FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
TESIS
“ESTIMACIÓN DE LA VIDA ÚTIL REMANENTE DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA DE LA MINERA CARMEN- CASAPALCA EN BASE A LA DEGRADACIÓN DEL AISLAMIENTO DEL
PAPEL”
CÓDIGO CTI : 0303 0007 Uso eficiente de la energía en el sector industrial y residencial-comercial
CÓDIGO UNESCO : 3306.02 Aplicaciones Eléctrica
PRESENTADO POR:
Bach. RONAL ROBERT CHAVARREA CAMARGO
PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO ELECTRICISTA
HUANCAYO - 2020
ASESOR:
Ing. CARLOS JULIO MENDOZA AURIS
DEDICATORIA
Dedico mi trabajo de tesis a mi familia, un sentimiento especial de gratitud hacia mis amados padres, cuyas palabras de aliento y presión por la tenacidad resuenan en mis oídos.
Gracias padres.
AGRADECIMIENTOS
Mi agradecimiento eterno a mis padres, ustedes son los que me animan y apoyan el 100% del tiempo, incluso si no están de acuerdo conmigo, siempre hacen todo lo posible para darme un consejo maravilloso y estar a mi lado pase lo que pase. Gracias a mis compañeros de estudios por todas las noches estudiando juntos hasta tarde, por tomarme de la mano durante los colapsos. Gracias a mi Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, significas el mundo para mí y estoy muy agradecido especialmente a todos mis docentes.
Índice
Índice ... V Lista de figuras ... X Lista de tablas ... XII Resumen ... XIII Abstract ... XIV
Introducción ...1
Capítulo I...2
Planteamiento del Problema ...2
1.1 Caracterización del Problema ...2
1.2 Formulación del Problema...3
1.2.1 Problema general...3
1.2.2 Problemas específicos ...3
1.3 Objetivos de la Investigación ...3
1.3.1 Objetivo general ...3
1.3.2 Objetivos específicos. ...3
1.4 Justificación del Estudio ...4
1.4.1 Justificación teórica ...4
1.4.2 Justificación metodológica ...4
1.4.3 Justificación social ...4
1.5 Limitaciones del Estudio ...5
Capitulo II ...6
Marco Teórico ...6
2.1 Antecedentes ...6
2.1.1 Antecedentes nacionales ...6
2.1.2 Antecedentes internacionales ...6
2.2 El Transformador de Potencia ...7
2.2.1 Fundamentos de transformadores de potencia ...7
2.2.1.1 Parte activa...8
2.2.1.2 Devanados...8
2.2.1.3 Núcleo...9
2.2.1.4 Cambiador de tap ... 10
2.2.1.5 “Bushing” ... 10
2.2.1.6 Materiales aislantes ... 10
2.2.2 Aislamiento en el transformador de potencia ... 11
2.3 Medios aislantes en el transformador ... 13
2.3.1 Aislamiento líquido: aceite ... 13
2.3.1.1 Composición del aceite... 14
2.3.1.2 Funciones del aceite ... 16
2.3.1.3 Parámetros que afectan la degradación del aceite ... 18
2.3.2 Aislamiento líquido: fluidos alternativos ... 19
2.3.3 Aislamiento sólido ... 21
2.3.3 1 Papel y cartón prensado de pulpa de madera ... 21
2.3.3.2 Aislamiento de papel ... 25
2.3.3.3 Papel crepé ... 26
2.3.3.4 Papel mejorado térmicamente ... 27
2.3.3.5 Aislamiento de cartón prensado ... 28
2.3.3.6 Papel mecánico del aislamiento ... 28
2.3.3.7 Papel dieléctrico del aislamiento... 31
2.3.3.8 Humedad en el sistema de aislamiento... 34
2.3.4 Contaminación ... 37
2.3.4.1 Externo ... 37
2.3.4.2 Interna ... 37
2.4 Indicadores químicos... 38
2.4.1 Determinación de la vida útil del papel aislante ... 39
2.4.1.1 Análisis de furaldehído ... 40
2.4.1.2 Interpretación ... 41
2.4.2 Celulosa ... 41
2.4.3 Estructura molecular de celulosa ... 42
2.4.4 Aislamiento celulósico ... 43
2.4.5 Grado de polimerización ... 44
2.4.6 Papel aislante impregnado en aceite ... 44
2.4.7 Envejecimiento del papel aislante impregnado en aceite ... 45
2.4.8 Mecanismo de envejecimiento ... 46
2.4.8.1 Pirólisis ... 47
2.4.8.2 Hidrólisis ... 48
2.4.8.3 Oxidación ... 50
2.4.9 Influencia de los ácidos ... 51
2.4.10 Envejecimiento del aceite ... 52
2.4.11 Oxidación del aceite ... 52
2.4.12 Productos de degradación en aislamiento impregnados en aceite ... 53
2.4.13 Productos que degradan el aislamiento celulósico ... 54
2.4.13.1 Agua ... 54
2.4.13.2 Ácidos ... 54
2.4.13.3 Furanos ... 54
2.4.13.4 Óxidos de carbono ... 56
2.4.13.5 Hidrocarburos ... 56
2.4.14 Productos que degradan el aceite ... 56
2.4.14.1 Ácidos ... 56
2.4.14.2 Lodos ... 56
2.4.15 Indicadores químicos ... 57
2.4.16 Compuestos de furano ... 57
2.4.16.1 Origen de los furanos ... 58
2.4.17 La relación entre grado de polimerización (GP) y los furanos ... 58
2.4.18 Estabilidad ... 61
2.4.19 Desventajas de los furanos... 61
2.4.20 CO2 y CO ... 62
2.4.21 La combinación de la relación CO2/CO y 2-furfural ... 63
2.4.22 Metanol ... 64
2.5 Conceptos Básicos ... 64
2.6 Hipótesis ... 65
2.6.1 Hipótesis general ... 65
2.6.2 Hipótesis específicas ... 65
2.7 Operacionalización de Variables ... 66
Capitulo III... 67
Metodología de la Investigación ... 67
3.1 Tipo de Investigación ... 67
3.2 Nivel de Investigación ... 67
3.3 Métodos de Investigación ... 67
3.4 Población y Muestra ... 67
3.5 Instrumentos de Recopilación de Datos ... 68
3.6 Procedimientos de Recopilación de Datos ... 69
3.7 Procedimientos de Análisis de Resultados ... 69
Capitulo IV ... 71
Resultados de la investigación ... 71
4.1 Presentación de Datos y Resultados ... 71
4.2 Pruebas de Hipótesis ... 72
4.3 Discusión de Resultados ... 72
Conclusiones ... 74
Recomendaciones ... 76
Bibliografía ... 77
Lista de figuras
Figura 1. Estructura externa e interna de un transformador. ...8
Figura 2. Papel Kraft para aislamiento de transformadores ... 11
Figura 3. Distinción entre tiempo de vida restante y fin de vida ... 12
Figura 4. Configuración de carbono en moléculas de aceite. ... 15
Figura 5. Molécula de aceite típica. ... 15
Figura 6. Estructura de madera. ... 22
Figura 7. Estructura química de la celulosa. ... 22
figura 8. Máquina de papel de tipo cilindro ... 24
Figura 9. Fuerzas de cortocircuito del transformador. ... 29
Figura 10. Falla de cortocircuito radial y falla de cortocircuito axial. ... 30
Figura 11. Características de compresión del material del espaciador radial. ... 30
Figura 12. La tensión dieléctrica se distribuye inversamente proporcional a la permitividad del material. ... 31
Figura 13. Curva de aceite de Weidmann. ... 33
Figura 14. Gráfico de campo de la tensión de fuerza del aislamiento del extremo. ... 34
Figura 15. Curva de fuerza de Weidmann. ... 34
Figura 16. Aceleración del envejecimiento debido al contenido de humedad del aislamiento en el devanado. ... 35
Figura 17. Influencia del contenido de agua en la rigidez dieléctrica del cartón prensado. 36 Figura 18. Influencia del contenido de agua en el factor de potencia del aislamiento de cartón prensado en aceite mineral. ... 36
Figura 19. Relación entre la resistencia a la tracción y el grado de polimerización del papel. ... 39
Figura 20. Estructura molecular de celulosa. ... 43
Figura 21. Sección transversal de un transformador y su estructura de aislamiento. ... 43
Figura 22. Imagen ampliada de celulosa en dos valores de GP diferentes. ... 44
Figura 23. Envejecimiento y destrucción de la celulosa en un transformador antiguo. ... 46
Figura 24. Equilibrio de humedad entre papel y aceite (Gráfico de Oommen). ... 49
Figura 25. Lodos en un transformador antiguo. ... 57
Figura 26. Correlaciones entre el GP y la concentración de 2FAL. ... 60
Figura 27. Placa de datos de los seis transformadores. ... 68
Figura 28. Porcentaje de vida utilizada versus grado de polimerización. ... 72
Lista de tablas
Tabla 1. Propiedades típicas de los fluidos de transformadores ... 20
Tabla 2. Temperaturas indicadas y aumentos de temperatura para aislamiento de 55 °C y 65 °C. ... 27
Tabla 3. Permitividad del cartón prensado impregnado con aceite mineral ... 32
Tabla 4. Relación del contenido de 2-Furaldehído y el grado de polimerización ... 40
Tabla 5. Valores del grado de polimerización y su correspondiente observación ... 41
Tabla 6. Intervalos de proporción de CO2/CO y los correspondientes intervalos de GP .... 64
Tabla 7. Operacionalización de variables ... 66
Tabla 8. Datos y resultados ... 71
Resumen
La vida útil del transformador depende de la vida útil del sistema de aislamiento sólido que se encuentra rodeado por el aislamiento líquido (aceite). La degradación del aislamiento sólido (celulosa) es un proceso irreversible. La reacción química de la celulosa provoca la apertura de los anillos de glucosa que proporcionan moléculas de glucosa libres, agua, CO2
y ácidos orgánicos. Estos monómeros de glucosa se descomponen aún más y producen compuestos de furano como productos finales. Las pruebas de furano para obtener el grado de polimerización del aislamiento sólido se utilizan para identificar el grado de envejecimiento de la celulosa en el aislamiento de papel del transformador.
Se ha utilizado el método de Chendong, que relaciona el contenido del 2-furaldehílo con el grado de polimerización, para esto se ha tomado muestras del aceite de seis transformadores que son activos de la Minera Carmen-Casapalca para procesarlo en un laboratorio que nos dio valores de la concentración de 2-furaldehílo en el aceite de cada transformador. Con estos valores encontramos el grado de polimerización mediante el método de Chendong para luego estimar la vida remanente de cada transformador.
El porcentaje de vida útil remanente que obtuvimos como resultado para los transformadores EPLI N° 2004-0312-02 de 58,8%, EPLI N° 2006-01045-01 de 63,9%, ABB N° 350239-01 de 67%, ABB N° 350321-03 de 68,9%, ABB N° 309164 de 78,4% y ABB N° 309166 de 77,4%.
Los resultados nos indican que los transformadores debido a temperaturas mayores, la humedad, los ácidos orgánicos y otros que se presenta en el interior de mina su porcentaje de vida útil remanente es menor en comparación a si éstos transformadores operarían en condiciones ambientales normales.
Abstract
The life of the transformer depends on the life of the solid insulation system that is surrounded by the liquid (oil) insulation. The degradation of solid insulation (cellulose) is an irreversible process. The chemical reaction of cellulose causes the opening of the glucose rings that provide free glucose molecules, water, CO2 and organic acids. These glucose monomers break down further and produce furan compounds as end products. Furan tests to obtain the degree of polymerization of solid insulation are used to identify the degree of aging of cellulose in the transformer paper insulation.
The Chendong method has been used, which relates the content of 2-furaldehylo with the degree of polymerization, for this, oil samples have been taken from six active transformers from the Carmen-Casapalca Mine to process it in a laboratory that gave us 2- furaldehylo concentration values in the oil of each transformer. With these values we find the degree of polymerization using the Chendong method and then estimate the remaining life of each transformer.
The percentage of remaining useful life that we obtained as a result for the transformers EPLI N ° 2004-0312-02 of 58.8%, EPLI N ° 2006-01045-01 of 63.9%, ABB N ° 350239-01 of 67%, ABB No. 350321-03 of 68.9%, ABB No. 309164 of 78.4% and ABB No. 309166 of 77.4%.
The results indicate that the transformers due to higher temperatures, humidity, organic acids and others that occur inside the mine, their percentage of remaining useful life is lower compared to if these transformers would operate under normal conditions.
Los transformadores de la Minera Carmen-Casapalca cumplen un rol transcendental en el proceso de sus actividades para extraer mineral y por el trabajo continuo que ellos están sometidos, siempre ha existido una inquietud por parte de los accionistas por saber la salud de dichos activos, con el objetivo de realizar el mantenimiento o cambio de los mismos.
Los transformadores materia del presente trabajo usan materiales de papel aislante que están compuestos de pulpa de madera como materia prima, y su principal componente químico es la celulosa. En el funcionamiento a largo plazo del transformador, debido a la influencia de la temperatura, la humedad, los ácidos orgánicos, las impurezas, etc., el material de papel aislante del transformador se oxida finalmente y se agrieta en productos de degradación de moléculas pequeñas, entre los que se encuentra el compuesto 2- furaldehilo producto característico principal. Estas pequeñas moléculas de compuestos líquidos se disuelven gradualmente en el aislante líquido (aceite) del transformador y se forma una concentración uniforme.
Dado que el compuesto 2-furaldehilo es el producto principal del envejecimiento del aislamiento solido (papel), su contenido está estrechamente relacionado con el grado de envejecimiento del material aislante del papel.
Por lo tanto, se tomó muestras de aislamiento liquido (aceite) de los transformadores, con el objetivo de encontrar la cantidad (partes por millón) del furano 2-furaldehilo en él, para luego con este valor determinar el grado de polimerización del aislamiento solido (papel) y en base al grado de polimerización estimar el porcentaje de vida utilizada de cada uno de ellos. En este análisis se utilizó el método indirecto y la variante denominada modelo de Chendong, porque las caracteristicas de los transformadores analizados se adecuan a este modelo y ello ameritó su utlizacion.
Planteamiento del Problema 1.1 Caracterización del Problema
En el presente proyecto de tesis, el tema está enmarcado en el área de Transformación (máquinas eléctricas estáticas - transformadores) de la “Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica” de la “Universidad Nacional del Centro del Perú”.
Por lo tanto, se propone utilizar una de las metodologías que se adapten a nuestro caso para estimar la vida útil remanente de seis transformadores de potencia de la Minera Carmen- Casapalca, con lo sería posible que los propietarios planifiquen un plan adecuado y a tiempo para el mantenimiento y la sustitución cuando sea necesario. Para estimar la vida que queda de cada uno de ellos, se hará uso del método que usa la degradación del aislamiento de papel con el análisis de contenido de 2-furaldehído del aceite nos sirve para obtener su grado de polimerización y en consecuencia estimar su vida restante.
Los transformadores de potencia cumplen un papel importante en el cambio de niveles de tensión en las redes eléctricas. Debido a su alto precio y los inconvenientes que puedan causar con una parada, es importante que, la minera dueña de estas máquinas eléctricas debe saber el tiempo de vida remanente de ellos.
El papel embebido con aceite se usa generalmente como aislamiento de las bobinas del transformador, razón por la que la industria maneja la premisa que: la vida del transformador es la vida del papel. Este tipo de aislamiento es calificado como el nexo más débil en la cadena de cualquier sistema eléctrico. Teniendo en cuenta esto, se puede inferir que, realizando un análisis al papel con aceite se puede saber el tiempo de vida que le queda al transformador.
El propósito y el alcance de este trabajo es para evaluar la salud del aislamiento de papel de transformador y por ende del transformador mismo en base a las pruebas de furano
como una de varias herramientas de diagnóstico que se tiene actualmente. Gran parte de la información que utilizamos se ha derivado de estudios realizados en diversos laboratorios para el caso.
1.2 Formulación del Problema 1.2.1 Problema general
¿Cómo estimar la vida útil remanente de seis transformadores de potencia de la Minera Carmen-Casapalca tomando como referencia el valor del grado de polimerización del aislamiento sólido (papel Kraft) que representa la condición del aislamiento?
1.2.2 Problemas específicos
• ¿Cuál es la relación entre el contenido del furano 2-furaldehído que se encuentra en el aislamiento líquido (aceite) y el grado de polimerización del aislamiento sólido (papel Kraft) de seis transformadores en utilización de la Minera Carmen- Casapalca?
• ¿Cómo estimar la vida restante de seis transformadores de potencia de la Minera Carmen-Casapalca en base al grado de polimerización?
1.3 Objetivos de la Investigación 1.3.1 Objetivo general
Encontrar la vida útil remanente de seis transformadores de potencia de la Minera Carmen-Casapalca en base al grado de polimerización del aislamiento sólido mediante el análisis del contenido de 2-furaldehído en el aislamiento líquido debido a la degradación del aislamiento sólido.
1.3.2 Objetivos específicos.
• Determinar el valor del grado de polimerización del aislamiento sólido (papel Kraft) de seis transformadores en utilización de la Minera Carmen-Casapalca mediante el análisis de concentración del furano 2-furaldehído en el aislamiento
líquido.
• Estimar la vida útil restante de seis transformadores de potencia de la Minera Carmen-Casapalca utilizando uno de los métodos que utiliza como dato el valor del grado de polimerización sus aislamientos sólidos.
1.4 Justificación del Estudio 1.4.1 Justificación teórica
Con el objetivo de aminorar los gastos de mantenimiento y disminuir inversiones no contempladas para reemplazar transformadores, es básico comprender el modo de envejecimiento del aislamiento sólido (papel impregnado con aceite) y sentar las condiciones de monitoreo del envejecimiento de las estas máquinas eléctricas estáticas.
1.4.2 Justificación metodológica
La estimación y el diagnóstico del sistema de aislamiento de un transformador de potencia es un caso complicado, por la intervención de variables que tienen un comportamiento no lineal, cuya correspondencia con los procedimientos de formación de las fallas y las variaciones en las propiedades físicas del aislamiento sólido, no han sido completamente entendidos. Nuestro trabajo estará basado en la formación de furanos debido a la degradación polimérica del papel impregnado con aceite que envuelve las bobinas de los transformadores sumergidos en aceite que no son estables bajo ciertas situaciones y la disminución de su rigidez.
1.4.3 Justificación social
Si el transformador de potencia llega al final de su vida entonces será incapaz de cumplir con su función, la cual traería como consecuencia parar la extracción y producción de minerales por falta de energía eléctrica y la empresa sufriría pérdidas económicas significativas, de igual modo los trabajadores ligados a esta actividad serían seriamente afectados, así como también los integrantes de sus familias. Por eso en necesario e
importante de alguna forma o método conocer la vida remanente que le queda a cada uno de los transformadores de potencia de la empresa minera para tomar precauciones y realizar la planificación adecuada del mantenimiento preventivo o reemplazos que se les debe realizar a los transformadores y con ello garantizar el normal desenvolvimiento de las actividades.
1.5 Limitaciones del Estudio
En la actualidad existen diversos métodos para obtener el porcentaje de vida útil remanente del transformador eléctrico, de entre ellos se encuentra el método de la obtención del valor del grado de polimerización, este a su vez está dividido en otros que son: método directo y método indirecto. Se empleó el método indirecto debido a que fue posible extraer una muestra de aceite para obtener su concentración del 2-furaldehido, no se pudo realizar el método directo porque ello implicaba obtener una muestra del aislamiento solido (papel) y los transformadores estaban en funcionamiento.
Marco Teórico 2.1 Antecedentes
2.1.1 Antecedentes nacionales
(Párraga, Remuzgo, Tisza, & Chauca, 2019), en el trabajo de investigación titulado
“Lógica difusa y conocimiento experto en la gestión del ciclo de vida de los transformadores de potencia de la mina Cobriza” presentado en la XVII Conferencia Múltiple Internacional LACCEI de Ingeniería, Educación y Tecnología: “Industria, Innovación e Infraestructura para Ciudades y Comunidades Sostenibles”, en el mes de julio del 2019 en Jamaica, trata sobre la salud de los transformadores sumergidos en aceite mediante análisis de muestras del sistema de aislamiento de ellos y dentro de una de las seis pruebas que realizaron para su estudio, incluye la prueba del contenido de 2FAL ((2-furfuraldehyde) en el aceite que es considerado como el factor más importante para calcular el índice de salud del transformador; ya que, implica directamente en el deterioro de la estructura química del papel como consecuencia de una mayor temperatura de operación del transformador y un alto contenido de humedad, lo cual es la principal razón para el final de vida de un transformador.
2.1.2 Antecedentes internacionales
(Sabau & Briosso, 2008), en el 7º encuentro de Energía, Potencia, Instrumentación y Medidas realizado en Montevideo Uruguay exponen el trabajo titulado “Mantenimiento basado en la confiabilidad de transformadores de potencia de alta tensión” donde tratan sobre el desarrollo de varios métodos de ensayo para evaluar las propiedades analíticas de aceites derivados del petróleo, nuevo y envejecidos dentro de transformadores.
(Muñóz, 2014), en su trabajo de fin de grado en la Universidad Carlos III de Madrid España titulado “Modelos de envejecimiento del aislamiento sólido de transformadores de
potencia” tiene como objetivo la revisión de los modelos para determinar el envejecimiento del aislamiento sólido de los transformadores de potencia. Es una revisión bibliográfica, que trata principalmente los mecanismos de envejecimiento de los transformadores de potencia con especial interés en la degradación del aislamiento sólido, este es el papel aislante que queda entre los devanados del transformador, ya que es a menudo el elemento que determina la vida útil de un transformador. En este sentido, ha revisado los desarrollos relacionados con el grado de polimerización del papel y la creación de furanos en los estudios del aceite.
2.2 El Transformador de Potencia
El transformador de potencia es un conjunto complejo de elementos basado en tecnologías probadas en todo el mundo por largas décadas. Esas máquinas eléctricas son esenciales para que las redes eléctricas transmitan energía eléctrica al minimizar las pérdidas del efecto de Joule utilizando alta tensión en largas distancias. Su disponibilidad y fiabilidad es una preocupación importante para los usuarios que necesitan energía eléctrica y de mayor importancia para los propietarios de estos activos.
2.2.1 Fundamentos de transformadores de potencia
Las partes y componentes principales de los transformadores de potencia (Figura 1) se describen a continuación para comprender qué diagnósticos se pueden aplicar en consecuencia.
Un transformador monofásico está básicamente formado por dos devanados separados que se insertan entre sí en un circuito cerrado de núcleo magnético. La relación de tensión (V1/V2, donde V1>V2) del transformador es igual a la relación del número de vueltas de los dos devanados (N1/N2, donde N1>N2) en una primera aproximación. Cabe señalar que un transformador de potencia clásico requiere tensión alterna.
En una aproximación, si las pérdidas del transformador no se tienen en cuenta, la potencia = tensión·corriente transmitida a través de los devanados tiene una corriente más
baja en el lado de alto tensión, que en el lado de bajo tensión. Además, el efecto calor en Joule es proporcional al cuadrado de la corriente transmitida a cualquier conductor ordinario como los devanados de transformador o las líneas de transmisión.
Figura 1. Estructura externa e interna de un transformador.
Ambos efectos combinados a una potencia constante de tensión elevada reducen la disipación de calor en consecuencia por el cuadrado de la corriente, y permiten la transmisión de potencia de corriente y tensión alterna a distancias muy largas desde el productor de energía hasta el consumidor de energía, al tiempo que limitan las pérdidas de potencia en la red. Esto es posible debido a un componente clave de la red: el transformador de potencia.
La mayoría de ellos son transformadores trifásicos o tres transformadores monofásicos.
2.2.1.1 Parte activa
La parte activa de un transformador son elementos que están en contacto con la tensión y la corriente, y se compone principalmente de devanados, núcleo, casquillos del cambiador de tomas.
2.2.1.2 Devanados
Los devanados de un transformador de potencia son su elemento principal, están hechos de cobre o, a veces, de bobinas de aluminio aisladas principalmente con varias capas de papel entre las vueltas. Los dos diseños y tecnologías de devanado principales se han desarrollado a lo largo del tiempo con muchas variaciones: el tipo de núcleo y los devanados
tipo cáscara. La base electromagnética sigue siendo la misma en ambos casos, pero la construcción mecánica es diferente. En el diseño de tipo núcleo, el devanado está
"encerrando" las patas del núcleo magnético, mientras que, en el tipo de carcasa, el núcleo está "encerrando" (y corriendo a través de) los devanados. Cada fabricante de transformadores tiene su propia experiencia con estas tecnologías, ninguna de las cuales está automatizada.
La fabricación de bobinas implica mucho trabajo humano y requiere una experiencia significativa, así como la aplicación de los más altos estándares de calidad. Esto se debe a que los conductores de bobinado están cubiertos por un tipo de aislamiento, como barniz o papel aislante, con una estabilidad mecánica y térmica limitada. Sin embargo, este tipo de aislamiento proporciona protección contra sobretensiones elevadas, sobrecorrientes altas, sobrecalentamiento a corto plazo y altas tensiones mecánicas para evitar la reducción de la durabilidad del papel de aislamiento. Debe tenerse en cuenta que el aislamiento del devanado no se puede reparar o reemplazar fácilmente durante la vida útil de un transformador y el rebobinado se debe realizar solo en un taller especializado.
2.2.1.3 Núcleo
El núcleo es una parte importante de un transformador y, en general, la más pesada, hecho de acero, tiene una alta permeabilidad magnética y proporciona una baja resistencia magnética al flujo magnético. Está hecho de láminas de acero delgadas con un grosor de unas décimas de milímetro para reducir las pérdidas y la corriente de magnetización. La forma principal de producir un núcleo es apilar las hojas, cortarlas al tamaño deseado, en las máquinas automáticas y luego apilarlas manualmente para construir un núcleo.
Las partes principales del núcleo son las columnas (partes verticales) y los yugos (partes horizontales). Las columnas están situadas principalmente en una misma llanura, pero los transformadores trifásicos pueden tener las denominadas columnas centrales
espaciadas en forma de triángulo. Este tipo de transformador se llama hexaformadores.
2.2.1.4 Cambiador de tap
La mayoría de los transformadores tienen giros adicionales agregados a los devanados de alta tensión y algunos de esos giros están vinculados a un dispositivo llamado "Cambiador de Tap". Permite un rango específico de la variación de tensión durante la vida útil del transformador. El circuito eléctrico de los devanados y el cambiador de tomas tienen algunos contactos móviles. Los dos tipos principales de cambiadores de tomas son el cambiador de tomas sin activación, un tipo mecánicamente bastante simple que cambia la tensión mientras el transformador no está cargado; y el cambiador de tomas en carga, esun tipo más complejo que funciona cuando el transformador alimenta la carga.
2.2.1.5 “Bushing”
Los “bushing” son los componentes que conectan los devanados a una red a través del tanque conectado a tierra. Los “bushing” de alta tensión pueden ser técnicamente complejos y, en algunos casos, su falla puede conducir a una explosión del transformador muy rápidamente.
Esto se debe a que uno de los gradientes de tensión más altos se encuentra entre la parte central del “bushing” de alta tensión a pleno potencial y el tanque conectado a tierra a la distancia de unos pocos centímetros. El aceite aislante justo debajo es muy inflamable y, si el “bushing” está produciendo chispas, podría generar una gran cantidad de energía, abrir el tanque ligeramente y luego encender el aceite, lo que podría provocar una explosión. Por esta razón, el “bushing” HV se fabrica para soportar tensiones muy altas en un espacio pequeño lleno de papel y aceite entre el “bushing” y el tanque del transformador.
2.2.1.6 Materiales aislantes
Los tres materiales aislantes más típicos para los transformadores de potencia son:
aceite mineral y papel y cartón prensado en diferentes formas. El aceite mineral aislante es
llenado en toneladas dentro del tanque y se puede usar para evaluar muchos puntos esenciales sobre la condición de un transformador y algunas fallas críticas incipientes. El papel aísla los giros del devanado (Figura 2), mientras que el tablero de presión refuerza el aislamiento eléctrico y proporciona una distancia dieléctrica en ubicaciones específicas, por ejemplo, en el conducto principal entre los devanados.
Figura 2. Papel Kraft para aislamiento de transformadores
Los materiales aislantes, como papel, cartón prensado y aceite mineral, son materiales orgánicos sujetos a envejecimiento. Como el aislamiento sólido no se puede reparar ni reemplazar fácilmente como otras piezas y componentes del transformador, limita la vida útil del transformador. Por lo tanto, la vida útil del aislamiento sólido es la vida útil de un transformador.
2.2.2 Aislamiento en el transformador de potencia
El aislamiento del aceite sumergido en un transformador de potencia está garantizado por el aceite y el papel de aislamiento. A través del tiempo, estos dos componentes se degradan, perdiendo su fuerza dieléctrica y mecánica que afecta a su rendimiento y, por lo tanto, el aislamiento del transformador será menos eficaz. Con el fin de solucionar este problema, así como para evitar fallos y extender una vida de los transformadores de potencia es necesario llevar a cabo los procedimientos de mantenimiento a estos componentes. Sin embargo, debe considerarse que éste mantenimiento sólo se puede aplicar al aceite ya que el
papel de aislamiento es muy difícil de reemplazar y de esa manera, cuando llega éste al final de su vida útil, el transformador de potencia también llega al final de su vida útil. El aceite, sin embargo, se puede filtrar o incluso sustituir, mejorando así la eficacia del aislamiento.
Sabiendo que el papel no puede ser reemplazado, es crucial entender su condición estudiando el grado de polimerización (GP). Grado de polimerización es el valor que representa la condición del aislamiento de papel. Cuando el papel es nuevo, su grado de polimerización debe ser aproximadamente 1200 y se considera que ha llegado al final de su vida útil cuando su grado de polimerización es de alrededor de 200. Al conocer este valor, se puede estimar el final de vida de un transformador, y por lo tanto, su tiempo de vida restante (Figura 3). Esto podría hacerse obteniendo una muestra de papel y analizándola, pero como es algo muy difícil de hacer, esto se hace estudiando la concentración de 2- furaldehido (2FAL) en el aceite. La concentración de 2FAL aumenta a medida que el papel se degrada ya que la degradación del papel produce este furano, que se disuelve en el aceite.
Figura 3. Distinción entre tiempo de vida restante y fin de vida
Si bien la concentración de 2FAL se puede medir mediante la realización de un análisis de aceite, es difícil estimar el valor del grado de polimerización real basado en esta medida porque el 2FAL sólo proporciona un valor aproximado del grado de polimerización. Por otra parte, la concentración del 2FAL disminuye en cada cambio de aceite que afectan los resultados del grado de polimerización y en la mayoría de las publicaciones, los cambios de aceite no se consideran al realizar esta estimación.
Hoy en día, varios métodos están disponibles para estimar la vida útil remanente del transformador de potencia (es decir, sistemas de lógica difusa y redes neuronales
artificiales). Sin embargo, debido a las condiciones que el transformador de potencia enfrenta durante su funcionamiento, e incluso debido a algunas medidas de mantenimiento, las predicciones no siempre son exactas.
2.3 Medios aislantes en el transformador
Los transformadores existen en forma comercial desde el año de 1886. Muy temprano en el desarrollo de los transformadores, se estableció el uso de aceite por su funcionalidad de aislamiento y refrigeración. Desde principios del siglo XX, los medios aislantes estándar para transformadores de potencia han sido el aceite mineral y la celulosa.
La vida útil de un transformador de potencia está determinada por la vida útil de su sistema de aislamiento. Dado que un transformador es un dispositivo estático, esencialmente no hay desgaste debido al movimiento. La vida de un transformador está limitada por la vida del aislamiento. Cuando el aislamiento finalmente llega al final de su vida útil, el transformador fallará debido a una falla dieléctrica o mecánica. Afortunadamente, el aceite puede drenarse del transformador y recuperarse o reemplazarse. Sin embargo, el aislamiento sólido no se puede reemplazar y, por lo tanto, es el factor limitante en la vida útil de un transformador. Comprender el propósito y el uso de los materiales de aislamiento y controlarlos es esencial para comprender la vida útil de un transformador.
Los medios aislantes en los transformadores de alto voltaje consisten en papel envuelto alrededor de los conductores en las bobinas del transformador más aceite mineral y cartón prensado para aislar las bobinas del suelo. Desde el momento en que se pone en servicio un transformador, tanto el aislamiento sólido como el líquido comienzan un proceso de degradación lento pero irreversible.
2.3.1 Aislamiento líquido: aceite
El fluido aislante que mayor uso tiene en equipos eléctricos es el aceite mineral. Hay materiales aislantes que pueden ser superiores al aceite mineral en cuanto a propiedades
dieléctricas y térmicas; sin embargo, hasta la fecha, ninguno ha logrado la combinación necesaria de rendimiento igual o mejor a un precio igual o mejor. En consecuencia, el aceite mineral sigue siendo el principal tipo de aislamiento líquido utilizado en equipos eléctricos.
2.3.1.1 Composición del aceite
2.3.1.1.1 Tipos de hidrocarburos y propiedades de cada uno
El aceite mineral puede variar mucho en su composición. Todos los aceites minerales son mezclas de compuestos de hidrocarburos con aproximadamente 25 átomos de carbono por molécula. La mezcla de compuestos que está presente en un aceite en particular depende de varios factores, como la fuente del petróleo crudo y el proceso de refinación. Los petróleos crudos de diferentes áreas geográficas tendrán diferentes estructuras químicas (disposición de los átomos de carbono dentro de las moléculas). Los crudos de algunas fuentes son más altos en compuestos parafínicos, mientras que otros son más altos en compuestos nafténicos.
Los petróleos crudos también contienen cantidades significativas de compuestos aromáticos y poliaromáticos. Algunos de los compuestos poliaromáticos se denominan "heterocíclicos"
porque, además de carbono e hidrógeno, contienen otros átomos como nitrógeno, azufre y oxígeno. Algunos heterocíclicos son beneficiosos (p. Ej., Inhibidores de oxidación), pero la mayoría son perjudiciales (p. Ej., Iniciadores de oxidación, portadores de carga eléctrica).
El refino de petróleo crudo para la producción de fluidos dieléctricos reduce el contenido aromático y poliaromático para mejorar las propiedades dieléctricas y la estabilidad del aceite.
Los términos parafínico y nafténico se refieren a la disposición de los átomos de carbono en la molécula de aceite. Los átomos de carbono que están dispuestos en cadenas lineales o ramificadas, es decir, átomos de carbono unidos entre sí en líneas lineales o ramificadas, se denominan parafínicos. Los átomos de carbono que están unidos entre sí para formar anillos de generalmente cinco, seis o siete carbonos se denominan nafténicos. Los
átomos de carbono que están unidos como anillos de benceno se denominan aromáticos. Los átomos de carbono que están contenidos en anillos de benceno “fusionados” se denominan poliaromáticos. Estas formas de átomos de carbono enlazados se muestran en la figura 4.
Las líneas rectas representan los enlaces químicos entre los átomos de carbono que están presentes (pero no representados) en los extremos y vértices de las líneas rectas.
Figura 4. Configuración de carbono en moléculas de aceite.
La figura 5, ilustra una molécula de aceite típica. Recuerde que un aceite en particular contendrá una mezcla de muchas especies moleculares y tipos de átomos de carbono diferentes. Si un aceite en particular se considera parafínico o nafténico es una cuestión de grado. Si el aceite contiene más átomos de carbono parafínicos que nafténicos, se considera un aceite parafínico. Si contiene más carbonos nafténicos, se considera un aceite nafténico.
Figura 5. Molécula de aceite típica.
Las diferencias en la composición química darán lugar a diferencias en las propiedades físicas y en el comportamiento químico de los aceites después de su puesta en servicio. La composición química tiene efectos profundos sobre las características físicas del aceite.
Para los equipos eléctricos, las principales preocupaciones son las siguientes:
• Los aceites parafínicos tienden a formar ceras (compuestos sólidos) a baja temperatura.
• Los aceites parafínicos tienen una estabilidad térmica menor que la de los aceites nafténicos y aromáticos.
• Los aceites parafínicos tienen una viscosidad más alta a baja temperatura que la de los aceites nafténicos y aromáticos.
Estos factores pueden afectar el rendimiento de los equipos eléctricos de alto voltaje.
Los dos primeros factores tienen un efecto desfavorable sobre las características dieléctricas del aceite. El tercer factor afecta desfavorablemente la capacidad de disipación/calor del aceite. Desafortunadamente, la disponibilidad de aceite aislante es limitada. Por lo tanto, los propietarios de equipos eléctricos solo pueden elegir entre unos pocos productores, que producen solo unos pocos productos diferentes.
2.3.1.1.2 Inhibidores de oxidación
Los inhibidores de la oxidación, como DBPC (di-terciario butil paracresol) y DBP (di- terciario butilfenol), a menudo se agregan al aceite para retardar el proceso de oxidación.
Estos compuestos funcionan atrayendo moléculas de oxígeno hacia ellos mismos en lugar de permitir que el oxígeno se una a las moléculas de aceite. Con el tiempo, el inhibidor se consume debido a su reacción preferencial con el oxígeno. Como resultado, el aceite se oxidará a un ritmo más rápido. El remedio es agregar inhibidor al aceite que ha perdido su capacidad antioxidante.
2.3.1.2 Funciones del aceite
2.3.1.2.1 Aislamiento eléctrico
La función principal del aceite aislante es proporcionar un medio dieléctrico que actúa como aislamiento que rodea a varios conductores energizados. Otra función del aceite aislante es proporcionar un revestimiento protector a las superficies metálicas dentro del
dispositivo. Este recubrimiento protege contra reacciones químicas, como la oxidación, que pueden influir en la integridad de las conexiones, afectar la formación de óxido y contribuir a la consiguiente contaminación del sistema.
Sin embargo, el aceite aislante no es un buen lubricante. A pesar de este hecho, se usa ampliamente en cambiadores de tomas de carga, disyuntores y transformadores. Por lo tanto, su uso en estos dispositivos presenta un desafío para el diseño mecánico del sistema.
2.3.1.2.2 Disipación de calor
Una función secundaria del fluido aislante es servir como disipador de calor. Esto es de particular importancia en transformadores donde el calentamiento localizado de los devanados y el núcleo puede ser severo. El aceite ayuda a eliminar el calor de estas áreas y distribuye la energía térmica sobre una masa generalmente grande de aceite y el tanque del dispositivo. El calor del aceite se puede transferir por conducción, convección y radiación al medio ambiente circundante.
Todos los aceites minerales son comparables en su capacidad para conducir y disipar el calor. Para asegurar que un aceite dado funcione satisfactoriamente con respecto a la disipación de calor, se colocan varias especificaciones en el aceite. Estas especificaciones se basan en ciertos factores que influyen en la capacidad del aceite para disipar el calor en una amplia gama de posibles condiciones de funcionamiento. Estos factores incluyen propiedades tales como viscosidad, punto de fluidez y punto de inflamación.
2.3.1.2.3 Fines de diagnóstico
La tercera función del fluido aislante es servir como indicador del estado operativo del equipo lleno de líquido. La condición (tanto química como eléctrica) del fluido aislante refleja la condición operativa del dispositivo eléctrico. En cierto sentido, el fluido puede proporcionar información de diagnóstico sobre el dispositivo eléctrico de forma muy similar a como la sangre puede proporcionar información de diagnóstico sobre el cuerpo humano.
El estado de la sangre es importante ya que se relaciona con su función principal de transportar oxígeno y otras sustancias químicas a las distintas partes del cuerpo. De hecho, el estado de la sangre es sintomático de la salud general del cuerpo. Por ejemplo, el análisis de sangre se puede utilizar para diagnosticar una amplia variedad de problemas de salud relacionados con la función anormal de los órganos.
De la misma manera, se puede considerar que el fluido aislante cumple sus funciones principales como aislante y disipador de calor. También se puede considerar que sirve para otra función (y quizás igualmente importante) como indicador de diagnóstico de la salud operativa de los equipos llenos de líquido. Esto es posible porque cuando se desarrollan fallas en equipos llenos de líquido, hacen que la energía se disipe a través del líquido. Esta energía puede provocar una degradación química del líquido. Un análisis de estos productos de degradación puede proporcionar información sobre el tipo de falla que está presente.
2.3.1.3 Parámetros que afectan la degradación del aceite
2.3.1.3.1 Calor
Así como la temperatura influye en la tasa de degradación del aislamiento sólido, también afecta la tasa de degradación del aceite. Aunque las velocidades de ambos procesos son diferentes, ambos están infuerzados por la temperatura de la misma manera. A medida que aumenta la temperatura, aumentan las tasas de reacciones de degradación.
Por cada 10 °C de aumento de temperatura, la velocidad de reacción se duplica.
2.3.1.3.2 Oxígeno
El aceite aislante a base de hidrocarburos, como todos los productos de la naturaleza, está sujeto al continuo e incesante proceso de oxidación. La oxidación a menudo se denomina envejecimiento. La abundancia de oxígeno en la atmósfera proporciona el reactivo para esta reacción de degradación más común. Los últimos productos de oxidación de los materiales de hidrocarburos son el dióxido de carbono y el agua. Sin embargo, el proceso de
oxidación puede implicar la producción de otros compuestos que se forman por reacciones intermedias, como alcoholes, aldehídos, cetonas, peróxidos y ácidos.
2.3.1.3.3 Descarga parcial y fallas térmicas
De todos los procesos de degradación del petróleo, el gas hidrógeno requiere la menor cantidad de energía para producirse. El gas hidrógeno resulta de la ruptura de los enlaces carbono-hidrógeno en las moléculas de aceite. Los tres procesos de falla (descarga parcial, falla térmica y formación de arco) producirán hidrógeno, pero solo con descarga parcial o corona el hidrógeno será el único gas producido en cantidad significativa. En presencia de fallas térmicas, junto con hidrógeno se producirá metano junto con etano y etileno. La relación de etileno a etano aumenta a medida que aumenta la temperatura de la falla.
2.3.1.3.4 Arqueo
Con la formación de arcos eléctricos, se produce acetileno junto con los otros gases de falla. El acetileno es característico de la formación de arco. Debido a que el arco eléctrico generalmente puede provocar fallas en un intervalo de tiempo mucho más corto que las fallas de otros tipos, incluso el nivel traza de acetileno (unas pocas partes por millón) deben tomarse en serio como motivo de preocupación.
2.3.1.3.5 Ácido
Los niveles altos de ácido (generalmente niveles de ácido superiores a 0,6 mg KOH/g de aceite) provocan la formación de lodos en el aceite. El lodo es un producto sólido de composición química compleja que puede depositarse por todo el transformador. La deposición de lodos puede afectar grave y adversamente la disipación de calor y, en última instancia, provocar fallas en el equipo.
2.3.2 Aislamiento líquido: fluidos alternativos
Actualmente, existen otros fluidos dieléctricos que se utilizan en los transformadores llenos de líquido. Estos fluidos se utilizan principalmente por sus propiedades térmicas y de
inflamabilidad mejoradas. El aceite mineral tiene un punto de combustión de 165 °C. Este valor ha demostrado ser demasiado bajo para aplicaciones en el interior o cerca de edificios.
Los transformadores grandes para uso en interiores deben ser del tipo seco, es decir, que no contengan líquido, o deben usar un líquido menos inflamable.
Hasta bien entrada la década de 1970, los bifenilos policlorados (PCB) se usaban a menudo como fluido dieléctrico, ya que no son inflamables. Son tóxicos y, bajo combustión incompleta, pueden formar productos altamente tóxicos. A principios de la década de 1970, las preocupaciones sobre la toxicidad de los PCB llevaron a su prohibición en muchos países.
Hoy en día, se utilizan hidrocarburos fluorados o basados en silicio, donde el gasto adicional de un líquido resistente al fuego compensa el costo adicional de construcción de una bóveda de transformador. Los refrigerantes dieléctricos a base de aceite vegetal resistentes a la combustión y los ésteres sintéticos también se están volviendo cada vez más comunes como alternativas al aceite mineral nafténico. Los ésteres no son tóxicos para la vida acuática, son fácilmente biodegradables y tienen una menor volatilidad y un punto de inflamación más alto que el aceite mineral.
Tabla 1
Propiedades típicas de los fluidos de transformadores
Propiedad Método de prueba Aceite mineral
Silicona líquida
Ester natural
Viscosidad, cSt, @ 100 °C ASTM D-445 2,6 15,0 8,4
Densidad, kg/dm3, a 20 °C ASTM D-1298 0,88 0,96 0,83
Punto de fluidez, °C ASTM D-97 −50 −50 −21
Ruptura dieléctrica con separación de 0,080″ ASTM D-1816 56 60 52
Factor de disipación a 100 °C ASTM D-924 0,002 0,001 3,0
Constante dieléctrica a 20 °C ASTM D-924 2,2 2,7 3,1
Número de neutralización, mg KOH/g ASTM D-974 0,03 0,01 0,03
Punto de fuego, °C ASTM D-924 165 350 360
En la tabla 1 se resume una comparación de estas propiedades de los fluidos. Los
criterios importantes para el uso de fluidos alternativos incluyen viscosidad, rigidez dieléctrica, estabilidad a la oxidación y compatibilidad del material.
2.3.3 Aislamiento sólido
El material principal utilizado para el aislamiento sólido en transformadores llenos de líquido ha sido, hasta ahora, material a base de celulosa. Las razones principales de esto son su disponibilidad, costo relativamente bajo y desempeño mecánico y dieléctrico. Los primeros materiales utilizados en los transformadores fueron telas a base de algodón. Estos fueron rápidamente reemplazados por papeles celulósicos y cartones prensados.
Rápidamente se comprendió que la pureza del aislamiento por razones dieléctricas y la resistencia del aislamiento por razones mecánicas eran primordiales en el rendimiento del sistema de aislamiento. Desde principios del siglo XX, el papel de celulosa y el cartón prensado hechos de pulpa cruda obtenida por el proceso kraft (sulfato) han sido el material de elección en los transformadores llenos de líquido.
2.3.3 1 Papel y cartón prensado de pulpa de madera
El papel y cartón prensado de calidad eléctrica se fabrican principalmente a partir de pulpa de madera procesada mediante el proceso químico kraft, por lo que se conocen como papel kraft y cartón kraft (kraft en alemán significa fuerte). El material de partida es madera, tanto madera blanda como madera dura. La madera es un material compuesto natural que se compone de tubos flexibles de celulosa unidos por lignina, un polímero aromático pardusco que se elimina principalmente durante el proceso de pulpa. En la Figura 6 se muestra una representación esquemática de la estructura fina de la pulpa de madera.
La celulosa, el componente esencial del papel y el cartón prensado, es un polímero de unidades de glucosa unidas entre sí de una manera especial, como se muestra en la Figura 7.
Puede representarse simplemente como [C5H10O5]n ignorando los átomos adicionales en los grupos terminales, donde n es el grado de polimerización (GP). Sin embargo, la unidad que
se repite es la celobiosa que consta de dos unidades de glucosa.
Figura 6. Estructura de madera.
Figura 7. Estructura química de la celulosa.
Los valores de GP para muestras de papel se pueden estimar a partir de métodos específicos como ASTM D-4243. El rango típico de GP para pulpas kraft es de 1100 a 1200.
Otras mezclas de fibras como cáñamo-kraft pueden tener GP mucho más altos, por ejemplo, 1400-1600. Estas mezclas se desarrollaron para aumentar la resistencia mecánica inicial del papel; sin embargo, estas mezclas se degradan más rápidamente debido a las impurezas contenidas en las fibras no kraft.
Las maderas blandas (por ejemplo, pino del sur, abeto de Douglas, abeto, todas las coníferas) contienen típicamente 42% de celulosa y 28% de lignina; Las maderas duras (por ejemplo, abedul, álamo temblón, goma roja) contienen un 45% de celulosa y un 20% de lignina.
Además de la celulosa, la madera contiene hemicelulosa compuesta de azúcares mixtos, por ejemplo, glucosa y manosa (glucomanano) con una longitud de cadena más pequeña que la celulosa. La madera blanda puede contener en promedio un 27% de hemicelulosa. Tanto la lignina como la hemicelulosa deben eliminarse de la pulpa terminada tanto como sea posible. Las diferencias más significativas entre maderas blandas y duras son la longitud de la fibra (maderas blandas, 2 a 6 mm; maderas duras, 0,6 a 1,5 mm) y la aspereza (maderas blandas, 15 a 35 mg/100 mm; maderas duras, 5 a 10 mg/100 mm). El grosor de la fibra se define como el peso por longitud de fibra y normalmente se expresa en unidades de miligramos por metro o gramos por metro. La aspereza depende del diámetro de la fibra, el espesor de la pared celular, la densidad de la pared celular y la sección transversal de la fibra. Las fibras de madera blanda proporcionan resistencia; Las fibras de madera dura brindan más suavidad y uniformidad en las direcciones de la máquina y transversales. Por tanto, las pulpas mixtas son ventajosas para la fabricación de papel y cartón prensado. Debido a la necesidad de una mayor resistencia mecánica, la mayor parte de la pulpa utilizada para el aislamiento de papel y cartón prensado para transformadores es de madera blanda.
En el proceso de pulpa química para hacer pulpa kraft, las astillas de madera se digieren en un digestor tipo olla a presión con "licor blanco", una mezcla de soluciones de hidróxido de sodio y sulfuro de sodio. La lignina se disuelve y elimina selectivamente, aunque queda aproximadamente un 5%. Para la pulpa de grado eléctrico, no se realiza ningún blanqueo, pero se requiere un lavado cuidadoso para eliminar los materiales iónicos. La
pulpa se convierte en hojas fácilmente rompibles.
Las hojas de pulpa se introducen en una tina grande donde las fibras se separan y se mezclan con agua hasta obtener la consistencia adecuada. Las fibras se tratan mecánicamente (refinan), se limpian y luego se transfieren a un fieltro en movimiento. Hay dos procesos para la aplicación de fibras de pulpa sobre el fieltro. Uno es el proceso de cilindro en el que la pulpa se deposita en una pantalla que cubre un cilindro giratorio. Se pueden colocar varios cilindros en serie para producir papeles más gruesos. Los cilindros se presionan contra un fieltro giratorio que transfiere así la capa de fibras de pulpa al fieltro. El segundo proceso es el de Fourdrinier, en el que la pulpa se forma en una capa sobre una pantalla y luego se transfiere al fieltro giratorio. El proceso de cilindro se usa típicamente para papeles de calidad eléctrica porque las múltiples capas proporcionadas por los cilindros sucesivos minimizan la probabilidad de que se forme un agujero en el papel. El resto del proceso elimina el agua de la capa de pulpa a través de una serie de prensas giratorias y cilindros de secado. La figura 8 muestra una prensa cilíndrica para la fabricación de papel.
figura 8. Máquina de papel de tipo cilindro
El cartón prensado se fabrica de manera similar al papel. La fibra de pulpa se aplica a un fieltro giratorio mediante el proceso de cilindro. La capa de fibra húmeda se recoge en un
cilindro de formación hasta que se alcanza el espesor deseado. A continuación, se corta del cilindro formando una hoja que posteriormente se seca.
Actualmente se fabrican dos tipos de cartones prensados. Estos se basan en el proceso de secado de las hojas de cartón prensado. En un proceso, las hojas de cartón prensado húmedas se secan en un horno. Luego, la hoja seca se calandra para lograr el espesor y la densidad deseados. Este proceso produce una hoja de cartón prensado con una densidad en el rango de 0,95 a 1,05 g/cm3.
En el proceso alternativo, las hojas de cartón prensado húmedo se secan a presión en una prensa calentada. Este proceso, conocido como proceso precomprimido, produce una hoja de cartón prensado con una densidad en el rango de 1,10 a 1,25 g/cm3. Las hojas de cartón prensado calandrado se utilizan como barreras y para componentes que requieren conformación en formas como el aislamiento de los extremos de los devanados. El cartón precomprimido se utiliza para enrollar espaciadores, enrollar cilindros y aislar los extremos.
Varias toneladas de cartón prensado y papel aislante se utilizan en transformadores de potencia grandes y medianos.
2.3.3.2 Aislamiento de papel
El aislamiento de papel se utiliza para aislar los conductores dentro de cada devanado y los cables. Las características importantes del aislamiento de papel son la rigidez dieléctrica, la resistencia mecánica y el rendimiento térmico. La rigidez dieléctrica del papel determinará cuánto papel se requiere para soportar el diferencial de voltaje entre vueltas. El diseñador del transformador debe tener suficiente aislamiento para soportar la tensión de funcionamiento normal a baja frecuencia (50 o 60 Hz), así como las tensiones más altas durante los impulsos o las sobretensiones de conmutación. Para optimizar la rigidez dieléctrica del aislamiento de papel, se prefiere construir el aislamiento en capas utilizando papel fino (normalmente en el rango de 0,003″ –0,005″ (0,075–0,125 mm).
La resistencia mecánica del conductor de papel se controla durante el proceso de fabricación del papel. El tipo de pulpa, el desarrollo de la fibra y la velocidad de la máquina son tres de los parámetros críticos para un papel resistente. La resistencia del papel se mide por la resistencia a la tracción, el alargamiento por tracción, la resistencia al estallido y la resistencia al desgarro. La resistencia al desgarro es típicamente el factor limitante para el fabricante del transformador cuando envuelve el conductor de cobre.
2.3.3.3 Papel crepé
Se logró una mejora significativa en el aislamiento de los conductores con el desarrollo del aislamiento de vuelta de papel crepé. El papel crepé para aislamiento de vueltas se introdujo en la década de 1970. Los fabricantes de transformadores de la época estaban interesados en un papel sin rasgaduras para encintar. El resistente papel cáñamo-kraft utilizado para encintar en ese momento se estiraba muy poco y se rasgaba con frecuencia al aplicarse. El papel crepé tiene hasta un 20% de estiramiento (alargamiento). El crepado se realiza en la hoja de papel normal. El papel pasa por un baño acuoso que contiene un compuesto de crespado y se aplica a un tambor giratorio y luego se recoge en otro tambor que gira a una velocidad más lenta. Este proceso produce continuos pliegues en el papel que aumentan su alargamiento o estiramiento. A continuación, el papel se calandra con el grosor deseado. El papel crepé descrito aquí no debe confundirse con el aislamiento crepé sin calandrar con valores de estiramiento que oscilan entre el 50% y el 200%. Estos papeles crepé se utilizan normalmente para aislar cables. Los altos valores de elongación permiten que el aislamiento permanezca envuelto firmemente en los cables mientras los cables se doblan en su lugar.
El rendimiento térmico del aislamiento del conductor es un parámetro crítico en la vida útil del sistema de aislamiento del transformador. El aislamiento debe transferir el calor generado por las pérdidas en el conductor al fluido del transformador. El aislamiento del
conductor más denso y grueso inhibe esta transferencia de calor, lo que conduce a un compromiso entre el diseño dieléctrico y el diseño térmico.
2.3.3.4 Papel mejorado térmicamente
El límite térmico de devanados del transformador es el aislamiento del conductor en el punto caliente del devanado. La elevación media del devanado se muestra en la Tabla 2.
Tabla 2
Temperaturas y aumentos de temperatura para aislamiento de 55 °C y 65 °C.
55 °C Subida 65 °C Subida
Ambiente 30 °C 30 °C
Subida media del bobinado 55 °C 65 °C Diferencial de puntos calientes 10 °C 15 °C Temperatura del punto caliente 95 °C 110 °C
*Solo alcanzable con aislamiento mejorado térmicamente
A finales de la década de 1950, varios fabricantes de transformadores introdujeron el aislamiento de celulosa mejorado térmicamente. En 1962, la Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos (NEMA) reconoció oficialmente el aislamiento mejorado en la norma TR-1-1962 al establecer otro límite de aumento de temperatura de 65 °C para transformadores sumergidos en aceite que utilizan papel tratado. Antes de eso, la norma era un transformador de elevación de bobinado promedio de 55 °C. Estos 10 °adicionales permitieron al fabricante aumentar la carga en un 12% o, a la inversa, enviar un transformador más pequeño para la misma potencia nominal. El uso de aislamiento mejorado térmicamente se convirtió en la norma en los transformadores a mediados de la década de 1960, con la mayoría de las unidades clasificadas a 65 °C de aumento.
Diferentes investigadores probaron varios agentes de mejora; las fórmulas más exitosas utilizaron compuestos de amina, particularmente diciandiamida ("dicy"). Los investigadores de Westinghouse Electric introdujeron “Insuldur” en 1958, y lo mejoraron aún más en 1960.3 El componente principal de esto es dicy (más del 60%); los otros son
melamina (más del 30%) y poliacrilamida. El contenido de Insuldur debe estar comprendido entre el 2,75% y el 4,0% en peso, lo que corresponde a un contenido de nitrógeno del 1,74%
al 2,54% en el papel. Se ha descubierto que la combinación de los productos químicos es más eficaz que solo los peligrosos. Sin embargo, algunos papeles para transformadores se fabrican solo con una actualización rápida.
2.3.3.5 Aislamiento de cartón prensado
En los transformadores de potencia llenos de líquido, el aislamiento debe proporcionar tres funciones principales: dieléctrico, mecánico y térmico.
Si bien el aislamiento de papel se utiliza para aislar los conductores y conductores de bobinado, no proporciona ningún soporte mecánico. El cartón prensado, un material aislante a base de celulosa que se puede fabricar en espesores de 1 a 8 mm (0,040″ –0,320″), es ideal para este propósito. Basado en el proceso de fabricación, el cartón prensado está disponible en dos rangos de densidad. El cartón prensado de baja densidad se utiliza en aplicaciones en las que el aislamiento se utiliza como barrera y la resistencia no es un factor. El cartón prensado de alta densidad se utiliza cuando el aislamiento está bajo compresión, como dentro del devanado o cuando se requiere una alta resistencia, como una forma de bobinado cilíndrico. Para mayor resistencia, también está disponible un material de cartón prensado laminado. Las láminas de hasta 150 mm (6 ″) se fabrican laminando láminas de cartón prensado con adhesivo a base de poliéster. Este material se utiliza para bloques de soporte, vigas y placas de sujeción.
2.3.3.6 Papel mecánico del aislamiento
Un papel principal del aislamiento de cartón prensado en transformadores de potencia es soportar los devanados durante cortocircuitos. Las fuerzas de cortocircuito tienen dos componentes: radial y axial (Figura 9).
Figura 9. Fuerzas de cortocircuito del transformador.
Las fuerzas axiales son tales que el devanado interior intenta comprimirse, generando fuerzas de pandeo, mientras que el devanado exterior intenta expandirse, generando fuerzas de aro. Hoy en día, muchos diseños son autoportantes y utilizan la resistencia mecánica del propio conductor para resistir las fuerzas radiales de cortocircuito. En algunos casos, el diseñador depende de la resistencia mecánica del cilindro de bobinado para soportar estas fuerzas. Las fuerzas axiales que actúan sobre un devanado en cortocircuito son de naturaleza compresiva. El espaciador de bobinado debe poder resistir esta fuerza de compresión sin una deformación permanente significativa. Idealmente, la altura del devanado volverá a su dimensión original después de un cortocircuito.
En la Figura 10 se muestran ejemplos de fallas de cortocircuito radial y axial. El aislamiento de cartón prensado debe tener suficiente resistencia mecánica para soportar los devanados durante los cortocircuitos. Fue con este propósito que se desarrolló el cartón precomprimido. Al comprimir y secar simultáneamente la hoja de cartón prensado húmedo, se obtiene una densidad de 1,2 g/cm3. (Para fines comparativos, la madera de arce tiene una densidad de 0,6 g/cm3.) La densidad aumenta aún más fresando las superficies superior e inferior del cartón prensado para eliminar el patrón de pantalla resultante del proceso de secado de la hoja.
Figura 10. Falla de cortocircuito radial y falla de cortocircuito axial.
El material espaciador ideal sería puramente elástico, es decir, volvería a su espesor original después de ser comprimido. Los espaciadores de cartón prensado fresados de alta densidad se acercan a esta característica, como puede verse por el valor de ajuste de compresión bajo en la Figura 11. Los espaciadores radiales mecanizados de alta densidad se utilizan dentro del devanado para proporcionar holguras dieléctricas y conductos de refrigeración. Los espaciadores radiales tienen una ranura mecanizada en un extremo con un patrón de cola de milano o "T" para que pueda deslizarse sobre un espaciador axial que se coloca en el cilindro de enrollamiento. Normalmente, el espaciador axial se mecaniza de modo que los bordes sean lisos para evitar cortar el aislamiento del conductor.
Nota: Probado de acuerdo con IEC 641-2 presión de cama de 1 MPa, compactación de 20 MPa.
Figura 11. Características de compresión del material del espaciador radial.
2.3.3.7 Papel dieléctrico del aislamiento
El aislamiento de celulosa tiene excelentes propiedades dieléctricas cuando se seca adecuadamente y se impregna completamente con un fluido dieléctrico de alta calidad.
Existe una discusión significativa sobre cuál debe ser el nivel adecuado de secado para el aislamiento de celulosa. Para transformadores de potencia media de hasta 345 kV, muchos consideran aceptable un nivel de humedad del 0,5%. Para transformadores EHV superiores a 345 kV, a menudo se requiere un nivel de humedad del 0,3%. El alto contenido de humedad tiene otros efectos en el sistema de aislamiento, como el envejecimiento acelerado y la formación de burbujas. Estos se discutirán más adelante.
El aislamiento de celulosa se utiliza para aislar directamente componentes como conductores y cables o para establecer y mantener espacios eléctricos utilizando material espaciador y material de barrera. La rigidez dieléctrica de un sistema de aislamiento mejora si se puede dividir en áreas más pequeñas. Las barreras de cartón prensado de baja densidad que pueden formarse en su lugar se utilizan típicamente para este propósito. Para cualquier diseño de aislamiento específico, existen en el transformador las siguientes áreas críticas:
aislamiento sólido, aislamiento liquido e Interfaz entre sólido y fluido
En un transformador, la tensión eléctrica se distribuirá capacitivamente. En la Figura 12 se muestra un modelo simple que muestra la distribución de esfuerzos entre dos materiales en un capacitor de placas paralelas.
Figura 12. La tensión dieléctrica se distribuye inversamente proporcional a la permitividad del material.
