Calculo, selección, montaje, comisionamiento y puesta en marcha de un transformador trifásico de potencia en la empresa Agrolmos

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(1)UNIVERSIDAD NACIONAL “PEDRO RUIZ GALLO” FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA. “CALCULO, SELECCIÓN, MONTAJE, COMISIONAMIENTO Y PUESTA EN MARCHA DE UN TRANSFORMADOR TRIFÁSICO DE POTENCIA EN LA EMPRESA AGROLMOS” TESIS PARA OBTENER EL TÍTULO DE: INGENIERO MECÁNICO ELÉCTRICO. AUTOR: BACH. GERMÁN ALEE SOLÓRZANO MEDINA. ASESOR: MSC. ING. HORNA TORRES SEGUNDO. Lambayeque, octubre del 2018 1.

(2) “CALCULO, SELECCIÓN, MONTAJE, COMISIONAMIENTO Y PUESTA EN MARCHA DE UN TRANSFORMADOR TRIFÁSICO DE POTENCIA EN LA EMPRESA AGROLMOS”. ÍNDICE. Designación. Nº de página. Dedicatoria ......................................................................................................... 9 Agradecimiento ................................................................................................ 10 Resumen .......................................................................................................... 11 CAPITULO I ..................................................................................................... 13 1.. PROBLEMA DE La INVESTIGACIÓN ....................................................... 14 1.1. Realidad problemática ......................................................................... 14 1.2. Formulación del problema ................................................................... 14 1.3. Delimitación de la investigación ........................................................... 14 1.4. Justificación e importancia de la tesis.................................................. 15 1.5. Limitaciones de la tesis ........................................................................ 15 1.6. Objetivos de la tesis............................................................................. 15. CAPITULO II .................................................................................................... 17 2.. MARCO TEÓRICO .................................................................................... 18 2.1. Antecedentes de estudios ................................................................... 18 2.2. Leyes: .................................................................................................. 20 2.3. Clasificación de los transformadores ................................................... 20 2.4. Eficiencia de un transformador. ........................................................... 24 2.5. Componentes del sistema de un transformador .................................. 25 2.6. Accesorios del transformador .............................................................. 28 2.7. Factores que influyen el deterioro del sistema de aislamiento ............ 33 2.8. Pruebas aplicables a transformadores de potencia para su mantenimiento ........................................................................................... 34 2.9. Pruebas A Transformadores De Potencia ........................................... 36 2.10. Procedimiento para el mantenimiento preventivo a transformadores de potencia ..................................................................................................... 46. 2.

(3) 2.11. Diagramas de conexiones e interpretacion de resultados de las pruebas ...................................................................................................... 48 2.12. Desarrollo de la temática correspondiente al tema investigado......... 60 2.12. Definición conceptual de la terminología empleada. ......................... 68 CAPITULO III ................................................................................................... 73 3.. MARCO METODOLÓGICO ....................................................................... 74 3.1. Tipo y diseño de investigación ............................................................. 74 3.2. Población y muestra ............................................................................ 74 3.3. Hipótesis .............................................................................................. 74 3.4. Indicadores – operacionalización/definicion ........................................ 75 3.5. Métodos y técnicas de investigación ................................................... 76 3.6. Descripción del(os) instrumento(s) utilizado(s) .................................... 76 3.7. Análisis estadístico e interpretación de los datos ................................ 78. CAPÍTULO IV .................................................................................................. 80 4. PROPUESTA DE INVESTIGACIÓN .......................................................... 81 CAPÍTULO V ................................................................................................... 83 5. CALCULOS, SELECCIÓN, INTERPRETACION DE RESULTADOS Y PRESUPESTO DE INVERSION....................................................................... 84 5.1. Calculo de la maxima demanda........................................................... 84 5.2. Selección del transformador de potencia. ............................................ 84 5.3. Resultados de las pruebas de pre-comisionamiento. .......................... 87 5.4. Discusión de resultados ....................................................................... 87 CAPÍTULO VI ................................................................................................ 114 6.. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................... 115 6.1. Conclusiones Generales .................................................................... 115 6.2. Recomendación ................................................................................. 117. Referencias Bibliográficas ............................................................................. 118 7.. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................... 119 7.1. Linkografia ......................................................................................... 119 7.2. Normas: ............................................................................................. 119. ANEXOS ........................................................................................................ 122 ANEXO N° 1: Archivo Fotográfico ................................................................. 123 ANEXO N° 2: Puesta En Marcha ................................................................... 144 ANEXO N° 3: Acta De Precomisionamiento .................................................. 149 ANEXO N° 4: Protocolos De Recepción Y Pruebas Preliminares ................ 151 3.

(4) ANEXO N° 5: Protocolos de punto roció inicial y final ................................... 170 ANEXO N° 6: Protocolo de pruebas de estanqueidad .................................. 175 ANEXO N° 7: Protocolo de montaje y llenado de aceite ............................... 177 ANEXO N° 8: Hojas de control de proceso de alto vacío y termovacío ........ 182 ANEXO N° 9: Protocolos de pruebas eléctricas y protecciones propias ....... 187 ANEXO N° 10: Resultados de muestra de aceite antes de llenado y muestra final después de termovacío .......................................................................... 204 ANEXO 11: Data de parámetros de medida del generador Nº 1 .................. 210 ANEXO 12: Presupuesto ............................................................................... 212 ANEXO 13: Cronograma de ejecución .......................................................... 216. 4.

(5) ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Resistencia especifica del material de devanados ................................. 27 Tabla 2. Pruebas aplicables a transformadores ................................................... 37 Tabla 3. Características y tolerancias de la ´relación de transformación .............. 41 Tabla 4. Bitácora de prueba de resistencia de aislamiento alta tensión vs baja tensión + tierra ...................................................................................................... 49 Tabla 5. Bitácora De Prueba De Resistencia De Aislamiento Alta Tensión + Tierra Vs Baja Tensión ................................................................................................... 49 Tabla 6. Valores de referencia para el diagnóstico ............................................... 50 Tabla 7. Interpretación de resultados de las pruebas de factor de potencia en transformadores modernos inmersos en aceite .................................................... 51 Tabla 8. Bitácora de campo para medir rigidez dieléctrica ................................... 52 Tabla 9. Valores límite del aceite aislante para electrodos de prueba .................. 53 Tabla 10. Relación de transformación en un transformador de dos devanados conexión delta – estrella. ...................................................................................... 54 Tabla 11. Bitácora para un transformador de dos devanados prueba de resistencia óhmica de devanados conexión delta – estrella ................................................... 58 Tabla 12. Valores límite del aceite aislante en la prueba análisis físico-químico.. 59 Tabla 13. Valores límite para aceite regenerado .................................................. 59 Tabla 14. Frecuencia en la cual deben efectuarse las pruebas............................ 60 Tabla 15. Detalles del transformador .................................................................... 60 Tabla 16. Detalles del Transformador de Potencia ............................................... 66 Tabla 17. Variables operacionales ....................................................................... 75. 5.

(6) ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. El transformador más grande del mundo en 1942 (220kV / 120MVA) en la subestación Vartan Estocolmo ......................................................................... 19 Figura 2. Diagrama eléctrico de un transformador monofásico ............................ 21 Figura 3. Diagrama eléctrico de un transformador trifásico .................................. 22 Figura 4. Tanque Conservador del transformador ................................................ 29 Figura 5. Pararrayo lado de alta tensión del transformador .................................. 29 Figura 6. Relé Bucchols del transformador .......................................................... 30 Figura 7. Medida De Presión ................................................................................ 30 Figura 8. Respirador silica gel del transformador ................................................. 31 Figura 9. Válvula para hacer vacío en el transformador ....................................... 31 Figura 10. Válvula de muestreo de aceite ............................................................ 32 Figura 11. Indicador de aceite .............................................................................. 32 Figura 12. Indicador De Nivel De Temperatura .................................................... 33 Figura 13. Método Del Puente Para La Medición De La Relación De Transformación..................................................................................................... 41 Figura 14. Conexión Alta Tensión Vs Baja Tensión + Tierra en la prueba de resistencia del aislamiento.................................................................................... 48 Figura 15. Conexión Alta Tensión + Tierra Vs Baja Tensión en la prueba de resistencia del aislamiento.................................................................................... 48 Figura 16. Conexión Alta Tensión Vs Baja Tensión en la prueba de resistencia del aislamiento ........................................................................................................... 48 Figura 17. Conexión para la medición de factor de potencia ................................ 50 Figura 18. Tablero para la medición de factor de potencia ................................... 51 Figura 19. Prueba de relación de transformación en un transformador de dos devanados conexión delta – estrella. ................................................................... 53 Figura 20. Representación del circuito de la prueba con el transformador ........... 55 Figura 21. Esquema del circuito l de la prueba en un transformador conectado en estrella .................................................................................................................. 55 Figura 22. Conexiones para transformador de dos devanados conectado en delta en alta tensión ...................................................................................................... 55 Figura 23. Conexiones en transformador de dos devanados conectado en estrella en alta tensión ...................................................................................................... 56 Figura 24. Conexiones de prueba para transformador de tres devanados ........... 56 Figura 25. Distribución de los flujos magnéticos en núcleos de tres columnas .... 56 Figura 26. Conexión para realizar prueba de resistencia óhmica de los devanados conexión delta – estrella ....................................................................................... 57. 6.

(7) ÍNDICE DE FOTOS Foto 1. Placa característica del transformador de potencia ............................ 124 Foto 2. Placa de válvulas del transformador de potencia ............................... 125 Foto 3. Placa característica del bushing U1 ..................................................... 126 Foto 4. Placa característica del bushing V1........................................................ 126 Foto 5. Placa característica del bushing W1 .................................................... 126 Foto 6. Placa característica del bushing N1..................................................... 126 Foto 7. Desembalaje de radiadores ................................................................. 127 Foto 8. Desembalaje de cajuela. ........................................................................ 127 Foto 9. Desembalaje del tanque conservador ................................................. 127 Foto 10. Desembalaje y revisión de bushings. ................................................ 128 Foto 11. Medición de punto de rocío inicial. ..................................................... 128 Foto 12. Colocación de ruedas de transformador con apoyo de grúa del cliente. ........................................................................................................................... 129 Foto 13. Descarga de información de registrador de impacto ........................ 130 Foto 14. Proceso de montaje de radiadores. ................................................... 130 Foto 15. Proceso de montaje de radiadores. ................................................... 131 Foto 16. Proceso de montaje de bushings. ...................................................... 131 Foto 17. Proceso de montaje de tanque conservador. ................................... 132 Foto 18. Proceso de montaje de bushings de lado de 13.8kV. ...................... 132 Foto 19. Proceso de montaje de cajuela de lado de 13.8 kV. ........................ 133 Foto 20. Proceso de montaje de HYDRAN......................................................... 133 Foto 21. Proceso de montaje de cajuela de lado de 22.9 kV. ........................ 134 Foto 22. Proceso de montaje de bushings del lado de 22.9 kV. .................... 134 Foto 23. Ubicación de las máquinas. ............................................................... 135 Foto 24. Presurización del transformador. ....................................................... 136 Foto 25. Proceso de alto vacío. ........................................................................ 137 Foto 26. Proceso de llenado de aceite al transformador................................. 137 Foto 27. Proceso de tratamiento de aceite al transformador. ......................... 137 Foto 28. Ejecución de pruebas eléctricas al transformador. ........................... 138 Foto 29. Verificación de protecciones propias del transformador................... 138 Foto 30. Retoque de pintura del transformador. .............................................. 139 Foto 31. Desecador instalado. .......................................................................... 139 Foto 32. Indicadores de temperatura de aceite y devanado del transformador. ........................................................................................................................... 140 Foto 33. Estado final del indicador de nivel de aceite del transformador. ...... 141 Foto 34. Vista panorámica del transformador. ................................................. 141 Foto 35. Vista panorámica del transformador. ................................................. 142 Foto 36. Vista panorámica del transformador. ................................................. 142 Foto 37. Vista panorámica del transformador. ................................................. 143 Foto 38: Vista panorámica del transformador. ................................................. 143 7.

(8) Foto 39. Vista panorámica del transformador 30 MVA. ...................................... 145 Foto 40. Cables de 13.8 kV sin puente entre bornes y pararrayos ................ 145 Foto 41. Instalación de cables de media tensión y puentes en pararrayos 22.9 kV sin los conectores superiores. ............................................................................ 146 Foto 42. Aterramiento del transformador de potencia ........................................ 146 Foto 43. Aterramiento de pararrayos lado de 22.9 kV, realizado por la contratista del cliente ........................................................................................ 147 Foto 44. Verificación de tensión de alimentación 22.9 kV en celdas de MT .. 147 Foto 45. Vista de tensión 22.9 kV al energizar el transformador de 30 MVA. ... 148 Foto 46. Vista de celdas en media tensión energizadas ................................. 148. 8.

(9) Dedicatoria Esta tesis la quiero dedicar primero a Dios, que siempre ha iluminado mi camino. Segundo, está dedicado a mi madre Mabel, quien me enseñó que incluso la tarea más grande se puede lograr si se realiza un paso a la vez y quien me acompaña en cada paso de mi camino, desde niño me apoyó e incentivó a seguir adelante, y a ser el mejor en todas las cosas que inicié. Tercero, la dedico a mi padre Germán, quien me enseñó que el mejor conocimiento que se puede tener es el que se aprende por sí mismo y le he tomado como ejemplo en mi camino profesional, siguiéndole los pasos poco a poco y convertirme en un gran profesional. Y por último a mis queridos abuelos Segundo, Rosa, Germán y Genoveva, y mi tío Hernán, que desde el cielo me protege desde allí en el cielo.. German Alee. 9.

(10) Agradecimiento Agradecer… me quedaría muy corto de palabras, lo que tendría que decir a todas las personas que han estado conmigo, mis abuelos y mi tío que me protegen desde el cielo, les agradezco a mis padres porque me han cultivado buenos valores, una buena educación, me han dado tiempo de calidad, han estado conmigo en este largo proceso desde pequeño, guiándome en el buen camino, aconsejándome, los he disfrutado a mis padres y quiero que sigan en mi vida y nunca se vayan, los amo y les agradezco todo lo que han hecho por mí.. 10.

(11) Resumen En el Proyecto de tesis, se resume en el cálculo, selección, montaje, precomisionamiento, comisionamiento y puesta en marcha de un transformador trifásico de potencia en la empresa Agrolmos S.A. Cabe señalar que, la planta industrial posee un sistema de cogeneración de energía eléctrica a través de una (1) turbina de vapor. Cuyos componentes son de un (1) turbogenerador de vapor de 7,5 MW, 400°C, 40 Bar, un (1) caldero acuotubular a bagazo de caña de 50% de humedad, de 41 Bar de presión, 400°C, 100 TVH1, Sistema de distribución de tuberías de alta presión y baja presión y una (1) Planta de generación de agua condensada. Así mismo, la Planta Industrial fue diseñada para moler 5 400 TCD y tener una producción de azúcar diaria de 10 000 bolsas de 50 kg. El Proyecto, se realizó por requerimiento de la Gerencia General, con base al sustento técnico de la Gerencia de Proyecto, cuyo objetivo es tener alternativas de desarrollo como son el respaldo de energía para no parar la producción de azúcar ante una falla del Sistema de Cogeneración. Después de la selección, aprobación de planos, fabricación y realización de las pruebas en el taller, fue trasladado a las instalaciones de la empresa, una vez allí, se verificó el estado situacional de la máquina y accesorios para proceder al armado y montaje del equipo a su base. Seguidamente, se realizaron las pruebas mecánicas y eléctricas del precomisionamiento, así como, el comisionamiento para proceder a la puesta en. 1. TVH: Tonelada de vapor por hora. 11.

(12) marcha del transformador de potencia.. El desarrollo de este proyecto, permitió tener la experiencia de presenciar la, mitigación de las condiciones ambientales, funcionamiento de equipos de pruebas, desarrollos de las pruebas, trabajos de pre-comisionamiento y comisionamiento, y la puesta en marcha del transformador de potencia.. 12.

(13) CAPITULO I. 13.

(14) 1. PROBLEMA DE LA INVESTIGACIÓN 1.1. REALIDAD PROBLEMÁTICA La empresa agroindustrial se autoabastece de energía eléctrica, puesto que, aprovecha la cogeneración a través de turbinas de vapor para la implementación de una Planta Térmica de vapor con el fin de autogenerarse de energía eléctrica para el funcionamiento de motores eléctricos y otros para la planta industrial y el vapor de baja presión sea utilizado para el proceso de elaboración de azúcar de caña. Cabe precisar que, ante una falla del en el sistema de cogeneración, paralizaría la planta industrial, hasta que se solucione, esto conllevaría a pérdidas de producción de 415 bolsas de azúcar de 50 kg/h de paralización del proceso de elaboración, puesto que, la planta industrial fue diseñada para moler aproximadamente 5 000 Toneladas de caña día (TCD) con un promedio de producción de 10 000 bolsas de azúcar de 50 kg al día.. 1.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA El cálculo y selección de un transformador de potencia trifásico le permitirá a la empresa Agrolmos, cubrir su demanda actual y futura en forma óptima que asegure una energía de calidad, adecuada a las Normas técnicas.. 1.3. DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN El trabajo de tesis, será realizado en coordinación con el asesor tesis y personas que han participado en la elaboración, construcción y ejecución de este proyecto y será durante los meses de julio, agosto y setiembre de 2018. Asimismo, será su ejecución será realizado en las instalaciones de la 14.

(15) EMPRESA, ubicada en el Lote A16 Valle del Rio Cascajal y Olmos (entre Valles de Los Ríos Cascajal y Olmos) Olmos, Lambayeque, Lambayeque, Perú.. 1.4. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA DE LA TESIS Con el fin de no paralizar la planta industrial del proceso de elaboración de azúcar por falla imprevista del Sistema de Cogeneración eléctrica con Turbinas de Vapor2 para no tener pérdidas económicas.. 1.5. LIMITACIONES DE LA TESIS -. Limitación al acceso a la información de pruebas y resultados.. -. Gasto en pasajes y viáticos, realizados en las visitas a planta industrial.. 1.6. OBJETIVOS DE LA TESIS 1.6.1. OBJETIVO PRINCIPAL: Calcular, seleccionar y especificar un transformador trifásico de potencia para el suministro de energía eléctrica para la empresa Agrolmos. 1.6.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS: -. Verificación de la máxima demanda de potencia eléctrica de la empresa Agroindustrial.. -. Realizar trabajos de pre-comisionamiento y comisionamiento del transformador trifásico de potencia.. 2. COGENERACIÓN CON TURBINA DE VAPOR: En estos sistemas, la energía mecánica se produce por la expansión del vapor de alta presión procedente de una caldera convencional. 15.

(16) -. Realizar. pruebas. eléctricas. y. físico. químicas. del. aceite. al. transformador de potencia y adecuar los resultados con las normas nacionales e internacionales vigentes. -. Establecer el presupuesto de la inversión.. 16.

(17) CAPITULO II. 17.

(18) 2. MARCO TEÓRICO 2.1. ANTECEDENTES DE ESTUDIOS Los transformadores de potencia, son la base principal para abastecer de energía eléctrica a grandes consumidores de esta, y para ello es necesario su conocimiento; se comenzará por sus antecedentes, definición, las partes constitutivas de éste y las leyes fundamentales mediante las cuales se rige. ANTECEDENTES: Alrededor de 130 años, se llevó a cabo una gran revolución técnica, siendo la generación, transmisión y el uso de la energía eléctrica comercial, que fue un paso vital en el desarrollo de la sociedad moderna y nadie puede hoy imaginar un mundo sin electricidad. Cuando los pioneros como Thomas Edison y Nikola Tesla (apoyado por George Westinghouse) estaban compitiendo por el sistema de transmisión del futuro: ¿Debería ser este en DC (corriente continua) ó AC (corriente alterna)? El primer transformador eléctrico fue construido por Michael Faraday (Newington, Gran Bretaña, 1791 - Londres, 1867), en 1831 cuando se disponía a llevar a cabo los experimentos en los que posteriormente descubriría la inducción electromagnética. Las primeras instalaciones eléctricas eran locales: Los lugares de generación y consumo estaban separados solo a unos pocos kilómetros de distancia. Las conexiones en DC desde los generadores hidroeléctricos a vapor hasta los consumidores finales, estaban en el rango de los cientos de voltios. A principios de la década de 1880, por ejemplo, “Edison Illuminating Company” suministraba energía a 59 clientes del Bajo Manhattan, con electricidad a 110 V DC. Pero la demanda de energía de las ciudades de 18.

(19) rápido crecimiento y los centros industriales reclamaban un aumento en la capacidad de transmisión de energía. Figura 1. El transformador más grande del mundo en 1942 (220kV / 120MVA) en la subestación Vartan Estocolmo. Fuente: ABB_220kV_transformer. El pequeño generador hidroeléctrico a vapor ya no era suficiente y se tuvieron que crear centrales eléctricas más grandes lejos de las ciudades. Los niveles de tensión tuvieron que ser aumentados para mantener las corrientes nominales en las líneas de alta tensión (ahora media tensión) y de esta forma reducir las pérdidas y la caída de tensión. Este fue el momento del nacimiento de un nuevo componente en el sistema eléctrico: el transformador de potencia. En un transformador, dos bobinas están dispuestas concéntricamente de modo que el campo magnético generado por la corriente en una bobina induce una tensión en la otra. Este principio físico sólo se puede aplicar en sistemas de corriente alterna, ya que sólo un campo magnético variable en el tiempo es capaz de inducir una tensión. Mediante el uso de un número diferente de vueltas de arrollamiento en las dos bobinas, se puede obtener un voltaje más alto o más bajo. La capacidad de transformar un nivel de voltaje a otro fue la razón principal del crecimiento y expansión de los sistemas de transmisión y distribución de 19.

(20) corriente alterna (AC) de tres (3) fases.. 2.2. LEYES: Ley de Faraday La ley de inducción electromagnética de Faraday (o simplemente ley de Faraday) establece que, el voltaje inducido en un circuito cerrado es directamente proporcional a la rapidez con que cambia en el tiempo el flujo magnético que atraviesa una superficie cualquiera con el circuito como borde:. Dónde: E: es el campo eléctrico, dl: es el elemento infinitesimal del contorno C, B: es la densidad de campo magnético y dA: es una superficie arbitraria, cuyo borde es C. Las direcciones del contorno C y de B están dadas por la regla de la mano derecha. 2.3. CLASIFICACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES Según el empleo que se le asigne, reciben el nombre de transformadores de potencia o de distribución, encontrando elevadores, reductores o de enlace (relación de transformación 1/1). Siendo los de distribución los más empleados por su pequeña capacidad y por ser el último punto entre la distribución y la carga. Los transformadores se clasifican de la siguiente manera: 20.

(21) 2.3.1. POR SU OPERACIÓN: Esto en base a la energía o potencia que maneje: -. Transformadores de distribución.. -. Transformadores de potencia.. 2.3.2. POR EL NÚMERO DE FASES: De acuerdo a las características del sistema en el cual opera: -. Monofásicos (1ø): Estos son conectados a una línea o fase y el neutro o tierra. Cuentan con un solo devanado de alta tensión y uno de baja tensión, como se muestra en la Figura 2. -. Trifásico (3ø): Se conectan a tres líneas o fases y pueden estar conectados a un neutro o tierra. Tienen tres devanados de alta tensión y tres de baja tensión como se observa en la Figura 3. Figura 2. Diagrama eléctrico de un transformador monofásico. Fuente: Simbología del CNE. 21.

(22) Figura 3. Diagrama eléctrico de un transformador trifásico. Fuente: Simbología del CNE. 2.3.3. POR SU UTILIZACIÓN: a) Transformador para generador: Se conectan después del generador y proporcionan energía a la línea de transmisión. b) Transformadores de subestación: Se conectan en el extremo de la línea de transmisión y se encargan de reducir la tensión para subtransmitirla. c) Transformadores. de. distribución:. Reduce. la. tensión. de. subtransmisión a niveles de consumo. d) Transformadores de instrumento: Aquí se tienen de potencial (TP) y de corriente (TC), los cuales se encargan de suministrar tensión y corriente a los equipos de medición, protección y control. 2.3.4. POR SU TIPO DE NÚCLEO. -. Acorazado. El núcleo cubre a los devanados de baja y alta tensión. -. Columna. Las bobinas abarcan parte considerable del circuito magnético.. 22.

(23) 2.3.5. POR EL TIPO DE ENFRIAMIENTO. ONAN: Aceite y refrigeración natural ONAF: Aceite con circulación natural, pero el aire tiene ventilación forzada ODAF: Aceite con circulación forzada y dirigido a los puntos más calientes. Aire con ventilación forzada. ODAF: Aceite con circulación forzada y dirigido a los puntos más calientes. Refrigeración por medio de circulación de agua en los cambiadores de calor. Existen los sumergidos en aceite y del tipo seco. De los sumergidos en aceite se encuentran los siguientes: - Tipo OA (Oil/Air). Es el más usado pues consiste en un transformador sumergido en aceite con enfriamiento natural. Ya que el aceite circula en forma natural dentro del tanque, o puede tener enfriadores tubulares o radiadores. - Tipo OA/FA (Oil/Air)/(Forced/Air). Son sumergidos en aceite y enfriados por aire forzado. - Tipo OA / FA/ FOA (Oil/Air)/(Forced/Air)/(Forced/Oil/Air). Sumergidos en aceite con enfriamiento propio, con aire forzado y aceite forzado. Construidos con radiadores, se adicionan ventiladores sobre estos y además bombas conectadas a los cabezales de los mismos. - Tipo FOA (Forced/Oil/Air). Sumergidos en aceite, el enfriamiento es a base de aceite forzado con enfriadores de aire forzado. Al circular el aceite por los radiadores de aire y aceite, este es enfriado. - Tipo OW (Oil/Water). El enfriamiento es con agua que circula por tubos 23.

(24) colocados fuera del tanque. - Tipo FOW (Forced/Oil/Water). El enfriamiento es de aceite forzado con enfriador de agua forzada. Del tipo seco, existen: -. Tipo AA (Air/Air). Son del tipo seco, con enfriamiento propio, el aire es el encargado de aislar el núcleo y las bobinas.. -. Tipo AFA (Air/ForcedAir). El enfriamiento es con aire forzado producido por un ventilador que hace circular aire por un ducto que se localiza en la parte inferior del transformador.. -. Tipo AA / FA (Air/Air)/(ForcedAir). Con enfriamiento propio y por aire forzado con ayuda de ventiladores.. 2.3.6. EN FUNCIÓN DE SU LUGAR DE INSTALACIÓN: -. Tipo poste.. -. Tipo pedestal.. -. Tipo subestación.. -. Tipo sumergible.. 2.3.7. POR SU CONDICIÓN DE SERVICIO: -. Para interiores.. -. Para exteriores.. 2.4. EFICIENCIA DE UN TRANSFORMADOR. Las pérdidas que ocurren en un transformador con carga pueden ser divididas en dos grupos: a). Las pérdidas de los devanados primario y secundario, están 24.

(25) dadas como:. 𝐼12 𝑅1 + 𝐼22 𝑅2 b). Las pérdidas del núcleo debido a la histéresis y a las corrientes de Eddy. Puesto que el valor máximo de la densidad de flujo en un transformador normal no varía más del 2% estando en vacío ó cuando a plena carga, es usual suponer las pérdidas del núcleo constantes a plena carga. Este valor de pérdidas se obtiene de la prueba de vacío. Así que: Pn = Pérdidas totales del núcleo, luego entonces, las pérdidas totales en el transformador son Pn + I12 R1 + I22 R 2 y su eficiencia queda definida como:. 𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 =. 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 + 𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑎𝑠 𝑬𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆𝒏𝒄𝒊𝒂 =. 𝐼2 𝑉2 𝑋. 𝐹𝑎𝑐𝑜𝑡 𝑑𝑒 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐼2 𝑉2 𝑋. 𝑓𝑝 + 𝑃𝑛 + 𝐼1 𝑅1 + 𝐼2 𝑅2. Es posible tener gran exactitud expresando la eficiencia por las formas: 𝑬𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆𝒏𝒄𝒊𝒂 = 1 −. 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎. 2.5. COMPONENTES DEL SISTEMA DE UN TRANSFORMADOR Se describe a continuacion: Un transformador se compone de un sistema: I. Activo II. Aislante 25.

(26) Tenemos I.Sistema Activo : el que trabaja en la transformacion - Nucleo - Devanador. (en el nucleo). II.Sistema Aislante: Sisve para aislar y separar electricamente las partes acticas 1. Aislante Solido - Papel - Carton - madera. 2. Aislante Liquidos - Aceite. 2.5.1. PARTE ACTIVA DEL TRANSFORMADOR La parte activa del transformador esta formada por un conjunto de elementos los cuales están separados del tanque principal y que agrupa los siguientes elementos: El núcleo, Bobinas, cambiador de derivaciones y bastidor Núcleo Se construye de acero laminado al silicio, cuyo espesor de chapa varía de 0.35 a 0.50 mm., aunque se puede fabricar también de 1 mm. de espesor. Para lograr altas propiedades magnéticas con mínimas pérdidas es necesario elegir acero (A 11) al silicio laminado y reconocido. A significa acero al silicio, la primera cifra 1 indica la baja aleación, la segunda cifra 1 indica la calidad del acero con relación a las pérdidas específicas en el acero Devanados. 26.

(27) "El material conductor de comente eléctrica, que ha encontrado amplio empleo en la electrotecnia es el cobre. Se aportan datos sobre la resistencia específica de algunos materiales Tabla 1. Resistencia especifica del material de devanados Denominación del metal. resistencia especifica p.10-4Ωm para t=20°C. Plata (Ag) Cobre (Cu) Oro (Au). 0.01622 0.016925 0.0219. Aluminio (Al). 0.0262. Fuente: CNE. De los datos, se ve que el cobre ocupa el segundo lugar por la electro-conductibilidad, cediendo algo solamente a la plata que no puede ser empleado debido a su carestía. Las diferentes impurezas influyen considerablemente en la electro-conductibilidad del cobre. El cobre destinado para los conductores no debe contener más 0.1% de impurezas. Sobre todo son dañinas las impurezas de bismuto (Bi) y antimonio. Se usa en la fabricación de máquinas eléctricas, bobinas del rotor de las máquinas sincrónicas, etc. 2.5.2. SISTEMA AISLANTE: Refrigeración y aislamiento En. los. transformadores. muy. pequeños,. la. superficie. es. relativamente grande frente al volumen. La refrigeración por radiación y por convención natural suele ser suficiente para mantener la temperatura de funcionamiento por debajo del máximo que debe soportar el aislante sin reducir propiedades físicas y eléctricas. 27.

(28) Para una pérdida dada por unidad de volumen de las partes en funcionamiento. el. calor. que. hay. que. disipar. crece. proporcionalmente a las dimensiones lineales. Al ir aumentando el tamaño, hay que aumentar el área de la superficie o hay que proveer medios artificiales para acelerar la disipación del calor. A menudo se combina estos dos medios para facilitar la refrigeración. Materiales aislantes De origen natural como por ejemplo el papel, algodón, parafina, etc. Otros naturales, pero de origen inorgánico, como por ejemplo el vidrio, la porcelana y las cerámicas. Aceite para transformadores. Uno de los medios más satisfactorios de refrigeración consiste en sumergir en aceite las partes del transformador, lo cual sirve para el doble propósito de facilitar la extracción del calor del nucleó y devanados y al propio tiempo proporcionar unas propiedades aislantes apreciablemente buenas. El aceite deberá tener gran rigidez dieléctrica, poca viscosidad, punto de congelación bajo y punto de ignición elevado, debiendo estar exento de ácidos corrosivos álcalis y azufre. En aceite no debe oxidarse ni formar barros. 2.6. ACCESORIOS DEL TRANSFORMADOR 2.6.1. TANQUE CONSERVADOR. Generalmente es cilíndrico, su finalidad es mantener el nivel del aceite en el tanque principal del transformador; de acuerdo con su forma será 28.

(29) dimensionado, para contener entre 10% y 20%, del volumen total del aceite, con lo cual se puede hacer frente a cualquier variación del nivel de aceite debido a variación de temperatura Figura 4. Tanque Conservador del transformador. Fuente Universidad Nacional Autónoma de México. 2.6.2. PARARRAYOS Están sujetas a sobrevoltajes debido a descargas atmosféricas, maniobras o a fallas en los circuitos del sistema al cual el transformador está conectado, no solo protege al transformador sino también a los demás equipos contra dichos sobrevoltajes. Figura 5. Pararrayo lado de alta tensión del transformador. Fuente: DSPACE. 29.

(30) 2.6.3. RELE BUCCHOLS Es un dispositivo de seguridad que se monta en transformadores sumergidos en aceite que protege contra fallos dieléctricos en el interior del equipo, debido a corrientes parasitas, descargas parciales o sobrecalentamiento dentro del transformador Figura 6. Relé Bucchols del transformador. Fuente: DSPACE. 2.6.4. MEDIDOR DE PRESIÓN Y VACÍO También llamado manovacuometro, este dispositivo nos proporciona la presión de nitrógeno que posee el transformador o la cantidad de vacío a la que se está sometiendo el transformador Figura 7. Medida De Presión. Fuente: DSPACE. 30.

(31) 2.6.5. RESPIRADOR SILICA GEL Este dispositivo tiene la función de eliminar la humedad y partículas en suspensión, que pueden ingresar al transformador, es una interface entre el transformador y el medio exterior. Figura 8. Respirador silica gel del transformador. Fuente: INGETRAF. 2.6.6. VÁLVULA PARA HACER VACÍO (DIAFRAGMA) Normalmente es del tipo diafragma y a ella deberá conectarse el ducto para hacer vacío de la máquina de tratamiento de aceite (el sistema de la regeneración del aceite se ha diseñado especialmente para que en el uso del sitio regenere totalmente los aceites aisladores en transformadores energizados o desenergizados Figura 9. Válvula para hacer vacío en el transformador. Fuente: Repositorio.UTP.EDU.CO. 31.

(32) 2.6.7. VÁLVULA DE MUESTREO DE ACEITE. Es una válvula de diafragma que se encuentra en la parte superior Figura 10. Válvula de muestreo de aceite. Fuente DSPACE. 2.6.8. INDICADOR DE NIVEL DE ACEITE Indica la cantidad de aceite que hay en el transformador Figura 11. Indicador de aceite. Fuente: DSPACE. 2.6.9. INDICADOR DE NIVEL DE TEMPERATURA La finalidad de los medidores de temperatura es mantener informado al personal de mantenimiento y operación sobre la temperatura del líquido aislante, y los devanados 32.

(33) Figura 12. Indicador De Nivel De Temperatura. Fuente: DSPACE. 2.7. FACTORES QUE INFLUYEN EL DETERIORO DEL SISTEMA DE AISLAMIENTO 2.7.1. LA HUMEDAD La humedad puede ingresar al transformador cuando es construido. Si el transformador es abierto para una inspección, la humedad puede ser absorbida de la atmósfera. La humedad también puede ingresar si existiese alguna fuga en el tanque o en las tuberías del sistema de ventilación. El agua puede estar presente en el aceite de un transformador en las siguientes formas:. a) De forma disuelta b) En forma de una emulsión agua/aceite c) En estado libre en el fondo del tanque d) En forma de hielo en el fondo del tanque ( si la gravedad especifica del aceite es mayor a 0.9, el hielo puede flotar). 33.

(34) 2.7.2. CALOR Se sabe que el 90% del deterioro de la celulosa es de origen térmico. La degradación térmica del aislamiento es función del tiempo, de la temperatura y de cuan seco está el aislamiento. Las elevadas temperaturas causan un envejecimiento acelerado de la celulosa empleada como aislamiento, reduciéndose la rigidez mecánica y eléctrica de la misma, produciéndose la de- polimerización o destrucción del papel. 2.7.3. EL OXIGENO Reacciona con el aceite para formar ácidos orgánicos, agua y lodo. El oxígeno proviene de la atmósfera o es liberado por la celulosa como resultado de aplicarle calor, además no es posible eliminar todo el oxígeno existente en un transformador inclusive si el llenado del mismo se lo realiza con vacío 2.7.4. CONTAMINACIÓN EXTERNA Los contaminantes externos pueden presentarse en forma de “caspa”, provenientes del proceso de manufactura del transformador y que no han sido propiamente eliminados en el proceso de llenado del transformador con aceite. Partículas diminutas pueden desprenderse de la celulosa cuando el transformador está en servicio. Otro contaminante es el poli clorhidrato de bifenilo. 2.8. PRUEBAS APLICABLES A TRANSFORMADORES DE POTENCIA PARA SU MANTENIMIENTO 2.8.1. LAS PRUEBAS SE DETALLAN A CONTINUACIÓN: 34.

(35) Pruebas prototipo: Son las aplicables a nuevos diseños con el propósito de verificar si el producto cumple con lo especificado en las normas o por el usuario. Pruebas de rutina: Son pruebas que debe efectuar el fabricante a todos los transformadores de acuerdo con los métodos indicados en esta norma, para verificar si la calidad del producto se mantiene dentro de lo especificado por norma o por el usuario. Pruebas opcionales: Son las establecidas entre fabricante y usuario, con el objeto de verificar características especiales del transformador. 2.8.2. GENERALIDADES DEL MANTENIMIENTO Se le denomina mantenimiento a la acción de mejorar el estado o alguna situación determinada a una cosa o elemento. Existen tres tipos de mantenimiento, los cuales se pueden aplicar a equipos en operación:. Se. . Mantenimiento Correctivo. . Mantenimiento Preventivo. . Mantenimiento Predictivo. describirán. brevemente. su. definición,. principales. puntos. y. características. Mantenimiento correctivo Es el concepto de mantenimiento más antiguo, puesto que permite 35.

(36) operar el equipo hasta que la falla ocurre. Se centra exclusivamente en corregir las fallas o defectos que se aprecian en el funcionamiento. Si se presenta una falla imprevista, se procederá a repararla en el menor tiempo posible para que el sistema, equipo o instalación siga funcionando normalmente. Mantenimiento preventivo El mantenimiento preventivo como su nombre lo dice, prevé e impide que se genere una falla en el equipo durante el periodo de vida útil del mismo. Se podría decir que sirve para garantizar el funcionamiento del equipo. Mantenimiento predictivo El mantenimiento predictivo es el diagnostico físico y eléctrico del estado en el que se encuentra el transformador, al momento de la prueba. Detectando con anterioridad los posibles puntos de falla y con esto tener soluciones previsibles y con ello asegurar la continuidad en el funcionamiento del transformador. Cabe mencionar que este tipo de mantenimientos contemplan la prevención y corrección del equipo.. 2.9. PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE POTENCIA Son la base para verificar y apoyar los criterios de aceptación o para analizar los efectos con referencia en los cambios que se producen con respecto a los valores iniciales de puesta en servicio o de la última prueba. En la siguiente tabla se presenta condensada de las pruebas que se deben 36.

(37) aplicar a los Transformadores. Tabla 2. Pruebas aplicables a transformadores Tipo de prueba Descripción de la prueba Prototipo. Rutina. Opcional. 1.- Resistencia óhmica de los devanados. -. X. -. 2.- Resistencia de aislamiento (1min)*. -. X. -. 3.- Rigidez dieléctrica del líquido aislante. -. X. -. 4.- Tensión aplicada. X. -. -. 5.- Relación de transformación. -. X. -. 6.- Polaridad y secuencia de fases. -. X. -. 7.- Perdidas en vacío. -. X. -. 8.- Factor de potencia. X. -. -. 9.- Corto Circuito. X. -. -. -. -. X. 11.- Punto de Rocio. -. X. -. 12.- Análisis Físico – Electro – Químico Al Aceite. -. X. -. 10.- Corriente de excitación. Fuente: Elaboración propia. 2.9.1. MEDICIÓN. DE. LA. RESISTENCIA. ÓHMICA. DE. LOS. DEVANADOS Norma ANSI/IEEE C57.12.90-2006 “Pruebas para transformadores de distribución, de potencia y de regulación inmersos en líquidos”, NTE INEN 2118:98 “resistencia óhmica de los devanados” La medición de la resistencia óhmica de los devanados tiene fundamentalmente importancia en tres propósitos: -. Cálculo de las pérdidas de los devanados,. 37.

(38) -. Calculo de la temperatura promedio de los devanados al final de la prueba de elevación de temperatura.. -. Como un antecedente para determinar una posible falla.. Los valores establecidos por esta norma son aplicables a sistemas eléctricos de potencia de corriente alterna a frecuencia de 60 Hz. y tensiones eléctricas mayores de 100 V y hasta 400kV. Método de la caída de tensión.- Este método es empleado solo cuando la corriente nominal del devanado bajo prueba, es mayor a 1 A. Se realiza la prueba haciendo circular una corriente directa a través del devanado que no exceda el 15 % de la corriente nominal. 2.9.2. RESISTENCIA DE AISLAMIENTO Norma ANSI/IEEE C57.12.90-2006 “Pruebas para transformadores de distribución, de potencia y de regulación inmersos en líquidos” La resistencia de aislamiento se define como la oposición al paso de una corriente eléctrica que ofrece un aislamiento al aplicarle una tensión de corriente continua durante un tiempo dado y medido a partir de la aplicación del mismo, se usan como referencia de tiempo comenzando de 0 a 10 minutos. La corriente que se genera es denominada corriente de aislamiento la cual está compuesta de: -. Corriente capacitiva. -. Corriente de absorción dieléctrica.. 38.

(39) Métodos Utilizados: -. Método de tiempo corto: El método de tiempo corto, consiste en conectar el equipo (megóhmetro) a los terminales para realizar la prueba, asimismo, tomar las anotaciones de mediciones pertinentes a un periodo de 15 a 60 seg.. -. Método de tiempo largo: Este método no requiere de pruebas anteriores y es independientemente del tamaño del equipo bajo prueba. Se requiere tomar lectura y nota de los valores de medición sucesivas en tiempo específicos (a los primeros 15 seg, 30 seg, 1 min, 2 min, 3 min, 4 min, 5 min, 6 min, 7 min, 8min, 9 min y 10 min.).. 2.9.3. RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL LÍQUIDO AISLANTE MÉTODOS NORMALIZADOS: ASTM D 974, D 664 ó D 1534 Es una prueba que muestra la presencia de agentes contaminantes (agua, polvo, partículas conductoras) en el aceite, las cuales son representativas si se presentan valores bajos de rigidez. Asimismo, cuando un aceite está muy contaminado tiende a presentar valores bajos de rigidez Al valor de tensión en kilovoltios a la que se presenta descargas entre los electrodos, se le conoce como Rigidez Dieléctrica y como norma general, es el promedio del resultado de cinco (5) pruebas sobre la misma muestra espaciadas un (1) minuto 2.9.4. TENSIÓN APLICADA Norma ANSI/IEEE C57.12.90-2006“Pruebas para transformadores de distribución, de potencia y de regulación inmersos en líquidos” 39.

(40) El aislamiento mayor se somete a prueba a una tensión de baja frecuencia (60 Hz) sin excitar el núcleo, durante un minuto. Las pruebas para transformadores de distribución, de potencia y de regulación inmersos en líquido describe el modo de falla como presencia de humo o como una elevación en la corriente de fuga. 2.9.5. RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Norma ANSI/IEEE C57.12.90-2006 “Pruebas para transformadores de distribución, de potencia y de regulación inmersos en líquidos”, NTE INEN 2117:98 “Transformadores. Relación de transformación, verificación de la polaridad y desplazamiento angular” La relación de transformación se define, como la relación de vueltas o de voltajes del primario al secundario, o la relación de corrientes del secundario al primario en los transformadores. Mediante la aplicación de esta prueba es posible determinar: -. Las condiciones del transformador después de la operación de protecciones primarias tales como: relé diferencial, relé Buchholz, fusibles de potencia, etc.. -. Identificación de espiras en cortocircuito. -. Investigación de problemas relacionados con corrientes circulantes y distribución de carga en transformadores en paralelo.. -. Cantidad de espiras en bobinas de transformadores.. -. Circuitos abiertos (espiras, cambiadores, conexiones hacia los pasatapas, etc.). 40.

(41) Esta prueba verifica exitosamente la integridad de los devanados del transformador, cuando éste ha sido modificado o reparado. La relación de transformación no dice cuántas vueltas o espiras de conductor hay en la bobina primaria o secundaria, sino que solamente nos indica su relación. El Método Del Reloj: Para determinar el grupo de conexión y poder realizar la prueba de relación de transformación en transformadores trifásicos El Método Del Puente: para conocer la relación de transformación, es un método más preciso y no se requiere de un segundo transformador de condiciones idénticas al de prueba, por lo que esta prueba se aplica fácilmente en el campo. Figura 13. Método Del Puente Para La Medición De La Relación De Transformación. Tabla 3. Características y tolerancias de la ´relación de transformación Características Relación de transformación. Tolerancias El más bajo de los siguientes valores ± 0,5 % de la relación declarada. Fuente: Norma NTE INEN 2111:2004. Tabla 2. Tolerancias. 41.

(42) 2.9.6. POLARIDAD Y SECUENCIA DE FASES Norma ANSI/IEEE C57.12.90-2006 “Pruebas para transformadores de distribución, de potencia y de regulación inmersos en líquidos”, NTE INEN 2117:98 “Transformadores. Relación de transformación, verificación de la polaridad y desplazamiento angular” Se requiere principalmente para poder efectuar la conexión adecuada de bancos de transformadores. Los transformadores monofásicos o trifásicos tienen marcadas las terminales con un sistema patrón que designa la polaridad del transformador.. Para. conectar. los. arrollamientos. del. mismo. transformador en paralelo, o bien para conectar transformadores monofásicos para obtener un banco trifásico. La marca de polaridad del transformador designa las direcciones relativas instantáneas de la corriente en las terminales del transformador. Las terminales en cuanto a la polaridad se dividen en: -. Polaridad aditiva; significa que las polaridades de un mismo lado tienen subíndices diferentes (H1, X2; H2, X1) y la tensiones se suman.. -. Polaridad sustractiva; cuando las terminales de un mismo lado poseen subíndices iguales (H1, X1; H2, X2), y las tensiones se restan.. 2.9.7. PÉRDIDAS EN VACÍO Norma ANSI/IEEE C57.12.90-2006 “Pruebas para transformadores de 42.

(43) distribución, de potencia y de regulación inmersos en líquidos”, NTE INEN 2114:04 “Transformadores monofásicos. Valores de corriente sin carga, pérdidas y voltaje de cortocircuito” La aplicación de la prueba en vacío, permite obtener los datos para conocer las características de saturación del circuito magnético, las perdidas en el núcleo y la corriente de excitación. La pérdida del hierro en el transformador es prácticamente coincidente con la entera potencia absorbida a vacío. 2.9.8. FACTOR DE POTENCIA Norma IEEE Std C57.152-2013 “Guía IEEE para pruebas de diagnóstico de campo de transformadores de potencia, reguladores y reactores llenos de fluido” El estado del aislamiento es esencial para un funcionamiento seguro y fiable del transformador. La medición de la capacitancia y del factor de disipación/potencia le ayudará a determinar el estado del aislamiento en las bornas o entre devanados. Los. cambios. en. la. capacitancia. pueden,. por. ejemplo,. indicar. desplazamientos mecánicos de devanados o rupturas parciales de las bornas. El envejecimiento y la degradación del aislamiento, unido a la entrada de agua, aumentan la cantidad de energía que se convierte en calor en el aislamiento. La tasa de estas pérdidas se mide como factor de disipación. 2.9.9. CORTOCIRCUITO Norma ANSI/IEEE C57.12.90-2006 “Pruebas para transformadores de 43.

(44) distribución, de potencia y de regulación inmersos en líquidos”, NTE INEN 2114:04 “Transformadores monofásicos. Valores de corriente sin carga, pérdidas y voltaje de cortocircuito” Se aplica a cada devanado un voltaje de corriente continua de valor bajo, se aplica la ley de Ohm y se obtiene la resistencia efectiva en C.C. La prueba de cortocircuito nos permite conocer las pérdidas del cobre de cada devanado. Las pérdidas en el cobre o en los bobinados del transformador, se deben a la disipación de calor que se producen en los devanados. 2.9.10. CORRIENTE DE EXCITACIÓN Norma IEEE Std C57.152-2013 “Guía IEEE para pruebas de diagnóstico de campo de transformadores de potencia, reguladores y reactores llenos de fluido” La prueba de corriente de excitación monofásica es muy útil para localizar problemas tales como defectos en la estructura magnética del núcleo, desplazamiento de los devanados, fallas en el aislamiento entre vueltas o problemas en el cambiador de derivaciones. 2.9.11. PUNTO DE ROCÍO Norma IEEE Std C57.93-1995 “Guía IEEE para la instalación de transformadores de potencia inmersos en liquido” En esta prueba se hará la medida de la humedad del transformador de potencia relleno de Nitrógeno (N2) hasta conseguir una presión de 0.2 atm, después se dejara reposar por espacio de 24 horas, luego de las cuales se procederá a realizar la extracción de las muestras para medir la 44.

(45) humedad del transformador. 2.9.12. ANÁLISIS FÍSICO – ELECTRO – QUÍMICO AL ACEITE Para que un aceite dieléctrico cumpla adecuadamente con su función de aislar y refrigerar el transformador, debe tener ciertas características físicas, químicas y eléctricas que a continuación se presentan. Contenido de Agua: el agua en el aceite de un trasformador puede provenir del aire atmosférico o bien de resultado de la degradación de los materiales. El agua disuelta afecta las propiedades dieléctricas del transformador, reduce la rigidez dieléctrica y provoca un aumento del factor de potencia. Además de que acelera la degradación del papel. Tensión interfacial: es una indicación de la presencia de compuestos hidrofílicos, como indicador de los productos de oxidación, los contaminantes polares solubles y los productos de degradación del aceite. Se mide la tensión entre dos líquidos inmezclables, en este caso aceite y agua. Número de neutralización (acidez): es la cantidad de miligramos de hidróxido de potasio requerido para reaccionar con un gramo de aceite aislante. Un valor alto de número de neutralización indica la presencia de ácidos minerales, álcalis y ácidos orgánicos; producto de envejecimiento o contaminantes. Color: es un valor numérico basado en la comparación de una serie de colores patrones con la luz transmitido bajo condiciones de prueba. Un cambio de color para un aceite en servicio puede indicar contaminación 45.

(46) y/o envejecimiento Factor de potencia: es un indicador de las pérdidas dieléctricas en el aceite aislante (envejecimiento y/o contaminación), es una característica muy sensitiva de la presencia de agua, suciedad, fibras, barnices, etc.. 2.10. PROCEDIMIENTO PARA EL MANTENIMIENTO PREVENTIVO A TRANSFORMADORES DE POTENCIA 2.10.1. DESARROLLO DEL PROCEDIMIENTO Puntos principales para desarrollar el mantenimiento preventivo a transformadores de distribución. a) Condiciones en las cuales se debe presentar el personal: . No presentarse con influjos de alcohol.. . No portar objetos metálicos, en caso de tener cabello largo este deberá ir sujeto.. -. . Tener bitácora de mantenimiento.. . Verificar que se tenga material correcto para realizar la prueba. Contar con el equipo de medición y su correspondiente calibración.. b) Ejecutar la prueba de inspección ocular del área y equipo. Con la inspección obtendremos un análisis de las condiciones físicas en las cuales se encuentra el equipo. Puntos clave de la inspección ocular: -. Estado físico del transformador.. -. Placa de datos.. -. Cambiador de derivaciones / posición de operación 46.

(47) -. Nivel de aceite y nivel de temperatura.. -. Sistema de puesta a tierra.. c) Retirar toda la carga del transformador. . Verificar ausencia de potencial.. . Realizar maniobra de puesta a tierra.. d) Condiciones de seguridad para pruebas. . Delimitar la zona de prueba, mediante una cinta de seguridad.. . Restringir el acceso al personal no capacitado para realizar la prueba, únicamente podrán estar en el área los responsables de cada prueba.. . Poner señalización en cada área de prueba.. . Poner candados a los interruptores desenergizados. e) Puntos clave para evitar accidentes en pruebas que requieren ser energizadas. . Tratar de evitar la manipulación con conductores energizados.. . Evitar que otras partes del cuerpo, además de las manos, entren en contacto con conductores energizados o conectados a tierra.. . Es necesario, emplear plataforma de material aislante, así como guantes en zonas con circuitos energizados.. f). Consideraciones para los equipos de medición . Los equipos de medición se deben de encontrar en buen estado. . Los equipos deben de contar con la calibración vigente. . Los equipos tendrán que ubicarse en una posición fija y visible para disminuir el grado de error. 47.

(48) 2.11. DIAGRAMAS. DE. CONEXIONES. E. INTERPRETACIÓN. DE. RESULTADOS DE LAS PRUEBAS 2.11.1. PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO Se grafican a continuación: Figura 14. Conexión Alta Tensión Vs Baja Tensión + Tierra en la prueba de resistencia del aislamiento. Figura 15. Conexión Alta Tensión + Tierra Vs Baja Tensión en la prueba de resistencia del aislamiento. Figura 16. Conexión Alta Tensión Vs Baja Tensión en la prueba de resistencia del aislamiento. 48.

(49) Tabla 4. Bitácora de prueba de resistencia de aislamiento alta tensión vs baja tensión + tierra Alta tensión vs baja tensión + tierra Tiempo (min). Tensión (V). Temperatura de prueba (°C). Medición (Ω). 0.15 0.30 1 2 Elaboración: Propia Fuente: Protocolo de pruebas realizadas al transformador de potencia.. Tabla 5. Bitácora De Prueba De Resistencia De Aislamiento Alta Tensión + Tierra Vs Baja Tensión Alta tensión + tierra vs baja tensión Tiempo (min). Tensión (V). Temperatura de prueba (°C). Medición (Ω). 0.15 0.30 1 2 Elaboración: Propia Fuente: Protocolo de pruebas realizadas al transformador de potencia.. Tabla 6. Bitácora de prueba de resistencia de aislamiento alta tensión vs baja tensión Alta tensión vs baja tensión Tiempo (mn). Tensión (V). Medición (Ω). Temperatura de prueba (°C). 0.15 0.30 1 Elaboración: Propia Fuente: Protocolo de pruebas realizadas al transformador de potencia.. 49.

(50) Interpretación de resultados de prueba para la evaluación de las condiciones del aislamiento. Para este punto es necesario obtener el índice de polarización que resulta de la de la división de la medición de la resistencia de aislamiento a 10 min, entre la resistencia de aislamiento a 1 min.. 𝑰𝒑 =. 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑎 10 𝑚𝑖𝑛. 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑎 1 𝑚𝑖𝑛.. 𝑰𝒂 =. 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑎 30 𝑠𝑒𝑔 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑎 15 𝑠𝑒𝑔. Dónde: 𝐼𝑝 = Índice de polarización 𝐼𝑎 = Índice de absorción Tabla 6. Valores de referencia para el diagnóstico de transformadores Valores del índice de polarización. Diagnóstico del aislamiento (estado). Ip<1. Mal. 1= Ip <2. Cuestionable. 2< = Ip <4. Bueno. Ip = 4. Muy bueno. 2.11.1. FACTOR DE POTENCIA Diagrama de conexión. Figura 17. Conexión para la medición de factor de potencia. 50.

(51) Figura 18. Tablero para la medición de factor de potencia. Criterios de aceptación Si los valores medidos no son mayores del 5% podemos decir que no tiene falla el aislamiento, de lo contrario el aislamiento se encuentra en malas condiciones de operación. Tabla 7. Interpretación de resultados de las pruebas de factor de potencia en transformadores modernos inmersos en aceite Resultados de Factor de Potencia corregidos a 20°C en Transformadores de Potencia Modernos inmerso en Aceite menos de 0.5% >0.5% pero < 0.7% >0.5%pero<1 % Mayor de 1%. Bueno Deteriorado Investigar aumentando Problema. Los transformadores nuevos con aislamiento de papel-aceite típicamente presentan factores de potencia entre 0.25% a 0.30%; cualquier valor mayor a 0.5% se considera deteriorado, excepto en transformadores usados donde deben ser menores al 1%.. 51.

(52) Cálculo del Factor de Potencia El factor de potencia en porcentaje se calcula con la ecuación:. %𝑭𝑷 =. 𝑷(𝑾)𝟏𝟎𝟎 𝑬(𝒗)𝑰𝒕(𝑨). En donde, %FP: Factor de potencia en porcentaje P:. Potencia real expresada en Vatios (W). E:. Tensión de prueba expresada en Voltios (V). It:. Corriente de Prueba expresado en Amperios (A). 2.11.2. PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA Tabla 8. Bitácora de campo para medir rigidez dieléctrica Prueba. Tensión de ruptura (kV). 1 2 3 4 5 Promedio Fuente: Protocolo de pruebas realizadas al transformador de potencia.. Interpretación de Resultados. Cuando el aceite rompe a menos de 22kV, se debe proceder a su acondicionamiento por medio de un filtro y una bomba centrifuga para aceite, o unidad regeneradora de aceite al vacío.. 52.

(53) Tabla 9. Valores límite del aceite aislante para electrodos de prueba Hasta 85 kV Prueba. Puede Continuar en Servicio. Se debe Reacondicionar. Rigidez Electrodos planos. >= 25,0. < 25,0. Electrodos semiesféricos. >= 20,0. < 20,0. Si una rigidez dieléctrica es de 18 kV es considerada como baja, 25 kV o mayor como buena. Un aceite seco, limpio y nuevo soporta normalmente 35 kV.. 2.11.3. RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Diagrama de conexiones. Figura 19. Prueba de relación de transformación en un transformador de dos devanados conexión delta – estrella.. 53.

(54) Tabla 10. Relación de transformación en un transformador de dos devanados conexión delta – estrella. Lectur a. Conexiones de prueba Rojo (AT). Negro (AT). Negro (BT). Rojo (BT). 1. H1. H3. X0. X1. 2. H2. H1. X0. X2. 3. H3. H2. X0. X3. Medición de la Tensión (V). Medición de la Corriente (mA). Criterios de aceptación. %𝑻𝒐𝒍𝒆𝒓𝒂𝒏𝒄𝒊𝒂 =. (𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜 − 𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑐𝑎𝑙𝑐𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜) 𝑥100 𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜. La tolerancia para la relación de transformación, debe de ser ± 0.5 % de diferencia entre el valor medido y el valor calculado. También es importante observar la corriente de medición este en miliamperios, sino, significa que hay un problema en el núcleo o espiras en corto circuito. 2.11.4. PRUEBA DE LA CORRIENTE DE EXCITACIÓN Conexiones para realizar la prueba Las figuras, de la 18 a la 21, se muestran la representación circuital y las conexiones de prueba de corriente de excitación para transformadores de dos devanados con las conexiones en delta y estrella; en la figura 3.15 se observa las conexiones de prueba para un transformador de tres devanados.. 54.

(55) Figura 20. Representación del circuito de la prueba con el transformador conectado en delta. Figura 21. Esquema del circuito l de la prueba en un transformador conectado en estrella. Figura 22. Conexiones para transformador de dos devanados conectado en delta en alta tensión. 55.

(56) Figura 23. Conexiones en transformador de dos devanados conectado en estrella en alta tensión. Figura 24. Conexiones de prueba para transformador de tres devanados. Interpretación de resultados Figura 25. Distribución de los flujos magnéticos en núcleos de tres columnas. 56.

(57) Una corriente excesiva que supere a los valores de referencia de fábrica o del historial de equipo puede deberse a un cortocircuito entre dos o varias espiras del devanado cuyo valor se adiciona a la corriente normal de excitación. También el exceso de corriente puede ser atribuido a defectos dentro del circuito magnético como: fallas en el aislamiento de los tornillos de sujeción del núcleo o aislamiento entre laminaciones. 2.11.5. PRUEBA DE RESISTENCIA ÓHMICA A DEVANADOS. Conexiones para realizar la prueba.. Figura 26. Conexión para realizar prueba de resistencia óhmica de los devanados conexión delta – estrella. Puente de Wheatstone. 57.

(58) Tabla 11. Bitácora para un transformador de dos devanados prueba de resistencia óhmica de devanados conexión delta – estrella. H1. H3. 2. H2. H1. 3. H3. H2. PROMEDIO. 1. MEDICIÓN 4. RX (2). MEDICIÓN 3. RX (1). MEDICIÓN 2. CONEXIONES DE PRUEBA. LECTUR A. MEDICIÓN 1. ALTA TENSIÓN TEMPER ATU RA DE PRUEBA (°C). CORRE CCIÓN NA 75°C (Ω). Resistencia óhmica por Fase BAJA TENSIÓN 1. X0. X1. 2. X0. X2. 3. X0. X3. Resistencia óhmica por Fase. Interpretación de Resultados. Generalmente, la mayor parte de los datos son referidos a 75°C. Esta es la temperatura más comúnmente usada. La fórmula convertir lecturas de resistencias en devanados de cobre es la siguiente. 𝑹𝒅𝒆𝒍 𝒅𝒆𝒗𝒂𝒏𝒂𝒅𝒐 𝒂 𝒍𝒂 𝒕𝒆𝒎𝒑.°𝑪 = 𝑅𝑒𝑛 𝑝𝑟𝑢𝑒𝑏𝑎 ×. 234.5 + 𝑡𝑒𝑚𝑝. 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑝𝑟𝑢𝑒𝑏𝑎 °𝑐 234.5 + 𝑡𝑒𝑚𝑝. 𝑑𝑒𝑙 𝑑𝑒𝑣𝑎𝑛𝑎𝑑𝑜 °𝑐. Dónde: . 𝑹𝒆𝒏 𝒑𝒓𝒖𝒆𝒃𝒂 = resistencia medida en el ensayo a la temperatura T.. . 𝑹𝒅𝒆𝒍 𝒅𝒆𝒗𝒂𝒏𝒂𝒅𝒐 𝒂 𝒍𝒂 𝒕𝒆𝒎𝒑.°𝑪 =Temperatura a la cual se desea referir la resistencia.. . Temp. Del devanado °C = temperatura del devanado en prueba. 58.

(59) 2.11.6. ANÁLISIS FÍSICO – ELECTRO – QUÍMICO AL ACEITE Interpretación de los Resultados. Tabla 12. Valores límite del aceite aislante en la prueba análisis físico-químico Hasta 85 kV Prueba. Puede Continuar en Servicio. Número de Neutralización Mg KOH/g Aceite. Se debe Reacondicionar. Se debe Regenerar o Disponer. <=0,2. >2,0. Tensión Interfacial. >= 19,0. <19,0. Factor de Potencia a 25°C. <= 1,0. Factor de Potencia a 100° C. <=5,0. >= 1,0. >= 1,6 >5,0. Nota: 1.- Los valores presentados en esta tabla se dan como referencia, pero en cada caso se debe hacer un estudio particular 2.- un solo valor de los presentados en esta tabla no siempre es significativo Fuente: Protocolo de pruebas realizadas al transformador de potencia.. Tabla 13. Valores límite para aceite regenerado Prueba. Valor Límite. Numero de Neutralización, mg KOH/g. 0,03 máximo. Tensión Interfacial, mN/m. 40 mínimo. Factor de Potencia a 25 °C, 60 Hz, % Factor de Potencia a 100 °C, 60 Hz, % Contenido de Agua, mg/kg Apariencia Visual. 0,05 máximo 0,30 máximo 35 máximo Brillante y transparente, sin sedimentos ni sólidos en suspensión. Color. 1,0 máximo. Contenido de inhibidores, % en masa. 0,08 a 0,30. Fuente: Protocolo de pruebas realizadas al transformador de potencia.. 59.

(60) Tabla 14. Frecuencia en la cual deben efectuarse las pruebas Hasta 230 kV. Hasta 115 kV. Hasta 400 kV. Condiciones Normales. Cada 12 meses. Cada 6 meses. Cada 3 meses. Condiciones Especiales. Cada 6 meses. Cada 3 meses. Cada mes. Fuente: Protocolo de pruebas realizadas al transformador de potencia.. 2.12. DESARROLLO DE LA TEMÁTICA CORRESPONDIENTE AL TEMA INVESTIGADO. Se detallan las características del transformador de potencia en la Tabla N° 16. Tabla 15. Detalles del transformador DETALLE. DESCRIPCIÓN. Ubicación. S.E. Principal. Descripción. Transformador de potencia. Marca. ABB. Número de serie. 201467 / R465037. Año de fabricación. 2016. Tensión. 60 / 22.9 / 13.8 kV. Grupo de conexión. YNyn0d11. Frecuencia. 60 Hz. Número de fases. 3. Peso de aceite. 9070 kg.. Peso total. 49960 kg.. Elaboración: Propia. 2.12.1. MONTAJE ELECTROMECÁNICO DE TRANSFORMADOR DE POTENCIA En el proceso de montaje del transformador de potencia se realizaron las siguientes pruebas y ensayo para ver el estado situacional del equipo después del transporte de la Planta de ABB a los almacenes de la empresa Agroindustrial. 60.