 3.10.

Figura 3.10. Conexiones del FRAX 150 en el transformador de 50 kVA 240/480 V

con el secundario abierto.

Como resultado de análisis se obtiene la característica del trasformador que se

muestra en la Figura 3.11 que sirve como referencia para las próximas

variaciones a considerar.

Figura 3.11. Característica de magnitud y fase del transformador de 50kVA

240/480 V con tap 3 usada como referencia.



62

De igual manera a los análisis que se realizan al transformador de 25 kVA este

transformador de 50 kVA 240/480 V se le aplica un cortocircuito por secundario y

se compara con la referencia anteriormente tomada comprobándose de igual

forma lo anteriormente mencionado, las principales variaciones aparecen en los

rangos de baja y mediana frecuencia luego el comportamiento en la zona de los

devanados es similar a la referencia, ver Figuras 3.8 b) ,3.12 y 3.13.

Figura 3.12. Conexiones del FRAX 150 en el transformador de 50 kVA

240/480 V con el secundario en cortocircuito.

Figura 3.13. Respuesta del barrido de frecuencia del transformador de 50kVA

240/480 V con el secundario en cortocircuito y su referencia.



63

El segundo transformador a analizar es el de 50 kVA con niveles de tensión por

secundario de 120/240 V con el cambia tap en el tap 3 el que se toma como

referencia a este dispositivo se le realizan las mismas conexiones aplicadas al

transformador de 25 kVA con el secundario abierto como se muestra en las

Figuras 3.6 y 3.14.

Figura 3.14. Conexiones del FRAX 150 en el transformador de 50 kVA 120/240 V

con el secundario abierto.

Como resultado del análisis se obtiene la característica del trasformador que se

muestra en la Figura 3.15 que sirve como referencia para las próximas

variaciones a considerar.



64

Figura 3.15. Característica de magnitud y fase del transformador de 50kVA

120/240 V con tap 3 usada como referencia.

3.3.5 Comparación tipo constructivo de los transformadores de 50

kVA

A partir de los resultados que se obtienen anteriormente se puede realizar un

análisis comparativo tipo constructivo entre las respuestas ofrecidas por los dos

transformadores de 50 kVA. Esta definición ya fue tratada en los acápites 2.3.1 y

2.4 de este trabajo y es mencionada en [39].En la Tabla 3.4 se recogen varios

aspectos a tener en cuenta a la hora de realizar estos tipo de estudio.

Tabla 3.4. Tabla de características constructivas de los transformadores de 50

kVA

Características

constructivas

Transformador 240/480 V Transformador 120/240 V

Modelo SH6 SH6

Potencia 50 kVA 50 kVA

Tensión primaria 7620 V 7620 V

Tensión secundaria 240/480 V 120/240 V

Año de fabricación 2014 2014



65

%Z 3.44 3.54

Peso 276 kg 276 kg

Marca Latino Latino

Refrigeración ONAN ONAN

Litros de aceite 88 (aceite mineral libre de

PCB)

88 (aceite mineral libre de

PCB)

Manufacturados en Cuba

Bajo Normas ANSI

Con los resultados que se obtienen anteriormente en el acápite 3.3.4 se procede

a la comparación gráfica entre las respuestas ofrecidas en el FRA realizadas a

cada transformador de 50 kVA.

En la Figura 3.16 se realiza una comparación tipo constructivo entre los

transformadores de 50 kVA manteniendo el tap 3 por primario y niveles de

voltajes diferentes en el devanado secundario como se puede apreciar en la figura

las principales desviaciones de las características comienzan a manifestarse a

partir de los rangos de media a alta frecuencia, intervalos de frecuencia por

encima de los 10 kHz.

Según varios autores [27, 32, 35, 39, 40] en estos intervalos de frecuencia

comienzan a manifestarse los efectos del devanado del convertidor. En bajas

frecuencias las desviaciones no son notables por lo que indica que

comparativamente la integridad mecánica del núcleo de estos dos

transformadores, sus características constructivas y su comportamiento ante

diferentes niveles de frecuencia coinciden en magnitud y fase por lo que en estas

zonas se puede utilizar uno como patrón del otro para detectar cualquier defecto

mecánico.



66

Figura 3.16. Comparación de las características de magnitud y fase de los

transformadores de 50kVA.

Como se observa, las variaciones en las características aparecen en altos niveles

de frecuencia dado que los devanados de los dispositivos difieren en número de

vueltas. De igual forma manera se compararon los cambios cuando se varían los

números de vueltas en cada transformador, esto se puede observar en las

Figuras 3.17 y 3.18.

En la Figura 3.17 se compara la respuesta de magnitud y fase de cada

transformador (Transformador de 50 kVA 240/480 V y Transformador de 50 kVA

120/240 V) cuando a cada uno de ellos se varía del número de vueltas del tap de

referencia (tap 3) al tap 1.Como resultado se reafirma lo antes expresado, existen

variaciones de la características para los rangos de media y alta frecuencia

correspondientes a las diferencias en los devanados de los transformadores que

en este caso no significa falla alguna sino diferencias constructivas de los

dispositivos.



67

.


transformadores de 50kVA con el tap en la posición 1.

Como en ejemplos anteriores en la Figura 3.18 se observa algo muy similar a lo

que sucede en las Figuras 3.16 y 3.17 reafirmando lo anteriormente expresado,

pero en este caso los taps de los transformadores están en la posición 5.



68


transformadores de 50kVA con el tap en la posición 5.



69

3.4 Modelado de transformadores con utilización del FRA [1].

Este último acápite es un paso para sentar las bases de próximas investigaciones

que relacionen la modelación de transformadores eléctricos, tema que brinda

aspectos importantes a tener en cuenta en el tratamiento a estos dispositivos. La

Empresa de Producciones Electromecánicas, donde se realizaron las pruebas a

los transformadores tiene en su laboratorio un dispositivo capaz de obtener la

respuesta del transformador al realizarle el barrido de frecuencia.

El análisis de la técnica de barrido de frecuencia a transformadores eléctricos en

este trabajo parte de la posibilidad que brindan los resultados que se obtienen en

este tipo de estudio. El modelo circuital de celdas visto en el acápite 2.5.1 parte

de la realización a un transformador real de este tipo de prueba donde al modelo

se le ajustan sus parámetros hasta obtener una curva con similares

características [40].

El estudio se realiza con la utilización del programa Multisim donde se ejecutan

dos barridos de frecuencia uno que supone un estado donde el transformador no

ha sufrido ninguna anormalidad en su estructura, estado sano (Figura 3.19), y otro

donde se le afecten varios de sus parámetros. Estas condiciones se presentan de

forma real cuando aparecen condiciones extremas de explotación o agentes

externos como fallas o descargas atmosféricas. En la Figura 3.19 se obtiene la

respuesta de magnitud y fase de la función de transferencia que se utiliza donde

se relaciona el voltaje y la corriente por primario para condiciones sanas del

dispositivo.



70

Figura 3.19. Respuesta de magnitud y fase del FRA realizado al Modelo en

estado sano.

En [40] se ofrece un grupo de datos que indican el estado de las deformaciones

existentes en el dispositivo producidas por acciones internas o externas. Estos

valores se sustituyen en el Modelo, implementado en Mulsitim, y se obtiene la

Figura 3.20 que son las respuestas de magnitud y fase para estas condiciones.

Figura 3.20. Respuesta de Magnitud y Fase del FRA realizado al Modelo en

estado de falla.



71

Cuando se realiza una comparación entre los dos estados bajo análisis se puede

observar las variaciones existentes en las respuestas que se obtienen,Figura3.21.

Figura 3.21. Comparación de las respuestas de magnitudes y fases del FRA

realizado al Modelo en estado sano y de falla.

En la Figura 3.21 se pueden observar los principales cambios que aparecen el

comportamientos de las características de magnitud y fase de los casos de

barridos de frecuencia ,a partir de estas variaciones y en los rangos de

frecuencias que aparecen al aplicar los criterios de diagnóstico que ofrecen [27] y

[40] se obtiene que la estructura del transformador tiene problemas o se ha

dañado. A partir de esto se puede afirmar que las celdas 1 y 2 no muestran una

variación considerable, lo que indica que el sistema magnético del transformador

se encuentra en buen estado, además no se presentan deformaciones mayores

en el devanado; sin embargo, se observan grandes variaciones en las celdas 3, 4

y 5, que indica una deformación menor en una de las fases.

Por otro lado, el modelo de celdas muestra ser sensible a los cambios en la curva

de SFRA, por lo que puede ser útil al evaluar el alcance de una falla; sin embargo,

se requiere de más investigación, para obtener reglas que asocien las variaciones

en los parámetros de las celdas con los cambios físicos en el transformador.



72

3.5 Consideraciones finales del capítulo.

En este capítulo se realiza el análisis de las respuestas en magnitud y fase que

entrega el FRAX 150 aplicado a trasformadores de distribución de 25 y 50 kVA a

los cuales se le realizan algunas variaciones que permiten observar las

potencialidades de esta técnica de diagnóstico. Se aplica un método de

comparación basado en la construcción propia de los transformadores de 50 kVA

para definir como es el comportamiento de estos transformadores a distintos

niveles de frecuencia y definir posibles causas de falla. Se obtuvieron respuestas

que fundamentan la teoría que se consultó en las referencias bibliográficas.

Además, se alcanzan resultados con suficiente precisión en relación con lo que

ocurre en la realidad donde se hace mayor hincapié en el comportamiento del

transformador y sus posibles fallas debido a la pérdida de la integridad mecánica

del dispositivo.

CONCLUSIONES

73

CONCLUSIONES

1. La presencia de los transformadores eléctricos en cualquier lugar del sistema

los expone a condiciones de explotación que afectan la integridad mecánica del

dispositivo aspecto de suma importancia en su correcto funcionamiento.

2. La técnica de diagnóstico a partir del Análisis del Barrido de Frecuencia está

caracterizada como un arma de gran potencialidad para detectar las posibles

fallas ocultas en el interior del transformador y aporta conocimientos del estado

de la fortaleza del aislamiento del dispositivo de una forma no invasiva y

confiable.

3. Existe diversidad en los rangos de frecuencia a los cuales se asocian las

posibles afectaciones en el interior del dispositivo, aunque se logran definir

zonas específicas del transformador donde puede aparecer la afectación. Los

criterios se basan fundamentalmente en estos rangos de frecuencia y están

dirigidos por las normas de la IEC y la norma china ICS27.100F24.

4. En las pruebas realizadas en el laboratorio de la Fábrica de Fusibles y

Desconectivos se aplicó el FRA a varios transformadores de distribución donde

se obtienen resultados inéditos sobre el tema que concuerdan con la teoría

antes planteada. De igual forma se aplican los criterios y se analizan las

principales variaciones en las respuestas obtenidas.

RECOMENDACIONES

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RECOMENDACIONES

Poner a disposición de las OBE provinciales y municipales este trabajo

para profundizar en el diagnóstico oportuno de transformadores de

subestación.

Utilizar esta técnica como parte del estudio sobre el perfeccionamiento

en el diseño y explotación de los transformadores Latinos.

Profundizar en el estudio y potencialidades del FRA en la modelación

de transformadores mediante esta técnica para mejorar el diagnóstico

del dispositivo.

REFERENCIAS BIBILOGRÁFICAS

75

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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diagnóstico de integridad mecánica de transformadores

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