reparacion de transformador de potencia
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PROBLEMA
REPARACION DE TRANSFORMADORES
TRIFASICO Y MONOFASICO DE DISTRIBUCION
OBJETIVO:
Reparar un transformador monofásico de 10KVA de 14.4KV y un trifásico 112.5KVA de 10KV.
OBJETIVOS ESPECIFICOS:
- Desmontar e identificar las fallas en las maquinas.
- Analizar el aceite dieléctrico para su reutilización o cambio de ella.
- Evaluar el estado de cuba aisladores, empaquetaduras y otros elementos
estructurales.
- Identificar las fallas en los devanados.
- Solucionar las fallas, quitar la humedad de la aislación compa y de la parte activa
mediante secado en horno.
- Montar la parte activa en la cuba, sumergir en aceite dieléctrico.
- Verificación de la relación en tranformacion.
- Medición aislación.
- Prueba de vacio (ensayo).
DATOS DE LA MAQUINA:
Los datos se obtienen a partir de la placa de características que es la siguiente.
ROMAGNOLE-PRODUCTOS ELECTRICOS LTDA
CGC 78958.717/0016-14
INSCR 702.01056-C
TRANSFORMADOR TRIFASICO Nº 131115 Fecha de fabricación Nov/93 KVA 112.5 Norma NBR-5356/81 Impedancia 3.58% Tipo de aceite aislante B
Alta tensión
Voltios Pos Conmutador Liga LIG
10500 1 10-13 11-14 12-15
10250 2 13-7 14-8 15-9
10000 3 7-16 8-17 9-18
9750 4 16-4 17-5 18-6
9600 5 4-19 5-20 6-21
Baja tensión
400/231 V A vacio
380/220 V A plena carga
Bil 95KV Conexión DY Volumen del aceite 162 L Peso neto 630Kgf Diagrama de conexión D-820-TF P.I. Nº 235 ALT. Hasta 400 msnm Frecuencia 50Hz
MARCO TEORICO:
1. MARCO TEORICO.
Introducción El transformador constituye la parte principal de una subestación
eléctrica, es quizás una de las máquinas eléctricas de mayor utilidad que jamás
se hayan inventado, nos permite aumentar o disminuir la tensión eléctrica en un
sistema de corriente alterna, puede aíslan un circuito entre sí. Además de que
nos permite el transporte y distribución de la energía eléctrica desde las plantas
de generación hasta las industrias y casas habitación, de una manera segura; por
lo que resulta importante conocer su definición, principio de funcionamiento y
operación del mismo.
El que más nos interesa es: TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCION
Se denomina transformadores de distribución, generalmente 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 tales unidades están proyectadas para montaje sobre
postes, algunos de los tamaños de potencia superiores, por encima de las clases de 18 kV, se
construyen para montaje en estaciones o en plataformas. Las aplicaciones típicas son para
alimentar a granjas, residencias, edificios o almacenes públicos, talleres y centros comerciales.
A continuación se detallan algunos tipos de transformadores de distribución.
Descripción:
Se utilizan en intemperie o interior para distribución de energía eléctrica en media tensión. Son
de aplicación en zonas urbanas, industrias, minería, explotaciones petroleras, grandes centros
comerciales y toda actividad que requiera la utilización intensiva de energía eléctrica.
Características Generales: Se fabrican en potencias normalizadas desde 25 hasta 1000 kVA y tensiones primarias de 13.2,
15, 25, 33 y 35 kV. Se construyen en otras tensiones primarias según especificaciones
particulares del cliente. Se proveen en frecuencias de 50-60 Hz. La variación de tensión, se
realiza mediante un conmutador exterior de accionamiento sin carga.
Definición fundamental de un transformador. Para Chapman [1], “Un
transformador es un dispositivo que cambia potencia eléctrica alterna de un
nivel de voltaje a potencia eléctrica alterna a otro voltaje mediante la acción de
un campo magnético”. Según Enriquez Harper [2], “El transformador es un
dispositivo que transfiere energía eléctrica de un circuito a otro conservando la
frecuencia constante, lo hace bajo el principio de inducción electromagnética,
tiene circuitos eléctricos que están eslabonados magnéticamente y aislados
eléctricamente, usualmente lo hace con un cambio de voltaje, aunque esto no es
necesario”.
El Instituto de Ingenieros en Electricidad y Electrónica1 [3], define al
transformador como “Un dispositivo eléctrico consistente de uno, dos, o más
devanados, con o sin núcleo magnético y con acoplamiento magnético entre los
circuitos eléctricos. Los transformadores son ampliamente utilizados sistemas
eléctricos de potencia para transferir energía por inducción electromagnética
entre circuitos que tienen la misma frecuencia y usualmente con cambios en los
valores de voltaje y corriente2”
Principio de funcionamiento. El transformador basa su principio de operación en la ley de inducción
electromagnética de Faraday, es decir se basa en la operación mutua de
fenómenos eléctricos y magnéticos, no contiene partes móviles y su fem3 se
induce por la variación del flujo magnético. En el análisis de transformadores se
utilizan algunos términos que resulta de gran importancia distinguirlos para su
mejor utilización, en seguida se indican algunos de estos términos [1]-[3].
Primario: Se refiere al lado del transformador que recibe la energía para su
excitación, pudiendo ser el lado de baja tensión o de alta tensión. Secundario:
Se refiere al lado donde se induce la fem, pudiendo ser el lado de baja tensión o
de alta tensión. Alta Tensión: Es el devanado de mayor tensión del
transformador, pudiendo ser el primario en caso de un transformador reductor o
el secundario en caso de un transformador elevador. Baja Tensión: Es el
devanado de menor tensión del transformador, pudiendo ser el primario en caso
de un transformador elevador o el secundario en caso de un transformador
reductor. En la figura 4.1 se observa el circuito equivalente de un transformador
ideal sin carga, en este caso de acuerdo a las definiciones anteriores, el devanado
del lado izquierdo recibe el nombre de primario, y el devanado de la derecha que
se encuentra circuito abierto reciben nombre de secundario.
Figura 4.1
Construcción del transformador. Las partes principales que componen un
transformador son las siguientes:
1. Núcleo.
2. Devanados primario y secundario.
3. Sistema de enfriamiento y aislamiento.
4. Tanque.
5. Accesorios.
El circuito magnético o núcleo tiene como función conducir el flujo magnético
generado del transformador, además de concatenar a magnéticamente los circuitos
eléctricos del primario y secundario. Está formado por nominaciones de acero al alto
silicio de grano orientado y pérdidas bajas, además de una alta permeabilidad
magnética. El devanado primario y secundario componen los circuitos eléctricos del
transformador su función es crear un campo magnético para inducir una fuerza
electromotriz en el secundario y transferir potencia eléctrica del primario y secundario
de acuerdo con la ley de inducción electromagnética de Faraday. El sistema de
enfriamiento y aislamiento lo conforman materiales aislantes diversos como por
ejemplo: cartón prensado, papel kraft, esmaltes, barnices y el propio aceite aislante o
dieléctrico [4], [5]. En la figura 4.2 se puede apreciar un transformador con núcleo tipo
acorazado, como se observa ambos devanados se colocan en el centro del núcleo. Éste
tipo de núcleo se recomienda utilizar en transformadores de potencia con rangos altos
de voltaje.
Figura 4.2
En la figura 4.3 se aprecia un transformador tipo núcleo, en donde a diferencia del
anterior los devanados se colocan en cada una de las columnas del núcleo. Se
recomienda utilizar en aplicaciones de baja potencia y rangos moderados de tensión.
Figura 4.3
Análisis de un transformador ideal [1], [4]-[6]. En la forma más sencilla la
teoría del transformador se supone que [4]:
1. La curva B-H del material del núcleo es lineal y de un solo valor. La
permeabilidad del núcleo es muy grande . Lo anterior provoca quecon una
fuerza magnetomotriz despreciablese consigue el flujo necesario.
2. Se desprecia la pérdida en el núcleo.
3. Los flujos establecidos por las corrientes en los embobinados son encerrados
enteramente en el núcleo. En otras palabras, el acoplamiento magnético de los
dos embobinados es perfecto. Todo el flujo establecido por una bobina enlaza al
de la otra y viceversa.
4. Son despreciables las resistencias de los embobinados.
5. Son despreciables la capacitancia entre los embobinados aislados y el núcleo,
así como entre las vueltas y entre los embobinados.
Relaciones básicas en un transformador ideal Supongamos que los siguientes
datos describan al embobinado. v1(t) Voltaje entre las terminales del
embobinado 1 i1(t) Corriente en el embobinado 1 Ø11(t) Flujo establecido por
i1(t) e1(t) Voltaje inducido en el embobinado 1 por el flujo que lo enlaza N1
Número del vueltas en el embobinado 1 Nota: El mismo significado se obtiene en el devanado 2.
Tomando en cuenta la suposición 2, tanto Ø11(t) como Ø22(t) son confinados dentro
del núcleo. Entonces el flujo total enlazado de los dos embobinados es el mismo, esto
es:
Flujo total Øm = Ø11(t) + Ø22(t)
Los voltajes inducidos en los embobinados son, de acuerdo con la ley de Faraday, de
inducción electromagnética:
Embobinado 1
Embobinado 2
Dividiendo 1 por 2 tendremos:
Como los embobinados no tienen resistencia, la aplicación de la ley de voltaje de
Kirchoff a los mismos nos da:
De acuerdo con la suposición 1, como μ ∞, la f.m.m. neta requerida para establecer
flujos en el núcleo es cero.
de la cual obtenemos:
El signo negativo indica que las corrientes son de diferente signo en un mismo instante.
La f.m.m. del embobinado 1 es balanceada (o cancelada) por la f.m.m. del embobinado
2. Combinando las ecuaciones 3 y 5 obtenemos:
Es decir que la potencia instantánea de alimentación es igual a la potencia
instantánea de salida, esta condición es necesaria ya que se han despreciado
todas las causas originarias de pérdidas de potencia activa o reactiva.
Transformador no ideal de núcleo lineal [4]-[7].
Comparado con el ideal, este transformador tiene las siguientes imperfecciones:
1. La curva B-H del núcleo es todavía lineal pero la permeabilidad del material
es finita, por lo tanto la f.m.m. no es cero.
2. Los flujos establecidos por las corrientes en los embobinados no son
confinados enteramente al núcleo. El enlazamiento del flujo total en cada
devanado no es el mismo.
3. Los embobinados tienen resistencia.
4. En transformadores a muy altas frecuencias, en el rango de radio frecuencias,
los efectos de capacitancia no son despreciables.
En la figura 4.4 se aprecia el circuito equivalente de un transformador no ideal con
núcleo lineal, ahí podemos identificar la resistencia de los devanados R1 y R2, así como
el voltaje inducido en cada uno de los devanados.
Figura 4.4
Aplicando la LVK a cada circuito tenemos:
Embobinado 1
Embobinado 2
Estas ecuaciones no servirán de mucho uso a menos que los flujos Ø1(t) y Ø2(t) sean
referidos a la configuración geométrica del transformador y a las corrientes en los
embobinados. Esto puede hacerse en dos formas:
1. Usando el concepto de flujos de dispersión.
2. Usando el concepto de flujos propios y mutuos.
Conceptos de flujos de dispersión y circuito parcial equivalente de un transformador.
Figura 4.5
En la figura 4.6 se muestra el circuito eléctrico representativo del circuito magnético
mostrado en la figura 4.5.
Figura 4.6
Pm Es la permeancia de la trayectoria magnética dentro del núcleo, común a ambos
devanados.
Analizando el circuito de la figura 4.6 tenemos:
Sustituyendo 9 y 10 en 8
Donde:
Para el caso donde i1(t) = 0 e i2 0, se puede observar el circuito magnético de la
figura 4.7, y en la figura 4.8 aparece el circuito eléctrico representativo de este circuito
magnético.
Figura 4.7
Figura 4.8
Analizando el circuito de la figura 2.6 tenemos:
Sustituyendo 14 y 15 en 13
Donde:
Ahora cuando ambas corrientes i1(t) e i2(t) están circulando en sus embobinados,
como se aprecia en la figura 4.9, y en la figura 4.10 se muestra el circuito eléctrico
representativo.
Figura 4.9
Figura 4.10
El enlazamiento total de flujo es:
Devanado 1
Devanado 2
Sustituyendo 18 y 20 en 6 y 7 respectivamente:
Si definimos la inductancia de dispersión del embobinado 1 con respecto al
embobinado 2 como:
Y la inductancia de dispersión del embobinado 2 con respecto al embobinado 1 como:
Si dejamos:
Sustituyendo 23, 24, 25 y 26 en 21 y 22 tenemos:
Donde:
La ecuación anterior indica que los voltajes primario y secundario causados por el flujo
mutuo están en la misma relación con el número de espiras del transformador. Como
en un transformador bien diseñado φm » φll, y φm» φl2, la relación entre los voltajes
totales del primario y secundario de un transformador es aproximadamente:
A esa relación de voltajes o de vueltas se le conoce como relación de transformación y
en ocasiones se representa con la letra a.
Estudio de la transferencia máxima de potencia por los dispositivos
igualadores de impedancia. Como sabemos la eficiencia de una máquina es la
razón que hay entre la potencia de salida y la potencia de entrada de la misma.
En un transformador real la eficiencia siempre será menor al 100% debido a las
pérdidas internas que se presentan en la máquina y que obedecen principalmente
a:
Pérdidas en el cobre.
Pérdidas por corrientes parásitas.
Pérdidas por histéresis.
Pérdidas por flujos de dispersión.
Algunos autores clasifican estas pérdidas en dos grandes grupos que son pérdidas
magnéticas y pérdidas en el cobre. Las tareas magnéticas ocurren en el núcleo y son
las pérdidas por corriente parásita y por histéresis. La pérdida por corriente parásita se
puede reducir si se utiliza en la construcción del transformador laminaciones muy
finas. Las pérdidas por histéresis dependen en cambio del tipo de acero con el cual fue
construido el núcleo. Estas pérdidas están definidas para cada transformador que se
fabrica y se consideran constantes o fijas para un transformador dado. Las pérdidas en
el cobre conocidas también como pérdidas de potencia eléctrica están determinadas
por los devanados primario y secundario, y varían con el cuadrado de la corriente en
cada devanado. La potencia de salida del transformador se obtiene restando de la
potencia de entrada las pérdidas en el núcleo y las pérdidas en el cobre. Cuando se
opera un transformador de potencia en vacío la eficiencia de la máquina es igual a
cero y se incrementa como un elemento de carga hasta alcanzar un valor máximo,
cualquier incremento adicional en la carga dará como resultado que la eficiencia el
transformador disminuya por lo tanto existe una carga definida que supone un
eficiencia máxima del transformador en donde la potencia de entrada respecto a la
potencia de salida presentan sus menores pérdidas [5]-[10]. Esta situación ocurre
cuando las pérdidas magnéticas del núcleo son iguales a las pérdidas de potencia
eléctrica en los devanados, esto es:
De esta forma, podemos decir que la eficiencia de un transformador es máxima
cuando la pérdida en el cobre es igual a la pérdida magnética en el núcleo es decir
cuando la curva de pérdida en el cobre intercepta la curva de pérdida en el núcleo
como se puede apreciar en la figura 4.11.
Figura 4.11
Estudio para la obtención del circuito equivalente del transformador con núcleo de
hierro. En el apartado 4.2 se analizó el transformador ideal, donde se suponía que no
se presentan pérdidas en la máquina, en un transformador real como se indicó en el
apartado anterior se presentan diferentes tipos de pérdidas que provocan que la
potencia de entrada en la máquina sea diferente a la potencia de salida conociéndose
a esta razón como eficiencia del transformador. También vimos que las pérdidas se
producen en el cobre, por corrientes parásitas, por histéresis y debido a los flujos de
dispersión. Entonces, el transformador real la permeabilidad del núcleo del
transformador es finita, se considera la resistencia de los devanados así como la
resistencia del núcleo al paso de flujo magnético a través de él. Todos estos elementos
deben ser considerados al modelar el circuito equivalente para un transformador real
con núcleo de hierro. En la figura 4.12 se muestra el cieruito equivalente para un
transformador real, en donde se puede apreciar los elementos que modelan las
pérdidas principales en el transformador. Así, las resistencias R1 y R2 nos permitirán
determinar las pérdidas y los devanados también conocidas como pérdidas en el
cobre; las reactancias jX1 y jX2 nos permitirán determinar las pérdidas debido a los
flujos de dispersión; las pérdidas en el núcleo y las pérdidas por magnetización se
representan por la resistencia Rc y jXm respectivamente que se observa en la rama en
derivación del circuito de la figura 4.12 [1], [5]-[13].
Figura 4.12
En la figura 4.13 se muestra el modelo del circuito equivalente exacto de un
transformador en donde se puede observar como el esquema del núcleo magnético ha
sido reemplazado por el símbolo de un transformador ideal indicado línea punteada en
la figura.
Figura 4.13
En la práctica es muy común representar los parámetros del transformador referidos
al lado de alta tensión o al lado de baja tensión, en estos casos el circuito equivalente
de la figura 4.13 se ve simplificado y se elimina el transformador ideal tal y como se
observa en las figuras 4.14 y 4.15.
Figura 4.14
Figura 4.15
Obsérvese como en estos circuitos equivalentes aparece el concepto de relación de
transformación representado por la letra a. Existen también otros circuitos
equivalentes conocidos como circuitos equivalentes aproximados de un transformador
y que se distinguen de los anteriores porque la rama en derivación se ubica en paralelo
con la fuente de excitación del primario. Esto se hace suponiendo que la caída de
tensión a través de la rama en paralelo es la misma que el voltaje aplicado y por tanto
los errores de cálculo son despreciables. En la figura 4.16 se puede observar el circuito
equivalente aproximado de un transformador, y en las figuras 4.17 y 4.18 se muestran
sus servicios equivalentes aproximados referidos al primario y secundario.
Figura
4.16
Figura 4.17
Figura 4.18
Se adjunta un plano unifilar de distribución de la ciudad de Sucre.
2. DESARROLLO DEL TRABAJO DE REPARACION POR ETAPAS. A continuación vamos a desarrollar las etapas de análisis y reparación que realizamos
para el trabajo del transformador trifásico.
DESMONTAR E IDENTIFICAR LAS FALLAS EN LAS MAQUINAS. Se procede al desmontaje del transformador trifásico teniendo mucho cuidado en no
perder ninguna pieza, utilizando ropa de seguridad y haciendo el uso correcto de las
diversas herramientas.
En primer lugar se retira la tapa de la cuba y se sacan todos los pernos de sujeción de
la parte activa del transformador.
Después se realiza el desmontado de la parte activa con la ayuda de un monta
cargas.
Antecedentes de las fallas encontradas en el transformador
a) En el devanado de baja tensión se encontró quemado en la columna central b) En el devanado de alta tensión se encontró dañado en la columna central
c) El aceite dieléctrico se encontró quemado y contaminado d) La empaquetadura de la tapa estaba rota.
Una vez identificado las fallas se procede a desmontar los devanados del transformado.
ANALIZAR EL ACEITE DIELECTRICO PARA SU REUTILIZACION O CAMBIO.
El aceite de los transformadores se somete por lo general a pruebas de rigidez
dieléctrica, prueba de pérdidas dielétricas y eventualmente análisis químico.
Cuando se trata de pruebas de campo, la condición del aceite se puede
determinar por dos pruebas relativamente simples. Una que compra el color de
una muestra de aceite del transformador bajo prueba, con un conjunto o panel de
colores de referencia que dan un indicación de la emulsificación que puede tener
lugar. El recipiente en que se toma la muestra debe enjuagar primero con el
propio aceite de la muestra ya debe ser tomado de la parte inferior del
transformador de la válvula de drenaje.
Cuando se usa un probador de color, al muestra de aceite se debe colocar en tubo
de vidrio transparente que se introduce en una pare del probador diseñada ahora
tal fin. Se tiene un pequeño disco que gira y que tiene distintos colores de
referencia, cuando el color le disco es similar al de la muestra, aparece la
designación numérica del color de la muestra de aceite. De hecho esta prueba
sirve para verificar el grado de oxidación de la aceite y debe marcar 0.5 para
aceites nuevos y 5 máximo para aceites usados.
En el rango de color amarillo, naranja y rojo indican que el transformador puede
tener daños severos.
Prueba de rigidez dieléctrica del aceite.
Esta prueba se hace en un probador especial denominado “probador de rigidez
dieléctrica del aceite”. En este caso, la muestra de aceite también se toma de la
parte inferior del transformador, por medio de la llamada válvula de drenaje y se
vacía en un recipiente denominado “copa estándar” que puede ser de porcelana o
de vidrio y que tiene una capacidad del orden de ½ litro. En ocasiones el aceite
se toma en un recipiente de vidrio y después se vacía a la copa estándar que tiene
dos electrodos que pueden ser planos o esféricos y cuyo diámetro y separación
está normalizado de acuerdo al tipo de prueba. El voltaje aplicado entre
electrodos se hace por medio de un transformador regulador integrado al propio
aparato probador. Después de llenada la copa estándar se debe esperar alrededor
de 20 minutos para permitir que se eliminen las burbujas de aire del aceite antes
de aplicar el voltaje; el voltaje se aplica energizando el aparato por medio de un
switch que previamente se ha conectado ya un contacto o fuente de alimentación
común y corriente. El voltaje se eleva gradualmente por medio de la perilla o
manija del regulador de voltaje, la tensión o voltaje se ruptura se mide por medio
de un voltmeto graduado en kilovolts.
Existen de cuerdo distintos criterios de prueba, pero en general se puede afirmar
que se pueden aplicar seis rupturas dieléctricas con intervalos de 10 minutos., la
primero no se toma en cuenta, y el promedio de las otras cinco se toma como la
tensión de ruptura o rigidez dieléctrica. Normalmente la rigidez dieléctrica en los
aceites aislantes se debe comportar en la forma siguiente:
Aceites degradados y contaminados De 10 a 28 kV
Aceites carbonizados no degradados De 28 a 33 kV
Aceites Nuevo sin desgasificar De 33 a 44 kV
Aceite Nuevo desgasificado De 40 a 50 kV
Aceite regenerado De 50 a 60 kV
En el caso de nuestro transformador se observo que era aceite negro (quemado
por la falla) y que no se podía reutilizar el aceite dieléctrico, se opto por comprar
uno nuevo.
EVALUAR EL ESTADO DE LA CUBA, AISLADORES EMPAQUETADURAS Y OTROS ELEMENTOS ESTRUCTURALES. En la evaluación del estado de la cuba y otros elementos se vio que el único elemento
que presentaba daños era la empaquetadura de la tapa y su solución un simple
reemplazo del mismo.
IDENTIFICAR LAS FALLAS EN LOS DEVANADOS. Fallas en los devanados
a) En el devanado de baja tensión se encontró quemado en la columna central
b) En el devanado de alta tensión se encontró dañado en la columna central Soluciones realizadas
a) El devanado de baja tensión se encargo a AFATRA de Cochabamba por falta de equipo necesario para poder realizar el trabajo.
b) El devanado de alta tensión se desarmo y se encontró 61 espiras por etapa de regulación. Se realizo el embobinado mediante los siguientes cálculos.
b.1. Calculo de Nº de espiras por fase
Si:
b.2. Nº de espiras por bobina en cada fase.
⁄
b.3. Nº de espiras por capa.
⁄
8 capas de 71 + 1 capa de 72.
b.4. En la posición tres para la tensión nominal.
b.5. Relación de transformación nominal.
b.6. Espiras del secundario por fase.
b.7. Espiras por capa
⁄
Calibre del conductor de Alta tensión: 19 AWG
Calibre del conductor de baja tensión: Sección de la espira. Cada espira está conformada por tres pletinas de cobre
14.4 (3.6x4.0)
SOLUCIONADAS LAS FALLAS, QUITAR LA HUMEDAD DE LA AISLACION SOLIDA Y DE LA PARTE ACTIVA MEDIANTE SECADO EN HORNO.
Como es sabido la mayor parte del aislamiento sólido de un transformador está
compuesto de celulosa (papel, cartones madera etc) que presentan elevada rigidez
dieléctrica cuando están secos.
Para equipos que presentan humedad interna existen vario procesos de secado que
pueden ser utilizados dependiendo del grado de contaminación de la celulosa por la
humedad.
Cuando en un aceite de transformador , los ensayos presentan solamente valores de
humedad elevados, esta humedad se puede retirar hasta con el mismo transformado
energizado con el empleo de un equipo de secado por termovacío.
Cuando los contenidos de humedad son por encima de 65 ppm ocurre impregnación
de los materiales celulósicos del transformador por la humedad, haciéndose necesario
un secado completo de la unidad , es decir, secar la parte activa en horno y el aceite
por termovacío y después montarlo nuevamente, dentro de los procesos de secado de
la parte activa existen métodos como el vapor phase que es un método desarrollado
por la General Electrric y consta de dos procesos:
1. Ciclo de calentamiento: 2. Ciclo de vacío.
Para un secado en horno debido a que la celulosa se encuentra muy saturada con
agua.
Cuando se realizan procesos de termovacío o que involucran movimiento de aceite
se recomienda realizar buenas conexiones a tierra tanto de las manqueras como de
el equipo, para evitar riesgos de incendio ocasionados por cargas electrostáticas en
medio de un líquido inflamable como el aceite.
La eficiencia del proceso de secado en un transformador depende de factores como la
temperatura del aceite y la presión de vacío
El usar excesivas temperaturas promueve la degradación de la celulosa, la grafica
siguiente muestra como es la relación entre la temperatura y la presión de vació
aplicadas durante el proceso de secado de un transformador.
Una vez determinadas y reparadas las fallas el siguiente paso es quitar la humedad de
la parte activa del transformador, mediante el uso de un horno a gas.
MONTAR LA PARTE ACTIVA EN LA CUBA Y SUMERGIR EN ACEITE DIELECTRICO. Una vez terminado el secado de la parte activa se pasa al montado del mismo en la
cuba y sumergirlo en aceite de acuerdo a su placa de características y al nivel que
indica que la altura del aceite dieléctrico.
VERIFICACION DE LA RELACION DE TRANSFORMACION. Medición de la relación de transformación con el fin de detectar posibles variaciones
por problemas de corto entre espiras (sobre todo en transformadores de relaciones
muy altas, puede haber pequeños cortocircuitos entre espiras y el transformador
continuar operando sin evidenciarlo)
La razón entre el número de vueltas de las bobinas de alta tensión y las de baja tensión de un
transformador se conoce como “la relación de vueltas de un transformador”. Los medidores de razón de
transformación, más conocidos como TTR, nos dan la lectura de la relación de vueltas y las corrientes de
excitación de los bobinados de un transformador de potencia, potencial o transformador de corriente. De
inmediato surge la pregunta ¿Por qué realizar pruebas de TTR?
En primer lugar, las pruebas de la relación de vueltas sirven para confirmar la relación de
transformación y polaridad de transformadores nuevos y usados e identificar desviaciones en las
lecturas de la relación de vueltas, indicando problemas en uno o ambos bobinados o en el circuito
magnético del núcleo.
Para los transformadores que tienen cambiador de derivaciones (taps) para modificar su relación de
voltaje, la relación de transformación se basa en la comparación entre el voltaje nominal de referencia
del devanado respectivo contra el voltaje de operación o porcentaje de voltaje nominal al que está
referido. La relación de transformación de estos transformadores se deberá determinar para todos los
taps y para todo el devanado.
Para la medición con el TTR, se debe seguir el circuito básico de la figura 1: cuando el detector DET
está en balance, la relación de transformación es igual a R/R1.
Figura 1.
La tolerancia para la relación de transformación, medida cuando el transformador está sin carga, debe
ser de ± 0,5% en todas sus derivaciones.
El reporte de presentación de resultados de la prueba de relación de transformación está elaborado en
base a los datos del reporte del cual se compone la "hoja de campo de pruebas a transformadores".
Posteriormente, para el análisis de los resultados se presenta una tabla que contenga de manera
resumida si el transformador cumple o no con la norma respecto a la prueba de relación de
transformación.
Prestación de un equipo TTR de última generación
Un TTR de última generación nos ayuda a identificar:
• Espiras cortocircuitadas
• Circuitos abiertos
• Conexiones incorrectas
• Fallas internas o defectos en el valor de la relación de vueltas de los cambiadores de tap, así como en
transformadores.
• Problemas en los bobinados y en el núcleo, como parte de un programa de mantenimiento regular.
Tipos de TTR
En la actualidad, los TTR se dividen en dos grupos: monofásicos y trifásicos. Algunos fabricantes
ofrecen TTR monofásicos que son capaces de medir por fase la relación de vueltas, corriente de
excitación, desviación de fase, resistencia de los enrollamientos "X" & "H" y polaridad de la conexión
de los enrollamientos "X" & "H" de transformadores de distribución y corriente, así como también de
reguladores de tensión.
Asimismo, los TTR trifásicos automáticos están diseñados para medir la relación entre el número de
espiras del secundario y del primario en forma simultánea en las tres fases de transformadores de
potencia, instrumentación y distribución en subestaciones o fábricas.
Características destacables
• Estos equipos son totalmente automáticos, fáciles de usar, portátiles, robustos y livianos (7 kg en el
modelo trifásico).
• Funcionan a batería recargable, con función de economía y apagado de seguridad. El modelo
trifásico incorpora un inversor.
• Verifican relación de transformación, desplazamiento de fase, corriente de excitación, acoplamiento,
resistencia del devanado y polaridad.
• Poseen tres normas seleccionables por el operador: ANSI, IEC y Australiana. También cumplen con
los requisitos IEC1010, CE e IP54 para protección contra la entrada de polvo y agua.
• RS232 para transferencia e impresión de datos.
• Almacena resultados de pruebas y ajustes definidos por el usuario.
• Posen varios idiomas seleccionables por el usuario.
• Los datos de referencias para informes, tales como nombre
de la compañía, nombre de la subestación, fabricante del
transformador, relación de transformación, operador y
temperatura pueden ser insertados y guardados mediante el
teclado alfanumérico.
• Miden la más amplia gama de relación de transformación en
la industria (45000:1) con la mayor exactitud (± 0,1%, 0,8 a
2000) y con una baja tensión de excitación.
• Permiten que el operador inserte la relación del transformador y todas las de sus taps, lo cual hace
que el operador sepa inmediatamente cuando una toma está fuera de los límites aceptables,
identificando fácilmente los taps con problemas.
• Registran errores de relación para los CT tipo buje con una exactitud de ± 0,1% del valor nominal
indicado en la plaqueta. Esto reduce la necesidad de un equipo de pruebas adicional y mejora el
tiempo de montaje.
• Mide la desviación de fase del primario contra el secundario del transformador, lo que indica
rápidamente problemas en el transformador, tales como espiras en cortocircuito parcial y defectos en
el núcleo. Esta medición también es útil para verificar errores de fase en todos los tipos de PT y CT.
• Algunos TTR cuentan también con un software opcional y exclusivo para control remoto. Este
permite controlar y operar el instrumento desde el teclado de un computador personal, descargar datos
de pruebas desde el TTR, imprimir un informe de resultados de prueba y preparar informes de gestión
y/o análisis.
MEDICION DE AISLACION.
La prueba de resistencia de aislamiento en transformadores sirve no solo para
verificar la calidad del aislamiento en transformadores, también permite verificar
el grado de humedad y en ocasiones defectos severos en el aislamiento.
La resistencia de aislamiento se mide por medio de un aparato conocido como
“MEGGER”. El megger consiste de una fuente de alimentación en corriente
directa y un sistema de medición. La fuente es un pequeño generador que se
puede accionar en forma manual o eléctricamente. El voltaje en terminales de un
megger varía de acuerdo al fabricante y a si se trata de accionamiento manual o
eléctrico, pero en general se pueden encontrar en forma comercial megger de
250 votls, 1000 volts y 2500 volts. La escala del instrumento está graduada para
leer resistencias de aislamiento en el rango de 0 a 10,000 megohms.
La resistencia de aislamiento de un transformador se mide entre los devanados
conectados todos entre sí, contra el tanque conectado a tierra y entre cada
devanado y el tanque, con el resto de los devanados conectados a tierra.
Para un transformador de dos devanados se deben tomar las siguientes medidas:
Entre el devanado de alto voltaje y el tanque con el devanado de bajo voltaje
conectado a tierra.
Entre los devanados de lato voltaje y bajo voltaje conectado entre si, contra el
tanque.
Estas mediciones se pueden expresar en forma sintetizada como:
Alto Voltaje Vs. Tanque + bajo voltaje a tierra.
Bajo voltaje Vs. Tanque + alto voltaje a tierra.
Alto voltaje + bajo voltaje Vs. Tanque a tierra.
Cuando se trata de transformadores con tres devanados las mediciones que se
deben efectuar son las siguientes:
Alto voltaje (primario) Vs. Tanque con los devanados de bajo voltaje
(secundario) y medio voltaje (terciario) a tierra.
Medio voltaje (terciario) Vs. Tanque con los devanados e alto voltaje y bajo
voltaje a tierra.
Bajo voltaje (secundario) Vs. Tanque, con los devanados de alto voltaje y medio
voltaje a tierra.
Alto voltaje y medio voltaje juntos Vs. Tanque, con el devanado de bajo voltaje
a tierra.
Alto voltaje + medio voltaje + bajo voltaje Vs. Tanque.
ENSAYO DE VACIO. En este ensayo se determinan las pérdidas en el hierro, la corriente y el factor de potencia en
vacío y los parámetros de la rama paralelo del circuito equivalente. El ensayo se realiza
aplicando tensión nominal, de frecuencia nominal, preferentemente a un arrollamiento de baja
tensión, y con los otros arrollamientos abiertos, se mide la corriente I’0 y la potencia P’0
absorbidas y tensión aplicada U1, figura 12.
La indicación de alimentar al transformador “preferentemente” por un arrollamiento
de baja tensión se basa en que, de esa forma, la tensión necesaria será más fácil
de obtener y medir y, además, la corriente tendrá un valor más acorde con los
alcances normales de los instrumentos.
Al estar el transformador en vacío, no entrega potencia, y toda la que absorbe se
gasta en pérdidas. Como la corriente secundaria es nula, en ese arrollamiento no
hay pérdidas en el cobre y, por otra parte como la corriente primaria en vacío es
mucho menor a la nominal, las pérdidas en el cobre del primario son
despreciables. Entonces si la tensión y la frecuencia son nominales, las pérdidas
en el hierro también serán nominales:
Si a la potencia que indica el wattímetro se restan los consumos de la propia
bobina de tensión y el del voltímetro, se obtiene la potencia en vacío P0:
Que resulta igual a las pérdidas en el hierro nominales del transformador.
Como se vio en el capítulo de Reactor las pérdidas debidas a la histéresis,
dependen de la frecuencia y del valor medio de E mientras que las debidas a las
corrientes parásitas dependen del valor eficaz de E. Si el voltímetro empleado en
el circuito de la figura 11 responde al valor eficaz de la tensión, como lo hacen los
de hierro móvil y la tensión es sinusoidal las pérdidas en el hierro tendrán el valor
nominal definido en las normas.
Pero como casi nunca la tensión aplicada es perfectamente sinusoidal, normas
establecen un límite en el factor de forma del orden de ±10% para que la medición
sea válida, y recomiendan colocar dos voltímetros uno que responda al valor eficaz
y otro al valor medio, como ser de bobina móvil y rectificador. Los detalles del
procedimiento se pueden obtener de la norma IRAM
2106.
Para garantizar la forma de onda de la tensión aplicada al transformador, la
regulación de la misma se debe hacer con elementos de baja impedancia serie,
como ser un autotransformador variable. Esto es para evitar que la caída de
tensión en el elemento de regulación, provocada por la corriente de vacío que no
es sinusoidal, no altere la forma de onda de la tensión que le llega al transformador
bajo ensayo. Por el motivo anterior no se deben usar resistencias serie ni divisores
resistivos.
Como ya se mencionó la corriente de vacío de un reactor con núcleo
ferromagnético o un transformador en vacío tiene un fuerte contenido de
armónicos impares, pero por razones prácticas se trabaja con una corriente
senoidal equivalente, que tiene el mismo valor eficaz de la poliarmónica, da lugar a
las mismas pérdidas y se la puede tratar fasorialmente; el valor de esa corriente es
el indicado por el amperímetro ferromagnético del circuito de la figura 12.
La corriente de vacío indicada por el amperímetro es la suma fasorial de las
corrientes absorbidas por el transformador I0 más la del voltímetro IV más la del
wattímetro IW :
De donde se puede despejar I0 .
Pero observando el diagrama fasorial de la figura se puede ver que las corrientes
absorbidas por los instrumentos quedan prácticamente perpendiculares a I’0 y
además son pequeñas, por lo que normalmente se toma 0
'0 I I .
Del ensayo en vacío se pueden calcular los parámetros de la rama paralelo del
circuito equivalente, el que para un transformador operando en vacío, se puede
simplificar como se muestra en la figura 14
De donde:
Y los parámetros referidos al lado desde donde se hicieron las mediciones serán:
3. RESULTADOS Y CONCLUCIONES.
Una vez realizado cada paso en el análisis de las fallas y de la reparación de las mismas
se procede a hacer los diferentes ensayos ya mencionados, al obtener una respuesta
favorable, o dentro de los parámetros requeridos, podemos ver como resultado, el
funcionamiento optimo del transformador trifásico de distribución, estando el mismo
en optimas condiciones de uso y u operación.